燃煤电厂烟气污染物

p 　　在今年三月份的全国两会期间，李克强总理在陕西代表团参加审议时说：“雾霾的形成机理还需要深入研究，因为我们只有把这个机理研究透了，才能使治理措施更加有效，这是民生的当务之急。我们不惜财力也要把这件事研究透，然后大家共同治理好，一起打好蓝天保卫战。” /p p 　　“我在国务院常务会议几次讲过，如果有科研团队能够把雾霾的形成机理和危害性真正研究透，提出更有效的应对良策，我们愿意拿出总理预备费给予重奖!这是民生的当务之急啊。我们会不惜财力，一定要把这件事研究透!” /p p 　　“我相信广大人民群众急切盼望根治雾霾，看到更多蓝天。这需要全社会拧成一股绳，打好蓝天保卫战!” /p p 　　从2013年初算起，中国治理大气污染的大规模行动已经进行了四年多，各地政府和相关企业，为之投入了巨大的人力物力。京津冀地区，在几个重点的燃煤烟气污染领域，如钢铁冶金(重点是烧结机)、焦炭、水泥、燃煤发电厂、燃煤蒸汽和热水锅炉、玻璃行业，这几年给几乎所有的大烟囱都带了口罩——加装燃煤烟气处理系统。收效虽有，但大家总觉得与治理的深度和广度差距太大。我与某地环保局的专业工作人员聊天时，曾听到对方的困惑：几乎所有的大型燃煤设施，都已经上了烟气处理措施。在重压之下，有几个企业敢大规模偷排啊?大气中的PM2.5的浓度怎么还是这么高啊?这些颗粒物到底是从哪里来的? /p p 　　在中国，已经有很多科学论文介绍，中国的大气颗粒物监测中经常发现有大量的硫酸盐。北京的严重雾霾天气，硫酸盐的比例有时甚至远超50%。 /p p 　　曾经有专家认为大气中大量的硫酸铵颗粒物是在大气中由二氧化硫和氨气合成的。而氨气是从农业种植业和养殖业中逃逸出来的。还有中外合作的科研团队的结论是，北京及华北地区雾霾期间，硫酸盐主要是由二氧化硫和二氧化氮溶于空气中的“颗粒物结合水”，在中国北方地区特有的偏中性环境下迅速反应生成。可农业种植和养殖业的氨逃逸不是最近几年才突然增长，通过这几年的大气污染治理措施，大气中二氧化硫和二氧化氮的含量是逐渐下降的。显然，这些结论很牵强附会。篇幅所限，我就不深入分析了。 /p p 　　我谈谈自己的经历。 /p p 　　去年夏天我在某市出差，前天晚上下了一场暴雨，第二天空气“优”了一天，但第三天空气质量就跨越两个级别，达到轻度污染，第四天就是中度污染了。夏季没有散煤燃烧采暖造成的污染，而该市主要的燃煤烟气设备都有有效的颗粒物减排措施。虽然大气中的二氧化硫和氨能合成二次颗粒物，可大气中二氧化硫的浓度并不高，暴雨也能把地里的氨大部分都带走，大气中不可能有这么多的氨气，而且颗粒物的增长也不应该这么快。 /p p 　　我在一个企业调查时，用肉眼就清晰地发现，某大型燃煤设施经湿式镁法脱硫后的烟气中的水雾蒸发之后，仍拖着一缕长长的淡淡的蓝烟。这是烟气中的水雾在空气中蒸发之后，水雾中的硫酸镁从中析出，留在了空中。 /p p 　　而在另外几个企业，我则看到，用湿式钙法脱硫技术处理的烟气中的水雾蒸发后，留下一缕白色的颗粒物烟尘。其中有一次我在一个钢铁企业考察时，因为气象的原因，经湿法脱硫的烧结机燃烧烟气沉降到地面上，迅速闻到一股呛人的粉尘气味。 /p p 　　这种现象很多专业人士都注意到了。某省一位专业环保官员告诉我，这种湿法脱硫工艺产生的烟气颗粒物，还有一个俗称，叫“钙烟”。 /p p 　　2015年我的德国能源署同事在中国的调研工作中清晰地发现了这个情况，并在2016年载入了科研报告：“很多燃煤热力站的烟气净化主要在洗气塔中进行，没有在尾部安装过滤装置。由于洗气塔的净化效果有限，并且只适用于分离水溶性物质，因此，中国企业广泛采用未加装过滤装置的洗气塔的方式并不可靠”。 /p p 　　更糟糕的是，我们看到，很多企业为了降低不菲的烟气脱硫废水处理成本，不对湿法脱硫的废水中溶解的硫酸盐做去除处理，而是将溶有大量硫酸盐的废水反复使用，还美其名曰，废水零排放。废水是零排放了，可溶性的硫酸盐却全都撒到天上了，每立方米的燃煤烟气中，有好几百毫克的硫酸盐，全都变成PM2.5了。还不如不做烟气脱硫处理呢! /p p 　　今年5月17日下午，中国生物多样性保护与绿色发展基金会与国际中国环境基金会总裁何平博士联合组织了一次“燃煤烟气治理问题与对策研讨会”。我也应邀参加了这次会议。在这次会议上，大家纷纷指出了一个重要的大气污染源，燃煤烟气湿法脱硫。 /p p 　　其中山东大学的朱维群教授介绍了他从经湿法脱硫后的烟气里检出了大量硫酸盐的实验结果。与会的其他两个公司也介绍了类似的发现。其中一个来自东北某省会城市的公司介绍，最近两年，该市每年在供暖锅炉启动运行的第一天，就出现大气中的颗粒物含量迅速上升现象。而这些锅炉都有烟气处理工艺，从监测仪表上看，颗粒物的排放比前些年大幅下降。而二氧化硫和二氧化氮要合成二次颗粒物不会这么快。可以断定，是在烟气处理过程中的湿法脱硫工艺合成了大量的颗粒物。该公司负责人还调侃说，他曾给市环保局建议，把全市的燃煤烟气湿法脱硫停止运行试一天做个试验，肯定大气中的颗粒物浓度会大幅下降。 /p p 　　我也介绍了我和同事们在河北进行大气污染治理时发现的类似现象，并介绍了我们于2016年在有关报告中建议的治理方法：“基于德国的经验，建议采用(半)干法烟气净化技术取代湿法洗气塔。具体而言，我们建议采用APS (Activated Powder Spray，活性粉末喷洒)烟气处理工艺”。 /p p 　　十分凑巧的是，就在举办这个会议的当天晚上，华北某市的环保局局长(尊重他的意愿，我不能公开他的姓名和所在的城市)来北京出差，约我聊一聊治霾问题。一见面，他就开门见山告诉我一件令他困惑了几年并终于揭晓的谜： /p p 　　几年来，他一直怀疑现在的燃煤烟气处理工艺有问题，因为在这些已经采用了燃煤烟气处理工艺的烟囱附近的空气质量监测站，发现大气中颗粒物的浓度要明显高于其他地区监测站监测的结果。不久前，他所在城市的一家大型燃煤发电厂刚刚安装了超净烟气处理设施。但在超净烟气处理设施运行的当天，附近大气质量监测站检测出的大气中的颗粒物浓度比起其他地区的监测站，有了突然的大幅升高。于是他让环保检测人员到现场从烟囱里抽出烟气到实验室里检测。结果，发现有大量的冷凝水，在将这些冷凝水蒸发后，得到了大量的硫酸盐，其数量相当于在每立方米的烟气中，有100~300毫克/的以硫酸盐为主的颗粒物。而国家规定的燃煤锅炉烟气中的颗粒物排放上限(依锅炉的功率和是否新建或既有)分别为20~50毫克/立方米 燃煤电厂烟气超净排放标准的颗粒物排放上限甚至只有5~10毫克/立方米。也就是说，湿法脱硫产生的二次颗粒物造成烟气中的颗粒物浓度超过不同的国家标准上限几倍至几十倍! /p p 　　超净烟气中水分含量更高，带出的冷凝水和溶盐更多，烟气的温度也更低，所以在烟囱附近沉降的颗粒物更多。 /p p 　　既然是超净排放，烟气中怎么还会有这么多的颗粒物?烟气中的颗粒物可都是有在线监测的。难道是偷排?还真不是偷排。 /p p 　　原因很简单：国家的烟气检测规范规定，烟气中的颗粒物浓度是在烟气除尘之后湿法脱硫之前进行检测。这也有道理，因为在湿法脱硫工艺之后，大量的水雾被带到烟气中，这些水雾在普通的烟气检测技术方法中，往往会被视为颗粒物，造成巨大的测量误差。即便有高级仪器能区分湿烟气中的水雾和颗粒物，也很难测定水雾中的硫酸盐含量。除非能检测水雾中的盐含量。但这太困难了。即使有检测装置能够在线检测出来水雾中的硫酸盐浓度，成本也太惊人了。 /p p 　　燃煤烟气在经过湿法脱硫后，会含有大量的水雾，水雾中溶解有大量的硫酸盐和并含有脱硫产生的微小颗粒物，其总量总高可达几百毫克。 /p p 　　以上的事实，对大气中的颗粒物中有大量的硫酸盐、甚至经常有超过50%比例的硫酸盐的现象做出了合理的解释：大气中绝大部分的硫酸盐并不是二氧化硫和氨气在大气中逐渐合成的，而是在湿法脱硫装置中非常高效迅速地合成的。 /p p 　　也就是说，湿法脱硫虽然减少了二氧化硫——这个在大气中能与碱性物质合成二次颗粒物的污染物，但却在脱硫工艺中直接合成出大量的一次颗粒物。在已经普遍安装了燃煤烟气处理装置的地方，湿法脱硫在非采暖季已经成为大气中最大的颗粒物污染源。万万没想到，烟气治理，治理出更多的颗粒物来，甚至出现在超净烟气处理的工艺中，真是太冤了。 /p p 　　难怪下了这么大的力气治理燃煤烟气污染，大气中的颗粒物浓度降不下来，原因就是燃煤烟气污染治理本身，并不是燃煤的企业和环保部门的工作人员治理大气污染不积极、不认真 而是方法错了。方法错了，南辕北辙。这充分说明，铁腕治霾，一定要建立在科学的基础上。方法不科学，很可能腕越铁，霾越重。 /p p 　　有疑问吗?有疑问不必争辩，找人对湿法脱硫之后的燃煤烟气进行取样，拿到实验室去一检测就清楚了。实践是检验真理的唯一标准。 /p p 　　现在雾霾治不了，很多地方的环保部门就采用“特殊手段”。其中一种手段是用水炮。可是，一些人不知道，硫酸盐是水合盐，在湿度高时，硫酸盐分子会吸收大量的水分，增大体积，这也就是为什么很多地方在空气湿度升高后，颗粒物的浓度会突然大幅增加的原因。我有个朋友是环保专家，他告诉我，有一次，他所在的地区大气颗粒物浓度过高，他的上司要派人到监测站附近打水炮降颗粒物，他赶忙拦住：“现在湿度高，越打水炮，硫酸盐颗粒物吸水越多，颗粒物浓度越高。” /p center img alt=" asd" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667799730726.jpg" width=" 571" height=" 395" style=" width: 571px height: 395px " / /center p 　　更下策的办法是给监测仪器上手段，直接对仪器作假，譬如给颗粒物探测头上缠棉纱。第一个作假被抓住并被公布的环保局官员，就是在我的家乡西安，我的心情很不平静。在这里，我不是为作假者开脱，而是为他们的无奈之举感到深深的悲哀。 /p p 　　湿法脱硫的技术包括钙法、双碱法、镁法、氨法。这些工艺都或多或少地在湿法脱硫过程中合成大量的硫酸盐，只是其中所含硫酸盐的种类(硫酸钠、硫酸镁、硫酸铵、硫酸钙)和比例有所不同。 /p p 　　我用最常用的钙法脱硫的烟气处理(超净排放需要增加脱硝的处理工序)流程图，简要地解释一下湿法脱硫产生大量的硫酸盐的过程： /p p 　　 /p center img alt=" 2" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499668426791886.jpg" width=" 562" height=" 234" / /center p br/ /p p 　　湿法脱硫产生大量二次颗粒物的问题，从上世纪七八十年代起，在德国也出现过。德国发现了这个问题后，研究解决方案，选择了两条解决问题的路径： /p p 　　1. 在原来湿法脱硫的基础上打补丁。其具体措施是： /p p 　　1) 加强水处理措施，对每次脱硫后的废水去除其中颗粒物和溶解的盐 /p p 　　2) 加装烟气除雾装置(例如旋风分离器) /p p 　　3) 加装湿法静电除尘器 /p p 　　4) 采取了以上的方法后，烟气中仍然有可观的颗粒物。于是为了避免颗粒物在烟囱附近大量沉降，又加装了GGH烟气再热装置，将烟气加热，升到更高的高度，以扩散到更远的地方——虽然扩大了污染面积，但减轻了在烟囱附近的空气污染强度。当然烟气再加热，又要消耗大量的热能。 /p p 　　 /p center img alt=" asd" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667818346916.jpg" width=" 584" height=" 241" / /center p br/ /p p 　　但国内外都发现了GGH烟气再热装置结垢堵塞的现象，于是在发生结垢堵塞要对GGH再热装置进行清洗(结垢就是颗粒物，这也证实了湿法脱硫后的烟气中含有大量的颗粒物)时，需要有烟气旁路。而中国的环保部门为了防止偷排，关闭了旁路。所以，检修锅炉要停机，很多燃煤电厂为了防止频繁的锅炉停机，只好拆除了GGH烟气再热装置，由于烟气温度过低，因此烟气中的大量颗粒物在烟囱附近沉降，这也就是前述的某市环保局长发现的在燃煤电厂附近区域空气监测站发现大气中有较高的颗粒物含量的原因。 /p p 　　但这个方法只适合于大型燃煤锅炉，如燃煤电厂的大型燃煤锅炉。因为采用上述的技术措施，工艺复杂，电厂的大锅炉，由于规模大，脱硫废水和废渣的处理成本还能承受。对于小的燃煤锅炉在经济上根本承受不了，且不说还要加装价格不低的湿式静电除尘器。因此，在德国，非大型燃煤电厂的锅炉几乎都不采用这种在原湿法脱硫工艺的基础上打补丁的方法，而是采用下述的第二种方法。 /p p 　　2. 第二种方法就是干脆去除祸根湿法脱硫工艺，采用(半)干法烟气综合处理技术。德国比较成功的是APS (Activated Powder Spray，活性粉末喷洒)烟气处理工艺，综合脱硫、硝、重金属和二恶英。这种工艺是在上世纪末发明的，本世纪开始逐渐成熟并得到推广。其具体措施是： /p p 　　1) 燃煤烟气从锅炉出来用旋风分离器进行大致的除尘后，即进入到APS烟气综合处理罐，进行综合脱硫、硝、重金属和二恶英(垃圾焚烧厂和钢铁工业的烧结机排放的烟气中有大量的二恶英) /p p 　　2) 而后用袋式除尘器将处理用的大量脱污染物的粉末和少量的颗粒物一并过滤回收，多次循环使用(平均约100次左右)。 /p p 　　 /p center img alt=" asd" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667826241238.jpg" width=" 567" height=" 179" / /center p br/ /p p 　　德国现在普遍采用这种(半)干法综合烟气处理工艺。即便是从前采用给湿法脱硫打补丁的燃煤电厂，也逐步地改为(半)干法综合烟气处理工艺。 /p p 　　 /p center img alt=" asd" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667836914688.jpg" width=" 597" height=" 403" style=" width: 597px height: 403px " / /center p 　　 /p center img alt=" asd" src=" http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667844142957.jpg" width=" 460" height=" 496" style=" width: 460px height: 496px " / /center p 　　上面两张图片是在德国凯泽斯劳滕市中心的热电联供站的屋顶上拍摄的，热电联供站既有燃煤锅炉，也有燃气锅炉。其中燃煤锅炉满足基础热力负荷，而燃气锅炉提供峰值热力负荷。上面两张照片上的两个烟囱当时都在排放燃煤烟气，不过这些燃烧烟气经过了APS半干法烟气综合烟气系统的处理，颗粒物排放浓度当时只有1毫克/立方米左右，所以用肉眼根本看不到排放的烟气。2016年，凯泽斯劳滕市的年均大气PM2.5浓度为13微克/立方米。 /p p 　　燃煤烟气采用先进的半干法烟气综合烟气系统，完全可以达到中国燃煤烟气超净排放的标准，即：颗粒物& lt 5~10毫克/立方米烟气，SOx& lt 35毫克/立方米烟气 NOx& lt 50毫克/立方米烟气。如果烟气中有二恶英，则烟气中的二恶英浓度甚至可以降低到0.05纳克/立方米以下(在实际项目中经常可以降到0.001纳克/立方米以下)，而欧盟标准的上限是0.1纳克/立方米烟气。 /p p 　　湿法脱硫这个新的巨大的大气污染源被发现是坏事也是好事。坏事是知道很多的钱白花了，污染却没减多少，甚至有所增加，很遗憾。好事是知道了大气污染的主要症结在哪里，知道了如何去治理 特别是知道了，大气质量会因此治理措施(在中国北方+散煤治理措施)得到根本性的改善。 /p p 　　这一污染并不难治，采用先进的(半)干法技术综合烟气处理技术，立马就能把这个问题解决。尽管有一些成本，但是可以接受的成本，因为这种处理技术，如果要达到同样的环保排放标准，成本比采用湿法脱硫技术的烟气处理工艺还要低。如果现在就开始治理，冬奥会之前，把京津冀地区这个主要污染源基本治理好，再加上治理好散煤污染(在下一篇中详述)，让大气质量上一个大台阶，把京津冀所有市县的年均PM2.5的浓度降到35微克/立方米一下，应该不难实现。 /p p 　　最后我要强调的是，这个主要大气污染源的发现，并非我一个人或者我们这个中德专家团队所为，而是一批工作在治霾第一线的专家和环保官员们(当然也包括我和我们这个团队)经过精心观察发现的，并逐步得到越来越清晰的分析结果。我只不过把我们分别所做的工作用这篇文章做一个简单的综述。在此，本文作者对所有为此做出了贡献的人(很遗憾，他们之中的很多人现在不愿意公布他们的姓名和单位——也许要待到治霾成功那一天他们才愿意公布)表示衷心的敬意和感谢! /p p strong style=" color: rgb(51, 51, 51) font-family: 宋体 text-align: justify white-space: normal background-color: rgb(255, 255, 255) " 作者为中德可再生能源合作中心（中国可再生能源学会与德国能源署合办）执行主任 /strong strong style=" color: rgb(51, 51, 51) font-family: 宋体 text-align: justify white-space: normal background-color: rgb(255, 255, 255) " 陶光远 /strong /p

