焦炭生产过程大气污染物排放控制对策

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策（精选8篇）

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第1篇

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策

本文综述了焦化行业现状,机械化炼焦基本工艺及大气污染物排放情况,并进一步从技术和政策方面提出炼焦大气污染物控制对策.

作 者：李从庆 薛志钢 马静玉 易鹏  作者单位：李从庆(西南大学资源环境学院,重庆,400716;中国环境科学研究院城市与区域大气环境研究基地,北京,100012)

薛志钢,易鹏(中国环境科学研究院城市与区域大气环境研究基地,北京,100012)

马静玉(中国环境科学研究院城市与区域大气环境研究基地,北京,100012;河北工程大学城市建设学院,河北,邯郸,056038)

刊 名：中国科技成果 英文刊名：CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY ACHIEVEMENTS 年，卷(期)： 10(7) 分类号：X5 关键词：机焦   焦炉   烟尘  

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第2篇

香港特区与广东省政府联合成立粤港持续发展与环保合作小组,并发表<改善珠江三角洲空气质量的`联合声明>(简称“减排联合声明”).同意制定合理的减排方案,共同执行管理计划.总结分析了粤、港地区在治理燃煤电厂大气污染物方面的控制政策,并时大陆与香港特区燃煤电厂大气污染物的排放标准进行比较.

作 者：李文颀 朱林 郭玉芳 LI Wen-qi ZHU Lin GUO Yu-fang  作者单位：李文颀,LI Wen-qi(南京信息工程大学环境科学与工程系,江苏,南京,210044)

朱林,ZHU Lin(国电科学技术研究院,江苏,南京,210031)

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第3篇

关键词：循环流化床锅炉,脱硫,脱硝,除尘,达标排放

我国循环流化床锅炉 (简称CFB锅炉) 作为一种洁净煤燃烧技术, 较强的燃料适应性和较低的运行成本极大的推动了该项技术的使用, 目前我国CFB锅炉机组装机容量接近1.2亿千瓦时, 约占火力发电机组的13%。由于CFB锅炉设计本身和燃煤煤质的制约, 需要合理选用适合的技术措施, 在达到环保要求的同时, 充分发挥CFB锅炉低温燃烧优势, 突出洁净煤燃烧优势, 节约运行成本。

1 CFB锅炉脱硫、脱硝、除尘技术路线

1.1 CFB锅炉脱硫、脱硝技术路线

CFB锅炉脱硫技术主要采用湿法脱硫、半干法脱硫、炉内喷钙脱硫;脱硝技术主要采用选择性非催化还原法 (SNCR) 、选择性催化还原法 (SCR) 及炉内低氮燃烧工艺。目前CFB锅炉脱硫、脱硝主要有以下四种方式:1) 湿法脱硫+SCR脱硝。湿法脱硫:脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高, 但湿法脱硫存在废水处理问题, 初投资大, 运行费用高。SCR脱硝:装置结构简单、脱硝效率高、二次污染小, 温度要求280~420℃, 但烟气易结露腐蚀后续设备和管道, 初投资大, 运行费用高。脱硫、脱硝效率高, 但脱硫、脱硝初投资和运行成本高。2) 湿法脱硫+SNCR脱硝。湿法脱硫:脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高, 但湿法脱硫存在废水处理问题, 初投资大, 运行费用高。SNCR脱硝:不用催化剂, 设备和运行费用少, 还原剂喷入炉膛, 温度要求850~1100℃, 但NH3用量大, 易造成二次污染, 烟气易结露腐蚀后续设备和管道, 脱硝效率低。脱硫、脱硝效率高, 但脱硝效率相对于SCR脱硝偏低, 优点是投资也较低。3) 炉内喷钙脱硫+SNCR脱硝。炉内喷钙脱硫:系统配置简洁、设备和运行费用小、脱硫效率高, 但对运行工况要求较高, 合理控制床温820~900℃。SNCR脱硝:不用催化剂, 设备和运行费用少, 还原剂喷入炉膛, 温度要求850~1100℃, 但NH3用量大, 易造成二次污染, 烟气易结露腐蚀后续设备和管道, 脱硝效率低。脱硫、脱硝效率高, 初期投资、运行成本较低。SNCR效率相对于SCR效率偏低, 但可以能满足NOx排放标准要求, 且投资成本、改造难度、实施周期均低于SCR, 因此该方式在目前CFB锅炉上应用较多。4) 炉内喷钙脱硫+炉内低氮燃烧。炉内喷钙脱硫:系统配置简洁、设备和运行费用小、脱硫效率高, 但对运行工况要求较高, 合理控制床温820~900℃。炉内低氮燃烧:系统配置简洁、设备投资小, 但对运行工况要求较高, 合理控制床温小于900℃, 过量空气系数小于1.25。脱硫、脱硝效率高, 初投资和运行成本低。但对运行工况要求高, 需合理控制床温、氧量, 合理控制石灰石量, 统筹兼顾SO2、NOx达标排放。

