我国燃煤电厂超低排放：政策、技术与实践

　　前言 4
　　第一章 我国电力发展及世界电力 1
　　1.1我国电力发展 1
　　1.1.1 电力装机容量 1
　　1.1.2 发电量 2
　　1.1.3 电力结构 3
　　1.2世界电力发展 7
　　1.2.1 装机容量 7
　　1.2.2 发电量 8
　　1.2.3 电力结构 8
　　1.2.4 电力区域分布 9
　　1.3我国电力发展与世界电力比较 9
　　1.3.1 电力高速度增长向高质量发展过渡 10
　　1.3.2 非化石能源发电需要大力发展 10
　　1.3.3 人均用电量需要进一步提高 10
　　1.4我国电力行业节能状况 11
　　1.5我国电力行业大气污染物及温室气体排放与控制 11
　　1.5.1 烟尘 11
　　1.5.2 二氧化硫 12
　　1.5.3 氮氧化物 13
　　1.5.4 温室气体 14
　　第二章 燃煤电厂超低排放提出与发展 17
　　2.1燃煤电厂超低排放概念 17
　　2.2燃煤电厂超低排放提出与相关政策要求 17
　　2.2.1 燃煤电厂超低排放提出 17
　　2.2.2 燃煤电厂超低排放主要政策要求 18
　　2.2.2.1 国家层面政策要求 18
　　2.2.2.2 地方层面政策要求 22
　　2.3燃煤电厂超低排放发展与特点分析 24
　　2.3.1 燃煤电厂超低排放发展 24
　　2.3.2 燃煤电厂超低排放特点分析 25
　　2.4燃煤电厂超低排放技术路线选择的基本原则 28
　　第三章 燃煤电厂超低排放技术路线及展望 30
　　3.1燃煤电厂超低排放颗粒物控制技术路线 30
　　3.1.1 颗粒物超低排放技术路线选择的方法 31
　　3.1.1.1 一次除尘技术选择 31
　　3.1.1.2 二次除尘技术选择 32
　　3.1.2 新建和现有机组颗粒物超低排放技术路线选择 33
　　3.1.2.1 新建机组 34
　　3.1.2.2 现有机组 34
　　3.2燃煤电厂超低排放二氧化硫控制技术路线 35
　　3.2.1 二氧化硫超低排放技术选择方法 35
　　3.2.2新建和现有机组二氧化硫超低排放技术选择 38
　　3.2.2.1 新建机组 38
　　3.2.2.2 现有机组 38
　　3.3燃煤电厂超低排放氮氧化物控制技术路线 39
　　3.3.1 氮氧化物超低排放技术路线选择方法 39
　　3.3.2新建和现有机组氮氧化物超低排放技术选择 40
　　3.4燃煤电厂超低排放非传统大气污染物控制展望 41
　　3.4.1 燃煤电厂三氧化硫排放与控制 41
　　3.4.1.1 燃煤电厂三氧化硫的产生 41
　　3.4.1.2 燃煤电厂三氧化硫的危害 42
　　3.4.1.3 燃煤电厂三氧化硫的控制 42
　　3.4.2 燃煤电厂氨排放与控制 43
　　3.4.2.1 燃煤电厂氨的产生 43
　　3.4.2.2 燃煤电厂氨的危害 44
　　3.4.2.3 燃煤电厂氨的控制 45
　　3.4.3 燃煤电厂重金属排放与控制 47
　　3.4.3.1 燃煤电厂重金属的产生 48
　　3.4.3.2 燃煤电厂重金属的危害 48
　　3.4.3.3 燃煤电厂重金属的控制 48
　　3.4.4 燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议 49
　　3.5小结 50
　　第四章 燃煤电厂超低排放性能评估 51
　　4.1燃煤电厂超低排放稳定性抽样评估（2017年前） 51
　　4.1.1 测试对象概况 51
　　4.1.2 烟尘（颗粒物）排放浓度 52
　　4.1.3 二氧化硫排放浓度 54
　　4.1.4 氮氧化物排放浓度 55
　　4.1.5 汞及其化合物及其他因子排放浓度 56
　　4.1.6 CEMS误差分析 56
　　4.1.7 小结 57
　　4.2燃煤电厂超低排放选择性稳定性评估（2017年后） 57
　　4.2.1 数据收集与统计指标 57
