随着科技的发展，火电厂超低排放规定的今日更新也在不断地推陈出新。今天，我将为大家详细介绍它的今日更新，让我们一起了解它的最新技术。

路过火力发电厂总会看到冒大烟，那些烟污染环境吗？

路过电厂时总能看到烟囱里冒着白烟，有时距离拉的很长，这滚滚白烟常常被周边居民诟病甚至投诉。可如今电厂都超低排放了，怎么还会有白烟？下面一起了解下“大白烟”的真相吧！

“ 大白烟 ”是什么？

搞清“大白烟”的实质，首先了解下云和雨的概念。

在气象学上，冷热空气交汇形成云、雨。原因是空气容纳水蒸气的能力是有限度的，在一定温度下，单位质量的空气能容纳的水蒸气最大质量称作饱和比湿度(单位：g/kg)。超过饱和比湿，水蒸气凝结成液滴形成，折射光线，肉眼可见即为云，下落即为雨。

烟囱排出的饱和湿烟气与温度较低的环境空气接触时，在烟气降温过程中，烟气中所含水蒸气过饱和凝结，凝结水滴对光线产生折射、散射，从而使烟羽呈现出白色或者灰色，称其为“湿烟羽”（俗称“大白烟”）。

简单来说，白烟就是水蒸气凝结成了小液滴，跟天上的白云是一回事。超低排放的锅炉，除雾器出口雾滴小于25mg/m3，烟囱排放的白烟绝大部分是气态水，气态水无污染。所以您通常看到的烟囱里排放的白烟都是经过处理没有污染的。

昆山源和环保科技有限公司是一家致力于环保工程规划、环保设备设计、设备制造、工程施工、售后服务于一体的专业化环保公司，专业从事废气污染、粉尘污染治理的高科技企业。公司主导产品有：废气净化塔洗涤设备、粉尘集尘设备、活性炭吸附设备、静电油烟机、RTO（储热式热力焚化炉）、NMP回收装置、废气处理配套设备FRP、PP风机、风管配置（FRP、PP、PVC、铁件、SUS304）等环保相关产品。

中国已建成世界上最大的超低排放火电厂群，这一成就有哪些意义？

中国已建成世界上最大的超低排放火电厂群，这一成就意义在于可以加强对于产业规模调整，加强环保意识及对国民经济作出重要贡献。

在中国已经建成世界上最大超低排放量的火电厂区，应对于此次火电厂超低排放以及各种大型垃圾进行焚烧，其技术装备已经达到世界领先水平。中国已经建成了此次火电厂群能够很好解决各种清洁污染等过程，能够对工业污染物深度处理以及对各种造纸和水污染全程技术获得进步和改善，能够通过各种环境监测仪器实现更多自动化和立体化对我们现在使用各种仪器能够不断进行突破创新得益于各种技术的进步是此次厂群能够快速进步和发展。不仅如此，还可以很好进行我国环保事业布局和改革进行优化，形成了全链条环保产业体系，涵盖各种技术创新和改革，加上设计装备等多个方面创新不断突破。

由于目前环境污染以及低碳意识引入我们生活，所以加强对此种观念改变和政策调整，要加强对各种环保体系和布局更加优化，加强技术改革与创新，对于各种装备制造以及设计运行维护工作，一定要加强改革创新和产业创新，这样才能够更好突破环保响应国家生态政策是环保体系不断优化。

得益于各种技术的进步我国燃煤电厂排放量不断缩小完成了各个地方的城市污水和焚烧厂的治理，对城市的生活做出明显的改善，垃圾焚烧发电厂已经成为公众所开放的重要场所之一，对这种场所改善与发扬，有利于国家低碳生活提高。而且对于此次超低排放火电厂群可以加强对各个方面改善能够给人民提供更好生活也可以促进国家进步发展。

超低排放的口号

　 篇一：超低排放方案

　1、项目概况

　本项目为电厂2×35 t/h+1×75 t/h锅炉超低排放项目，项目建成后，锅炉烟气中烟尘最终排放浓度＜5 mg/Nm3，SO2最终排放浓度＜35 mg/Nm3，NOx最终排放浓度＜50 mg/Nm3，满足超低排放指标要求。 2、编制依据

　（1）《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准； （2）《山东省火电厂大气污染物排放标准》（DB37/664-2013）； （3）山东省环保厅《关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见》（鲁环发[2015]98号）；

　（4）国家有关法律、法规、方针及产业政策和投资政策； （5）建设单位提供的有关基础资料。 3、编制原则

　（1）项目建设必须遵守国家各项政策、法规和法令，符合国家产业政策、投资方向及行业发展规划，贯彻相关的标准和规范。以满足环境保护和节能减排的社会效益为中心，兼顾投资成本和经济效益的合理性。

　（2）严格按照建设项目的范围和内容要求进行编制，遵守基本建设程序。设计中注意节省投资，合理布置装置总图。在充分分析交通运输、原料供应、水源条件及电厂可依托设施等因素的基础上，充分利用电厂现有公用工程（水、电、汽）、已形成的交通运输等有利条件，合理选择装置总图布置，尽可能节省项目建设投资，最大限度地降低项目成本。

　（3）采用的技术为国家产业政策积极推荐倡导的环保节能型、技术先进的工艺路线。在设计中按照“工艺技术成熟、装置可靠、经济运行合理”的基本原则，充分利用企业现有设施、少占用地、节约投资、合理利用资金。

　（4）认真贯彻国家有关劳动安全、工业卫生和环境保护的法律法规，三废治理实现“三同时”，提高综合治理的水平；贯彻“安全第一、预防为主”的方针，保证项目投产后符合职业安全卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。

　第二章 基础资料

　1、锅炉技术参数

　锅炉型式：循环流化床锅炉 锅炉型号规格： 1#、2#YG-35/3.82-M13 3# TG-75/3.82-M3 额定蒸发量： 1#、2#35t/h 3# 75t/h 锅炉出口烟气量：1#、2#95000 m3/h 3# 180000 m3/h 电袋除尘器出口烟尘浓度： 20 mg/Nm3 烟气出口温度： 150℃ 2、锅炉燃料