1.2 CFB锅炉除尘技术路线

除尘方式主要有布袋除尘、电除尘、电加袋除尘三种方式。采用电除尘的机组均不能满足环保标准要求;采用布袋除尘的机组, 对除尘器的密封进行综合治理, 提高除尘器布袋的质量, 加强安装质量管控后, 可以满足环保标准要求;采用电袋除尘的机组均能满足环保标准要求。

1.3 根据燃煤煤质选择脱硫脱硝技术路线

1) 根据燃煤硫份选择脱硫技术。SO2的最终排放与燃料的原始含硫量有关。对于燃料硫含量低于1.5%的机组, 合理控制钙硫比可以是环保指标稳定达标。对于高硫燃料, CFB锅炉炉内脱硫很难直接达标, 需要考虑炉内脱硫联合简易烟气净化等方法, 炉内喷入的未反应完全的石灰石形成的Ca O, 进入简易脱硫设施还可再次利用。2) 根据燃煤挥发分选择脱硝技术。NOx的生成主要与锅炉运行温度、氧量有关, 因此循环流化床锅炉要求控制床温小于900℃, 过量空气系数小于1.25;其次还与燃料的反应活性有关, 研究表明, 对于NOx排放量≤200mg/m3的要求, CFB锅炉在多数条件下能够满足, 但是NOx排放量≤100mg/m3, 则在很大程度上取决于燃料种类, 高挥发分燃料, 运行参数无法控制在最佳低氮燃烧参数内, 则需考虑SNCR脱硝。循环流化床温度正好在SNCR温度控制范围内, 利用分离器作用, 有利于提高反应程度, 减少氨逃逸。

2 CFB锅炉脱硫脱硝案例分析

2.1 CFB锅炉达标排放存在主要问题及解决办法

1) 锅炉床温高、分离器效率低。锅炉高负荷运行时, 锅炉炉膛温度较高, 脱离最佳脱硫和低氮燃烧运行床温区间 (820~900℃) , 分离器入口烟速低、飞灰粒径偏高于设计值、循环物料不足。通过改变入炉煤粒度、入炉煤热值、料层厚度、回料阀配风等方式控制调整床温;针对锅炉受热面设计不足的情况, 通过增加受热面降低床温;通过改造分离器, 合理改变分离器中心筒高度、缩小分离器入口宽度等, 增加分离器效率。2) 石灰石输送系统可靠性低。石灰石输送系统存在可靠性低, 入炉给料不均匀, 石灰石给入量不够、易堵塞, “三自动”不能投入, 石灰石粒度、活性不合理。通过石灰石给料系统的增容改造, 采用双套石灰石供粉系统 (一备一用) 以提高可靠性;合理布置石灰石喷口, 提高石灰石粉输送系统的输送气源, 使石灰石稳定均匀投入;合理控制石灰石力度及活性, 合理降低钙硫比。3) 二次风系统设计不合理。二次风口入炉高度、角度、速度, 以及二次风份额不合理, 不利于抑制NOx生成。通过对二次风口布置进行优化改造, 合理实现分级送风燃烧, 改善炉氧分步的均匀性, 同时延长底部还原区空间, 优化上部氧化氛围, 抑制NOx生成。4) 尾部烟道漏风, 高负荷段氧量过低。尾部烟道存在漏风, 高负荷段, 引风机出力表现不足, 氧量过低。通过治理尾部烟道漏风、穿墙管密封等, 使机组高负荷段能够合理控制氧量, 确保SO2、NOx达标排放。