p 　　今天，我们将和您一起回顾一个话题——中国燃煤电厂的烟气排放连续监测系统的运营情况。 /p p 　　自1986年广东沙角B发电厂引进第一套烟气排放连续监测系统(以下简称“CEMS”)开始， a style=" COLOR: #0070c0 TEXT-DECORATION: underline" title=" " href=" http://www.instrument.com.cn/zc/310.html" target=" _self" span style=" COLOR: #0070c0" strong CEMS /strong /span /a 在我国电厂的安装和应用逐渐普及起来，目前全国燃煤电厂基本全部装设了该系统。通过CEMS监测到的数据实时传送到省、市环保监管机构及电力调度部门，已经成为政府、企业掌握污染排放情况的“眼睛”。 /p p 　　但是受一些因素影响，不同地区环保机构对监测数据的认可、使用程度不同，并没有充分发挥好CEMS的应有作用。而污染物排放数据真实可靠不仅决定一个企业是否依法达标排放，对国家有关部门掌握污染排放情况，科学制定法规、政策、标准具有重要意义。 /p p 　　为了摸清CEMS从采购安装、调试验收、运营维护、到联网数据使用和误差测量等方面的情况，2014年，《中国电力减排研究2014》对全国386家燃煤电厂开展了CEMS摸底调查，涉及1038台燃煤机组。 /p p 　　一、调查结果 /p p 　　1、安装条件 /p p 　　在调查的386家电厂中，满足或基本满足CEMS安装条件的电厂有339家，占比达到87.8% 不满足安装条件的电厂有47家，占比为12.2%。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115000054.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/ba1c8d13-ec4f-4dda-a974-3a9d0e8662ba.jpg" / & nbsp /p p 　　2、验收情况 /p p 　　在调查的386家电厂中，有332家电厂已完成CEMS验收，占比为86.0%，其余电厂尚未完成验收(包括正在申请或准备验收的电厂)。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115001280.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/2db0fd27-f88d-4912-8549-87ccf3b79e48.jpg" / & nbsp /p p 　　3、环保检查情况 /p p 　　在调查的386家电厂中，环保监管机构近2年环保检查情况如下：颗粒物CEMS不合格的电厂有31家，占比为8.03% 二氧化硫CEMS不合格的电厂有22家，占比为5.7% 氮氧化物CEMS不合格的电厂有27家电厂，占比为6.99% 流量CEMS不合格的电厂有32家，占比为8.29%。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115002671.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/596f2fe4-f0a7-4042-93b8-2cd841b4ef7d.jpg" / & nbsp /p p 　　4、日常维护、保养情况 /p p 　　每周至少维护、保养一次的电厂有245家，占比达到63.5%。说明燃烧电厂对CEMS日常巡检、维护和保养比较重视。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115005543.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/4dc072a3-39af-4b9d-9dd8-95f8dc82ff21.jpg" / /p p 　　5、运维方式 /p p 　　在调查386家电厂中，委托第三方运维是目前电厂CEMS设备采取的主要方式，所占比约为71.3%，这种运维方式更加专业 其次为电厂自运维，占比为22.5%，主要由电厂热控(工)、仪表、检修等部门承担。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115010816.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/34cbf2aa-b8fe-489c-a525-07c3f482ccbd.jpg" / & nbsp /p p 　　6、设备运维过程中存在的问题 /p p 　　调查发现电厂CEMS运维过程中存在一些问题，主要问题包括仪器故障、运维人员不足、相关管理制度不完善、第三方运维相应满、维护费用高等。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115013287.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/a72f0194-043b-4290-95da-55104ecc925b.jpg" / & nbsp /p p 　　7、数据联网情况 /p p 　　调查的386家燃煤电厂CEMS数据通过宽带、光纤或无线等方式上传到省、市级环保主管部门、省电力调度中心、集团公司等，仅4家电厂未上传或正在办理中，占比约1.0%。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115015299.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/ae91f4df-c1f3-460d-a546-fe05149c831b.jpg" / & nbsp /p p 　　8、数据有效性 /p p 　　根据《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》中对“CEMS有效数据捕集率每季度应达到75%”的规定，调查电厂中有386家电厂符合要求，占比约99.2%。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115020175.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/41d4c9d7-466a-4312-833a-e30e6dd759f7.jpg" / & nbsp /p p 　　9、数据效力 /p p 　　调查的386家燃煤电厂的CEMS数据作为其排污收费的依据，占比约89.6% 其余40家电厂的CEMS数据不作为排污收费的依据，占比约10.4%。相关统计见表6.20。 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115021469.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/6db6504b-08d7-4fe9-a64b-1c0846f4dc62.jpg" / & nbsp /p p 　　二、中美两国CEMS使用对比 /p p style=" TEXT-ALIGN: center" & nbsp img title=" 2015102115023683.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/2a3bc069-b2f7-46d6-b6f4-00b1f92a982f.jpg" / /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115024268.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/e2cf546a-6b74-48e9-a71c-a3ff18f81c0e.jpg" / /p p style=" TEXT-ALIGN: center" img title=" 2015102115030147.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/noimg/32c91cdc-53ae-4bd5-8dd6-ce5c2538037e.jpg" / & nbsp /p p 　　1法规政策层面，美国联邦和地方层面政策法规分工明确，相互支撑。中国CEMS相关法规政策过多，但缺少系统性，法规政策标准间存在重复、交叉、缺失和不一致方面。 /p p 　　2在运维方面，美国CEMS运行和维护多由电厂自行管理 中国CEMS运维以委托给第三方为主，虽然更加专业，但存在响应不及时的问题。 /p p 　　3数据使用方面，美国CEMS数据得到了全面的使用。中国电厂CEMS数据只作为排污费的依据。 /p p 　　4美国包含了对二氧化碳的监测，且监测数据用于对二氧化碳总量监督的依据。中国尚未要求采用CEMS数据进行发电企业的二氧化碳排放监测。 /p p 　　5中美CEMS测量技术水平相当。 /p p 　　三、结论 /p p 　　1中国对火电厂安装CEMS有严格要求，燃煤电厂基本全部安装了CEMS。 /p p 　　2绝大多数燃煤电厂CEMS安装符合技术规范要求。 /p p 　　3燃煤电厂基本能够按规定运行维护CEMS，但问题依然存在。 /p p 　　4燃煤电厂CEMS基本与监管部门联网并有效传输，但作为法定数据使用还有较大差距。 /p p 　　5现有燃煤电厂CEMS测量技术的误差限，特别是对低浓度颗粒物测量误差限，难以支撑“特别排放限值”及“超低排放”下的烟尘排放监测及监督。 /p p 　　四、建议 /p p 　　1加强CEMS监管，发挥CEMS作用。 /p p 　　2充分发挥火电企业的主体作用。 /p p 　　3加强行业自律，研究解决行业共性问题。 /p p 　　4规范CEMS市场，建立公平有序的市场环境。 /p

p 　　记者从天津市环保局获悉，为进一步降低火电厂大气污染物排放水平，天津市近日发布了《火电厂大气污染物排放标准》(DB12/810-2018)，并将于2018年7月1日起正式实施，这也是天津市首次发布实施火电厂大气污染物排放的地方标准。 /p p 　　天津市生态环境监测中心主任邓小文介绍，经测算，标准实施后，通过冷凝脱水深度治理，每年可减少烟气中随水蒸气一同排放的可凝结颗粒物约1800吨，在一般气象条件下，PM2.5年均浓度可降低约2微克/立方米 通过降低排烟温度，每年可回收冷凝水约800万吨，若全部用于脱硫补水，按工业用水7.9元/吨测算，每年预计可节约费用6320万元。 /p p 　　根据标准规定，天津市现有燃煤发电锅炉自2018年7月1日起执行相应排放浓度限值，现有燃煤发电锅炉及65t/h以上燃煤非发电锅炉自2019年11月1日起执行烟气排放温度控制要求 现有燃油锅炉、燃气锅炉、燃气轮机组及65t/h以上燃煤非发电锅炉自2019年7月1日起执行相应排放浓度限值。 /p p 　　天津市全部公共煤电机组、自备煤电机组累计共17家45台，目前均已完成超低排放改造。监测数据显示，经过超低排放改造，天津市煤电机组的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度可以稳定达到10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米以下。 /p

全面整治燃煤小锅炉是大气污染防治行动计划的主要内容之一。业界预计，未来五年该市场需求将达400亿元。 　　分析认为，工业锅炉整治将造就数个CEMS(烟气排放连续监测系统)市场，雪迪龙等有望受益。 　　全国工商联环境服务业商会秘书长骆建华表示，锅炉脱硫、燃煤改燃气、关停是整治燃煤小锅炉的主要路径。 　　据悉，此前市场普遍认为燃煤锅炉整治的市场将面临资金以及行政力量不足的局面。证券分析师认为，随着相关政策的次第出台，市场对于锅炉整治的偏见将被逐步纠正。同时，工业锅炉整治将带来CEMS市场的成倍增长。 　　&ldquo 目前，锅炉脱硫存在的主要问题是设施运行率低&rdquo ，骆建华称，脱硫设施的安装率已经达到较高的水平，但运行率低是导致燃煤锅炉排放污染物多的主要原因。 　　据统计，目前国内的工业锅炉基数约为62万台左右，其中安装脱硫设施的数量较为可观。据上述分析师测算，假设5-10%的锅炉进行脱硫，将至少带来5万台CEMS的新增需求，过去10年销售的CEMS仅1.2万台，5万台相当于再造数个CEMS市场。 　　雪迪龙作为烟气监测仪器市场的龙头，将从中受益。该公司在火电、钢铁、水泥等行业监测仪器的市场占有率大约为35%。该分析师认为，公司原市场将随着脱硝高峰期的结束而萎缩。而燃煤锅炉整治将带来数倍于火电行业的新增监测仪器需求。 　　另外，聚光科技、先河环保也是烟气连续排放监测仪器的生产商。 　　与此同时，骆建华还指出，燃煤锅炉改造的另一大重点在于开展&ldquo 煤改气&rdquo 工作，需要大力勘探和开发、以及增加天然气进口数量。 　　继6月14日，国务院发布大气污染防治十条措施以来，环保部部长周生贤此前透露，《大气污染防治行动计划》(下称《计划》)全文将于近期发布。该计划涵盖10条35项具体措施，将投资1.7万亿元用于大气治理工作，将重点严控高耗能、高污染行业新增产能，严格治理机动车污染、提升燃油品质，提高清洁能源比重。 　　而作为《计划》的纲领性文件，大气污染防治十条措施在第一条就提出要整治燃煤小锅炉。根据中信证券发布的研报显示，预计2013-2017年，燃煤工业锅炉治理需求有望达400亿元。

p style=" line-height: 1.5em " 　　近日，记者获悉，“燃煤污染物超低排放监测仪器关键技术研发及产业化”项目组开发出系列监测仪器，填补了国内空白，打破了国外仪器的技术和市场垄断，使国产超低排放监测仪器首次在燃煤电厂应用。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　“由于国内没能突破相关核心技术，导致该类仪器的技术被国外垄断。”项目负责人、国电环境保护研究院院长、国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室主任朱法华介绍，该项目的研究人员攻克了技术瓶颈，实现了仪器监测的重要指标优于国外同类仪器的目标，推动了我国紫外光谱法监测超低浓度污染物技术的进步。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　记者了解到，目前，已有300多台该项目研发的超低浓度监测仪器在近百个燃煤电厂超低排放工程中应用，相当于为燃煤电厂超低排放工程装上了“千里眼”，监测数据可实施远程传输，技术团队则能更好地指导燃煤电厂超低排放的高效稳定运行。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　朱法华说，项目成果在转化过程中，技术和非技术两个层面都遇到了很大的困难。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　在技术层面，“当我们实现了一系列技术突破，满怀欣喜地将仪器从实验室搬到现场，才运行了2周左右的时间，稳定性就出现了问题。”朱法华说。此后半年时间，整个团队都在围绕仪器的稳定性开展研究，在经过无数次的实验室和现场试验以及文献资料的查阅，最终发现了原因，并通过专利技术解决了问题。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　“在非技术层面，我们遇到了一个非常尴尬的现实问题，尤其是在电力行业，表现得尤为突出。不少人认为国产仪器在稳定性、可靠性和产品性能等方面，都与国外进口仪器存在差距，因此，没有人敢冒险尝试使用我们的产品。”朱法华说。 /p p style=" line-height: 1.5em " 　　为了使项目成果能够尽快转化为生产力，朱法华项目团队在一家燃煤电厂同时使用了自己研发的仪器和国外进口仪器，经过连续3个月的在线比对监测，结果表明，朱法华项目研发的仪器几个关键指标要明显优于某国外知名仪器公司的产品。在大量的比对数据和事实面前，用户主动要求使用国产仪器替换进口仪器。(记者马爱平) /p p br/ /p

环境保护部发布《火电厂大气污染物排放标准》 火电行业环保准入门槛提高 　　近日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准将自2012年1月1日起实施。环境保护部新闻发言人陶德田表示，新标准的实施将提高火电行业环保准入门槛，推动火电行业排放强度降低并减少污染物排放，加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，促进电力工业可持续和健康发展。 　　陶德田说，近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。截至2010年底，全国电力装机容量已达9.62亿千瓦，居世界第二位，其中火电为7.07亿千瓦，占全国总装机容量的73%，火电发电量约占全部发电量的80%以上，消耗燃煤16亿吨。为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。截至“十一五”末，累计建成运行5.65亿千瓦燃煤电厂脱硫设施，全国火电脱硫机组比例从2005年12%提高到80%。但我国人均装机容量却远低于发达国家平均水平，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内燃煤机组装机容量还将不断增长，火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘仍将增加。火电厂排放的大气污染物若得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善和电力工业的可持续和健康发展。 　　陶德田指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，环境保护部在总结实践经验的基础上，对《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)进行了修订。新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值 对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。修订后的标准有以下几方面的特点：一是更符合当前和今后环境保护工作的需要。新标准大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，并增设了汞的排放限值。二是限值设置科学合理具有可操作性。新标准中的每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，并规定脱硫、除尘统筹考虑，使火电厂的大气污染物排放控制形成一个有机的整体。三是充分考虑了我国发展的阶段性特征和基本国情。新标准中氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求，体现了以环境保护优化经济发展的指导思想。 　　陶德田说，据测算，实施新标准在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保技术和产业市场的发展，形成脱硝、脱硫和除尘等环保治理和设备制造行业约2600亿元的市场规模。发电企业增加的达标成本可以通过电价优惠政策给予一定的补偿。