　（1）煤泥+洗矸+洗混，其中：煤泥占92% （2）燃料平均热值13800kJ/kg （3）煤泥含水量32% 3、引风机技术参数 （1）1#、2#引风机

　4、脱硫脱硝除尘系统现状及基础数据

　电厂每台锅炉设计一座电袋除尘器，除尘效率大于99.99%，出口烟尘可以控制在20 mg/Nm3；2010年投运氨法湿式炉外脱硫，采用浓度20%左右的氨水，喷淋氨水浓度5%左右，2×35t/h锅炉一座脱硫塔，1×75t/h锅炉一座脱硫塔，共两座。电厂原无脱硝系统。

　SO2初始排放浓度1100~1500 mg/Nm3，烟尘浓度（电袋除尘器出口）20 mg/Nm3，NOX初始排放浓度220~260 mg/Nm3。

　 篇二：超低排放系统

　超低排放烟气连续监测系统（CEMS）

　设备名称:烟气连续监测系统(简称CEMS)。 安装位置:除尘器出口。 安装台（套）数: 2套

　监测项目: SO2、NOx、O2浓度、烟尘浓度、温度、压力、烟气流量、湿度 气态污染物监测系统要求

　※ 品牌要求：分析仪表从SIEMENS、ABB、SICK、岛津等进口品牌中选取

　※ 量程要求：

　投标方提供的仪表应具有双量程切换功能，其最小量程应满足本工程及国家超低排放的的要求。

　SO2：0~100~500 mg/Nm3(测量范围可在现场任意设置)NO： 0~100~500 mg/Nm3(测量范围可在现场任意设置)O2： 0~5~25 VOL%

　※ 校准方式：投标方提供的气体分析仪应具有使用空气自动标定功能，并能在标定过程中对测量数据保持。 跨度偏移：<1%最小测量值/周 响应时间（在自动模式中）：≤10S 线性度：±满刻度的1％

　操作温度：5－45℃（可在0－45℃的范围内安全操作） 样品流速：2L/min

　分析仪测量数据应自动换算成干基浓度值，以满足国家环保的相关要求。

　烟尘连续监测系统技术性能要求

　本工程为超低排放工程，投标方所提供的粉尘测量系统应保证能在高湿度、低浓度等 恶劣环境下进行准确稳定测量。

　※ 品牌要求：德国ABB、德国SIEMENS、德国SICK、美国热或同等品牌原装进口产品

　※ 测量方法：稀释抽取式+激光前向散射法 探杆：加热型，长度不小于1500mm

　测量范围：0~5~15mg/Nm3 测量精度：不大于满量程2%

　校正方式：定时自动零点及量程校正 烟气湿度： ＞100%RH（含液态水） 烟气温度：< 300°C

　探头材料：316Ti 不锈钢，optionally Hastelloy哈氏镍金 防腐等级：IP65

　工作电源：220VAC/380VAC/ 50 Hz, 4 kVA

　投标方提供的的抽取式粉尘测量系统满足以上技术要求外还应具有以下证书：

　计量器具形式批准证书 国家环境保护产品认证证书

　国家环境保护部环境监测仪器质量监督检验中心出具的产品实用性

　监测报告

　注：仪器的名称、型号必须与上述证书相吻合，且在有效期内。

　脱硫塔入口烟气在线监测系统（CEMS）

　投标方提供两套烟气连续监测系统（CEMS）。CEMS采用直接抽取法，脱硫系统前监测项目为：NOx、SO2、O2、烟气温度、烟气压力、烟气湿度、烟气量,NH3(原位式)。

　投标方提供的CEMS系统应具有国家环境保护总局环境监测仪器质量监督检验中心出具的适用性检测合格报告，型号与报告内容应相符合。 4.3监测（检测）项目及参数：

　注：上表中为校核煤种100％ BMCR工况下各工艺参数实际值，请投标方考虑足够裕量并结合烟气分析仪实际可选量程选择适当的量程。

　投标方可对所提供的CEMS系统的配置进行优化，保证整个系统的'可靠运行和当地环保部门的认可，并在标书中说明。

　 篇三：超低排放(资料整理)-3

　第一部分、超低排放概述

　（一）超低排放的概念

　目前，国内外关于燃煤电厂大气污染物“超低排放”并没有严格的官方定义，实际应用中存在多种表述，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等。“超低排放”中烟尘、SO2、NOx的控制指标也不统一，多数文献或工程案例分别取《火电厂大气污染物排放标准》（GB11223-2011，以下简称《标准》）中规定的燃气轮机组的排放限值：5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，但科技部示范工程指标分别取值：4.5mg/m3、20mg/m3、30mg/m3。以上指标的确定及相互间的差异未见有说服力的科学依据。

　值得注意的是，《标准》里规定燃机标准限值的折算烟气基准含氧量是15%，而燃煤机组是6%，换算成可比条件，则燃气标准数值应是燃煤数值的2.5倍，即“超低排放”在6%含氧量的烟尘、SO2、NOx排放限值分别为12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3，而《标准》的特别排放限值分别是20mg/m3、50mg/m3和100mg/m3。通俗地讲，就是燃煤机组执行“超低排放”，比执行特别排放限值还宽松了。实际上，燃煤机组“超低排放”是在燃煤基准含氧量6%的条件下，取燃气机组排放限值作为控制指标。

　可以看出，目前“超低排放”主要定位在燃煤电厂的排放在标准限值之内的排放水平，但并没有具体的控制指标，只是广泛地将在标准之内、限值之下的排放水平统称为超低排放。

　（二）超低排放的现状

　1. 技术分析

　在现有技术水平下，完全可以通过增加环保设备和原料投入，以及优化系统、改造辅机、控制煤质等手段来实现超低排放，但仍存在一些问题：

　一是烟气脱硝理论上可以获得很高效率，但为控制很低的NOx就必须喷入更多的NH3，漏泄的NH3相应增加，锅炉尾部的腐蚀、堵塞，空气预热器压差增加的现象比较普遍。

　二是WESP运行经验不足，缺少运行指标数据。WESP由日本引进，在国内在冶金和化工等行业应用多年，一直存在设备腐蚀、烟气流场不稳、废水不易处理等缺点，在运行和检修方面比ESP复杂得多，能否长期稳定达到燃气标准数值令人担忧。