2.2 CFB锅炉炉内脱硫脱硝技术经济性

以国产某台200MW机组年利用小时6000h为例:炉内脱硫脱硝相比炉外脱硫脱硝, 节省初投资约4500万元;炉内脱硫脱硝运行成本约为1.32分/kwh, 炉外脱硫、脱硝总运行成本约为2.36分/kwh, 年节约运行成本1248万元, 经济效益明显。

3 结论与展望

通过研究提出改进循环流化床锅炉在应用中一些建议:1) 充分发挥CFB机组锅炉低温分级燃烧的优点, 通过分离器改造、增加受热面、石灰石系统增容改造、运行燃烧优化调整等技术手段, 采用炉内喷钙脱硫可以满足SO2达标排放, 无论从固定投资, 还是发电运行成本, 都具有明显的优势;对于高硫燃料, 可能还需要考虑炉内脱硫联合简易烟气净化等方法。2) 充分发挥CFB机组锅炉低氮燃烧的优点, 通过二次风优化改造、运行燃烧优化调整等技术手段, 可以满足NOx达标排放, 无论从固定投资, 还是发电运行成本, 都具有明显的优势;对于高挥发分燃料, 可能还需要考虑SNCR等脱硝方式。3) 采用电袋复合除尘可以满足烟尘达标排放;采用布袋除尘的电厂, 通过对除尘器密封的综合治理, 对除尘器布袋质量及安装要求进行升级, 可以满足烟尘达标排放。

参考文献

[1]刘志强, 马辉, 张国龙.CFB锅炉炉内一体化耦合脱硫脱硝技术[J].热力发电, 2014 (5) .

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第4篇

【摘要】我国当前大气环境的形势严峻，空气污染严重。日益增长的空气污染对公众身体健康造成了严重威胁。火电企业是耗煤大户，燃煤过程中，主要向大气中排放烟尘、SO2、NOx等污染物，对PM2.5贡献最大。本文在分析火电企业中大气污染物排放现状基础上，主要对企业减排对策详细阐述，希望为大气环境治理做出一点贡献。

【关键词】火电企业；大气污染物排放；环境危害；减排对策

国家十二五规划指出我国当前大气环境的形势非常严峻，不仅传统煤烟污染没有控制，酸雨、细颗粒物（PM 2.5）、臭氧所引发的复合型大气污染日益突出，区域中大范围空气重污染现象多同时出现，对公众身体健康造成了严重威胁[1-2]。这些细颗粒物来源广泛，我国火电行业装机容量及发电量中，煤电都占据了绝大多数，作为耗煤大户，其大气污染物主要包括烟尘、SO2、NOx等，对PM2.5贡献最大。本文主要对火电企业中大气污染物排放现状及相应减排对策进行阐述。

1、大气污染物估算

1.1火电企业大气污染物评价权系数

火电企业大气污染物主要为烟尘、SO2、NOx，当前排污收费也主要针对这三种污染物[3]，因此我们主要对火电企业中这三种污染物进行研究，通过加权指数模型分析三种污染物对环境造成的危害。三种污染物的权重我们以单位污染物的排污费大小进行确定，即单位污染物的收费越大，权系数就越大。

1.2计算流程与方法

对于污染物在区域中的排放可利用排放因子法来估算。我们按照图1所示流程图对火电企业的污染物进行分层计算。

图1 火电企业污染物排放计算流程

计算按照下列公式进行[4]：

（1-1）

上式中，E表示的为污染物的排放量；A表示活动水平，即不同级别机组的耗煤量；EF表示排放因子；i、j、k分别表示污染物的种类、机组等级及污染的控制技术。

2、某火电企业污染物排放分析

以国内某火电企业为研究对象，对该企业污染物的排放情况进行分析。主要其烟尘、SO2、NOx排放情况进行统计。研究所用的排放因子我们以手册数据并辅以文献数据计算。具体如表1所示。其中硫分S（%）及灰分A（%）分别取1.0及25。