p 　　在19日举办的中国煤电清洁发展与环境影响发布研讨会上，中电联党组成员、专职副理事长、中国环境保护产业协会副会长、秘书长易斌、清华大学环境学院院长、中国工程院院士、国电环境保护研究院院长朱法华、中国电力工程顾问集团公司副总工程师、工程技术中心副主任龙辉对记者提出的有关电厂污染控制技术路线中，白雾、烟气换热器、氨逃逸、硫酸盐、颗粒物等问题进行了详细的解答。 /p p 　　问题：我想请教一下王理事长，我们在平时的生活中经常看到电厂有一些大量的白色烟雾排放出来。有人认为这个是水汽，也有人说这是一个污染。还有一种说法就是干法脱硫是没有白烟出来的，我想问一下普通民众有没有办法进行判断?还有这种白色烟气对雾霾影响大吗? /p p 　　王志轩：确实， 作为普通民众来判断烟囱里冒出的烟是水蒸气还是排放的污染物确实不容易，说实在的，即便是专业工程师也不一定能够判断出来。因为烟气的颜色既与烟气的特性有关，也与环境的温度、湿度都有关系，比如天有时候是蓝天白云，但有时候也是乌云密布，所以同样的水汽也有各种不同的表现方式。但是可以这样说，现在中国的燃煤电厂我们能看到的排放的白色的烟雾大部分是水汽。之所以能够看到，那就是水蒸气在遇到温度低的时候会形成很小的液滴，我们看到的实际上是很微小的液滴组成的烟雨。但是水蒸气或者水汽所产生的影响对环境来说基本上是没有的，不然美国在早期开始研究烟气脱硫之后为什么不加水汽呢?最最主要的原因就是当污染物控制下来以后，水汽对于环境污染的影响实际上已经很小。但是可能会产生视觉的污染，有的叫污染，有的可能叫视觉的影响，就是我不喜欢看，也有这种情况。另外可能也有在烟囱周围小的水滴下来了，我们叫烟囱雨。如果说除尘效果不好的话，有一些脱硫以后的石膏加在里面形成石膏雨。一般情况下这种污染物是烟囱周围二三百米的范围。当然有时候你看冷却塔的排放也是白色的烟雨，一般情况下大概在1公里左右。所以一般我们现在最核心的还是看它采取什么最核心的污染控制措施，如果你看到烟囱是浓烟滚滚，那肯定是污染物排放。另外刚才说到干法脱硫或者是半干法脱硫就不向空气里排水，实际上这也是一种误解。我们能看到的实际上就是水汽凝结以后形成的小液滴。但是干法脱硫温度高的话或者是湿法脱硫加温以后看不见了，大家可以想一想，水仍然存在。 /p p 　　比如我们家里蒸馒头，锅开了以后，虽然是开了，盖着盖，馒头、包子看得很清楚，一打开锅盖以后蒸汽出来了，难道锅盖盖的时候没有蒸汽吗?不是。再比如我们冬天经常在汽车里面看到玻璃上的雾，一加热就没有了。包括舞台上的效果，并不是喷水，只是把干冰、二氧化碳温度降低了以后，把空气里的水凝结了。这就是能看见的和看不见的，不等于没有水汽。实际上干法脱硫和半干法脱硫也是排水的，水从哪里来?从煤中来。比如说煤中氢燃烧形成的水，和煤本身的外在水份、内在水分。 /p p 　　湿法脱硫和干法脱硫水分能增加多少?就我们国家平均来看，大致可以增加10%左右。但是也不能一概而论，有一些干法脱硫，我们褐煤还是比较高的，如果是湿法脱硫还可以把水分去掉，因为湿法脱硫温度低。所以总体来说不能靠视觉来判断情况。第二，即便水分排出去以后并不是污染。第三，个别的如果说没有按照规定做的，可能会在烟囱周围会有雨滴或者是石膏雨的情况出现，一般这种情况下，并不是说不能加温，要根据实际情况，这个我们可以通过环境影响评价和其他方式加以解决。 /p p 　　问题：我想问一下贺教授。刚才报告中提到“十一五”、“十二五”期间电力行业大气污染排放量大幅度下降，“十三五”还会继续下降，您怎么样评价电力行业对大气污染减排的贡献呢? /p p 　　贺克斌：电力行业对大气污染减排和治理的贡献可以从两方面讲。第一个是直接减排的污染物，我刚才发言里讲到了，在过去“十一五”、“十二五”期间，中国出现二氧化硫和氮氧化物排放量的拐点，就是我们电力增长情况下出现的总排放量的拐点主要是电力贡献的，我们其他的非电工业、民用等等有一部分还有所增加。所以减排的幅度比例在报告里都有数据，我就不一一列举了。但是有一个数据就是减了这些污染物以后，空气当中空气质量的贡献是怎么样的?在去年的中国工程院受环保部委托做了一个“大气十条”实施效果评估，组织了一批国内专家评估。从2013年到2015年“大气十条”的中期，PM2.5的浓度改善平均在25%左右。而这25%里贡献最大的是重点污染源的改造，剩下的还有结构调整、扬尘治理、机动车等等都有，但是最大的是重点行业的提标改造，贡献达到了三分之一左右。而重点行业提标改造最大的贡献者就是电力行业。所以从排放量和空气当中的浓度下降这两个指标都可以说明，在已经发生的这个阶段电力行业是最重要的贡献者。 /p p 　　问题：我想请教一下朱院长。最近比较热的是有专家说湿法脱硫中烟气中含有可溶性的硫酸盐颗粒物，每年会有很多排到大气当中，是导致空气污染的元凶。但是我也看过朱院长的文章，您说湿法脱硫是治疗雾霾的功臣。到底湿法脱硫是元凶还是功臣，希望您给介绍一下。还有在未来的发展趋势上，湿法脱硫的技术在推广和普及的价值上是怎么样的?或者还有其他的哪些技术值得推广? /p p 　　朱法华：谢谢你关心我的文章。我想湿法脱硫大家最关心的就是排放的可溶盐。首先说湿法脱硫里有没有可溶盐?当然有。在湿法脱硫中形成的盐主要是硫酸钙、亚硫酸钙，以及没有反应的碳酸钙。这些盐就和大家在家里吃的盐差不多，它们是不会汽化和升华的，这些盐不会自己变成气体跑出来，只能是以固体形式存在或者是溶解在水里面。如果是以固体形式，就是可过滤颗粒物，如果是以液态存在的，就溶解在水里面，就像大家回家以后把盐放在水里一搅会溶掉。我刚才讲到的脱硫过程中形成的硫酸钙、亚硫酸钙以及没有反应的碳酸钙在水里的溶解度比我们吃的盐要低得多，就是不太容易溶解，我们叫它微溶。这是第一个想法。 /p p 　　第二个想告诉大家的，湿法脱硫替代了大量的水汽。50度左右的水汽的含量应该在112克每立方米。所以含的水汽是比较多的，但是就像大家看的烟囱冒的一样，大量的是水蒸气。根据我们测试，99.6%左右是水蒸气。水蒸气里面是不含盐的，水蒸气是不溶解盐的，气态水。只有0.4%左右的水是液态水，就是液滴里面可能溶解盐。由于刚才讲的盐都是微溶的，水量只有0.4%左右，所以两者相乘大家就知道湿法脱硫替代的可溶盐不可能多。正是因为不可能多，所以全世界采用湿法脱硫已经有50年的历史，但是没有一个国家制定湿法脱硫可溶盐的排放监测方法，并没有湿法脱硫排放的可溶盐标准。刚才这些都是理论分析，在这个基础上因为大家关切，我们也做了一些工程，对可溶盐里面进行了研究性监测。为什么是研究性监测?因为没有标准的测试方法。所以我们进行了多种方法，在多个电厂进行研究性监测，监测的结果都表明石灰石石膏湿法脱硫后，适应性排放替代的可溶盐小于一毫克每立方米，所以这个浓度很低。折算全国石灰石石膏湿法脱硫排放的可溶盐也就是一万吨左右，所以这个对霾的影响是非常小的。这是回答你说的第一个问题。第二个问题就是推广和其他方法的前景和普及情况。我想在相当长的时间内，湿法脱硫在我国以及在世界其他燃煤电厂为主的国家都是主流技术，但是我们仍然希望有新的技术出现，就是现在国家大气专项里提出研究的，就是资源化技术。怎么把燃煤烟气当中的二氧化硫进行资源化。比如说我们正在开展研究的，也是国家支持的，活性焦脱硫、脱硝、脱汞，把二氧化硫变成硫酸或者是其他硫产品，这个就是一种新技术。当然现在还在研究和示范过程中，我感觉是比较有前景的一种方法。谢谢。 /p p 　　提问：我想问一下龙总，是不是发达国家湿法脱硫后都安装了GGH呢?为什么我国大部分电厂没有安装呢? 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/p p 　　王志轩：简单回答一下。首先今天潘主任在发布报告的时候也涉及到燃煤电厂的用水和排水的情况。大家看一度电的时候可能看电是能量单位。但是我们搞环保的、资源的，我们看一度电的时候，它不仅是能量也是资源。比如说当我看一度电的时候我想到它消耗了多少煤、排放了多少污染。过去我们的一度电消耗三公斤水，但是现在我们和过去比节水达到了90%，应该说达到了世界先进水平。是不是一定要零排放?我个人的意见是首先要从需求出发，零排放一个是从水资源的角度，第二个是从环境治理或者对环境影响的角度，这是最核心的。因为污染物的排放与当地的水的功能是相关的，因为我们现在电厂排放的水的污染对燃煤电厂来说目前主要的还是里面的盐，就是可溶盐，原因主要是湿法脱硫产生的。湿法脱硫本身并不是原料里的，而是煤里面的氯化物通过湿法脱硫过程中的捕缉，最后基本上达到2万多毫克甚至3万毫克的程度，因为不能在系统里停留了，必须要排出去，这部分首先是要看当地的水环境质量的要求是什么情况。 /p p 　　在国际上并不是说全世界湿法脱硫的水都是要零排放，恰恰大部分都是排放的，因为要满足当地的环境质量。从水资源的角度也是这样，要综合考虑。如果零排放的话，不仅仅要考虑到水，零排放现在的工艺不管怎么说，最后的盐到哪儿去了?如果这部分盐不能够得到有效的利用，或者是它里面的污染物不能得到很好的无害化的处理，也是需要考虑的。所以总的来说一定要注意到零排放环境的需求、资源的需求和它产生的其他二次污染物综合的影响，才能决定是不是在全国、全行业大面积推广。对于已经确定的采取的工艺或者要求，我认为还是要严格进行评估。谢谢。易斌：回答你的第一个问题，据我了解现在从国家的层面，没有统一要求电厂都要做零排放，我想短期内也不会有这样的要求。第二，技术的问题和工程的问题，现在是有少量的电厂，包括别的行业在做含盐废水零排放的工作，我们电厂也有建好的，但是主要的问题是不太经济，还是很贵。这是第一个问题。第二个问题，盐的出路问题，如果我们要做零排放，关键是盐要有销路，我们现在很多地方，包括一些煤化工所谓的零排放，盐是做成杂盐，杂盐出来是危险废物。如果做成混合的盐，这条路线可能是有问题的。如果要做，一定要分成一个个的单质盐才有可能将来应用。但是单质盐的成本比较高，还有行业接受度的问题，比如说我们不是电厂的，是做煤化工的，将来煤化工回收的是氯化钠还是氯化钾，要在化工行业用，在哪儿找出路现在是一个很难的问题。因为中国不缺盐，电厂的废水里回收的盐也主要是氯化钠。 /p p 　　提问：我想问一下王理事长。我国火电厂年利用小时数在下降，火电厂调峰任务增多，机组运行不稳定，启停增多，请问环保设施受影响吗?是否会增加空气污染?谢谢。 /p p 　　王志轩：这个问题问得很专业。我想是这样的，作为脱硫装置来说，包括污染控制设施来说，最希望的是主机稳定运行，最好是投上以后一年运行6000小时或者是5500小时。所有的工程设计都是按照基本工控。但是现在不可避免的从未来来看，燃煤电厂的利用小时数下降这也是个趋势，最主要的原因是燃煤电厂的功能可能会发生一些变化，调峰的任务更加频繁，低负荷运行时间也会增多，特别是启停的时候增多。这些情况毫无疑问对于污染控制设施系统上是有影响的，而且脱硝、除尘、脱硫三个装置之间互相也有影响。我记得日本最早开始的时候，这三个是分开的，后来合在一起，就是要充分考虑它们之间的互相影响。而机组的影响必然造成对系统的影响，这需要我们环保产业公司在脱硫工艺考虑的时候要充分考虑到这种影响。当然现在我认为已经考虑到了，因为中国是世界上燃煤电厂全部取消了烟气旁路的国家，烟气旁路取消了就意味着一旦你环保设施出了问题的时候，整个机组必须要停，因为没有办法，所以说设施的可靠性必须要保证。而且相对处理污染物的容量也要大一些，因为适应它的波动性。 /p p 　　另外，为什么说我们现在脱硫脱硝的技术，在引进消化吸收再创新上又前进了呢，就是要更多地考虑到它波动性的影响。我相信第一有影响。第二有办法可以解决。但是我们的核心还是要考虑这种影响最终对环境质量影响的大小，如果说这种影响对环境质量的影响并没有明确的相关，我们应该允许它在非正常情况下的排放，在排放标准的评价上要有所适应。比如说我们现在燃煤电厂控制它的达标情况基本上或者达成一种共识，按照一小时超标就算超标，当然有个省不是这样。美国是按照月平均值，甚至有一些特殊工程的话，是三个月滚动评估，欧盟也是月评估。所以如果我们按照排放标准的数字，在不影响环境质量的前提下可以使我们的污染控制设施的运行和它的投入或者成本能够达到一个很好的适应。谢谢。 /p p 　　提问：我想请教一下朱法华先生。我之前看到过一次硫酸工业协会关于硫酸的工作简报，就是湿法脱硫后的烟气当中含有可溶性的硫酸盐细颗粒物，他们检测的结果是最高到200毫克每立方米，一般情况下是30毫克每立方米，我不知道是不是因为行业的原因所以特别高。我们燃煤电厂的湿法脱硫当中的硫酸盐可溶性离子含量您刚提到大约是0.4%的液态水中含有可溶性盐。看起来排放量不是特别高。但是有一种说法就是这种可溶性盐离子排放到大气中之后会形成一个核，吸附其他的小颗粒，从而形成PM2.5。所以从这个角度来讲，不知道这种烟气是否应该回收处理?另外，我在中国知网的门户中检索发现至少有几十篇各个电力公司工程师们发表的论文，就是关于湿法脱硫之后排气当中检测到了极细颗粒物，它的浓度是增加的，就是PM2.5的处理效果很好，但是这些细颗粒物的浓度增加了，我比较奇怪，像这种情况的出现是因为我们湿法脱硫技术后续过滤的装置和其他处理技术还不够完善，还是因为我们的燃煤有独特性或者是其他什么原因，有没有改善的办法?谢谢。 /p p 　　朱法华：谢谢你的问题，很专业。我刚才前面回答的问题是可溶盐，你刚才讲到硫酸工业协会的简报，实际上是讲硫酸物，我前面讲的是盐，盐在常温情况下以及烟气条件下是固态的。硫酸物是指三氧化硫，因为三氧化硫在常温条件下都是气态的，看不见的，但是存在着。但是三氧化硫有水的时候它跟水会接触，有一部分会溶解在水里面，那个在我讲的第一点上的问题，就是硫酸盐里。另外一方面，三氧化硫跟水接触以后呈雾状的，就是气态的。我们要弄清楚三氧化硫是从哪儿来的?实际上三氧化硫是煤燃烧过程中部分硫被氧化成三氧化硫，绝大部分都是氧化成二氧化硫。氧化成三氧化硫比例在0.5%-2%，大数是1%左右。另外，现在性催化还原，就是SCR烟气脱硝过程中也会有一部分的二氧化硫被氧化为三氧化硫，这个比例大数也是在1%左右。这个就是氧化形成三氧化硫，所以进行湿法脱硫，有一部分溶解到水里，有一部分是以雾状形式存在。所以首先三氧化硫的产生和湿法脱硫是没有关系的，湿法脱硫不会形成三氧化硫。相反，湿法脱硫可以脱除部分三氧化硫。我们早期测试的结果破除三氧化硫在百分之二三十左右，因为早期的脱硫效率比较低，现在都测到90%的脱除效率。 /p p 　　为什么脱三氧化硫的效率提高呢?是因为我们现在的湿法脱硫脱二氧化硫的效率高了，就要延长接触时间，进一步增加烟气和浆液的接触，在这个过程中三氧化硫脱除的量也增多了。所以现在一般来说对于复合法脱硫脱除三氧化硫的效率一般在70%以上，所以效果还是很明显的。脱除以后，三氧化硫有没有?还有，所以三氧化硫这块在国内外都有测试方法标准，因为它还是有一定的量的。所以这块实施我们国家实施的方法标准就是GBT-T21508-2008，就是有一个国标，就是燃煤烟气脱硫设备性能测试规范，在这个规范里有附录C是专门测烟气中三氧化硫浓度的。怎么测试?是通过一个水流的装置来采集烟气中的三氧化硫或者是硫酸物进行分析，我们对全国100多台机组进行过测试，在没有搞超低排放之前，三氧化硫浓度平均在不到30毫克每立方米，搞了超低排放以后，因为湿法脱硫，脱除三氧化硫的效率要提高很多。所以现在超低排放以后，我们测出来的结果平均值在8.86毫克每立方米。后面加了湿式电除尘器机组，平均值是6.6毫克每立方米。所以实际上超低排放以后三氧化硫的排放量也是大幅下降的。 /p p 　　第二个问题，湿法脱硫以后极细颗粒物浓度增加了，是不是技术不完善或者怎么样?湿法脱硫就像下大暴雨一样，喷淋层在里面一直喷，所以绝大部分湿法脱硫之后总颗粒物浓度以及细颗粒物浓度都是有所下降的。但是在早期的脱硫装置当中，确实存在着总颗粒物浓度和细颗粒物浓度都上升的情况，就像你讲的好多工程师很关注这个事情，为什么关注?它不正常，所以大家关注。就是说通过研究，发现湿法脱硫导致颗粒物浓度增加主要有三方面原因，实际上就是总颗粒物浓度增加，细颗粒物浓度增加，增加主要是三方面原因。第一个是除雾器的效果不好，第二个是塔内的烟气流出过大或者不均匀，就是局部过大，第三个是喷淋塔喷淋出来的液滴过小，也会导致细颗粒物浓度增加或者总颗粒物浓度增加。所以现在原因弄得比较清楚了，解决这个问题也比较有针对性。我想2015年以后石膏雨的影响越来越少了，从现在测试的结果来看，湿法脱硫对颗粒物的脱除效果从早期的50%提高到现在的80%，这个结果和日本测试认定的湿法对颗粒物的脱除效果也是比较一致的，甚至有些还会更高。我们86.7%都测到过。所以对细颗粒物的浓度还是有很大改善的。前面讲到电力行业不仅对酸雨改善作出了巨大贡献，对现在大气的治理也在发挥重要的作用，所以总量浓度肯定是下降的。粒子可能会变小，但是变小的比例，在总的颗粒物里小的比例是增多了，但是小的绝对值是没有增加的。所以这个技术应该说还是很完善的。 /p p 　　另外，冲洗是一个物理过程，就像下雨的时候，大气当中有什么颗粒跟颗粒的性质没有关系，不管什么颗粒都得淋下来。所以跟颗粒的性质没有什么关系，总体来说效果还是很好的。当然，烟气脱硫系统也好，脱硝系统也好，除尘系统也好，不是说没有进一步完善的地方，因为现在实现了超低排放，超低排放是一个系统工程，前面理事长也提到了，日本原来除尘是除尘的规范，脱硫是脱硫的规范，脱硝是脱硝的规范，我们国家也是这样，我们现在正在制定燃煤电厂烟气超低排放工程技术规范，就不是一个一个的了。为什么要组合在一块?就是燃煤电厂超低排放烟气治理系统是个系统工程，之间相互影响，所以怎么对系统进行优化，可以实现减排的同时还实现积累。这个我们都有工程案例，没有实现超低排放之前，厂用电力比实现超低排放之后还要高，实现超低排放之后厂用电力还下降了。所以可以做到节能和减排，当然这个是需要工程技术人员进一步优化，目前电厂一般人员还很难做到。所以这个应该说也是下一步电力行业烟气治理进一步做到节能减排的一个方向，也是我们院现在正在做的事情。 /p p 　　问题：刚才介绍一些脱硫和脱硝的技术，我们也看到一些燃煤电厂在烟气脱硝的过程中会用到氨，也有一些案例和报道提到过量的喷氨会产生氨逃逸，我想问一下王理事长过量的氨逃逸会对环境造成哪些影响?会造成哪些污染? 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/p p 　　朱法华：湿法脱硫之后颗粒物浓度增加，这种情况应该说在我们国家早期投运的脱硫装置当中也不算是个别现象。应该说当时大家关注的是脱硫，实际上需要获得一定的脱硫效率，对脱硫这块除尘的结果，去除颗粒物的效果不是太关注。再一个，一开始对脱硫技术本身也不是很懂，所以石膏雨在五年前或者更长一点经常听到很多人说它，就像前面的记者问的，他在网上查了很多文章，那个时候是一个比较大的问题，也是一个热点问题，所以大家做了很多研究。弄明白了，解决这个问题也就比较容易了。现在如果说还有这种倾向，那应该是个别的。比如说现在哪个厂脱硫之后颗粒物浓度显著增加，那一定是个别的，而且这个厂的环保电价是拿不到的。为什么拿不到?因为我们现在超低排放火电厂污染防治可行技术指南，这个也是我牵头制定的，环保部5月份发布的标准，这里面我们对湿法脱硫后烟气当中的雾滴浓度规定要小于25毫克每立方米。 /p p 　　原来的工程技术规范是75毫克每立方米，所以现在工程质量明显提高了。雾滴浓度低了，里面含的成份，自然而然排放颗粒物的浓度也就少了，因为好多颗粒也是跟着水出去的。这个我觉得也很正常，任何一个技术发展都有一个过程，从不成熟到成熟，从不会用到用得越来越熟练，就像我刚才前面提到的，超低排放工程是一个系统工程，尽管我们现在大量的电厂都实现超低排放了，但实际上目前来说对超低排放系统工程的优化应该说还远不到位。包括前面讲的氨逃逸，要搞超低排放，喷淋氨就增多，如果没有完全反应，逃逸的量就会增大，还是说明对它认识不到位。如果喷进去的氨是完全可以反应掉的，所以这个就有优化。实际上这个我们也在做研究，包括流程研究、喷氨精准控制方面的研究，包括温度场的研究等等都在做。总体来说我们现在已经实现超低排放了，下一步会在超低排放的基础上更进一步节能减排，我讲的节能减排包括减少液氨的消耗量，包括减少用电，同时减少二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放。 /p p 　　王志轩：我用一句话回答一下这个问题，大约20年前我的一位老领导，也是一位老专家，总结了国际上当时普遍应用的脱硫技术的时候，他说湿法脱硫我们现在可以用，就是湿法烟气治理技术的历史就是一部与腐蚀、磨损、堵塞做斗争的历史。到今天这句话仍然适用，好在我们无论从理论上还是实践上都积累了相当的经验，可以解决这些问题。 /p