　　4.2.2 小时浓度排放稳定性及排放特征分析 59
　　4.2.2.1 三种污染物同时符合超低排放限值的时间比率 59
　　4.2.2.2 单项污染物符合超低排放限值的时间比率 60
　　4.2.3 月均浓度排放稳定性及排放特征分析 62
　　4.2.4 月均绩效排放特征分析 63
　　4.2.5 小结 65
　　第五章 燃煤电厂超低排放相关的环境影响评价问题 67
　　5.1政策与管理方面 67
　　5.1.1 超低排放限值尚缺乏法律效力 67
　　5.1.2 绩效总量与超低排放下实际排放总量差异明显 68
　　5.1.3 环境空气影响预测有关基础研究有待加强 69
　　5.1.4 超低排放亟需系统技术评估 69
　　5.2技术与预测方面 70
　　5.2.1排放量下降造成评价等级降低和评价范围缩小后带来的问题 70
　　5.2.2在环评中对污染治理技术路线可靠性进行充分论证的难度较大 71
　　5.2.3单个电厂实施超低排放对环境质量改善效果不明显 73
　　5.2.4单个电厂实施超低排放后能耗有所增加 74
　　5.3相关政策与建议 74
　　第六章 燃煤电厂超低排放相关的除尘实践问题 77
　　6.1 超低排放改造除尘技术路线选择问题 77
　　6.1.1 问题及原因分析 77
　　6.1.2 对策措施 78
　　6.2超低排放改造后除尘设施性能测试及时性问题 79
　　6.2.1 问题及原因分析 79
　　6.2.2 对策措施 80
　　6.3超低排放改造后烟尘协同控制问题 80
　　6.3.1 问题及原因分析 81
　　6.3.2 对策措施 82
　　6.4超低排放改造后静电除尘器由于结灰造成除尘效率降低 82
　　6.4.1 问题及原因分析 82
　　6.4.2 对策措施 83
　　6.4.2.1 静电除尘器高声强在线清灰、控垢 83
　　6.4.2.2 静电除尘器离线清灰 85
　　6.5超低排放改造后湿式电除尘器超细颗粒物脱除难度加大 85
　　6.5.1 问题及原因分析 85
　　6.5.2 对策措施 85
　　6.5.2.1 声波团聚除尘技术 85
　　6.5.2.2 声波团聚技术脱白技术 87
　　6.6超低排放改造后烟尘浓度在线监测问题 91
　　6.6.1 问题及原因分析 92
　　6.6.2 对策措施 92
　　6.7超低排放改造后设备运行管理问题 93
　　6.7.1 问题及原因分析 93
　　6.7.2 对策措施 94
　　第七章 燃煤电厂超低排放相关的脱硫实践问题 95
　　7.1超低排放改造后脱硫吸收塔喷淋层喷嘴堵塞问题 95
　　7.1.1 问题及原因分析 95
　　7.1.2 对策措施 96
　　7.2超低排放改造后脱硫吸收塔喷淋层结垢问题 97
　　7.2.1 问题及原因分析 97
　　7.2.2 对策措施 101
　　7.3超低排放改造后脱硫塔氧化风管堵塞问题 102
　　7.3.1 问题及原因分析 102
　　7.3.2 对策措施 103
　　7.3.2.1 增强运行管理规范性 103
　　7.3.2.2 氧化风管外部和内部采用超声波除垢设备 104
　　7.4超低排放改造后脱硫塔除雾器结垢问题 105
　　7.4.1 问题及原因分析 105
　　7.4.2 对策措施 106
　　7.5超低排放改造后脱硫塔溢流返浆和吸收塔浆液品质下降问题 107
　　7.5.1 问题及原因分析 107
　　7.5.2 对策措施 109
　　7.6超低排放改造后脱硫塔氯离子高问题 110
　　7.6.1 问题及原因分析 110
　　7.6.2 对策措施 112
　　7.7超低排放改造后湿法脱硫对生态环境影响 113
　　7.7.1 问题及原因分析 113
　　7.7.2 对策措施 113
　　第八章 燃煤电厂超低排放相关的脱硝实践问题 116
　　8.1脱硝设施入口氮氧化物浓度高的问题 116
　　8.1.1 问题及原因分析 116
　　8.1.2 对策措施 116