　三是部分燃煤难以达到“超低排放”。低硫、低灰、高热值燃煤是实现超低排放的基本前提，而目前中国大部分煤炭含硫等杂质比较多，实现特别排放限值都有困难，更别说超低排放。如燃煤低位发热量4000kca/kg、灰份35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5mg/m3的超低排放要求。又如，含硫量为3%的煤，其产生烟气中SO2的浓度在6900mg/m3左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69mg/m3，不能满足超低排放35mg/m3的要求。事实上，我国西南地区大部分电厂烟气中SO2浓度高达10000mg/m3以上。

　2. 经济分析

　有报道称，对于新建燃煤机组，实施超低排放与执行特别排放限

　值相比，污染物排放量下降30%～50%（平均下降45%），但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组，装机容量越大，其单位千瓦环保改造的投资越低，改造效益越显著。如600MW级及以上的现役煤电机组，实现超低排放，环保改造单位千瓦的投资额345～439元。另外，根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算，从特别排放限值到实现超低排放，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。

　可见，“超低排放”给企业的稳定运行和经济带来很大压力。从2004年开始，每一轮排放标准的提高意味着所有火电厂脱硫设施都要进行一次较大的升级改造，仔细算下来，要实现达标排放，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。

　环保部环境规划院一份最新的研究报告指出，火电行业虽然宣称燃气发电成本是0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电，但是算上煤炭的外部成本之后，这个优势将不复存在。

　3. 环境效益

　专家指出，超低排放与特别限值排放相比，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。实施煤电机组的超低排放对降低环境空气中的常规污染物指标改善效果很小，但对PM2.5的下降效果显著，因为火电行业排放的气态污染物对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的88%，烟尘排放对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的12%。因此，片面追求煤电机组烟尘的超超低排放，不论是总量减排还是环境质量改善，效果均不明显，属于“低效减排”。如某执行特别排放限值的机组实施“超低排放”的相关数据见下表。

　而且现有的烟气连续监测技术难以支撑超低排放监测数据的准确性，目前，我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，超低排放的监测数据不可靠。

　燃煤电厂按照《标准》，排放浓度已经很低，如何再改造达到“超低排放”，其效率提高不多，成本却大幅增加，故“超低排放”在进行技术、经济、环境评估后，可在部分地区的部分电厂试行，但现阶段不应急于在全国普遍推广。

　第二部分、典型技术及装置

　一、高效脱硫技术

　石灰石—石膏湿法脱硫效率常在95%～98%之间，当要求脱硫效率超过95%时，需要采取增效措施：多喷淋技术、双循环技术、双托盘技术等。

　1、单塔多喷淋技术（常规技术）

　基本原理增加喷淋层数或增加喷淋循环量，以此两种方式来提高吸收塔的液气比，增加烟气与脱硫剂的接触时间和传质推动力，从而提高脱硫效率。

　技术特点增加喷淋层数需要提升吸收塔的高度，增大浆池容积，增加投资成本；加大循环量需要消耗更多电能，同时氧化风机所需的压头也需提高，增加运行成本。一般增至5~6层已是上限，总效率可达到98.5%。单塔多层喷淋虽然节约了占地面积，但存在着脱硫剂利用率降低、亚硫酸钙的氧化率不稳定等缺点。

　2、单塔双托盘技术（武汉凯迪引进美国B＆W公司技术）

　基本原理托盘塔技术指在逆流喷淋的基础上增设一块或者多块穿流孔板托盘，将托盘全面布置在整个吸收塔的横截面，较高流速的烟气进入吸收塔后，与托盘上的液膜进行气、液项的均质调整，因此，在吸收区域的整个高度以上实现气体与浆液的最佳接触。由于托盘可保持一定高度的液膜，从而增加了烟气在吸收塔中的停留时间，使吸收更加充分。托盘下有时也布置一层喷淋层对烟气进行预饱和。

燃煤锅炉NOx排放建模及优化研究？

以超临界燃煤锅炉为研究对象，应用人工神经网络对其建立NOX排放模型。该模型具有较高的准确性，仿真平均误差为1.37%，真实值与仿真值吻合度高。结合遗传算法对模型进行优化，优化后的人工神经网络性能进一步提高，仿真平均误差为0.18%，较优化前降低1.19百分点。

优化前的第9个训练样本出现最大误差4.61%，优化后降低到0.85%。校验数据样本值跨度较大，证明模型的泛化能力较强。

目前，燃煤电站污染物排放备受关注，从《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）的出台[1]，到如今提出的燃煤电站大气污染物超低排放，均规定NOX，SO2和粉尘的排放限值分别为50、35、10mg/m3（中东部地区为5mg/m3），因而燃煤电站锅炉需要更加高效低污染地运行。

国内大部分燃煤电站通过加装选择性催化还原法SCR脱硝设备控制NOX排放浓度，然而为了减少氨逃逸所带的问题，SCR脱硝效率一般设计为不高于90%[2]。因此，要达到超低排放限值，炉内燃烧优化非常重要。随着计算机领域的快速发展，人工神经网络开始逐渐应用到燃煤电站锅炉控制系统[3-5]。

电站锅炉炉内燃烧非常复杂，特别是NOX的生成机制，至今没有函数映射能够准确描述，人工神经网络在处理复杂的非线性映射问题优势明显，精确度好，泛化能力强，容错率高，是能够广泛应用的黑箱模型。应用人工神经网络则不需要考虑复杂的燃烧过程和NOX生成机制，通过可靠的数据样本作为输入和输出进行学习，保证网络的性能要求[6-7]。