国家发展改革委、环境保护部、国家能源局今日下发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》(发改价格[2015]2835号，以下简称《通知》)，其中明确为鼓励引导超低排放，对经所在省级环保部门验收合格并符合超低排放限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对 2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税) 对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。　　《通知》中还对于目前颇具争议的超低排放限值进行了明确：超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值(以下简称“超低限值”)要求，即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。　　内蒙古某燃煤电厂技术负责人说，他们的电厂将于明年进行超低排放改造，根据《通知》规定，他们的电厂改造完毕之后应该能获得度电补贴 0.5分。然而，从全国范围来看，超低排放改造之后的总成本加上运维和财务费用，大约在2.5-2.7分左右，高的甚至能到3分。因此，此次补贴电价的出台将部分释放燃煤电厂的超低排放改造压力。　　上述电价将于2016年1月1日正式执行。该文件被认为是继12月2日国务院常务会议决定在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放改造之后的重要补充。　　通知全文如下：　　国家发展改革委 环境保护部 国家能源局关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知　　发改价格[2015]2835号　　各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、环保厅、能源局，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司：　　为贯彻落实2015年《政府工作报告》关于“推动燃煤电厂超低排放改造”的要求，推进煤炭清洁高效利用，促进节能减排和大气污染治理，决定对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策。现就有关事项通知如下：　　一、明确电价支持标准　　超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值(以下简称“超低限值”)要求，即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3 。为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税) 对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5 分钱(含税)。省级能源主管部门负责确认适用上网电价支持政策的机组类型。超低排放电价政策增加的购电支出在销售电价调整时疏导。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。　　二、实行事后兑付政策　　超低排放电价支持政策实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。省级环保部门于每一季度开始之日起15个工作日内对上一季度燃煤机组超低排放情况进行核查并形成监测报告，同时抄送省级价格主管部门。电网企业自收到环保部门出具的监测报告之日起10个工作日内向燃煤电厂兑现电价加价资金。对符合超低限值的时间比率达到或高于99%的机组，该季度加价电量按其上网电量的100%执行 对符合超低限值的时间比率低于99%但达到或超过80%的机组，该季度加价电量按其上网电量乘以符合超低限值的时间比率扣减10%的比例计算 对符合超低限值的时间比率低于80%的机组，该季度不享受电价加价政策。其中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。燃煤电厂弄虚作假篡改超低排放数据的，自篡改数据的季度起三个季度内不得享受加价政策。　　三、政策执行时间　　上述规定自2016年1月1日起执行，此前完成超低排放建设并经省级环保部门验收合格的，无论是否已经开始享受电价加价政策，自2016年1月1日起均按照新规定的加价政策执行。　　国家发展改革委　　环境保护部　　国家能源局　　2015年12月2日

p 　　环境保护部于近日首次以国家环境保护标准发布了《火电厂污染防治可行技术指南》(HJ2301-2017)，以期进一步落实排污许可制度，加强和规范火电厂烟气、水、噪声、固体废物污染防治，改善环境质量，推动火电行业污染防治措施升级改造与技术进步。日前，环境保护部科技标准司有关负责人就这一技术指南的相关问题以及如何理解、贯彻这一技术指南，接受了记者采访。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp strong 记者：制定《火电厂污染防治可行技术指南》的必要性和背景情况? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：本《技术指南》制定的必要性主要体现在“环境改善的要求、火电发展的要求、技术进步的要求、环境管理的要求”4个方面。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 一是环境改善的要求。随着我国工业化和城市化进程加快，空气污染问题日益突出，持续发生的大面积雾霾事件引起了全社会对环境空气质量的关注。导致雾霾的主要内因是燃煤、机动车尾气排放和工业污染排放，而其中燃煤量巨大成为多数城市大气污染的主要原因。据统计，中国电力行业耗煤量约占全国煤炭总消耗量的一半，控制燃煤电厂的大气污染物排放就成了重中之重。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是火电发展的要求。“十三五”期间或更长时间内，我国经济仍需保持中高速发展，能源发展、电力发展是我国实现“全面建成小康社会新目标”的刚性需求。从我国能源资源禀赋来看，火电以煤电为主，并且仍然是中长期电力发展的主流。因此，制定火电厂污染防治可行技术指南就显得格外重要。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是技术进步的要求。2014年6月7日，国务院印发了《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，首次在政府文件中明确“提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平”。各级政府与煤电行业积极响应，主动作为，大力推进煤电“超低排放”行动，取得了卓越的成效，在减排技术上也取得了重大突破。但是，现有燃煤电厂烟气超低排放工程在应用中也出现部分工程将各种技术简单堆积，造成改造费用过高、能耗过高等诸多问题。为更好地落实环境保护部、国家发改委、国家能源局联合发布的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，在2020年前完成燃煤电厂超低排放改造任务，迫切需要制定有关燃煤电厂烟气超低排放的技术指南，引导企业选择可靠合理的超低排放技术路线。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 四是环境管理的要求。我国的环境管理已转移到以环境质量改善为核心的管理模式上，并且正在积极推进企业的排污许可证管理制度。国务院办公厅发布的《控制污染物排放许可制实施方案》中指出，要“建立健全基于排放标准的可行技术体系，推动企事业单位污染防治措施升级改造与技术进步” 环境保护部发布《火电行业排污许可证申请与核发技术规范》中明确可行技术的相关要求参照行业污染防治可行技术指南。为适应当前的环境管理新形势，环境保护部启动“火电厂污染防治可行技术指南”编制工作，以指导火电行业全过程、全因素污染防治技术应用，推动火电企业排污许可证的实施与管理，增强环境管理的科学性。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：《火电厂污染防治可行技术指南》有哪些亮点? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：一是明确颗粒物术语和定义。燃煤电厂排放烟气中不仅含有除尘器未能完全收集的烟尘颗粒，还包括烟气脱硫、脱硝过程中产生的次生颗粒物。因此,本《技术指南》中首次将燃煤电厂排放烟气中的“烟尘”定义为颗粒物，即悬浮于排放烟气中的固体和液体颗粒状物质。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是首次提出石灰石—石膏湿法复合塔脱硫技术与pH值分区技术。近5年来，随着火电厂大气污染物排放标准趋严，污染治理技术发展迅速，为实现二氧化硫超低排放，主要采用复合塔技术和pH值分区技术，通过调整塔内喷淋布置、烟气流场优化、加装提效组件等方法提高脱硫效率，形成多种新型高效脱硫工艺。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是指南不仅明确烟气达标可行技术，还明确了超低排放可行技术，并优化技术路线，为排污许可证制度的实施提供技术支持，规范超低排放，引领行业产业发展和技术创新。本《技术指南》中提出，燃煤电厂在选择超低排放技术路线时，应遵循“因煤制宜，因炉制宜，因地制宜，统筹协同，兼顾发展”的基本原则，选择技术成熟可靠、经济合理可行、运行长期稳定、维护管理简单方便、具有一定节能效果的技术。同时，本指南还通过图或表等直观易懂的表达方式分别给出了颗粒物、二氧化硫、氮氧化物超低排放技术选择方法，给出了典型的烟气污染物超低排放技术路线。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 以颗粒物为例，目前典型技术路线有以下3种：以湿式电除尘器做为二次除尘的超低排放技术路线 以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘的超低排放技术路线 以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线。工程实际应用中需考虑不同污染物治理设施之间的协同作用，针对不同燃煤电厂的具体条件选择适宜的技术路线。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：如何理解《技术指南》中提出的“因煤制宜，因炉制宜，因地制宜，统筹协同，兼顾发展”的超低排放技术路线选择原则? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：因煤制宜，不仅要考虑设计煤种、校核煤种，更要考虑随着市场变化，电厂可能燃烧的煤种与煤质波动，要确保在燃用不利煤质条件下，污染物能够实现超低排放。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 例如，对于煤质较为稳定、灰分较低、易于荷电、灰硫比较大的烟气条件，选择低低温电除尘器+复合塔脱硫系统协同除尘作为颗粒物超低排放的技术路线，是一种经济合理的选择。对于煤质波动大、灰分较高、荷电性能差、灰硫比较小的烟气条件，则应优先选择电袋复合除尘器或袋式除尘器进行除尘，后面是否加装湿式电除尘器，则取决于除尘器的出口浓度以及后面采用的脱硫工艺的协同除尘效果，湿式电除尘器是应对不利因素的最佳选择。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 因炉制宜，主要是考虑不同炉型对飞灰成分与性质的影响。如循环流化床锅炉，适用于劣质燃料的燃烧，通常灰分含量高，颗粒粒径较煤粉炉大，排烟温度也普遍较高，原则上优先选择电袋复合除尘器或袋式除尘器 对于燃烧热值较高煤炭的循环流化床，可选用余热利用的低低温电除尘器。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 因地制宜，既要考虑改造机组的场地条件，也要考虑机组所处的海拔高程。如采用双塔双pH值脱硫工艺、加装湿式电除尘器、增加电除尘器的电场数等一般都需要场地或空间条件。对于高海拔的燃煤电厂，还应考虑相应高程的空气影响烟气条件，从而影响电除尘器的性能。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 统筹协同，烟气超低排放是一项系统工程，各设施之间相互影响，在设计、施工、运行过程中，要统筹考虑各设施之间的协同作用，全流程优化，实现控制效果好、运行能耗低、成本最经济的最佳状态。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 兼顾发展，就是不仅要满足现在的排放要求，还应考虑排放要求的发展以及技术、市场的发展变化。如目前我国燃煤电厂排放要求中，对烟气中的三氧化硫排放没有要求，对汞及其化合物的排放要求还比较宽松，技术路线选择时就应考虑下一步排放限值的发展。此外，污染防治技术也在不断发展，需要考虑技术进步及其改造的可能性。煤炭市场、电力市场等均处于不断变化之中，煤质稳定性有无保障，电力负荷的变化与煤电深度调峰对烟气成份的影响等，在选择技术路线时都需要考虑。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 总之，燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择既要考虑初始投资，也要考虑长期的运行费用 既要考虑投入，也要考虑节能减排的产出效益 既要考虑技术的先进性，也要考虑其运行可靠性 既要考虑超低排放的长期稳定性，也要考虑故障时运行维护的方便性 既要立足现在，也要兼顾长远。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：本《技术指南》与之前2010年发布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行)》有哪些不同? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：与2010年发布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南》相比，本《技术指南》不同之处主要体现在以下9个方面： /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 一是调整了适用范围，本《技术指南》适用范围与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)一致，其中烟气污染防治技术以100MW及以上的燃煤电厂烟气治理为重点。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是强化了工艺过程煤尘污染防治技术，增加了灰场扬尘防治技术，增加液氨与氨水的装卸、输送与贮存污染防治技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是烟气除尘技术方面增加了近几年发展和应用的低低温电除尘技术、湿式电除尘技术以及超净电袋复合除尘技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 四是烟气脱硫技术方面增加了石灰石—石膏湿法脱硫复合塔脱硫技术、pH值分区脱硫技术 删除发展前景不佳的等离子体脱硫脱硝技术，增加具有研发价值的资源化脱硫技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 五是烟气脱硝技术方面增加SNCR-SCR联合脱硝技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 六是增加了烟气超低排放技术路线选择原则、方法及典型技术路线，这是本《技术指南》特色亮点。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 七是废水治理技术方面增加氨区废水处理技术和废水近零排放技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 八是噪声治理技术方面调整相关噪声治理措施的治理效果，增加封闭式隔声机房噪声治理技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 九是固体废弃物处置方面，随着电袋复合除尘和袋式除尘技术在火电行业的发展与应用，增加废弃滤袋的回用与处置技术。 /p

2014年3月18日，由北京迪特锐科技有限公司组织举办的&ldquo 固定污染源烟气汞测试脱除技术及PM2.5测试技术交流会&rdquo 在北京兰溪宾馆召开。会议特邀国家分析测试中心李玉武主任、清华大学热能工程系禚玉群研究员、中国环境科学研究院大气所薛志钢研究员、清华大学环境学院蒋靖坤副教授、美国雅保公司刘昕博士、美国ES公司(ESC)总经理David作了专题报告，全国环境领域的重点高校、科研院所，环境监测站、国企以及电力系统的部分企事业单位(参会单位名单见后)近百人参加了此次交流会。会议由迪特锐公司邵经理主持。 会议现场 　　目前环境空气汞和PM2.5污染已经成为当前面临的主要环境问题，汞作为一种对人体有害的全球性重金属污染物，已经引起国际上的高度关注。而PM2.5作为灰霾的主要成分也已成为当今社会广泛关注的热点话题。会上六位专家针对固定源排放的汞和PM2.5测试技术，结合自身工作内容，与在场的其他参会人员进行了知识交流和分享经验。 　　ES公司总经理David发言报告中首先介绍了ES公司的背景，接着详细介绍了烟气汞和PM2.5/10便携式采样仪(C-5100型和A-2000型)及其对应的方法标准，包括Ontario Hydro Method(安大略法)和EPA方法201A/202，以及烟气汞活性炭吸附采样仪(HG-220和HG-324K)及其对应的采样方法EPA方法30B和Appendix K，他还对基于活性炭长期吸附方法的HGK-PFI 型汞在线监测系统(Mercury CEM)和符合美国方法标准CTM-039的FPM型 便携式细颗粒物稀释采样系统进行了介绍。 美国ES公司总经理 　　李玉武主任对CVAAS、CVAFS、ICP-MS以及塞曼效应原子吸收法(ZAAS)等几种常见的汞分析方法原理、特点及其对应的国内外方法标准进行了比较分析，得出最后一种方法在稳定性、灵敏性和重现性方面综合优于其他方法。此外对安大略法(OHM)和方法30B两种汞采样方法和实验室中使用质控图法评估测量不确定度进行了介绍。 国家环境分析测试中心李玉武主任 　　刘昕博士首先介绍了雅保公司的发展背景、美国汞控制立法情况和美国燃煤电厂的汞控制技术，然后分别介绍了雅保公司通过煤里添加溴化钙溶液氧化元素汞、混凝土无害溴化活性碳喷射吸附脱汞技术，及其在我国开展的烟气汞脱除试点等工作的内容，并总结出适合我国国情的燃煤电厂、水泥厂烟气汞控制技术。 美国雅保公司刘昕博士 　　蒋靖坤副教授对目前国内外的几种分粒径颗粒物采样方法进行了比较分析，他指出采样方法总体分为直接采样法和稀释采样法两大类。直接采样法又包括惯性撞击分级采样法、虚拟惯性撞击分级采样法、旋风分级采样法三种，其中惯性采样法由于切割头尺寸较大和颗粒物二次反弹等问题在我国使用受限，虚拟撞击采样法较好的解决了颗粒物的二次反弹，但存在小粒子污染现象，而且目前尚无商业化的产品，第三种旋风分级法适应范围较广，可满足高温高尘环境采样，而且对于 PM2.5 有很好的切割效果，但针对国内采样孔大小同样存在尺寸偏大问题。此外他还介绍了稀释通道系统的设计原理和思路，并建议我国修改固定源采样孔大小的标准，建立固定源 PM2.5 稀释采样法标准。 清华大学环境学院蒋靖坤副教授 　　薛志钢研究员结合烟气汞排放特征的测试和燃煤电厂开展的烟气汞脱除试点工作，首先对比分析了烟气汞在线监测系统(Hg CEMS)和手动比对方法(OHM & 30B)的原理、特点，提出二者应结合使用，并且不同电厂应通过实测采取不同脱汞方法的新思路，并分享了试点电厂汞脱除试验的成果。此外，还简单介绍了针对水泥行业开展的分粒径颗粒物排放特征测试的研究结果。 中国环境科学研究院薛志钢研究员 　　清华大学热能工程系禚玉群研究员首先介绍了燃煤与汞排放控制的相关背景，提出燃煤电厂同时有脱硝、除尘和脱硫的情况下可采用非碳基吸附剂进行吸附脱汞的方法，并结合实验室研究和工业应用结果，提出改性沸石和改性氧化铝在烟气条件下具有较高的汞吸附脱除能力，相比于活性炭吸附成本较低，在已装备SCR + ESP + WFGD的电厂，可以代替活性炭吸附剂使用的新方法。 清华大学热能工程系禚玉群研究员 　　此次交流会为汞和PM2.5测试控制领域的专家学者和技术人员提供了一次良好的交流机会，大家互相交流经验分享成果答疑解惑共谋合作，各位专家的精彩报告也为大家提供了宝贵的行业资讯、发展动向和前沿研究成果，可谓一次难得的学习机会。ES公司在会上分享了公司的理念，即：优质的产品，良好的服务以及可靠的产品的品质。并希望通过更多的交流，来了解用户的需求，并针对用户的建议进行更好的改进和完善工作。希望通过此次会议，让更多的学者互相交流相关的产品和技术。 　　参加交流会的单位名单： 　　中国环境监测总站 　　中国环境科学研究院 　　北京市环境科学研究院 　　国家环境分析测试中心 　　中科院过程工程研究所 　　清华大学 　　华北电力大学 　　中国矿业大学 　　北京师范大学 　　华中科技大学 　　太原理工大学 　　河南理工大学 　　北京市环境保护监测中心 　　山西省环境监测中心站 　　太原市环境监测中心站 　　云南省环境监测中心站 　　西安热工院 　　苏州热工院 　　东北电科院 　　江西电科院 　　广东电科院 　　中国电力设计集团总公司 　　北京国电富通科技发展有限责任公司　　北京国电清新环保技术股份有限公司 　　北京国电龙源环保工程有限公司 　　华北电力科学研究院有限责任公司 　　江苏方天电力技术有限公司 　　国电电力科学研究院 　　煤炭科学研究院

环境保护部公布2010年度及“十一五”全国主要污染物总量减排考核结果 “十一五”主要污染物总量减排任务全面完成 　　环境保护部新闻发言人陶德田今日向媒体通报，环境保护部会同发展改革委、统计局、监察部近日联合完成了2010年度及“十一五”各省、自治区、直辖市和五大电力集团公司主要污染物总量减排情况的考核工作。结果表明，国家确定的“十一五”主要污染物总量减排任务全面完成，但也发现个别企业问题严重，决定实行挂牌督办和进行处罚。 　　陶德田说，2010年，各地区、各部门认真贯彻落实党中央、国务院节能减排工作的决策部署，综合运用法律、经济、技术、行政等手段，不断加大工作力度，污染减排取得重大进展。2010年，全国化学需氧量排放总量1238.1万吨，比2009年下降3.09% 二氧化硫排放总量2185.1万吨，比2009年下降1.32%。与2005年相比，化学需氧量和二氧化硫排放总量分别下降12.45%和14.29%，均超额完成10%的减排任务。31个省、自治区、直辖市和新疆生产建设兵团以及国家电网公司和华能、大唐、华电、国电、中电投五大电力集团公司都较好地完成了《“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划》下达的总量控制任务(考核结果详见附表一、二)。 　　从主要减排措施来看，2010年，全国新增燃煤脱硫机组装机容量1.07亿千瓦，新增城市污水日处理能力1900万立方米。到“十一五”末，全国累计建成运行燃煤电厂脱硫设施5.32亿千瓦，火电脱硫机组装机容量比例从2005年的12%提高到82.6%，电力行业30万千瓦以上火电机组占火电装机容量比重从2005年的47%提高到70%以上 累计新增城市污水日处理能力超过6000万立方米，城市污水日处理能力达到1.25亿立方米，城市污水处理率由2005年的52%提高到75%以上 累计关停小火电机组7682.5万千瓦，提前一年半完成关闭5000万千瓦的任务 钢铁、水泥、焦化及造纸、酒精、味精、柠檬酸等高耗能高排放行业淘汰落后产能均超额完成任务。 　　陶德田指出，经核实，仍有个别企业在污染减排工作中存在突出问题。根据有关规定，决定：对污水处理设施无故不运行、长期低负荷运行、出水超标排放的天津市天津创业环保集团股份有限公司咸阳路污水处理厂、山西省太原市排水管理处污水净化三厂(殷家堡污水处理厂)、内蒙古自治区通辽市木里图污水处理厂、江苏省扬州市江都沿江汇同水处理发展有限公司、河南省周口市鹏鹞水务有限公司(沙南污水处理厂)、广西壮族自治区防城港市污水处理厂、新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市米东区污水处理厂等7家单位实行挂牌督办，责令限期整改，整改不到位或逾期未完成整改任务的，将暂停所在城市新增化学需氧量排放建设项目的环评审批 对脱硫设施运行不正常、烟气在线监测数据作假、未按期完成整改任务的内蒙古霍煤鸿骏铝自备电厂、江苏连云港新海发电有限公司、河南民权发电有限公司、河南能信热电有限公司、湖南石门发电有限公司、广东省东莞市三联热电厂、四川乐山海虹发电有限公司、甘肃西固热电公司等8家单位实行挂牌督办，责令限期整改，由有关部门扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并按规定予以相应罚款。 　　陶德田强调，环境保护部将督促和跟踪挂牌督办企业认真整改。对整改不到位或因工作不力造成重大社会影响的，监察机关将追究有关人员的责任。 　　附表一：2010年度及“十一五”全国主要污染物总量减排情况考核结果 省 份 化学需氧量 二氧化硫 2005年排放量（万吨） 2010年 2005年排放量（万吨） 2010年 排放量（万吨） 削减目标 实际削减率 完成情况 排放量（万吨） 削减目标 实际削减率 完成情况 全 国 1414.2 1238.1 -10.0% -12.45% 完成 2549.4 2185.1 -10.0% -14.29% 完成 北 京 11.60 9.20 -14.7% -20.67% 完成 19.10 11.51 -20.4% -39.73% 完成 天 津 14.60 13.20 -9.6% -9.61% 完成 26.50 23.52 -9.4% -11.26% 完成 河 北 66.07 54.62 -15.1% -17.34% 完成 149.60 123.38 -15.0% -17.53% 完成 山 西 38.70 33.31 -13.2% -13.93% 完成 151.60 124.92 -14.0% -17.6% 完成 内蒙古 29.73 27.51 -6.7% -7.46% 完成 145.60 139.41 -3.8% -4.25% 完成 辽 宁 64.44 54.16 -12.9% -15.95% 完成 119.70 102.22-12.0% -14.6%完成 吉 林 40.70 35.21 -10.3% -13.48% 完成 38.20 35.63 -4.7% -6.72% 完成 黑龙江 50.37 44.44 -10.3% -11.77% 完成 50.80 49.02 -2.0% -3.51% 完成 上 海 30.40 21.98 -14.8% -27.71% 完成 51.30 35.81 -25.9% -30.2% 完成 江 苏 96.62 78.80 -15.1% -18.44% 完成 137.30 105.05 -18.0% -23.49% 完成 浙 江 59.47 48.68 -15.1% -18.15% 完成 86.04 67.83 -15.0% -21.16% 完成 安 徽 44.37 41.11 -6.5% -7.36% 完成 57.10 53.26 -4.0% -6.72% 完成 福 建 39.40 37.26 -4.8% -5.44% 完成 46.10 40.94 -8.0% -11.2% 完成 江 西 45.73 43.11 -5.0% -5.73% 完成 61.30 55.71 -7.0% -9.13% 完成 山 东 77.03 62.05 -14.9% -19.44% 完成 200.30 153.78 -20.0% -23.22% 完成 河 南 72.08 61.97 -10.8% -14.02% 完成 162.45 133.87 -14.0% -17.59% 完成 湖 北 61.60 57.24 -5.0% -7.08% 完成 71.70 63.25-7.8% -11.78% 完成 湖 南 89.45 79.90 -10.1% -10.68% 完成 91.90 80.13 -9.0% -12.81% 完成 广 东 105.81 85.83 -15.0% -18.88% 完成 129.40 105.05 -15.0% -18.81% 完成 广 西 106.98 93.69 -12.1% -12.43% 完成 102.30 90.38 -9.9% -11.66% 完成 海 南 9.50 9.23 0.0% -2.84% 完成 2.20 2.84 100.0% 29.12% 完成 重 庆 26.90 23.45 -11.2% -12.82% 完成 83.70 71.94 -11.9% -14.05% 完成 四 川 78.32 74.07 -5.0% -5.43% 完成 129.90 113.10 -11.9% -12.93% 完成 贵 州 22.56 20.78 -7.1% -7.89% 完成 135.80 114.89 -15.0% -15.39% 完成 云 南28.47 26.83 -4.9% -5.76% 完成 52.20 50.07 -4.0% -4.08% 完成 西 藏 1.40 2.89 114.0% 106.43% 完成 0.20 0.29 1000.0% 45.0% 完成 陕 西 35.04 30.77 -10.0% -12.18% 完成 92.20 77.86 -12.0% -15.55% 完成 甘 肃 18.23 16.76 -7.7% -8.05% 完成 56.30 55.18 0.0% -1.99% 完成 青 海 7.20 8.31 18.0% 15.40% 完成 12.40 14.34 17.7% 15.61% 完成 宁 夏 14.27 12.17 -14.7% -14.72% 完成 34.30 31.08 -9.3% -9.38% 完成 新 疆 25.67 28.07 10.0% 9.35% 完成 50.24 56.94 13.9% 13.34% 完成 兵 团 1.43 1.53 10.0% 6.74% 完成 1.66 1.91 15.1% 15.09% 完成 　　备注：公告不含香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。 　　附表二：2010年度及“十一五”五大电力集团公司二氧化硫总量减排考核结果 集 团 名 称 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国华电集团公司 中国国电集团公司 中国电力投资集团公司 合 计 火电装机容量(万千瓦) 9258.2 8371.0 7191.8 7527.2 5001.6 37349.8 脱硫装机容量(万千瓦) 8637.7 8316.0 6401.4 7126.2 4890.0 35371.3 火力发电量(亿千瓦时) 4719.9 4308.8 3251.2 3824.2 2310.3 18414.3 关闭小火电容量（万千瓦） 111.847.0 50.0 104.9 139.1 452.8 2010年二氧化硫排放量(万吨) 95.6 87.1 90.9 99.9 70.3 443.9 比2009年下降比例 4.20% 5.54% 3.04% 4.17% 8.51% 4.93% 比2005年下降比例 37.17% 45.05% 49.72% 46.19% 44.33% 44.76% 目标责任书要求“十一五”下降比例 27.60% 36.90% 44.90% 42.80% 35.00% 38.10% “十一五”目标完成情况 完成 完成 完成 完成 完成 完成

