我國燃煤電廠超低排放：政策、技術(shù)與實(shí)踐

前言 4
章 我國電力發(fā)展及世界電力 1
1.1我國電力發(fā)展 1
1.1.1 電力裝機(jī)容量 1
1.1.2 發(fā)電量 2
1.1.3 電力結(jié)構(gòu) 3
1.2世界電力發(fā)展 7
1.2.1 裝機(jī)容量 7
1.2.2 發(fā)電量 8
1.2.3 電力結(jié)構(gòu) 8
1.2.4 電力區(qū)域分布 9
1.3我國電力發(fā)展與世界電力比較 9
1.3.1 電力高速度增長向高質(zhì)量發(fā)展過渡 10
1.3.2 非化石能源發(fā)電需要大力發(fā)展 10
1.3.3 人均用電量需要進(jìn)一步提高 10
1.4我國電力行業(yè)節(jié)能狀況 11
1.5我國電力行業(yè)大氣污染物及溫室氣體排放與控制 11
1.5.1 煙塵 11
1.5.2 二氧化硫 12
1.5.3 氮氧化物 13
1.5.4 溫室氣體 14
第二章 燃煤電廠超低排放提出與發(fā)展 17
2.1燃煤電廠超低排放概念 17
2.2燃煤電廠超低排放提出與相關(guān)政策要求 17
2.2.1 燃煤電廠超低排放提出 17
2.2.2 燃煤電廠超低排放主要政策要求 18
2.2.2.1 國家層面政策要求 18
2.2.2.2 地方層面政策要求 22
2.3燃煤電廠超低排放發(fā)展與特點(diǎn)分析 24
2.3.1 燃煤電廠超低排放發(fā)展 24
2.3.2 燃煤電廠超低排放特點(diǎn)分析 25
2.4燃煤電廠超低排放技術(shù)路線選擇的基本原則 28
第三章 燃煤電廠超低排放技術(shù)路線及展望 30
3.1燃煤電廠超低排放顆粒物控制技術(shù)路線 30
3.1.1 顆粒物超低排放技術(shù)路線選擇的方法 31
3.1.1.1 一次除塵技術(shù)選擇 31
3.1.1.2 二次除塵技術(shù)選擇 32
3.1.2 新建和現(xiàn)有機(jī)組顆粒物超低排放技術(shù)路線選擇 33
3.1.2.1 新建機(jī)組 34
3.1.2.2 現(xiàn)有機(jī)組 34
3.2燃煤電廠超低排放二氧化硫控制技術(shù)路線 35
3.2.1 二氧化硫超低排放技術(shù)選擇方法 35
3.2.2新建和現(xiàn)有機(jī)組二氧化硫超低排放技術(shù)選擇 38
3.2.2.1 新建機(jī)組 38
3.2.2.2 現(xiàn)有機(jī)組 38
3.3燃煤電廠超低排放氮氧化物控制技術(shù)路線 39
3.3.1 氮氧化物超低排放技術(shù)路線選擇方法 39
3.3.2新建和現(xiàn)有機(jī)組氮氧化物超低排放技術(shù)選擇 40
3.4燃煤電廠超低排放非傳統(tǒng)大氣污染物控制展望 41
3.4.1 燃煤電廠三氧化硫排放與控制 41
3.4.1.1 燃煤電廠三氧化硫的產(chǎn)生 41
3.4.1.2 燃煤電廠三氧化硫的危害 42
3.4.1.3 燃煤電廠三氧化硫的控制 42
3.4.2 燃煤電廠氨排放與控制 43
3.4.2.1 燃煤電廠氨的產(chǎn)生 43
3.4.2.2 燃煤電廠氨的危害 44
3.4.2.3 燃煤電廠氨的控制 45
3.4.3 燃煤電廠重金屬排放與控制 47
3.4.3.1 燃煤電廠重金屬的產(chǎn)生 48
3.4.3.2 燃煤電廠重金屬的危害 48
3.4.3.3 燃煤電廠重金屬的控制 48
3.4.4 燃煤電廠非傳統(tǒng)大氣污染物控制政策建議 49
3.5小結(jié) 50
第四章 燃煤電廠超低排放性能評(píng)估 51
4.1燃煤電廠超低排放穩(wěn)定性抽樣評(píng)估（2017年前） 51
4.1.1 測試對(duì)象概況 51
4.1.2 煙塵（顆粒物）排放濃度 52
4.1.3 二氧化硫排放濃度 54
4.1.4 氮氧化物排放濃度 55
4.1.5 汞及其化合物及其他因子排放濃度 56
4.1.6 CEMS誤差分析 56
4.1.7 小結(jié) 57
4.2燃煤電廠超低排放選擇性穩(wěn)定性評(píng)估（2017年后） 57
4.2.1 數(shù)據(jù)收集與統(tǒng)計(jì)指標(biāo) 57