部分学者在神经网络应用于锅炉燃烧优化领域已有一些研究成果。BOOTH等[8]从降低NOX排放浓度入手，建立锅炉NOX排放模型，对其运行参数进行优化，优化后的锅炉NOX排放量降低了16%，锅炉效率提高了0.3%。王斌忠等[9]在研究锅炉灰渣结渣中采用了SVM模型预测其生成。

周昊等[10][11]对某30万机组的锅炉飞灰含碳量和污染物排放建立了BP神经网络模型。董文波以某电厂锅炉为原型，应用RBF神经网络建立了锅炉主蒸汽温度监控系统，在常见PID基础上，创建了RBF网络的PID控制器。以上研究在控制优化方面有很多独到的见解，但在模型建立上较为单一，本研究在建立锅炉NOX排放神经网络模型的基础上，应用遗传算法对模型进行优化，使网络的性能大大提高。

1研究对象

本文研究对象为某发电公司660MW超临界参数变压直流锅炉，BMCR工况下主蒸汽参数为2060t/h、26.15Mpa、605℃，为一次再热、变压直流、单炉膛、固态排渣、全悬吊结构Ⅱ型锅炉。制粉系统为中速磨煤机直吹式正压冷一次风制粉系统，运行设计煤种，每炉配6台磨煤机，1台备用。采用前后墙对冲燃烧，燃烧器布置3层，每层前后墙各6只低氮旋流燃烧器。

2BP神经网络建模

BP神经网络是少有的误差信号反向传递，含有多个隐含层的前馈神经网络。外界信号通过输入层传递给中间隐含层，这是BP神经网络的核心计算处，信号在此处理完后传递至输出层，并判断是否满足输出误差，进而决定完成训练还是反馈误差继续训练。不断调整各层之间的权值和阈值，当误差范围满足要求时，网络完成训练[12-13]。

2.1模型建立

本研究的电站锅炉已经投运，炉型、燃烧方式和其他主要设备一般不会改变。在电厂经常运行的负荷和煤种下，氧量对NOX生成影响较大，因此将各个二次风门开度作为输入来反映氧量对NOX生成量的影响。5台磨煤机的给粉反映了煤粉量对NOX生成的影响，炉膛与风箱压差描述风速的影响，经研究燃尽风能够影响NOX的生成量，因此将两个燃尽风口开度也作为输入参数，总计14个输入参数，输出为NOX排放浓度。建模实验数据见表1。

表1建模实验数据

BP神经网络的sigmod传递函数要求数据区间为[0，1]或[-1，1]，因此在训练之前对数据样本进行归一化处理，在输出的结果中再对输出数据进行返归一化处理。

本研究采用含有1个隐含层的3层BP神经网络结构对锅炉进行排放特性建模，其中输入层网络的神经元节点为14个，输出层节点为1个，隐含层节点16个，各层之间通过log-sigmoid函数连接，学习效率取0.8。对热态试验的每个工况取18个训练样本数据用于网络训练学习，3个校验样本数据用来测试网络的性能，当训练均方误差小于0.001时结束训练。再结合遗传算法优化网络初始权值和阈值，比较网络优化前后的性能差异。

2.2建模结果

由图1可以看出，训练真实值与神经网络仿真值比较吻合，大部分工况都能很好的模拟，仿真平均误差为1.37%，其中最大相对误差出现在训练样本9，最大相对误差为4.61%。

图 1 模型仿真

3个校验样本的相对误差分别为0.46%、0.59%、2.34%，一般省煤器出口NOX排放值大约在400mg/m3，仿真误差完全可以满足电厂运行的需要。NOX排放神经网络模型的3个校验数据相差比较大，但神经网络模型的仿真误差很小，证明神经网络模型的泛化能力很强。

3网络优化

遗传算法是基于环境抉择和生物繁衍行为中演化而成的优化方法，运用仿生技术解决实际问题，借助遗传学中的基因重组、基因变异产生适应度高的新个体，通过多代的遗传，最终得到最优结果。在锅炉NOX排放神经网络模型基础上，结合遗传算法对模型进行优化，优化后网络性能更佳。本研究以网络权值和阈值作为目标函数，初始种群数为35，交叉概率为0.4，变异概率为0.2，设置进化代数为100代，图2为适应度曲线。

图2适应度曲线

优化结果如图3所示。由图3可看出，优化后的模型精确度更高，平均仿真误差为0.18%，训练样本9的误差在优化后降低到了0.85%。3个校验样本的相对误差分别为0.39%、0.51%、0.80%，平均仿真误差为0.57%。

图3优化后的模型仿真

对BP神经网络进行线性回归分析，结果表明训练数据的线性回归分析基本准确，测试数据线性回归稍有偏差，整个网络大部分数据基本能够保持较小误差的仿真模拟，也有部分数据点分布在直线两侧，在可接受范围内。优化结果表明，遗传算法优化BP神经网络是有效的，能够提高网络的精确性，泛化能力。

表2模型性能对比

4结论

（1）对某660MW超临界锅炉的NOX排放特性建立了BP神经网络模型，模型的平均仿真误差为1.37%，校验样本平均相对误差为1.13%，证明网络精确度较高，基本可以满足电站运行需要。

（2）结合遗传算法，对所建立的BP神经网络NOX排放模型进行优化，优化后的平均仿真误差为0.18%，较优化前有所降低，校验样本的数据跨度较大，但仿真误差小，证明模型的泛化能力强。结果表明，遗传算法优化神经网络能够提高其性能。

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火电厂大气污染物排放新标准发布

严格程度高于欧盟

火电行业是大气污染物排放的重头。据统计,2012年,我国火电行业排放的二氧化硫、氮氧化物约占全国二氧化硫、氮氧化物排放总量的42%、40%。同时,火电行业还排放了烟尘151万吨,约占工业排放量的20%至30%。治理雾霾,提高火电行业排放标准势在必行。