氧含量在固定污染源烟囱排口CEMS中属于必测因子。由于CEMS中测量的气态污染物及颗粒物的排放浓度需要带氧折算，石化行业硫磺回收装置基准氧含量按3%考虑（见下式）。折算后的排放浓度再上传至环保部门，所以氧的测量尤为重要。目前氧的测量在CEMS中常见的测量原理有3种，原位氧化锆、抽取电化学及抽取磁氧。上述公式中：C折——折算成实际过量空气系数时的污染物排放浓度Csn干——污染物标准状态下干基质量浓度CVO2干——排放烟气中含氧量干基体积浓度CO2S——污染物排放标准中规定的该行业基准含氧量* 图片源自正版图片网站Pexels在某些石化行业硫磺回收装置的烟囱排口中CO在烟气中的含量非常高（有些高达1500mg/m3）①，原位氧化锆的测量为直接接触烟气测量，锆池的温度加热到700℃左右。CO与氧的反应温度为650℃，所以锆池的加热温度足以将其周围CO氧化成CO2，消耗锆池周围烟气中的部分氧。此时氧化锆测量的氧值就会降低，根据某个硫磺回收装置现场反映，当时烟囱排口中烟气氧含量人工比对为4%左右，CEMS氧化锆测量值仅为2%，如此大的偏差，使污染物SO2、NOx、颗粒物带氧折算后浓度出现严重失真，由此可能会给企业带来环保数据涉嫌造假的嫌疑。另外抽取电化学及抽取磁氧，由于不直接接触烟气，抽取的烟气被过滤及预处理后进入分析仪测量，而分析仪中氧模块的加热温度≤50℃，CO不会与氧发生反应。所以只会在稀释抽取法的CEMS中采用原位氧化锆测量才会出现上述问题。Thermo ScientificTM Model 200采用的就是稀释抽取法，氧的测量为原位氧化锆法。在硫磺回收装置烟囱排口中CO浓度高的工况下，解决方案就是在锆池部位进气口前端增加氧化铜CuO过滤器，利用锆池的加热温度，提前将进气中的CO与氧化铜CuO反应⓶，使CO提前转化为稳定态的CO2。又因为被还原的Cu会在高温下再次缓慢氧化为CuO(因过程较缓慢对氧的测量基本无影响)，使得CuO滤芯可以再生使用。有效的降低了烟气中CO对氧化锆测氧的影响，使氧化锆的测量绝对误差不超过±1%或相对准确度≤15%（根据HJ75标准），而且氧化铜CuO过滤器还能起到过滤烟气中烟尘的作用（大约5u的过滤精度）。这种解决方案使某些硫磺回收装置烟囱排口烟气中CO浓度大的工况下，CEMS中氧化锆测量的准确性大大提高，使污染物SO2、NOx、颗粒物带氧折算后浓度符合环保比对要求，上传环保数据合格。而且氧化铜CuO价格便宜，很容易得到，体积小安装方便，可以连续使用1年以上。注：注①：烟气中CO浓度≥500mg/m3，采用氧化锆测量就要考虑CO的影响。注⓶：互动福利赛默飞世尔科技中国简介赛默飞世尔科技进入中国发展已超过35年，在中国的总部设于上海，并在北京、广州、香港、成都、沈阳、西安、南京、武汉、昆明等地设立了分公司，员工人数约为5000名。我们的产品主要包括分析仪器、实验室设备、试剂、耗材和软件等，提供实验室综合解决方案，为各行各业的客户服务。为了满足中国市场的需求，现有7家工厂分别在上海、北京、苏州和广州等地运营。我们在全国还设立了8个应用开发中心以及示范实验室，将世界级的前沿技术和产品带给中国客户，并提供应用开发与培训等多项服务；位于上海的中国创新中心，拥有100多位专业研究人员和工程师及70多项专利。创新中心专注于针对垂直市场的产品研究和开发，结合中国市场的需求和国外先进技术，研发适合中国的技术和产品；我们拥有遍布全国的维修服务网点和特别成立的中国技术培训团队，在全国有超过2600名专业人员直接为客户提供服务。我们致力于帮助客户使世界更健康、更清洁、更安全。欲了解更多信息，请登录网站：www.thermofisher.com

p 　　中国大气网从环保部了解到，为防治火电厂排放废气、废水、噪声、固体废物等造成的污染，改善环境质量，保护生态环境，促进火电行业健康持续发展及污染防治技术进步，环保部已正式发布《火电厂污染防治技术政策》，具体详情如下： /p p style=" text-align: center " 　 img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201710/noimg/bcac8b61-1646-4c47-9793-7bc9a6865eed.jpg" title=" 环保部.png" / 　 /p p style=" text-align: center " 　　 span style=" color: rgb(0, 0, 0) " strong 关于发布《火电厂污染防治技术政策》的公告 /strong /span /p p 　　为贯彻《中华人民共和国环境保护法》，改善环境质量，保障人体健康，完善环境技术管理体系，推动污染防治技术进步，环境保护部组织制定了《火电厂污染防治技术政策》，现予公布，供参照执行。 /p p 　　文件内容可登录环境保护部网站查询。 /p p 　　附件：火电厂污染防治技术政策 /p p 　　环境保护部 /p p 　　2017年1月10日 /p p 　　抄送：各省、自治区、直辖市环境保护厅(局)，新疆生产建设兵团环境保护局。 /p p 　　环境保护部办公厅2017年1月11日印发 /p p 　　附件 /p p 　　火电厂污染防治技术政策 /p p 　　一、总则 /p p 　　(一)为贯彻《中华人民共和国环境保护法》等法律法规，防治火电厂排放废气、废水、噪声、固体废物等造成的污染，改善环境质量，保护生态环境，促进火电行业健康持续发展及污染防治技术进步，制定本技术政策。 /p p 　　(二)本技术政策适用于以煤、煤矸石、泥煤、石油焦及油页岩等为燃料的火电厂，以油、气等为燃料的火电厂可参照执行。不适用于以生活垃圾、危险废物为主要燃料的火电厂。 /p p 　　(三)本技术政策为指导性技术文件，可为火电行业污染防治规划制定、污染物达标排放技术选择、环境影响评价和排污许可制度贯彻实施等环境管理及企业污染防治工作提供技术支撑。 /p p 　　(四)火电厂的污染防治应遵循和提倡源头控制与末端治理相结合的技术路线 污染防治技术的选择应因煤制宜、因炉制宜、因地制宜，并统筹兼顾技术先进、经济合理、便于维护的原则。 /p p 　　二、源头控制 /p p 　　(一)全国新建燃煤发电项目原则上应采用60万千瓦以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时。 /p p 　　(二)进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组。 /p p 　　(三)坚持“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，科学制定热电联产规划和供热专项规划，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。 /p p 　　(四)进一步加大煤炭的洗选量，提高动力煤的质量。加强对煤炭开采、运输、存储、输送等过程中的环境管理，防治煤粉扬尘污染。 /p p 　　三、大气污染防治 /p p 　　(一)燃煤电厂大气污染防治应以实施达标排放为基本要求，以全面实施超低排放为目标。 /p p 　　(二)火电厂达标排放技术路线选择应遵循以下原则： /p p 　　1.火电厂除尘技术： /p p 　　火电厂除尘技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘。若飞灰工况比电阻超出1× 104~1× 1011欧姆· 厘米范围，建议优先选择电袋复合或袋式技术 否则，应通过技术经济分析，选择适宜的除尘技术。 /p p 　　2.火电厂烟气脱硫技术： /p p 　　(1)石灰石-石膏法烟气脱硫技术宜在有稳定石灰石来源的燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　(2)氨法烟气脱硫技术宜在环境不敏感、有稳定氨来源地区的30万千瓦及以下燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用，但应采取措施防止氨大量逃逸。 /p p 　　(3)海水法烟气脱硫技术在满足当地环境功能区划的前提下，宜在我国东、南部沿海海水扩散条件良好地区，燃用低硫煤种机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　(4)烟气循环流化床法脱硫技术宜在干旱缺水及环境容量较大地区，燃用中低硫煤种且容量在30万千瓦及以下机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　3.火电厂烟气氮氧化物控制技术： /p p 　　(1)火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线。 /p p 　　(2)煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术(SCR) 循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术(SNCR)。 /p p 　　(三)燃煤电厂超低排放技术路线选择时应充分考虑炉型、煤种、排放要求、场地等因素，必要时可采取“一炉一策”。具体原则如下： /p p 　　1.超低排放除尘技术宜选用高效电源电除尘、低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘及移动电极电除尘等，必要时在脱硫装置后增设湿式电除尘。 /p p 　　2.超低排放脱硫技术宜选用增效的石灰石-石膏法、氨法、海水法及烟气循环流化床法，并注重湿法脱硫技术对颗粒物的协同脱除作用。 /p p 　　(1)石灰石-石膏法应在传统空塔喷淋技术的基础上，根据煤种硫含量等参数，选择能够改善气液分布和提高传质效率的复合塔技术或可形成物理分区和自然分区的pH分区技术。 /p p 　　(2)氨法、海水法及烟气循环流化床法应在传统工艺的基础上进行提效优化。 /p p 　　3.超低排放脱硝技术煤粉锅炉宜选用高效低氮燃烧与SCR配合使用的技术路线，若不能满足排放要求，可采用增加催化剂层数、增加喷氨量等措施，应有效控制氨逃逸 循环流化床锅炉宜优先选用SNCR，必要时可采用SNCR-SCR联合技术。 /p p 　　(四)火电厂灰场及脱硫剂石灰石或石灰在装卸、存储及输送过程中应采取有效措施防治扬尘污染。 /p p 　　(五)粉煤灰运输须使用专用封闭罐车，并严格遵守有关部门规定和要求。 /p p 　　(六)火电厂烟气中汞等重金属的去除应以脱硝、除尘及脱硫等设备的协同脱除作用为首选，若仍未满足排放要求，可采用单项脱汞技术。 /p p 　　(七)火电厂除尘、脱硫及脱硝等设施在运行过程中，应统筹考虑各设施之间的协同作用，全流程优化装备。 /p p 　　四、水污染防治 /p p 　　(一)火电厂水污染防治应遵循分类处理、一水多用的原则。鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排。 /p p 　　(二)煤泥废水、空预器及省煤器冲洗废水等宜采用混凝、沉淀或过滤等方法处理后循环使用。 /p p 　　(三)含油废水宜采用隔油或气浮等方式进行处理 化学清洗废水宜采用氧化、混凝、澄清等方法进行处理，应避免与其他废水混合处理。 /p p 　　(四)脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。 /p p 　　(五)火电厂生活污水经收集后，宜采用二级生化处理，经消毒后可采用绿化、冲洗等方式回用。 /p p 　　五、固体废物污染防治 /p p 　　(一)火电厂固体废物主要包括粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋和废烟气脱硝催化剂等，应遵循优先综合利用的原则。 /p p 　　(二)粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋应使用专门的存放场地，贮存设施应参照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB 18599)的相关要求进行管理。 /p p 　　(三)粉煤灰综合利用应优先生产普通硅酸盐水泥、粉煤灰水泥及混凝土等，其指标应满足《用于水泥和混凝土中的粉煤灰》(GB/T 1596)的要求。 /p p 　　(四)应强化脱硫石膏产生、贮存、利用等过程中的环境管理，确保脱硫石膏的综合利用。 /p p 　　1.石灰石-石膏法脱硫技术所用的石灰石中碳酸钙含量应不小于90%。 /p p 　　2.燃煤电厂石灰石-石膏法烟气脱硫工艺产生的脱硫石膏的技术指标应满足《烟气脱硫石膏》(JC/T 2074)的相关要求。 /p p 　　3.脱硫石膏宜优先用于石膏建材产品或水泥调凝剂的生产。 /p p 　　(五)袋式或电袋复合除尘器产生的废旧布袋应进行无害化处理。 /p p 　　(六)失活烟气脱硝催化剂(钒钛系)应优先进行再生，不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂(钒钛系)在贮存、转移及处置等过程中应按危险废物进行管理。 /p p 　　六、噪声污染防治 /p p 　　(一)火电厂噪声污染防治应遵循“合理布局、源头控制”的原则。 /p p 　　(二)应通过合理的生产布局减少对厂界外噪声敏感目标的影响。鼓励采用低噪声设备，对于噪声较大的各类风机、磨煤机、冷却塔等应采取隔振、减振、隔声、消声等措施。 /p p 　　七、二次污染防治 /p p 　　(一)SCR、SNCR-SCR、SNCR脱硝技术及氨法脱硫技术的氨逃逸浓度应满足相关标准要求。 /p p 　　(二)火电厂应加强脱硝设施运行管理，并注重低低温电除尘器、电袋复合除尘器及湿法脱硫等措施对三氧化硫的协同脱除作用。 /p p 　　(三)脱硫石膏无综合利用条件时，应经脱水贮存，附着水含量(湿基)不应超过10%。若在灰场露天堆放时，应采取措施防治扬尘污染，并按相关要求进行防渗处理。 /p p 　　八、新技术开发 /p p 　　鼓励以下新技术、新材料和新装备研发和推广： /p p 　　(一)火电厂低浓度颗粒物、细颗粒物排放检测技术及在线监测技术，烟气中三氧化硫、氨及可凝结颗粒物等的检测与控制技术。 /p p 　　(二)W型火焰锅炉氮氧化物防治技术。 /p p 　　(三)烟气中汞等重金属控制技术与在线监测设备。 /p p 　　(四)脱硫石膏高附加值产品制备技术。 /p p 　　(五)火电厂多污染物协同治理技术。 /p p 　　(六)火电厂低温脱硝催化剂。 /p

p 　　 strong 仪器信息网讯 /strong & nbsp 2015年10月27—30日，第十六届北京分析测试学术报告会及展览会（BCEIA2015）在北京国家会议中心隆重召开。美国博纯有限责任公司上海办事处携多款产品亮相。其系统业务总监李峰接受了仪器信息网的采访，为我们重点介绍了获得“2015年BCEIA新产品奖”的GASSTM6080样气预处理系统。 /p p style=" text-align: center " img title=" IMG_0733.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/e4381e57-bd86-40c0-95cf-7a7ed989ef8b.jpg" / /p p style=" text-align: center " strong BCEIA2015上的博纯展位 /strong & nbsp /p p 　　美国博纯有限责任公司总部设在美国新泽西州Toms River，是豪迈集团旗下的子公司，主要提供气体采样和预处理类产品如，干燥器、加湿器、过滤器、冷凝器、特种气体洗涤器及完整采样系统等。博纯运用Nafion膜渗透技术，连同其它多样技术和专业知识，面向医疗、燃料电池、工业及科学应用领域提供相关样气预处理系列产品。 /p p style=" text-align: center " img title=" 博纯仪器.jpg" src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201510/insimg/c5a544cf-0b59-4b5e-bd91-bef87aceecf6.jpg" / & nbsp /p p style=" text-align: center " strong GASS-6080样气预处理系统 /strong & nbsp /p p 　　GASS-6080样气预处理系统于2014年6月2日正式上市，获得了“2015年BCEIA新产品奖”，是一款非常合适的燃煤电厂“超低排放”烟气在线监测系统预处理系统，用于烟气的降温除湿。 br/ /p p 　　2014年9月，国家发改委、环保部和国家能源局联合提出了燃煤电厂“超低排放”的要求，“超低排放”电厂的烟气一般为40-50℃，含水量为超饱和。由于水分对SO2的吸收和红外波谱的干扰，现有市场上采用冷干直抽法和非分散红外技术的CEMS系统容易出现SO2检测结果为零的情况。而GASSTM6080样气预处理系统可以在保持SO2浓度不变的情况下，降低烟气含水量，从而满足仪器检测需求。 /p p 　　GASS-6080样气预处理系统的核心技术是Nafion技术。Nafion管只允许水分子通过，而且在管内外空气湿度不一致时，高湿度空气中的水分子会自动进入低湿度空气中直至两侧湿度一致。因此如果高温高湿的烟气通过Nafion管时，在Nafion管外侧流通低温低湿的空气，则可以达到烟气降温除湿的效果。当烟气进入GASS-6080样气预处理系统后，首先经过絮凝过滤去除颗粒物、油类和酸雾等，之后进入除氨单元，最后进入Nafion管降温除湿，测量烟气露点后进入检测系统。此套系统基本没有活动部件，维护工作量小，经过GASS-6080样气预处理系统，烟气露点可以达到-20℃。目前主要用于燃煤电厂超低排放改造，只需在前端安装此系统，并更换检测限满足要求的分析仪器即可使用。 /p p & nbsp 　　未来，博纯还将推出更多适合废气监测预处理的系统，便携式烟气监测预处理系统将于今年11-12月份正式发布，VOC、PM2.5监测预处理系统的研制也已经列入计划中。 /p p style=" text-align: right " 撰稿:李学雷 /p