　　8.2全负荷脱硝氮氧化物超标的问题 117
　　8.2.1 问题及原因分析 117
　　8.2.2 对策措施 118
　　8.2.2.1 低温SCR催化剂研究 118
　　8.2.2.2 “增量机组”（即新建机组）脱硝系统低负荷应对措施研究 119
　　8.2.2.3 “存量机组”（即已有机组）脱硝系统应对措施研究 119
　　8.3脱硝设施喷氨优化流场均布的问题 122
　　8.3.1 问题及原因分析 122
　　8.3.2 对策措施 122
　　8.3.2.1 脱硝设施冷态调整策略 122
　　8.3.2.2 脱硝设施热态调整策略 122
　　8.3.2.3 脱硝控制优化调整 124
　　8.4脱硝系统堵塞导致NOX超标的问题 124
　　8.4.1 问题及原因分析 124
　　8.4.2 对策措施 126
　　8.4.2.1 声学技术及过滤技术解决催化剂孔道堵灰 126
　　8.4.2.2 声学技术及过滤技术解决空预器堵塞 129
　　8.4.2.3 喷氨管道堵塞解决措施 131
　　8.4.2.4 尿素热解系统堵塞解决措施 131
　　8.4.2.5 涡流混合器积灰堵塞解决措施 133
　　8.5尿素制氨技术问题 134
　　8.5.1 问题及原因分析 134
　　8.5.2 对策措施 134
　　8.6氨逃逸光程设置与维护校验的问题 135
　　8.6.1 问题及原因分析 135
　　8.6.2 对策措施 135
　　8.6.2.1 调整氨逃逸光程设置 135
　　8.6.2.2 优化氨逃逸监测仪表 135
　　8.7脱硝设施可靠性管理 135
　　8.7.1 脱硝管理可靠性方面 135
　　8.7.2 脱硝催化剂可靠性方面 136
　　第九章 燃煤电厂超低排放相关的固体废弃物实践问题 139
　　9.1超低排放后脱硫装置石膏脱水困难问题 139
　　9.1.1 问题及原因分析 139
　　9.1.2 对策措施 142
　　9.2超低排放后石膏杂质含量高问题 143
　　9.2.1 问题及原因分析 143
　　9.2.2 对策措施 145
　　9.3燃煤电厂催化剂问题 145
　　9.3.1 燃煤电厂废旧脱硝催化剂及其产生原因 145
　　9.3.1.1 SCR催化剂介绍 145
　　9.3.1.2 废旧脱硝催化剂的产生 147
　　9.3.2 国家对于废旧脱硝催化剂的相关规定 152
　　9.3.2.1废旧脱硝催化剂的危害 152
　　9.3.2.2国家对废旧脱硝催化剂的规定 153
　　9.3.2.3我国废旧脱硝催化剂的危害 154
　　9.3.3 废旧脱硝催化剂的处置要求及主要技术路线 155
　　9.3.3.1处置要求及政策导向 155
　　9.3.3.2废旧脱硝催化剂再生技术 156
　　9.3.3.3废旧脱硝催化剂资源化利用技术 160
　　9.3.3.4废旧脱硝催化剂处置技术 167
　　9.3.4 存在问题及建议 167
　　9.3.4.1脱硝催化剂需要实施精细化管理 167
　　9.3.4.2脱硝催化剂需要实施更加科学的报废处置技术路线 169
　　9.3.4.3脱硝催化剂产业需要全方位发展 169

　　王圣，国电环境保护研究院总工程师，研究员高工程师，长期从事火力发电环境保护领域的研究与工程实践，取得了丰富的研究成果；同时担任电力行业环保标委会秘书长、中国电机工程学会环保专委会秘书长等社会职务。

　　本书以我国燃煤发电行业超低排放的巨大贡献为引导，以存在的局部问题为导向，目标是能够进一步完善超低排放技术，以及提高环保设施运营与管理水平，系统优化污染防治各环节。本书系统地对我国燃煤发电行业超低排放的政策发展与技术路线进行了梳理，重点对我国燃煤发电超低排放以来发现的除尘实践问题、脱硫实践问题、脱硝实践问题、固体废弃物实践问题以及环境影响评价实践问题进行了详细分析，并提出了相应的措施。书中内容能够为政府决策、环境管理、电厂实践等提供一定的技术与政策参考。