烟尘、二氧化硫、氮氧化物等火电厂大气污染物是雾霾的重要污染源,排放标准的松紧直接影响着空气质量。今起执行的《火电厂大气污染物排放标准》比2004年执行的我国第一个火电厂大气污染物排放标准,二氧化硫、烟尘和氮氧化物排放限值都显著收紧。

以二氧化硫为例。新标准中,现有燃煤锅炉的二氧化硫排放限值是每立方米200毫克,新建锅炉为100毫克。而2004年执行的火电厂大气污染物排放标准中,燃煤锅炉的二氧化硫排放限值为每立方米400毫克。

与国外环境标准相比,新标准的严格程度也毫不逊色。仍然以二氧化硫为例,我国新建锅炉二氧化硫排放限值每立方米100毫克。在《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明》中指出,欧盟2001/80/EC指令要求新建大型燃烧装置的排放浓度必须小于每立方米200毫克,美国2005年规定的新源排放限值折合每立方米184毫克。由此可见,我国的二氧化硫排放限值比欧盟、美国等发达国家的现行标准都更严格。

不仅如此,新标准还规定现有的火电企业燃煤锅炉必须达到“烟尘排放低于30毫克/立方米、氮氧化物排放低于100毫克/立方米”的要求。此外,还将强制性污染物排放指标从3个增加到4个,特别新增了汞的限排标准。

别小看了这些改变。实施新标准后,到2015年,电力行业二氧化硫排放可减少618万吨,氮氧化物排放可减少580万吨。此外,实施新标准对电力行业颗粒物和汞等污染物也有明显的减排效果。

“火电企业要积极承担环境责任。现在火电厂执行的环保排放标准很严格,高于或相当于欧盟和美国排放标准,未来还应该执行更高、更严格的环保标准。”中国电力投资集团公司总经理陆启洲说。

标准“落地”难在哪

最严格的环境标准只有得到最严格的执行,才能切实改善环境质量。但是要让最严的火电厂污染物排放标准“照进现实”,并不容易。

6月12日,环保部开出有史以来最大的4亿罚单,正是剑指火电企业的脱硫脱硝问题。罚单指出,沈阳华润热电有限公司等19家企业存在不正常运行脱硫装置,或不正常使用自动监控系统、监测数据造假、二氧化硫超标排放等问题。

以上并非个案。自从“大气十条”发布以来,环保部已对多家企业脱硫设施等环保装备运行不良问题作出处罚。重压之下,脱硫设施为何仍不能稳定运行?有关专家指出,从企业角度看,既有技术、工程、管理、运行费用等客观问题,也有责任意识淡漠等主观因素;从监管部门角度看,环境监测、执法监管方面的能力、水平、效率也还有很大的提升空间。

对此,南开大学环境科学与工程学院教授冯银厂深有感触。“现阶段企业偷排的一个重要因素是,守法成本高于违法成本。”他说,实际上,除污设备的购置、运行与维护所需的资金、人力和时间所构成的成本,远高于企业违规排污后被罚款的代价。

巨大的成本投入的确不容小觑。《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明》中,曾对新标准实施后的脱硫经济效益有过预测:到2015年,将有1.31亿千瓦的新建火电机组需要安装烟气脱硫装置,若都以安装高效湿法石灰石—石膏法,新机组安装脱硫装置投资为130元/千瓦计,约需170亿元。以机组年运行5000小时,每度电脱硫运行费用为0.015元计,到2015年新建火电机组烟气脱硫装置运行费用为98亿元/年,到2020年新建火电机组烟气脱硫装置运行费用为286亿元/年。此外,部分现有机组也需要经费进行烟气脱硫改造。

“加上企业污染取证难度大,权衡之下,一些企业也就不惜铤而走险了。”冯银厂坦言。

在冯银厂看来,严格环境标准要“落地”,必须先让广大企业树立起环境优先的绿色经营理念。“环境资源是一种公共资源,我们每个人都需要从阳光、土壤、水等物质中获取生存资源。企业生产既然享用了公共资源,而排污可能对其造成污染,就理应尽到自己的责任。”

冯银厂建议,其次要加大环保处罚力度,对偷排企业形成足够的震慑力。这需要加强执法队伍建设,提高执法水平和取证能力,并赋予他们更大的权力。

问题不能回避,但客观地说,近年来我国电力企业的脱硫工作也确实取得了很大进展。有关数据显示,2005年全国电厂现役机组中带脱硫设施的比例只有12%,现在已经达到91.6%。正是通过火电行业等诸多行业在节能减排上的共同努力,“十二五”前三年间,我国二氧化硫排放量累计下降9.9%。

火力发电厂烟气超净排放技术研究？

针对日益严格火力发电厂烟气污染物排放标准不断提高，火力发电厂烟气污染物排放标准已经向燃机排放标准(烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)要求看齐。针对火力发电厂极低排放要求，就必须有高效、环保、节能的辅机设备与之相适应。

通过对我国燃煤电站烟气污染物控制环保设备使用情况及经济性和对国际上已经出现的和正在研究中多种烟气中污染物协同处理技术应用情况介绍，有针对性的提出了我国应采用的技术方案及路线控制火电领域全社会关注污染物控制技术。

随着国家对大气污染物排放控制要求的提高，新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)于2012年1月1日正式实施。新排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化及重金属排放控制要求都有了很大的提高，新标准中规定新建火力发电厂烟尘颗粒物≤20mg/Nm3，SO2≤100mg/Nm3，NOX≤100mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3。

然而目前国内环保形势仍十分严峻，一些担负国计民生民族企业仍有责任将烟尘、SO2、NOX等污染物排放标准做社会责任裕量考虑，将烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物排放标准向燃机排放标准看齐，力争达到或超过燃机电厂排放标准(烟尘颗粒物≤5mg/Nm3，SO2≤50mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)。

近年来我国雾霾现象严重，环保要求也越来越高，导致我国火力发电领域环保设备升级，针对火电项目环保设备要求日趋严格。近一段时间国内又要求新建火电项目烟气烟尘、SO2、NOX、Hg等要达到燃机标准，这就要求新建火力发电厂环保设备具有更高的烟尘、SO2、NOX、Hg等主动脱除及环保设备间的协同处理能力。