消息称国家环保部近日正在修订“火电厂大气污染物排放标准”等一系列相关产业设备的国家级排放标准，该标准目前正在讨论和征求意见的过程中，有望于近期正式颁布。 　　该人士透露，该标准主要对新建火电厂设备规定具体的排放指标，如单位立方米烟气排放量、运转每小时烟气排放量、发每度电烟气排放量等。经过修订，该标准将更加严格，相关指标在国际上也属于先进水平，同时，按照国内目前的设备技术水平，要满足上述标准还存在一定的难度，必须推广使用更严格的污染物控制技术。 　　该权威人士认为，这意味着新建火电厂的技术难度将加大，成本将提升，落实上述标准主要看居民承受能力和综合经济水平，毕竟发电成本的提升最终都要转嫁到消费者身上。 　　中国可再生能源学会理事长石定寰表示，考虑到各地的经济发展水平不同，该标准的落实可能不会“一刀切”，将在不同地区有区别地推行，还有可能尝试建立地区间的相互补偿政策，推进碳交易试点。分析人士认为，该标准的颁布实施将给我国相关技术研发提出新的课题，而相应的高水平设备供应缺口也将成为市场的商机。 　　我国9日已经正式批准哥本哈根气候协议。政府一直酝酿的关于节能减排、低碳经济的政策有望加快出台。

新修订的国家标准《锅炉大气污染物排放标准》将于7月1日开始实施。环保部预计，新标准实施后，我国每年排入大气的颗粒物将削减66万吨，二氧化硫将削减314万吨。 　　据介绍，我国工业锅炉数量多，且主要分布在人口密集的居住区和工业区，对当地的环境空气质量影响较大。以燃煤为主要能源的火力发电，一直是我国大气污染的重要来源之一，也是大气治理工作的重点行业之一。过去几年减排措施已经取得成效，各项污染物指标均明显下降。据中国电力企业联合会相关数据显示，截至2013年年底，累计投运火电厂烟气脱硫机组，占全国现役燃煤机组容量的90%以上，脱硝机组比例达到50%左右，其余火电机组也将在2014年年底前完成，火电污染排放得到了初步控制。下一步，大气治理工作重点就轮到了燃煤锅炉。数据显示，2012年燃煤工业锅炉累计排放烟尘410万吨、二氧化硫570万吨、氮氧化物200万吨，分别占全国排放总量的32%、26%和15%左右，是造成雾霾天气的主要原因之一。 　　新修订的《锅炉大气污染物排放标准》增加了燃煤锅炉氮氧化物和汞及其化合物的排放限值，规定了大气污染物特别排放限值，取消了按功能区和锅炉容量执行不同排放限值的规定，以及燃煤锅炉烟尘初始排放浓度限值，提高了各项污染物排放控制要求。锅炉排放新标将给相关环保产业带来几千亿元的投资需求。根据新标要求，10t/h以下的燃煤锅炉需要进行燃油和燃气锅炉改造、集中供热或并网、替代优质型煤锅炉和生物质成型燃料锅炉等措施，10t/h以上燃煤锅炉需要安装机械除尘+湿法脱硫或电除尘+湿法脱硫装置。为满足排放标准的要求，大部分在用锅炉需要进行污染治理设施的新投入，根据不同的改造方案选择，10t/h以下小锅炉改造总成本在1600亿元至2000亿元，10t/h以上燃煤锅炉，改造总投资在1608亿元至2067亿元。 　　据了解，同时由环保部会同质检总局发布的国家标准还有《生活垃圾焚烧污染控制标准》《锡、锑、汞工业污染物排放标准》和《非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法(中国第三、四阶段)》，这3项国家标准对大气污染物排放也有很大影响。

Lumex公司将于2017年2月28日-3月3日参加在南非普马兰加举办的《第12界燃煤汞及污染物排放会议》 12th Mercury and multi-pollutant emissions from coal workshop (MEC 12) 。MEC12关注汞及相关污染，包含燃煤排放工艺及减排战略，相关政策法规，排放限制等。该会议同期举办多个论坛。1. Energy Efficiency and Emission Challenges 能源效率及排放挑战南非及非洲区域国家共同举办，美国国务院协办 2.Mercury Emissions from Coal workshop 燃煤汞排放EU联合国环境规划，DEAT, the Fossil Fuel Foundation and Eskom举办3. Annual Meeting of the UN Environment Coal Partnership 联合国环境燃煤论坛年会 多年来lumex作为汞分析专家，多次受邀参加相关会议论坛，与业内行业专家进行技术分享和交流。本次会议论坛，lumex专家将介绍先进的塞曼方法热扫描技术及相关应用，该项技术实现可视化动态汞含量排放监测，可用于煤炭中总汞和分类汞排放及含量监测。编辑：LUMEX分析仪器

环境保护部新闻发言人陶德田今日向媒体通报，环境保护部会同发展改革委、统计局、监察部近日联合完成了2008年度各省、自治区、直辖市和五大电力集团公司主要污染物总量减排情况的考核工作。考核结果表明，31个省(区、市)、五大电力集团和国家电网公司完成了年度减排任务，对存在突出问题的河北沧州、山西晋中、黑龙江绥化、福建三明和晋江、湖北十堰、湖南永州和陕西商洛等8城市，以及天津陈塘热电厂、湖北鄂州电厂、四川泸州川南电厂、贵州鸭溪电厂和甘肃靖远二电厂5家电厂责令限期整改和进行处罚。 　　陶德田说，2008年，党中央、国务院高度重视污染减排工作，各地区、各部门积极贯彻落实，综合运用法律、经济、技术、行政等手段，切实加大工作力度，2008年全国新增城市污水日处理能力1149万吨，新增燃煤脱硫机组容量9712万千瓦，淘汰了一批高耗能、高污染的落后产能。全国化学需氧量排放量1320.7万吨，比2007年下降4.42% 二氧化硫排放量2321.2万吨，比2007年下降5.95%。与2005年相比，化学需氧量和二氧化硫排放总量分别下降6.61%和8.95%，不仅继续保持了双下降的良好态势，而且首次实现了任务完成进度赶上时间进度。31个省(区、市)和新疆生产建设兵团都较好完成了减排计划中确定的工作任务，化学需氧量和二氧化硫排放量均实现了年度减排目标 华能、大唐、华电、国电、中电投五大电力集团公司和国家电网公司较好完成了二氧化硫削减任务。北京等27个省(区、市)两项指标均较2007年出现下降，二氧化硫下降幅度最大的是北京市，为18.8% 化学需氧量下降幅度最大的是上海市和河北省，为9.4%。电力行业二氧化硫排放量减排成绩显著，排放量比2007年下降14.5%，国家五大电力集团公司二氧化硫排放量下降了17.9%。(考核结果详见附表一、二) 　　陶德田指出，2008年度各省、自治区、直辖市和五大电力集团公司主要污染物总量减排工作取得了成效，但仍有一些地方和企业在污水处理、脱硫设施运行等方面还存在问题。突出的是: 　　河北沧州市、山西晋中市、黑龙江绥化市、福建三明市和晋江市、湖北十堰市、湖南永州市和陕西商洛市8城市的城市污水处理厂建设严重滞后、收费政策不落实、长期处于低负荷运行及无故不运行 天津陈塘热电厂、湖北鄂州电厂、四川泸州川南电厂、贵州鸭溪电厂和甘肃靖远二电厂5家电厂脱硫设施运行不正常或烟气在线监测数据作假。根据有关规定，决定: 　　对河北沧州市、山西晋中市、黑龙江绥化市、福建三明市和晋江市、湖北十堰市、湖南永州市和陕西商洛市8城市，责令于今年年底前完成限期整改。对整改不到位或逾期未完成整改任务的，暂停审批有关城市新增化学需氧量排放的建设项目环评，并暂缓下达有关项目的国家建设资金。对天津陈塘热电厂、湖北鄂州电厂、四川泸州川南电厂、贵州鸭溪电厂和甘肃靖远二电厂5家电厂，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并按国家有关规定处罚。 　　陶德田强调，根据《主要污染物总量减排考核办法》的规定，对考核未通过且整改不到位或因工作不力造成重大社会影响的，由监察机关按照《环境保护违法违纪行为处分暂行规定》追究该地区有关责任人员的责任。 　　附表一： 2008年省、自治区、直辖市主要污染物总量减排考核结果 省 份 化 学 需　氧 量 二 氧 化 硫 2008年排放量 2008年比2007年减排比例 2008年排放量 2008年比2007年减排比例 (万吨) (万吨) 北 京 10.13 -4.92% 12.32 -18.76% 天 津 13.31 -3.05% 24.01 -1.88% 河 北 60.48 -9.37% 134.5 -9.87% 山 西 35.88 -4.11% 130.84 -5.65% 内蒙古 28.01 -2.63% 143.1 -1.70% 辽 宁 58.39 -6.97% 113.07 -8.36% 吉 林 37.43 -6.43% 37.75 -5.38% 黑龙江 47.62 -2.42% 50.63 -1.75% 上 海 26.67 -9.39% 44.61 -10.39% 江 苏 85.15 -4.47% 113.03 -7.21% 浙 江 53.86 -4.50% 74.06 -7.08% 安徽 43.29 -4.02% 55.57 -2.80% 福 建 37.82 -1.31% 42.89 -3.76% 江 西 44.53 -5.02% 58.31 -6.10% 山 东 67.86 -5.73% 169.2 -7.15% 河 南 65.09 -6.21% 145.2 -7.16% 湖 北 58.57 -2.62% 66.98 -5.34% 湖 南 88.47 -2.11% 84.05 -7.10% 广 东 96.36 -5.28% 113.59 -5.58% 广 西 101.28 -4.74% 92.46 -5.06% 海 南 10.07 -0.73% 2.17 -15.06% 重 庆 24.17 -3.82% 78.24 -5.30% 四 川 74.91 -2.85% 114.78 -2.63% 贵 州 22.18 -2.29% 123.57 -10.14% 云 南 28.05 -3.27% 50.17 -5.99% 西 藏 1.54 0.14% 0.2 5.76% 陕 西 33.21 -3.68% 88.94 -4.08% 甘 肃 17.05 -2.07% 50.15 -4.15% 青 海 7.46 -1.62% 13.48 0.66% 宁 夏 13.18 -3.86% 34.83 -5.80% 新 疆 27.1 -0.82% 56.46 0.95% 兵 团 1.61 -0.57% 2.09 0.00% 　　备注：公报不含香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。 　　附表二： 2008年五大电力集团公司主要污染物总量减排考核结果 集团名称 中国华能集团公司 中国大唐集团公司

2013年以来，随着我国大气污染问题日益严重，雾霾天数逐年增加，其中以煤为主的能源结构造成的煤烟型污染是导致大气污染的重要原因之一。随着治污减霾工作的强力推进，全国对燃煤锅炉开展了超低排放改造，与此同时“煤改气”工作的推进导致燃气锅炉数量不断增长，控制燃气锅炉的氮氧化物排放迫在眉睫，再加之醇基锅炉、生物质锅炉等新型锅炉尚未有明确排放标准，原有的标准体系已不能满足管理要求。因此近来多地印发《锅炉大气污染物排放标准》及《火电厂大气污染物排放标准》，对各种类型的锅炉的排放限值提出了明确要求，其中包括对共排放限值的要求。广东印发《锅炉大气污染物排放标准》 （DB 44/765-2019） 日前，广东印发《锅炉大气污染物排放标准》（DB 44/765-2019）。该标准在全省域范围执行，适用于燃煤、燃油、燃气和燃生物质成型燃料的每小时65蒸吨及以下蒸汽锅炉、各种容量的热水锅炉及有机热载体锅炉；各种容量的层燃炉、抛煤机炉,其中对汞排放限值的要求为0.05mg/m3,具体执行时间规定如下：一是在用锅炉自2019年7月1日起执行表1规定的大气污染物排放限值，自2020年7月1日起执行表2规定的大气污染物排放限值；二是新建锅炉自2019年4月1日（本标准实施之日）起执行表2规定的大气污染物排放限值；三是未实行清洁能源改造的每小时35蒸吨及以上燃煤锅炉自2021年1月1日起，执行表3规定的大气污染物特别排放限值。 山东印发了《火电厂大气污染物排放标准》DB37/ 664-2019 2019年3月15日，山东近日也印发了《火电厂大气污染物排放标准（DB37/ 664-2019代替DB37/ 664—2013）》。其中对汞污染物的排放提出了更为严格的要求，排放浓度限制要求为0.03mg/m3,标准将于2019年9月7日实施。陕西印发《锅炉大气污染物排放标准》DB61/ 1226-2019 2018年12月29日，陕西印发《锅炉大气污染物排放标准》。本标准规定了火力发电锅炉和工业锅炉的大气污染物浓度排放限值、监测等要求。其中对汞污染物排放限值的要求是0.03-0.05mg/m3，该标准自2019年1月29日开始实施。一起往下看吧！ LUMEX高频塞曼烟气汞解决方案 针对标准中提到的《固定污染源废气 气态汞的测定 活性炭吸附/热裂解原子吸收分光光度法》（HJ917-2017）已于2017.12.29颁布实施，我们的测汞仪也充分参与了方法验证，LUMEX针对烟气汞排放监测需求，提供成套解决方案。独特优势：采用高频塞曼背景校正技术：高选择性和灵敏度、抗干扰性强；现场便携检测：可直接野外便携检测样品中汞含量；操作简单：主机直接实时检测气体中的汞含量，复杂样品直接分析，分析结果快--1-2分钟出结果；无需金汞富集及样本前处理；高灵敏度：9.6 m光程保证灵敏性和高选择性；宽泛动态检测范围：适于高汞污染，汞含量可高达0-20000ng；独特设计满足重金属汞污染源排查；在线系统可实现无人操作监控；空气做载气，不用特殊气源； LUMEX公司是具有近30年的分析研发、生产的制造厂商，已开发拥有100多种分析方法，产品/方法用户现已遍布全球80多个国家，产品方法符合美国EPA、欧盟CE标准和中国GB/HJ等分析检测方法标准，并已通过国际ISO认证。LUMEX公司作为汞技术专家，专注于分析方法的开发和研究，为行业用户提供有效的定制化的解决方案。 （来源：LUMEX分析仪器）

由中国国家环保总局、中国科学技术部、美国环境保护署、美国能源部主办，清华大学、中国环境科学研究院、中国环境规划院承办，并有加拿大环境部、日本国立环境研究所支持参与的燃煤汞污染控制中国研讨会于2005年10月31日－11月2日在北京香格里拉酒店举行。热电集团环境仪器空气质量部作为参展商出席了此次研讨会。 此次参会代表约计180人，除主办单位、承办单位、参与单位的代表外，另有来自联合国环境规划署、加拿大卫生部、瑞典环境研究所、美国阿贡国家实验室、美国电力科学研究院、意大利CNR大气污染研究所及国内从事汞污染控制方面研究的各科研院所，包括北京大学、浙江大学、人民大学、复旦大学及中科院相关院所。国家环保局污控司樊元生、李新民、钟斌、任洪岩、刘炳江等领导分别主持了3天的会议。柴发合、周劲松、冯新斌、郑宝山。王起超、张世秋及徐旭常、郝吉明等专家教授分别在大会做了当前中国汞污染与排放的相关论题的报告。 在这次会议期间，热电集团环境仪器空气质量部首次推出了热电公司最新研制并已投入美国市场的自由态汞监测系统。该系统采用冷原子吸收技术可在线测量燃煤锅炉及垃圾焚烧厂烟气排放中环境汞、游离汞及总汞的含量。该系统目前已全部通过美国EPA的现场测试。与会代表对热电集团的产品产生了极大的兴趣，并对如何将该产品引入国内市场提出了宝贵意见。

北京市“十二五”时期环境保护和建设规划》(以下简称《规划》)7月8日上午正式发布。《规划》提出了“十二五”期间本市主要污染物总量减排目标，以及空气、水和声环境质量的规划目标。 　　记者注意到，与“十一五”有所不同，“十二五”主要污染物减排指标由“十一五”期间的两项增为4项，大气和水污染物减排指标各增加一项，大气污染物减排指标除“十一五”的二氧化硫外，还新增了氮氧化物，水污染物减排指标除原有的化学需氧量外，新增了氨氮。机动车污染和农业污染首次纳入污染减排考核范畴。 　　《规划》解读 　　【目标】2015年二级和好于二级的天数要达到80% 　　《规划》在空气、水和声环境质量等方面提出了具体指标，对污染减排也提出了明确要求。其中，要求空气质量进一步改善，首次明确提出了达标天数概念，即2015年二级和好于二级的天数要达到80% 大气污染物浓度控制指标也由“十一五”时期的4项，增至9项，包括了国家环境空气质量标准规定的全部污染物，要求二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳、苯并(a)芘、氟化物和铅等6项污染物稳定达标，总悬浮颗粒物与可吸入颗粒物年均浓度比2010年下降10%左右，臭氧污染趋势逐步减缓。也就是说，达标天数要增加，含金量也要提高。 　　《规划》规定，与2010年相比，2015年全市二氧化硫和氮氧化物排放总量分别减少13.4%和12.3% 化学需氧量和氨氮排放总量分别减少8.7%和10.1%，(其中工业和生活排放量分别减少9.8%和10.2%)。 　　【减排】今年上半年已淘汰老旧车6万辆 明年执行国五排放标准 　　在推进污染减排方面，削减二氧化硫和氮氧化物，主要是在源头上控制燃煤总量，规划控制在2000万吨以下，力争新增机动车提前执行国五排放标准，淘汰40万辆老旧机动车，退出部分落后产能 在末端治理上，主要是在燃气电厂、大型燃煤锅炉上采用低氮燃烧技术，进行脱氮，保留的水泥厂也要试点脱氮。 　　削减化学需氧量和氨氮，最主要的措施是，增加污水集中处理能力，中心城、新城和乡镇，上一批污水处理厂，提高污水处理率 对于现有的中心城污水处理厂要进行深度治理，排出的水质力争达到环境质量IV类水体标准。农业方面的畜禽养殖业也将成为“十二五”治污的重点。 　　据市环保局机车车处处长李昆生介绍，截至2010年底本市氮氧化物排放总量为18万吨左右，其中机动车污染占到一半即9万吨。为此，本市将在明年实施国五排放标准，进一步控制新车污染物增量。明年上半年提前供应国五汽柴油，这样所有在用车辆都会实现减排。同时，加强在用车达标监管，加速淘汰老旧机动车，李昆生表示，受摇号政策影响，今年前6个月已经淘汰6万余辆，其中转出占到80%，老旧机动车淘汰奖励机制目前也正在研究，将于“十二五”期间出台。 　　【空气】城六区为基本无煤区 全市燃煤总量控制在2000万吨以内 　　在改善空气质量方面，今年3月，市政府已经发布实施《北京市清洁空气行动计划》，提出了2011到2015年的大气污染控制措施。《规划》与清洁空气行动计划进行了充分的衔接，提出20项措施，除继续实施燃煤、机动车、工业污染、扬尘污染防治外，特别提出对挥发性有机物进行控制，采取措施减缓臭氧污染趋势。 　　调整能源结构，实施清洁能源替代战略，打造城六区为基本无煤区，全市燃煤总量控制在2000万吨以内。力争2012年上市新车执行国家第五阶段机动车排放标准，并按地方标准配套供应相应油品。全市炼油规模控制在1000万吨以内，水泥生产规模控制在700万吨以内。实施建设施工扬尘管控，强化道路清扫保洁和评估，积极开展扬尘污染控制区创建工作。 　　【声环境】城区噪声污染严重路段采取交通管制措施 　　《规划》要求声环境质量保持稳定，在城市快速发展的同时，要将区域环境噪声平均值控制在55分贝以内，交通干线噪声平均值控制在70分贝以内，达到国家考核要求。在保持声环境质量方面，要通过合理规划，从源头上预防噪声污染，研究制定机动车噪声准入标准，鼓励研发低噪声交通工具 在噪声防护上，要采取禁鸣、限鸣、限速等措施，并有针对性地建设隔声屏障、隔声窗等设施。 　　在城区噪声污染严重路段采取交通管制措施，实施机动车禁鸣、限速，限制高噪声车辆通过的时间。研究提高施工噪声补偿标准，研究建立施工噪声自动监测制度和施工单位信誉档案制度，并与企业资质年审挂钩。 　　【保障】实施建设项目环评“区域限批” 　　《规划》提出，要对市区两级编制的相关规划，依法开展规划环评，从源头预防环境污染。国家将与市政府签定《“十二五”主要污染物总量削减目标责任书》，市政府也要与各区县政府和有关部门签订污染减排责任书。对未完成环境改善或污染物总量削减目标的区县，要实施建设项目环评“区域限批”。 　　“十二五”期间，本市还将制订或修订大气污染防治条例等一系列地方环保法规和标准。 　　附件：北京市十二五时期环境保护和建设规划.doc