4.2.2 小時(shí)濃度排放穩(wěn)定性及排放特征分析 59
4.2.2.1 三種污染物同時(shí)符合超低排放限值的時(shí)間比率 59
4.2.2.2 單項(xiàng)污染物符合超低排放限值的時(shí)間比率 60
4.2.3 月均濃度排放穩(wěn)定性及排放特征分析 62
4.2.4 月均績效排放特征分析 63
4.2.5 小結(jié) 65
第五章 燃煤電廠超低排放相關(guān)的環(huán)境影響評(píng)價(jià)問題 67
5.1政策與管理方面 67
5.1.1 超低排放限值尚缺乏法律效力 67
5.1.2 績效總量與超低排放下實(shí)際排放總量差異明顯 68
5.1.3 環(huán)境空氣影響預(yù)測有關(guān)基礎(chǔ)研究有待加強(qiáng) 69
5.1.4 超低排放亟需系統(tǒng)技術(shù)評(píng)估 69
5.2技術(shù)與預(yù)測方面 70
5.2.1排放量下降造成評(píng)價(jià)等級(jí)降低和評(píng)價(jià)范圍縮小后帶來的問題 70
5.2.2在環(huán)評(píng)中對(duì)污染治理技術(shù)路線可靠性進(jìn)行充分論證的難度較大 71
5.2.3單個(gè)電廠實(shí)施超低排放對(duì)環(huán)境質(zhì)量改善效果不明顯 73
5.2.4單個(gè)電廠實(shí)施超低排放后能耗有所增加 74
5.3相關(guān)政策與建議 74
第六章 燃煤電廠超低排放相關(guān)的除塵實(shí)踐問題 77
6.1  超低排放改造除塵技術(shù)路線選擇問題 77
6.1.1 問題及原因分析 77
6.1.2 對(duì)策措施 78
6.2超低排放改造后除塵設(shè)施性能測試及時(shí)性問題 79
6.2.1 問題及原因分析 79
6.2.2 對(duì)策措施 80
6.3超低排放改造后煙塵協(xié)同控制問題 80
6.3.1 問題及原因分析 81
6.3.2 對(duì)策措施 82
6.4超低排放改造后靜電除塵器由于結(jié)灰造成除塵效率降低 82
6.4.1 問題及原因分析 82
6.4.2 對(duì)策措施 83
6.4.2.1 靜電除塵器高聲強(qiáng)在線清灰、控垢 83
6.4.2.2 靜電除塵器離線清灰 85
6.5超低排放改造后濕式電除塵器超細(xì)顆粒物脫除難度加大 85
6.5.1 問題及原因分析 85
6.5.2 對(duì)策措施 85
6.5.2.1 聲波團(tuán)聚除塵技術(shù) 85
6.5.2.2 聲波團(tuán)聚技術(shù)脫白技術(shù) 87
6.6超低排放改造后煙塵濃度在線監(jiān)測問題 91
6.6.1 問題及原因分析 92
6.6.2 對(duì)策措施 92
6.7超低排放改造后設(shè)備運(yùn)行管理問題 93
6.7.1 問題及原因分析 93
6.7.2 對(duì)策措施 94
第七章 燃煤電廠超低排放相關(guān)的脫硫?qū)嵺`問題 95
7.1超低排放改造后脫硫吸收塔噴淋層噴嘴堵塞問題 95
7.1.1 問題及原因分析 95
7.1.2 對(duì)策措施 96
7.2超低排放改造后脫硫吸收塔噴淋層結(jié)垢問題 97
7.2.1 問題及原因分析 97
7.2.2 對(duì)策措施 101
7.3超低排放改造后脫硫塔氧化風(fēng)管堵塞問題 102
7.3.1 問題及原因分析 102
7.3.2 對(duì)策措施 103
7.3.2.1 增強(qiáng)運(yùn)行管理規(guī)范性 103
7.3.2.2 氧化風(fēng)管外部和內(nèi)部采用超聲波除垢設(shè)備 104
7.4超低排放改造后脫硫塔除霧器結(jié)垢問題 105
7.4.1 問題及原因分析 105
7.4.2 對(duì)策措施 106
7.5超低排放改造后脫硫塔溢流返漿和吸收塔漿液品質(zhì)下降問題 107
7.5.1 問題及原因分析 107
7.5.2 對(duì)策措施 109
7.6超低排放改造后脫硫塔氯離子高問題 110
7.6.1 問題及原因分析 110
7.6.2 對(duì)策措施 112