在燃煤电站建设过程中，应从整体角度考虑燃煤所带来的运行和环境问题，充分掌握燃煤电站烟气中各种污染物之间相互影响、相互关联物理和化学过程，充分利用现有燃煤电厂烟气中烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物脱除设备之间可能存在协同脱除能力，来实现污染物的集成治理，大幅降低燃煤电站环境污染治理成本。从国际技术发展来看，开发高效、经济型多种污染物联合脱除技术并进行系统集成已成为一个热点。

1火力发电厂污染物排放控制技术方案

目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器以及石灰石-石膏湿法脱硫技术对烟尘的脱除技术等。另外采用湿式静电除尘器精细化处理脱硫后饱和烟气中细微烟尘，从而达到较高PM2.5控制水平。

针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。目前火力发电厂脱硝方法主要采用低NOx燃烧技术与烟气脱硝相结合的方法脱除NOx能达到效果最优。针对重金属Hg的脱除工艺技术方案主采用加入添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2、改性活性炭)，再配合SCR、ESP和FGD环保设备协同作用，可以达到较好汞控制效果。

1.1火力发电厂烟尘污染物排放控制技术方案

1.1.1火力发电厂烟尘污染物排放控制方案

目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器等。高效静电除尘器主要采用包括高频电及数模流场优化等措施，根据目前国内除尘器制造技术发展水平，选择双室五电场静电除尘器，当入口除尘器入口粉尘浓度45g/Nm3时，能使除尘器粉尘排放浓度控制在<30mg/Nm3以下;

国内布袋(电袋)除尘器制造技术发展水平，选择布袋除尘器除尘效率可达99.99%，控制除尘器出口粉尘排放浓度在￡5~20mg/Nm3之间。电袋除尘器在合理选择新型过滤材料(如选择PTFE基布保证过滤材料基本结构及尺寸稳定性)条件下，能够充分满足电袋除尘器后侧布袋的保证使用寿命及较恶劣的运行工况。

移动极板静电除尘器能够利用旋转刷和移动的收尘极板去除捕集粉尘，从而防止电晕，移动极板系统能有效地收集高电阻率粉尘。收尘极板通过顶部驱动轮的旋转，以极慢速度进行上下移动，带电粉尘在集尘区域内被收集;附着在极板上粉尘在非集尘区域内，被夹住收尘极板的两把旋转钢丝刷刮落至灰斗中。

低低温静电除尘器技术优势就在于炉后增设烟气换热器设备对锅炉尾部排烟温度进一步降低，整个机组经济型得到较大提高;烟温降低后使烟尘的比电阻降低，提高静电除尘器收尘能力;同时使烟气体积流量减小，使低低温静电除尘器及其后端烟气通流设备出力都有明显减小，降低整个工程投资。目前在日本新建500MW~1050MW火电机组基本全部采用低温电除尘器工艺，将MGGH的降温换热器安装在电除尘器(ESP)

之前，主要工艺流程见工艺流程图1.1-1。

图1.1-1低低温烟气处理系统流程图

近几年我国低低温电除尘器技术也有较大发展，低低温静电除尘器与电厂热力系统及脱硫系统结合，具有综合节能、节水、环保的效果，并能满足燃中、低灰分煤条件下国家环保排放标准的粉尘控制要求。

以内蒙某中等硫分、灰分已开展施工图设计2′660MW国产化机组，对采用低低温静电除尘器与采用传统五电场电除尘器主要环保排放指标、经济指标比较见下表1.1-2：

表1.1-2低低温与传统静电除尘器环保排放指标、经济指标比较表

序号项目低低温静电除尘器传统静电除尘器

1设计煤质内蒙白音华褐煤

2静电除尘器五电场

3脱硫入口实际烟气流量/(m3˙h-1)39195324405424

4烟气温度/℃90135

5入口粉尘质量浓度/(mg˙m-3)3631

6粉尘质量浓度/(mg˙Nm-3)2030

7除尘效率/%99.9599.90

8电耗--------

8.1烟气换热器/kW600基准值

8.2引风机(引增合一风机)轴功率/kW-2300基准值

8.3总功率/kW-1700基准值

低低温静电除尘器与传统静电除尘器相比，综合能耗有较大降低。低低温高效烟气处理系统烟气换热器需要热媒水循环泵等设备，故电耗高于回转式烟气加热器。

但电除尘器前设置了降温换热器，使进入电除尘器、吸风机和增压风机的烟气温度降低，尽管降温换热器增加了烟气系统的阻力损失，但较少的烟气体积流量，使吸风机的电耗略微提高;烟气脱硫系统不仅烟气体积流量小，因为降温换热器设置在除尘器前，烟气阻力损失也减少了，引风机电耗大幅度降低，轴功率降低低低温高效烟气处理系统与传统的除尘相比，环保性能有较大提高，粉尘排放质量浓度控制在20mg/m3以下。

按年利用小时5500计算，采用低低温静电除尘器，每年可节电9.35X106kW˙h，由此可见采用低低温高效烟气处理系统有较好运行经济性。

目前低低温静电除尘技术以其经济性高、技术可靠性好、投资水平合理占据国内锅炉主烟气除尘设备主流地位，其他除尘器设备为辅助的技术匹配形式。

1.1.2高效石灰石-湿法脱硫装置对烟尘的脱除作用

国内脱硫公司认为采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对烟尘的脱除效率可达70%左右，但是考虑到各工程采用燃煤性质的偏差建议石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对锅炉烟尘脱除作用应按不大于50%考虑，而且近期国内火电发电项目环评审批意见也按此数据进行。

1.1.3湿式静电除尘器精细化处理脱硫后烟气中细微烟尘

湿式静电除尘器(WESP)是静电除尘器(ESP)的一种，湿式静电除尘器与通常说干式静电除尘器最关键差别就是清灰方式不同，WESP采用液体(水)冲刷集尘极表面来进行清灰，液体(水)从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗粒带走。因此，WESP与干式ESP的工作原理都要经历荷电、收集和清灰三个阶段。其集灰工作原理和清灰工作原理如图如图1.1-3、1.1-4。