据中国证券报8月23日报道，《火电厂污染排放标准》8月底前后出台，对各项污染物的排放限值更为严格。 　　在氮氧化物方面，新规定将新建、已建脱硝装置和预留脱硝场地的燃煤电厂氮氧化物排放限值由200mg/立方米调整为100mg/立方米 在二氧化硫方面，二次征求意见稿将新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值调整为100mg/立方米 在烟尘方面，二次征求意见稿对于新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘将执行30mg/立方米的排放浓度限值。 　　新规定还新增了重点区域内大气污染物特别排放限值和燃煤电厂汞排放限值等内容。 　　报道称，有关部门表示，截至上半年，中国节能减排指标完成情况并不理想，预计完成年度指标的压力较大，特别是在氮氧化物方面。

环境保护部部长周生贤在16日于此间举行的第六届环境与发展中国(国际)论坛上表示，“十二五”期间污染减排工作将从减排指标选择、减排举措实施、减排责任落实三个方面继续深入推进，把主要污染物的排放总量的控制、环境质量改善、环境风险的防范和维护人民群众环境权益等有机结合起来。 　　周生贤在主旨报告中表示，在减排指标选择上，适当增加实施总量控制的污染因子，将主要污染物由两项扩大到四项，即化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物。在减排任务分解上，广泛听取各省区市意见，综合考虑各地的环境容量和环境承载力。在减排举措实施上，把结构减排放在更加突出的位置，继续强化工程减排和管理减排，坚持全防全控、重点攻坚、高效治理。进一步提高造纸、纺织、皮革、化工等行业的主要污染物排放标准，全面启动县县建设污水处理厂工程，提高污水处理率和负荷率 继续加强燃煤电厂脱硫，切实加强电厂脱硝，严格控制机动车尾气排放。 　　周生贤还强调，在减排责任落实上，要严格责任追究，将减排目标、任务、措施层层落实到各级政府、各个企业，充分发挥各方面力量。进一步完善减排指标、监测和考核体系，把污染减排与改善环境质量紧密结合起来，探索建立减排目标着眼环境质量、减排任务立足环境质量、减排考核依据环境质量的责任体系和工作机制。 　　本届环境与发展中国(国际)论坛由环境保护部和联合国环境规划署共同主办，中华环保联合会承办，设有一个主题峰会和四个专题论坛，40余位国内外知名环保专家学者围绕着“推进节能减排，探索环保新道路”“加强环境保护国际合作与交流”“推进农村生态环境建设”等专题进行深入研讨。

环境保护部部长周生贤在16日在第六届环境与发展中国(国际)论坛上表示，“十二五”期间污染减排工作将从减排指标选择、减排举措实施、减排责任落实三个方面继续深入推进，把主要污染物的排放总量的控制、环境质量改善、环境风险的防范和维护人民群众环境权益等有机结合起来。 　　周生贤在主旨报告中表示，在减排指标选择上，适当增加实施总量控制的污染因子，将主要污染物由两项扩大到四项，即化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物。在减排任务分解上，广泛听取各省区市意见，综合考虑各地的环境容量和环境承载力。在减排举措实施上，把结构减排放在更加突出的位置，继续强化工程减排和管理减排，坚持全防全控、重点攻坚、高效治理。进一步提高造纸、纺织、皮革、化工等行业的主要污染物排放标准，全面启动县县建设污水处理厂工程，提高污水处理率和负荷率 继续加强燃煤电厂脱硫，切实加强电厂脱硝，严格控制机动车尾气排放。 　　周生贤还强调，在减排责任落实上，要严格责任追究，将减排目标、任务、措施层层落实到各级政府、各个企业，充分发挥各方面力量。进一步完善减排指标、监测和考核体系，把污染减排与改善环境质量紧密结合起来，探索建立减排目标着眼环境质量、减排任务立足环境质量、减排考核依据环境质量的责任体系和工作机制。 　　本届环境与发展中国(国际)论坛由环境保护部和联合国环境规划署共同主办，中华环保联合会承办，设有一个主题峰会和四个专题论坛，40余位国内外知名环保专家学者围绕着“推进节能减排，探索环保新道路”“加强环境保护国际合作与交流”“推进农村生态环境建设”等专题进行深入研讨。

本报北京1月14日电(记者李禾)国家已确定将化学需氧量(COD)、二氧化硫、氨氮、氮氧化物纳入“十二五”约束性指标 2011年减排任务是，上述四种主要污染物排放量与2010年相比，均下降1.5%。这是环境保护部部长周生贤在今天结束的“2011年全国环境保护工作会议”上透露的。 　　周生贤说，“十二五”时期环保主要目标是：到2015年，单位国内生产总值二氧化碳排放大幅下降，主要污染物排放总量显著减少，生态环境质量明显改善，环境保护体系逐步完善。全国化学需氧量、二氧化硫、氨氮、氮氧化物排放总量比2010年分别削减一定比例。 　　周生贤强调，今年是“十二五”的开局之年，环保工作依然面临严峻挑战。工业化、城镇化快速发展，经济总量仍将保持高速增长，能源资源消耗还在增加，环境容量有限的基本国情不会改变，治污减排压力巨大 常规环境污染因子恶化势头有所遏制，重金属、持久性有机污染物、土壤污染、危险废物和化学品污染问题日益凸显 环境违法行为时有发生，突发环境事件呈高发势头等。 　　“因此，需提高并严格执行造纸、纺织、皮革、化工等行业的主要污染物排放标准、产业政策和国家下达的落后产能关停计划 全面启动县建设污水处理厂工程，开展农业源污染减排工程建设 加强燃煤电厂脱硫、脱硝 以京津冀、长三角和珠三角区域为重点，加强城市空气质量达标和分级管理工作，推进颗粒物、挥发性有机物污染防治，严格控制机动车尾气污染等。”周生贤说。 　　据初步测算，2010年全国化学需氧量排放量较2005年下降12%左右，二氧化硫下降14%左右。“十一五”国家化学需氧量减排目标提前半年实现，二氧化硫减排目标提前一年实现。

LB-6030型 烟气汞综合分析仪 详细介绍1概述 LB-6030型 烟气汞采样器符合美国EPA Method 30B和HJ 543-2009标准的要求，可以用来采集污染源排气中的气态总汞，也可用来监测烟道气中气态汞浓度，烟气流速，烟气温度和含氧量等参数。该仪器主要用于监测燃煤电厂废气中气态汞的含量。广泛适用于环境监测、工矿企业、劳动卫生、科研机构等部门。2执行标准GB/T 16157-1996《固体污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》EPA Method 30B《吸附管法测定燃煤污染源中气态总汞排放量》GB 13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》HJ 543-2009 《固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光度法》3技术特点l 同时满足EPA Method 30B和HJ 543-2009采样要求；l 两气路均采用高性能超低音隔膜泵，使用寿命长；l 两路完全独立的采样通道，可分别设置采样时间，采样流量和单独启动；l 采用图形彩色触控显示屏，中文菜单化操作；l 采用双气室干燥器，得到干基标况气体；l 集成化采样探头，将S型皮托管、铂电阻和采样腔整合在一起；l 采样探头具有独立加热功能，精确控制采样腔温度，且温度可调；l 交直流两用，内置高能锂电池，可连续工作6小时以上；l 进口流量压力计，可实现恒流采样，流量控制精度高；l 自动折算实际流量、标况流量、实际体积、标况体积； l 具备USB接口，可通过U盘导出数据；l 高亮度触摸显示屏，图形化操作界面；l 采样过程中停电数据自动保护，来电继续采样；l 30B取样管具有恒温功能，精确控制采样腔温度，且温度可调；l 烟气采样管和软管全程恒温伴热，气路采用无吸附材质；l 有冰浴箱，可容纳14个大型气泡吸收瓶；l 故障检测自动保护l 自动检漏功能l 软件参数标定l 用户密码保护 4工作条件4.1工作电源： AD220V±10%, 50Hz4.2环境温度： -20 ~ 50 ℃4.3环境湿度： 0 ~ 85 %4.4 环境大气压 ： 86 ~ 106 KPa4.5适用环境： 非防爆场合 5主要技术指标 主要指标参数范围分辨率准确度烟气流速2~45m/s0.1m/s±2.0%烟气温度0~ 200℃1℃±1.5℃计前温度-30~ 120℃1℃±2.0℃烟气静压-30~ 30KPa0.01KPa±1.5%烟气动压0~ 2500Pa1Pa±1.5%大气压60~110kPa0.01kPa±2.5%含氧量0~ 30%0.1%±2.0%取样管加热温度0~ 150℃0.1℃±1.5℃A路采样流量0.1~ 1.5L/min0.001L/min±2.0%B路采样流量0.1~ 1.5L/min0.001L/min±2.0%A路计前压力-30~ 0KPa0.01Kpa±1.5%B路计前压力-30~ 0Kpa0.01Kpa±1.5%A路采样时间1~ 999min1s±0.1%B路采样时间1~ 999min1s±0.1%电池工作时间（不带加热）6h主机尺寸W×D×H（419×229×341）mm主机工作电源AC220V或内置电池组主机重量5.5Kg取样管长度≥1.5m

p 　　“一个相比于鲁霾的沉重，冀霾的激烈，沪霾的湿热和粤霾的阴冷，我更喜欢京霾的醇厚，它是如此的真实，又是如此的具体。黄土的甜腥与秸秆焚烧的碳香充分混合，再加上尾气的催化和低气压的衬托，最后再经热源袅袅硫烟的勾兑，使得京霾口感干冽适口，吸入后挂肺持久绵长，让品味者肺腑欲焚，欲罢不能。”这是网友在雾霾来袭的日子里写下的段子，曾一次次刷爆“朋友圈”。其实，调侃段子的背后，透露出的则是对雾霾天气的万般无奈。亚洲开发银行和清华大学在发布的《中国国家环境分析》报告提出，尽管政府部门一直在积极治理大气污染，但世界上污染最严重的10个城市中，中国仍占了7个，在中国500个大型城市中，只有不到1%达到世界卫生组织空气质量标准。在前不久的2016中国环保上市公司峰会上，环保部环境规划院副院长兼总工程师王金南指出，目前我国几乎所有与大气污染物有关的指标的排放，在全世界都是第一，整个大气环境所面临的压力前所未有。 /p p 　　空气污染真的要了人的命，工业锅炉烟气排放难辞其咎 /p p 　　雾霾是身体健康的“隐形杀手”，甚至比2013年那场突如其来的“非典”还可怕。这并非耸人听闻。 /p p 　　“研究结果显示，中国2013年大气PM2.5所致共91.6万例过早死亡。其中燃煤导致的空气污染而过早死亡的达到36.6万例。如果采取行动控制空气污染，2030年之前大气污染水平将大幅度下降，这将避免27.5万例过早死亡。”2016年8月18日，清华大学和美国健康影响研究所联合发布的《中国燃煤和其他主要空气污染源造成的疾病负担》报告指出。“91.6万例过早死亡”，这个冰冷的数据表明人类寿命因空气污染已付出了高昂的代价。 /p p 　　《报告》称，燃煤产生的颗粒物是大气PM2.5的最重要来源因素，2013年对PM2.5年均浓度的贡献率达到40%。而在特定省市(重庆、贵州、四川)，其贡献率甚至高达近50%。燃煤已是中国疾病负担的重要贡献因素之一，2013年，燃煤产生的大气污染导致死亡率已明显高于高胆固醇甚至吸毒。 /p p 　　据《报告》的首席科学家、清华大学大气污染与控制研究所所长王书肖介绍，这是第一次在国家和省级层面对中国燃煤和其他颗粒物空气污染的主要来源引起的当前和未来的疾病负担进行的综合评估。评估结果显示，2013年中国的PM2.5人口加权平均浓度为54微克/立方米，估计99.6%的人口生活在超出世界卫生组织空气质量指南标准(10微克/立方米)的地区，工业燃煤排放导致15.5万例死亡，工业过程排放导致9.5万例死亡。“到2030年，燃煤对PM2.5年均浓度的贡献率将上升到44%—49%之间。即便按照最严格的能源消耗和污染控制理念，煤炭仍将是大气PM2.5和疾病负担的最大单一来源。” /p p 　　中国疾病预防控制中心在《大气污染与公众健康》报告中也指出：燃煤导致的大气污染已成为影响中国公众健康的最主要危险因素之一。专家估计，如果在燃烧技术和煤的转换上没有大的突破，我国的大气污染可能还会加重。“和燃煤电厂排放相比，工业和民用燃煤还存在很大减排潜力，减少工业和民用燃煤污染排放应成为未来大气污染治理的优先管理策略。”中国工程院院士、清华大学环境学院教授郝吉明曾为此呼吁。 /p p 　　“要环保必禁煤”?煤炭是我国目前仍不可替代的主要能源 /p p 　　为减少燃煤对大气造成的污染，我国在重点城市及人口稠密的中心城区设立了“禁烟区”，这使得一些人错误地认为“要环保必禁煤”，甚至一些中小城市脱离缺乏天然气、电等清洁能源的实际，不顾燃油的二硫化碳污染更严重和光化学烟雾污染的危害，也依葫芦画瓢地展开了“环保禁煤”。但实际上，小型燃煤锅炉仍源源不断地大批出厂，用户出于经济利益的考虑，和环保部门玩起了“双行头”：检查时就开启烧油、燃气锅炉，人一走依旧是燃煤锅炉当家。 /p p 　　临汾市曲沃县立恒钢铁公司转炉车间冒红烟 唐山市滦县兴隆钢铁有限公司3号高炉无组织排放严重 石家庄市晋州塑胶制品厂燃煤小锅炉正在运行 天津市北辰区河北工业大学供热站两台燃煤锅炉烟气无法达标排放……2月19日至20日，2017年第一季度空气质量专项督查的18个督查组， 对京津冀及周边地区18个城市大气污染工作进行现场督导检查，发现包括上述问题137个。由此看来，如全面实施禁煤还难以符合当下中国的国情。 /p p 　　众所周知，我国的化石能源特点是“富煤少油缺气”，煤炭在我国一次性能源结构中处于绝对位置，50年代的比例曾高达90%。数据显示，2010年，煤炭在我国一次能源消费结构中占68%，到2015年才降到64%。当前，中国煤炭年消耗量仍约占世界煤炭消费量的一半，达40亿吨。 /p p 　　在《中国可持续能源发展战略》研究报告中，20多位中科院和工程院院士一致认为，即使到2050年，我国煤炭所占能源比例仍然不会低于50%。可以预见，能源资源条件决定了我国以煤炭为主的能源消费结构在短期内难以转变，未来几十年内，在清洁能源不具备经济性的情况下，煤炭仍是我国不可替代的最主要能源。 /p p 　　中国迫切需要适合国情的治理大气污染的实用技术，燃煤工业锅炉将成为大气污染治理的主战场 /p p 　　其实，找出污染源头并不难。据不完全统计，我国在用工业锅炉约有47万余台，其中燃煤锅炉占到80%，每年所消耗标准煤约4亿吨。以达到大气污染物排放限额标准Ⅰ时段为例，每公斤标煤实际烟气量按13.46Nm3/kg计算，每年向大气排放烟气达53.84亿Nm3、烟尘16.152万吨、二氧化硫538.4万吨、氮氧化物1346万吨。数据显示，工业锅炉(65吨/小时以下)中烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染的排放比普通煤电厂还高出2—4倍。 /p p 　　为此，中国环发国际合作委员会在提交的一份建议中指出：煤炭将长期作为中国的主要能源，应推广清洁高效的洁净煤技术， 鼓励研究、开发适应中国国情的技术装备，加速自身的研究开发与自主创新。 /p p 　　2014年11月6日，国家能源局、国家发改委、环保部等七部委联合发布《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》：到2018年，推广高效锅炉50万吨，完成节能改造40万吨，提高燃煤工业锅炉运营效率6个百分点，计划节约4000万吨标准煤。 /p p 　　这是继火电行业大幅提高排放标准后，国家部委首次针对其他燃煤工业锅炉的环保提标改造措施。业内人士表示，在环保压力倒逼下，燃煤工业锅炉行业迎来了以燃煤清洁化、替代化为主要技术路线的节能减排革命，将催生数千亿元的改造、运营市场。到2018年，燃煤工业锅炉改造市场将高达4500亿元。 /p p 　　据了解，在火电与其他燃煤工业锅炉行业之间一直存在大气污染物排放双重标准，燃煤工业锅炉标准低，与火电超临界、超超临界机组相比，技术水平和环保措施落后至少十年。我国工业锅炉平均热效率仅为60%，较国外低20%—25%。工业窑炉超过16万座，年耗煤量3亿吨，供热窑炉平均热效率仅为40%，较国外低10%—30%。技术装备落后、环保设施不到位是导致燃烧效率低、污染物排放浓度高的直接原因。 /p p 　　消除工业污染，中国要走自己的治霾道路 /p p 　　我国自2013年起已出台一系列治霾政策与法规，环保治理虽初见成效，但仍任重道远。专家表示，我国工业化进程比发达国家晚，雾霾成因更为复杂，治霾要充分考虑自身国情。作为发展中国家，在现阶段资金不足，缺乏先进的、适用的新技术是我国在发展能源工业中消除污染、保护环境很难逾越的障碍。 /p p 　　对污染防治技术，中国政府报告明确指出：我国环境科技研究的任务，应该是发展适合我国国情的实用技术，努力协调经济发展和环境保护之间的关系，控制环境污染的发展。根据我国的能源结构、资源条件和经济能力，以燃煤为主的基本格局将成为我国大气污染控制的出发点和立足点。今后的研究方向是采用综合的、低投资、低运行费、高效益、适合国情的技术。 /p p 　　“煤炭本身不是污染，可以通过技术进步实现洁净利用，我国要实现以节能减排治理雾霾天气，必须靠科技手段解决。”烟台华盛燃烧设备工程有限公司董事长姜政华在接受科技日报记者采访时一语中的。他认为，当前社会普遍对治霾的难度认识还不够充分，同时经济效益至上和监管力量薄弱也降低了雾霾治理的效果。我国的一些环保技术如电厂超低排放等已达到甚至超过了国际先进水平，大部分电厂也安装了在线实时监测系统，但仍然有许多工厂偷排，其实都是经济在作祟。更重要的是，关于雾霾治理的技术路线还缺乏创新。无论是英国、美国还是日本，都经历过从制定标准到标准执行、从技术开发到技术应用的过程。我国应该从科学研究出发，针对现实问题，多方参与治理，才能重现“蓝天”。 /p p 　　大气污染催生新技术，“控制锅炉烟气排放总量”在我国首次提出 /p p 　　面对我国严峻的空气污染治理形势，企业家们看在眼里，急在心里。日前，姜政华就在国内率先提出了“控制锅炉烟气排放总量，减少废烟气向大气排放”新方法，旨在通过采用富氧烟气再循环技术，为我国工业锅炉及电厂中小型锅炉实现大幅度节能减排找到新的出路。 /p p 　　烟气再循环是指把锅炉煤炭燃烧后排出的烟气抽回10%—20%，再送进锅炉作为一部分送风助燃，故称烟气再循环。因抽回的烟气中含氮量比空气中含氮气低又称为低碳燃烧技术，烟气再循环低碳燃烧技术是当前大型火力发电锅炉的标准配置，技术成熟。 /p p 　　姜政华提出的“控制锅炉烟气排放总量”新方法，正是在这个技术之上采用富氧烟气再循环技术，可使减排、节能效率大为提高。 /p p 　　目前，热电厂锅炉采用烟气再循环技术时的烟气回收率一般都控制在10%—20%。如烟气再循环率太高，造成烟气太多，燃料就得不到充足的氧气，会出现燃烧不稳定或不完全燃烧，导致热损失增加，同时还会增加黑烟的产生量。 /p p 　　富氧烟气再循环是把锅炉煤炭燃烧后排出的烟气由原来抽回15%—20%增加到50%—70%，在50%—70%的烟气再循环中再增加一定的富氧，姜政华将这项技术命名为富氧烟气再循环混合燃烧技术。据介绍，该技术原理由研究者Home(霍姆)和Steinburg(斯坦伯格)于1981年提出。“此前我国膜法制氧富氧助燃技术尚不完备，所以国内目前还没有企业从事该技术研发。” /p p 　　据姜政华介绍，目前一般富氧烟气再循环可抽回50%烟气。工业锅炉如采用该技术后，烟气量可以降低烟尘排放50%，降低二氧化硫排放50%，降低氮氧化物排放50%。 /p p 　　“在工业燃煤锅炉采用富氧烟气再循环是可行的、技术是成熟的。不仅如此，在工业燃油、燃气、燃生物质工业锅炉、火电厂、中小炉窑等都可采用富氧烟气再循环燃烧技术，以有力控制烟气排放总量，达到减少雾霾的形成。该技术是节能减排可持续发展、治理大气污染最行之有效的简便方法，为我国工业锅炉特别是循环流化床锅炉应用膜法制氧开辟出了一条全新的路径。”姜政华告诉记者：“烟气湿度和温度都能影响雾霾天气，治理脱硫脱硝不能放松，最重要的还是采用富氧烟气再循环技术，减少烟气排放总量，此才是根治我国雾霾天气的必由之路。” /p p 　　姜政华认为，在进行大气污染治理时，最重要的设计数据之一是锅炉运行实际烟气排放量。但目前我国在用锅炉大气污染物排放限额标准都是以排出烟气每立方米含烟尘、二氧化硫、氮氧化物多少计算，而没有限定锅炉实际烟气排放总量。 /p p 　　工业锅炉运行炉膛出口空气过量系数标准应是1.3，按系数1.3计，以每公斤标煤实际烟气量按10.36Nm3/kg计算，每年就向大气排放烟气41.44亿Nm3，工业锅炉运行炉膛出口空气过量系数运行好的锅炉在1.7左右，按系数1.7计，以每公斤标煤实际烟气量按13.46Nm3/kg计算，每年就向大气排放烟气53.84亿Nm3，大部分工业锅炉运行炉膛出口空气过量系数都在2.0左右，按系数2.0计，以每公斤标煤实际烟气量按15.28Nm3/kg计算，每年就向大气排放烟气61.12亿Nm3，工业锅炉运行炉膛出口空气过量系数一般在2.0左右。与工业锅炉运行炉膛出口空气过量系数1.3相比多向大气排放烟气19.68亿Nm3，排放烟尘590.4万吨，排放二氧化硫1968万吨，排放氮氧化物4920万吨。 /p p 　　因烟气总量是根据空气过量系数的变化而变化，所以导致数据差距非常大，锅炉超排放烟气量也是直接形成大气污染的主要因素。“比较可靠的方法是在锅炉运行中实际测定排烟量，也可以根据锅炉热力计算书、热工测试报告，得出锅炉在运行负荷下的限额排放，不得超额排放排烟量。” /p p 　　现有热力设备最大的节能制约因素在于空气燃烧法。在常规的化石燃料燃烧装置中，燃烧过程都是以空气来助燃，空气中含有大量的氮气(接近79%)，因此导致烟气中CO2的浓度较低(约为13%—16%)，直接分离CO2需要消耗大量的能量，致使成本过高。“如果能在燃烧过程中大幅度提高烟气中CO的浓度，使浓度达到无需分离即可回收，就能有效控制CO2的排放。富氧烟气再循环技术就是在这种原理下产生的。”在姜政华看来，控制锅炉烟气排放总量采用烟气再循环技术应用十分灵活，既可在锅炉系统上使用，也可在其他燃烧设备、燃烧技术配合使用，都能达到降低氮氧化物生成量的目的。“通过降低燃烧器氧气的浓度，烟气还可用来输送二次燃料。如利用省煤器后烟气(温度为250℃—350℃)的一部分烟气再循环，并可以实现调节炉膛温度的作用。” /p p 　　现有工业锅炉的燃烧方式使NOx排放较高，无法通过燃烧调整达到国家环保要求。“就拿目前普遍采用的SNCR和SCR燃烧后脱硝技术，其运行成本不但高，且脱硝剂为化工产品，在消防等方面存在安全隐患，如氨逃逸会造成二次污染。”姜政华分析说。 /p p 　　相比之下，O2/CO2混合富氧燃烧技术的优越性就十分明显。首先，采用烟气再循环比达到50%左右后，以烟气中的CO2替代助燃空气中的氮气，与增加的富氧一起参与燃烧，使排烟中CO2体积分数大于95%，可直接回收CO2，与常规空气燃烧相比，SO2、NO排放量大为降低。再者，富氧烟气再循环使得燃烧装置的排烟量仅为传统方式的1/4，使锅炉烟气排放量明显减少，排烟热损失的降低，也使得锅炉热效率显著提高。此外，通过调整CO2的循环比例，还可以实现燃烧、传热的优化设计。 /p p 　　膜法富氧燃烧技术已在我国钢铁、水泥等行业成功应用，节能减排效果显著 /p p 　　2012年8月18日，由烟台华盛燃烧设备工程有限公司研制的“MZYR-12000富氧助燃节能装置”在中国企业500强—河南天瑞集团汝州水泥有限公司日产5000吨的水泥回转窑上投入运行。这是目前我国水泥炉窑配备的最大膜法富氧助燃装置。运行效果显示，炉窑火焰温度提高了200℃，二次风温提高100℃，节煤率达到8.18%。通过在线仪表测试，炉窑排放烟气中NOx浓度降低了15.64%，二氧化硫浓度降低7.71%，烟气流速降低2.28%，各项排放指标达到了设计要求。 /p p 　　该装置采用国内尖端制造技术，率先把膜法制氧设备大型化。为保障在恶劣环境下的使用，该公司精心设计了自洁式PLC控制空气过滤系统，可确保膜组件使用寿命长达10年以上。同时，该装置还首次采用大型集成化膜组件，使富氧流量每小时可达24000立方米，能满足日产10000吨水泥炉窑和企业自备热电联产每小时450吨以下的锅炉使用。局部全富氧助燃技术的应用，不仅让工业炉窑节能率达到了10%—15%，也使设备性价比更加合理。该装置填补了该领域的国内空白，已达到国际同类产品领先水平。 /p p 　　研究表明，煤炭(包括油品、天然气)在氧浓度为26%时燃烧最完全，速度最快，温度最高，热辐量强度最大，其燃烧机理是高分子膜在压力差的作用下，使空气中的氧气优先通过进入，以提高工业炉窑内氧气的含量，让燃料中的挥发份和没燃尽的碳粒子在富氧中充分燃烧，最大化地转为热能，在不增加燃料的前提下，火焰温度提高100℃—350℃，由此达到节能之目的。 /p p 　　当前，我国工业总体上尚未摆脱高投入、高消耗、高排放的发展方式，资源能源消耗量大，生态环境问题比较突出，迫切需要加快构建科技含量高、资源消耗低、环境污染少的绿色制造体系。工业和信息化部在印发的《工业绿色发展规划(2016—2020年)》的通知中规定指出，未来五年，是落实制造强国战略的关键时期，是实现工业绿色发展的攻坚阶段。 /p p 　　“结合国家政策和要求，在我国大力推动以富氧代替空气助燃，锅炉采用控制烟气排放总量的方式，更符合工业绿色发展的方式，此举不仅有利于推进节能降耗、实现降本增效，更补齐了工业绿色发展中的重要短板。”姜政华表示。 /p