7.7超低排放改造后濕法脫硫?qū)ι鷳B(tài)環(huán)境影響 113
7.7.1 問題及原因分析 113
7.7.2 對(duì)策措施 113
第八章 燃煤電廠超低排放相關(guān)的脫硝實(shí)踐問題 116
8.1脫硝設(shè)施入口氮氧化物濃度高的問題 116
8.1.1 問題及原因分析 116
8.1.2 對(duì)策措施 116
8.2全負(fù)荷脫硝氮氧化物超標(biāo)的問題 117
8.2.1 問題及原因分析 117
8.2.2 對(duì)策措施 118
8.2.2.1 低溫SCR催化劑研究 118
8.2.2.2 “增量機(jī)組”（即新建機(jī)組）脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷應(yīng)對(duì)措施研究 119
8.2.2.3 “存量機(jī)組”（即已有機(jī)組）脫硝系統(tǒng)應(yīng)對(duì)措施研究 119
8.3脫硝設(shè)施噴氨優(yōu)化流場均布的問題 122
8.3.1 問題及原因分析 122
8.3.2 對(duì)策措施 122
8.3.2.1 脫硝設(shè)施冷態(tài)調(diào)整策略 122
8.3.2.2 脫硝設(shè)施熱態(tài)調(diào)整策略 122
8.3.2.3 脫硝控制優(yōu)化調(diào)整 124
8.4脫硝系統(tǒng)堵塞導(dǎo)致NOX超標(biāo)的問題 124
8.4.1 問題及原因分析 124
8.4.2 對(duì)策措施 126
8.4.2.1 聲學(xué)技術(shù)及過濾技術(shù)解決催化劑孔道堵灰 126
8.4.2.2 聲學(xué)技術(shù)及過濾技術(shù)解決空預(yù)器堵塞 129
8.4.2.3 噴氨管道堵塞解決措施 131
8.4.2.4 尿素?zé)峤庀到y(tǒng)堵塞解決措施 131
8.4.2.5 渦流混合器積灰堵塞解決措施 133
8.5尿素制氨技術(shù)問題 134
8.5.1 問題及原因分析 134
8.5.2 對(duì)策措施 134
8.6氨逃逸光程設(shè)置與維護(hù)校驗(yàn)的問題 135
8.6.1 問題及原因分析 135
8.6.2 對(duì)策措施 135
8.6.2.1 調(diào)整氨逃逸光程設(shè)置 135
8.6.2.2 優(yōu)化氨逃逸監(jiān)測儀表 135
8.7脫硝設(shè)施可靠性管理 135
8.7.1 脫硝管理可靠性方面 135
8.7.2 脫硝催化劑可靠性方面 136
第九章 燃煤電廠超低排放相關(guān)的固體廢棄物實(shí)踐問題 139
9.1超低排放后脫硫裝置石膏脫水困難問題 139
9.1.1 問題及原因分析 139
9.1.2 對(duì)策措施 142
9.2超低排放后石膏雜質(zhì)含量高問題 143
9.2.1 問題及原因分析 143
9.2.2 對(duì)策措施 145
9.3燃煤電廠催化劑問題 145
9.3.1 燃煤電廠廢舊脫硝催化劑及其產(chǎn)生原因 145
9.3.1.1 SCR催化劑介紹 145
9.3.1.2 廢舊脫硝催化劑的產(chǎn)生 147
9.3.2 國家對(duì)于廢舊脫硝催化劑的相關(guān)規(guī)定 152
9.3.2.1廢舊脫硝催化劑的危害 152
9.3.2.2國家對(duì)廢舊脫硝催化劑的規(guī)定 153
9.3.2.3我國廢舊脫硝催化劑的危害 154
9.3.3 廢舊脫硝催化劑的處置要求及主要技術(shù)路線 155
9.3.3.1處置要求及政策導(dǎo)向 155
9.3.3.2廢舊脫硝催化劑再生技術(shù) 156
9.3.3.3廢舊脫硝催化劑資源化利用技術(shù) 160
9.3.3.4廢舊脫硝催化劑處置技術(shù) 167
9.3.4 存在問題及建議 167
9.3.4.1脫硝催化劑需要實(shí)施精細(xì)化管理 167
9.3.4.2脫硝催化劑需要實(shí)施更加科學(xué)的報(bào)廢處置技術(shù)路線 169
9.3.4.3脫硝催化劑產(chǎn)業(yè)需要全方位發(fā)展 169