湿式静电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，没有二次扬尘，烟尘排放可达5mg/m3以下。WESP收尘性能与粉尘特性关系不大，对黏性大或高比电阻粉尘也能有效收集，同时也适用于处理高温、高湿的烟气;需要设置废水处理设备及采用很好的防腐措施。湿式静电除尘效率可达到80%左右。

目前国内也有采用高效石灰石-石膏湿法除尘脱硫一体化超净排放技术的工程，如单塔一体化脱硫除尘深度净化技术(SPC-3D)技术、多层喷淋层配合双托盘或持液层，脱硫塔顶部配合高效除尘雾器技术，单塔(双塔)双循环配合高效除尘雾器技术等，这些技术形式是我国引进湿法脱硫技术后经过近一段时间技术积累后改进和研发的，不但可实现高效脱除SO2，同时也能实现脱硫后超细粉尘PM2.5精细化排放控制。

目前这些技术都是在我国火电机组环保标准提高后，特别是在国内绝大多数火电机组排放标准向燃机标准看齐后经过技术转化突破技术瓶颈后出现的，上述这些技术在工程上也有应用，并且绝大多数取得了较好效果，但上述技术还需要时间进一步检验。

1.2火力发电厂SO2污染物排放控制方案

针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。

1.2.1烟气循环流化床半干法脱硫工艺

烟气循环流化床半干法烟气脱硫工艺RCFB是一种气—液—固反应烟气脱硫工艺。在脱硫塔内，一方面进行气相向液相的传质过程，烟气中的气态污染物不断进入溶液中，同时与脱硫吸收剂中的钙离子发生反应，另外一方面进行蒸发干燥的传热过程，颗粒上液相水分受烟气加热影响不断在塔内蒸发干燥，再生成固体干态脱硫灰渣。烟气循环流化床脱硫工艺业绩较多，技术相对成熟，且已经在大中型机组上得到商业运行。基本可满足国家新的国家环保排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。

在采用低温烟气循环流化床脱硫工艺后，以2x660MW褐煤机组为例，烟气脱硫装置入口烟气温度由150℃下降到120℃，在保证相同的运行状况和脱硫效率条件下，与目前使用的烟气循环流化床脱硫工艺相比，水量由180t/h降低到102t/h，实现节约用水78t/h，节水率达到43.3%，节水效果明显。因此在特别缺水地区机组上建议采用此种脱硫机组，以实现较好的节水效果。

1.2.2石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛，技术最成熟烟气脱硫技术。该工艺采用价廉石灰石浆液洗涤烟气，通过船只换热脱除烟气中SO2，反应产物为石膏，脱硫后烟气经除雾器除去液滴后排入烟囱。这种工艺煤种适应性广，脱硫效率高，能够适应大容量机组要求，对SO2浓度变化适应范围广。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置引进技术后已在我国投运多年，工艺系统的可靠性、安全性得到用户认可。经过工艺系统创新优化后脱硫装置工艺系统较传统的脱硫装置更为先进，脱硫效率更高。如：多层喷淋技术+高效除雾器方案、多层喷淋技术+双托盘+高效除雾器方案、单塔双循环及双塔双循环技术方案、旋回耦合技术+离心管束式除尘除雾技术等石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫装置有了较为明显的提高，保证脱硫效率均可达到~99%左右，更适合提高火力发电厂提高SO2排放标准使用。

上述提及脱硫技术均可保证达到极高的SO2脱除率，可见国内经过近一段时间的技术吸收和消化，已经完全具备了高效率、低排放的脱硫技术。

1.3火力发电厂NOX污染物排放控制方案

火力发电厂中锅炉脱硝是指控制燃烧过程中生成氮氧化物以及去除燃烧烟气中氮氧化物的过程。目前火力发电厂脱硝方法主要有以下两类：一类是从源头上治理，控制燃烧过程中生成NOx。主要技术措施有：采用低氮燃烧器;分级燃烧，控制燃烧温度;改变配料方案等。

另一类是从末端治理，控制烟气中排放的NOx，主要技术措施有：选择性非催化还原法(SNCR);选择性催化还原法(SCR);SNCR/SCR联合脱硝技术等。对于燃煤锅炉虽然采用低NOx燃烧技术和设备的方法来控制NOx的生成，能达到一定的效果，但对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制、受热面的结渣和腐蚀等可能带来影响，NOx脱除率也有限，NOx脱除率最多不超过60%，难以满足不断提高的环境排放标准要求。

采用低NOx燃烧技术与尾部烟气脱硝相结合全负荷脱除NOx技术路线。

2火力发电厂Hg等重金属污染物排放控制技术

气体元素汞的性质不活泼，既不易吸附也不溶于水，较难被现有污染物控制设备脱除。因此火力发电厂脱汞技术的思路都是促进元素汞向氧化态或颗粒态转化，走复合式污染控制之路。目前脱除Hg等重金属污染物主要方法有燃烧前脱汞、燃烧中脱汞、燃烧后脱汞等。

我国原煤洗选率还较低，尚无法燃烧前起到脱汞;燃烧中脱汞主要是改进燃烧方式促进汞向氧化态转化;燃烧后脱汞是目前燃煤火电机组使用较广泛方法。(1)促进元素汞转化为颗粒吸附态，再利用除尘器回收脱除;(2)促进元素汞转化为氧化态，利用氧化汞水溶性，在湿法烟气脱硫装置中脱除。

除上述直接脱汞方法外，一些在燃烧前和燃烧中加入添加剂(如CaBr2等)的方法，可以有效提高燃烧后烟气中汞的脱除效率。在工程应用中，常采用的是在输煤皮带和煤粉管道上喷射卤素(一般为CaBr2)。美国PleasantPrairie燃煤电厂(600MW，燃PRB次烟煤，安装有SCR、ESP和WFGD)测试结果：向煤中添加25mg/kg的添加剂后，汞脱除率持续维持在92%-97%。另外一种新提出技术是在布袋除尘器膜上添加氧化剂，目前还在探索研究中。