随着环境污染的越发严重，国家对锅炉烟气排放提出了更加严格的标准。面对这一发展形势，相关企业要加强锅炉烟气除尘技术的运用，并且结合实际生产情况做好除尘设备的选择，以便在响应国家政策号召的同时，给企业生产带来一定的效益。既促进了工业的可持续发展，同时为人们创造一个安全、舒适的生存环境。 下面小编针对干式与湿式两种较为实用高效的除尘技术进行简要介绍，希望对您有所帮助。 一、干式除尘技术 干式除尘技术主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘技术。其中静电除尘技术具有处理烟气量大、除尘效率高、设备阻力低、适应烟温范围宽、使用简单可靠等优点，已经应用在我国80%以上的燃煤机组。针对静电除尘的增效技术包括：低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等。通过增效的干式除尘技术，辅以湿法脱硫的协同除尘，在适宜煤质条件下，能实现烟囱出口烟尘排放浓度低于10mg/m3。 这里重点对低低温电除尘技术及其应用进行介绍： 低低温电除尘技术通过低温省煤器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到90～100℃低低温状态，除尘器工作温度在酸露点之下。 具有以下优点： ①烟气温度降低，烟尘比电阻降低，能够提高除尘效率； ②烟气温度降低，烟气量下降，风速降低，有利于细微颗粒物的捕集； ③烟气余热利用，降低煤耗； ④烟气中SO3冷凝并粘附到粉尘表面，被协同脱除； ⑤对于后续湿法脱硫系统，由于烟温降低，脱硫效率提高，工艺降温耗水量降低。 在国际上，日本低低温电除尘技术应用较为广泛，为应对日本排放标准的不断提高并解决SO3引起的酸腐蚀问题，三菱公司1997年开始研究日本基于烟气换热器装置的低低温高效烟气治理技术，现今在日本已得到大面积的推广应用，三菱、日立等低低温电除尘器配套机组容量累计已超13GW。日本橘湾电厂1050MW机组应用数据显示低低温烟气处理技术可实现烟囱出口粉尘排放浓度在5mg/m3以下，出口SO3排放浓度低于2.86 mg/m3。我国首台低低温电除尘器应用是在2010年12月广东梅县粤嘉电厂6号炉135MW机组。 2012年6月，我国首台600MW低低温电除尘在大唐宁德电厂4号炉成功投运，经第三方测试除尘器出口粉尘排放低于20mg/m3，同时具有较强的SO3、PM2.5、汞等污染物协同脱除能力。 2014年浙江嘉华电厂1000MW机组采用低低温电除尘后除尘器出口粉尘浓度降至15 mg/m3。相关的工程应用实践表明，低低温电除尘技术集成了烟气降温、高效收尘与减排节能控制等多种技术于一体。综合考虑当前我国极其严峻的“雾霾”大气污染和煤电为主的能源资源状况，低低温电除尘技术具有粉尘减排、节煤、节电、节水以及SO3减排多重效果，是我国除尘行业最急需支持应用推广的技术之一。 二、湿式静电除尘技术 湿式静电除尘技术通常用于燃煤电厂湿法脱硫后饱和湿烟气中颗粒物的脱除。要实现烟尘浓度低于5 mg/m3的超低排放，一般情况下需要配套湿式静电除尘技术。 湿式静电除尘工作原理是：烟气被金属放电线的直流高电压作用电离，荷电后的粉尘被电场力驱动到集尘极，被集尘极的冲洗水除去。与电除尘器的振打清灰相比，湿式静电除尘器是通过集尘极上形成连续的水膜高效清灰，不受粉尘比电阻影响，无反电晕及二次扬尘问题；且放电极在高湿环境中使得电场中存在大量带电雾滴，大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率，具有较高的除尘效率。湿式静电除尘技术突破了传统干式除尘器技术局限，对酸雾、细微颗粒物、超细雾滴、汞等重金属均具有良好的脱除效果。 全世界第1台除尘器为湿式静电除尘器，1907年投入运行，主要用来去除硫酸雾，后来被拓展用于电厂细微颗粒捕集。美国在用于多污染物控制的湿式静电除尘器研究及应用方面处于领先地位。国内，湿式静电除尘器在冶金行业、硫酸工业已有多年成功的运行经验，是一项非常成熟的技术，并且针对微细雾滴制定出台了环保部标准HJ/T 323—2006《电除雾器》。 主要技术特点：单体处理烟气量较小，一般不超过50000m3/h，设计烟气流速较低，一般为1m/s左右，电极多采用PV或FRP材质。随着湿式静电技术的进一步发展，其应用领域和功能也不断拓展，加之在传统脱硝、脱硫、除尘技术均已达到一定水平，湿式静电在细颗粒物、超细雾滴、SO2、NOx、Hg等雾霾前体污染物进一步协同控制和深度净化上被寄予更多预期，这也是今后发展的趋势。 三、烟气超低排放技术路线 为了减少烟气中的烟尘，实现低于5mg/m3的超低排放，除采用以上增效干式除尘技术——低低温电除尘和湿式静电除尘器之外，也可配套使用必要的过程监测仪器，如烟气分析仪（低量程在线型）Gasboard-3000Plus，对整个烟气除尘工艺流程进行过程调控优化，以最大限度的提高除尘效率，实现烟气排放符合超低排放标准。 烟气分析仪（低量程在线型）Gasboard-3000Plus结合领先的微流红外技术，创造性采用隔半气室设计，可实现200ppm内的低量程测量，在满足行业标准应用的同时，还可根据用户需求定制量程，实用性大大提高。 烟气通过低低温电除尘脱除大部分粉尘、部分SO3和颗粒汞，同时通过烟气余热的回收利用，节约电煤消耗，降低烟温和烟气量，使后续湿法脱硫节水、提效，缓解“石膏雨”现象；然后通过湿式静电除尘，使得烟气含尘量达到超低排放要求，另一方面对SO3、重金属、NH3等多污染物协同净化，并有效减少“石膏雨”；此外，烟气成分分析仪作为整个工艺流程的过程监测单元，可指导现场操作人员对SO2或NOx进行过程调控，如在系统最后治理单元——湿式深度净化装置中，可根据需要适量添加脱硫液或脱硝液，实现对烟气成分的深度净化。来源：微信公众号@工业过程气体监测技术，转载请务必注明来源！

烟气分析在化肥、水泥生产、石油化工、钢铁冶金、火力发电、垃圾处理等行业占有重要地位,不同行业烟气成分不同,但主要是含SO2、NOx、CO、CO2、O2等的气体。烟气分析仪已成为这些行业用来保证安全，稳定，高效生产的有力装置。水泥生产 在新型干法水泥烧成系统控制中，窑尾炯室和预热器筒出口烟气成分(NOx、CO、O2及SO2）含量分析极为重要。 根据分析结果，中控操作员能较准确地判断窑内的烧成温度、窑内通风、反应气氛(一般要求为氧化气氛)等状况，并作及时调整。如：根据窑尾烟室的 NOx值来加、减煤；通过 CO值及O2值来判断窑内通风状况，据此可以增、减窑尾主排风机转速或开、关三次风管闸板开度来调整窑内通风状况；还可根据 SO2)的大小及时调整窑况，防止窑尾结皮过重。特别是在窑况波动时，这些数据对窑操作员做出准确判断尤其重要。石油化工 在石油化工行业，因为石油炼制属于高耗能行业，所以节能降耗提高经济效益，成为炼油工作者追求的目标。 对于燃烧炉烟气来说，通过烟气组成分析，可以了解加热炉的燃烧情况，从而可以优化操作条件，使燃料达到最佳燃烧值；对于催化剂烧焦烟气的分析来说，通过对烟气组成的测定，可以计算出催化剂的碳氢比，了解催化剂的结焦情况，根据这些数据对装置进行优化操作，以获得最佳经济效益。由此可见，烟气分析是炼油行业一项非常重要的技术指标。钢铁冶金 对于冶金行业，在转炉烟道上安装在线烟气分析仪，实时分析转炉烟气成分(包括CO、CO2、N2、Ar2、O2、H2、CH、He等)和温度等信息，用于探测转炉炉内动态变化情况，进行连续动态控制，称为转炉烟气分析动态控制，习惯上也常称为炉气分析动态控制。它是区别于副枪动态控制的一种方法，能完成烟气定碳(也称为炉气定碳)、温度预报、喷溅预报及控制等功能，可提高转炉终点命中率，实现转炉炼钢的全程动态控制。火力发电 燃煤电厂锅炉在贡献方便的电力的同时，也产生了大量的SO2、NO等，脱硫脱销已经成为一项排放总量控制的重要手段。 大量的在线污染物在线监测系统CEMS在燃煤锅炉安装使用，这些装置的可靠准确运行以及对这些装置的监督管理十分重要，因此烟气分析仪也成为环境监测部门进行环境执法和科学管理的重要工具。垃圾处理 随着城市化进程的加快，城市垃圾成为一个严重问题。用填埋的办法处理垃圾，要占用大量土地，同时由于许多垃圾不容易分解，会造成对环境的长久污染。焚烧是处理垃圾的较好方法，燃烧后留下的残余物很少。 垃圾焚烧会产生有毒的二恶英，但是研究表明，二恶英的产生需要一定温度，通过控制燃烧温度可以控制二恶英的产生。我国许多地方要建垃圾焚烧发电厂，一方面处理垃圾，一方面利用余热，提供清洁能源。垃圾焚烧排放的废气成分非常复杂，通常需要分析的气体成分有HC、SO2、NO、NO2、NH3、CO、CO2、H2O、O2等。 与此同时，以烟气分析仪为气体分析单元的多组分在线烟气连续监测系统(CEMS)既能用于垃圾焚烧发电厂的烟气分析，也可以广泛用于其他垃圾焚烧工厂。 总之，烟气分析仪用途广泛，对工业生产和环境保护都有着重要意义。 节能减排工作是可持续发展的必经之路，也是企业社会责任的体现。 针对《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》提出的大气污染物排放标准，四方仪器自控近期重磅推出了全新升级产品——烟气分析仪（低量程在线型）Gasboard-3000Plus，该款产品采用先进的非分光红外技术（NDIR），以低量程、低成本、低维护和高精度的“三低一高”独特优势，树立了行业烟气分析仪性能标杆，为有排放监测需求的工业企业和烟气分析科研机构带来了更优选择，也为能源、环保部门真正落实我国节能减排政策送来了得力工具。

美国环境保护局(EPA)近日发布了汞和空气有毒物质标准，该标准是美国首个保护家庭不受电厂排放的汞和有毒空气，如砷、镍、酸性气体、硒和氰化物污染的国家标准。防污染控制措施已在一半以上的国家燃煤电厂中实行，该标准的使用将削减这些危险的污染物排放量。 　　EPA估计，新的保障措施将防止每年多达11000 人过早死亡和4700 次心脏病发作。该标准还将帮助美国的孩子更健康地成长，每年预防130000 例儿童哮喘症状并且减少了约6300 例儿童急性支气管炎。