烟道活性炭喷射技术(ACI)是目前最为成熟的主动脱汞技术，在垃圾焚烧炉汞排放控制中取得了较好的效果。该技术是在除尘器之前的烟道中喷入活性炭，使活性炭在伴随流动过程中不断吸附烟气中的汞，将气态汞转化为固定在吸附剂上的颗粒汞，然后利用颗粒物排放控制装置将其脱除。

目前在美国，一些ACI设备已投入运营。有些电厂使用的是未处理的活性炭;有些电厂为减少活性炭用量，提高脱汞效率，使用的是特殊处理改性活性炭。底特律爱迪生电厂(安装ESP，燃次烟煤)以每分钟48mg/Nm3的速率喷射活性炭后，其30天平均脱汞效率达到94%;

针对燃煤电厂汞污染控制，尽管已开发出了许多种方法，不过多数尚处于研究测试阶段。目前较为成熟且投入商业化应用主动脱汞工艺主要有三种：1、活性炭喷射;2、添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2);3、添加氧化剂辅以微量活性炭喷射。这几种工艺再配合SCR、ESP和FGD的使用，可以达到较好的汞控制效果。

除此之外，混煤燃烧也是一种可行的工艺。将卤素含量(特别是溴含量)较高的煤种，与卤素含量较低的煤种混合燃烧，这种方法可以提高汞脱除效率，并且无副产物的处理问题，具有很好的经济性。

3我国超净排放采用技术路线研究

我国燃煤火电机组环保技术发展已经形成高效烟气处理工艺的体系：1、烟气低NOX燃烧器及SCR烟气脱硝工艺;2、高效电除尘器、电袋除尘器或布袋除尘器、低低温电除尘器、移动极板电除尘器;3、高效湿法烟气脱硫工艺、烟气循环流化床半干法烟气脱硫技术和活性焦干法烟气脱硫技术。针对我国不同地区，结合燃煤火电机组高效烟气处理技术特点，采用不同设备、技术组合。

发达地区综合环保标准要求高，地区环保排放控制标准高于目前国家环保标准，燃煤为优质烟煤，煤质具有高热值、中灰、低硫等特点，建议：

1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、低低温电除尘器或移动极板电除尘器+湿法烟气脱硫配套湿式静电除尘器工艺、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘一体化工艺;

2)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器或移动极板电除尘器+高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫、脱重金属工艺+湿式静电除尘器工艺。

内陆、边远地区综合环保标准要求相对宽松，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或中等热值、高硫等特点，建议：1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(配高效除雾器)工艺，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)烟气循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+烟气循环流化床半干法脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。

缺水地区特点富煤缺水，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或高热值、高灰、中低硫特点，建议：需要采取节水型高效烟气处理工艺，1)采用低NOX燃烧器+SCR+低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器+移动极板电除尘器+石灰石石膏-湿法脱硫装置，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+低温烟气循环流化床脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。

通过上述技术路线研究，目前国内已经形成了多种有针对性控制污染物排放技术路线，通过煤质分析、区域位置、设备投资、排放要求等多种技术路线控制污染物超净排放，使我国火力发电厂综合污染物排放标准达到燃机排放标准是完全具备条件的。

4结论

通过上述介绍和分析，可知目前国内外火力发电厂烟气超净排放技术是复杂多样的，根据地域不同通过各种环保设备组合优化，进一步提高火力发电厂烟尘、SO2、NOX、Hg等重金属脱除。随着时间的推移和技术的进步，低低温静电除尘器系统和高效湿法除尘脱硫一体化系统、高效石灰石-石膏湿法脱硫装置配合湿式静电除尘器等工艺技术的积淀，实现火力发电厂综合污染物脱除到超净水平在技术上使完全可行的。

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火力发电污染环境吗？

作为一个干了很多年火电的人，说一下，火电厂污染没有想象的这么高，但是也没很多电力口宣传的这么少。以粉尘为例，不错，现在所有的电厂全部都投入除尘设备，而且除尘设备的效率也比较高，一般都在99.7%以上，但是请注意这边有个基数的问题，也就是一年烧煤要烧多少，以30万机组为例，煤耗大约400克/度，算算吧。按照1年5500小时发电量就是30万千瓦×5500小时＝16.5亿千瓦时，折合标准煤耗16.5亿千瓦时×400克/千瓦时/1000000＝660万吨煤，注意，此处煤为标煤（也就是所说的7000大卡的煤，实际烧煤为原煤，一般要比标煤要高，因此实际煤耗可能还高）。各种煤的灰分不一样，在此就按照8%的灰分算，一年的向空气中的粉尘排放量为660万*0.3%*8%，约为1584吨（每天为4吨左右），注意，从除尘设备排出的粉尘全是小于PM2.5的指标，如果在电厂时间久的就能了解，虽然烟囱中看不到冒烟，但是新车放在厂区不开，几天也是一层粉尘。再说硫化物，国家强制上脱硫设备以来，现在国内各个电厂脱硫设备比较成熟了，但是，脱硫设备占得的是厂用电，即使是国家上网电价给脱硫的电厂增加了一点钱，但是现在也有些电厂能不开脱硫就不开脱硫，反正外观看不出来，和环保局打好交道就行了（现在情况略好点了，行业强制性把脱硫的旁路取消了，也就是说只要开机必须得开脱硫设备，不过总是上有政策下有对策嘛），至于脱氮设备，现在只能说慢慢的在普及。说这么多的意思仅是简单介绍一下火电厂的排放情况，但是从目前来看，火力发电在长期都是作为主导地位，还没有任何一个资源在中国能代替火力发电，因此这种排放情况也将在长期存在，只能说我们一直在努力节能减排。

好了，今天关于火电厂超低排放规定就到这里了。希望大家对火电厂超低排放规定有更深入的了解，同时也希望这个话题火电厂超低排放规定的解答可以帮助到大家。