表1 不同等级机组的排放因子（kg 1-1）

在企业排放绩效模型下，我们对某发电厂内12个超过100MW的发电厂的厂用电率及发电排放绩效数据进行统计，并换算为供电的排放绩效值，并在企业排放绩效模型下对结果进行分析。

表2 某发电厂大气污染厂用电率及发电排放绩效单位：g/kWh， %

上表内电厂的编号我们是按照SO2排放绩效值得高低，从低到高进行排序的。鉴于发电绩效不考虑厂用电率，对于电厂向电网供电单位的排放绩效不能有效反映，对电厂中用电设备效率有所掩盖。所以此次我们将厂用电率考虑进去，在此基础上用单位的供电污染排放绩效来对火电企业大气污染的排放进行综合评价。计算出各电厂综合的排放绩效指标值，通过计算我们可以看出这些电厂SO2排放绩效值差别很大，最低0.89g/kWh，最高23.69g/kWh；烟尘排放绩效值最小0.19g/kWh，最高1.59g/kWh；NOx排放绩效值最小1.94g/kWh，最高4.63g/kWh。烟尘排放绩效较低，平均水平为0.71g/kWh，同电厂多数安装静电除尘器有一定关系。要控制大气污染物排放，减少对环境危害，必须不断提高对这些污染物的控制技术。

3、火电企业大气污染物减排对策

火电企业要要控制污染必须采取先进技术对烟尘、SO2、NOx排放进行控制，坚持超低排放，按照《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）标准，烟气含量控制在基准含氧量6%，烟尘排放需<5mg/m3，SO2排放需<35mg/m3，NOx排放需<50mg/m3 [5]。要达到此标准需做到如下几点：

3.1烟尘控制技术

要确保烟尘的排放<5mg/m3，火电厂可采取如下控制路线：“湿式电除尘器+电除尘器配高频电源”的技术路线[6]，其中电除尘器配高频电源属于高频开关技术下形成的一个逆变式电源，这样电源供电下，电除尘器能够将烟尘排放有效降低40-60%，同工频电源相比能够将电耗节约40-80%。湿式电除尘器是在极板上喷水，让烟尘被水冲刷到灰斗中排出的一种方法，能够避免已经搜集的烟尘出現二次飞扬，除尘效率高。且在这种除尘技术下我们还能够将“石膏雨”消除，将酸雾去除95%以上，去除烟气内PM2.5等细颗粒物，从而让烟尘排放度保持在5mg/m3以下。

3.2SO2控制技术

要确保SO2的排放浓度<35mg/m3，火电厂可采取如下控制路线：煤选择低硫优质煤，保证煤中的硫分≤0.8%，脱硫应用高效湿法脱硫，让脱硫效率≥98%。当前比较常用的烟气脱硫技术有：串联接力吸收塔技术、U形塔（液柱+喷淋双塔）技术、双托盘技术、单塔双循环技术等，在使用“单塔双循环石灰石——石膏湿法脱硫技术”时按照脱硫反应同石膏形成过程中对于浆液PH值有不同的要求[7]，我们对浆液池应设置两个，让两个循环过程彼此独立控制，这样能让反应更优化，避免参数间彼此制约，能对煤种变化及负荷变化迅速适应，让脱硫效率控制在98% 以上。

3.3NOx控制技术

常规以煤粉发电为主的锅炉需要使用低氮燃烧器，通过SCR（选择性催化还原）技术将烟气内的NOx脱除出来。在此控制技术中，催化剂层数设置不同，脱硝的效率也不同。当催化剂为3层投入运行的时候，脱硝的效率可以稳定在85%以上。而大于300MW的单机组燃用高挥发性烟煤时，如果安装低氮燃烧器后，产生的NOx浓度可控制在200mg/m3以下，而SCR脱硝之后，催化剂设计3+1层，且确保有3层能够运行，这样NOx浓度可控制在40mg/m3以下，脱硝效率达到80%以上，能够满足NOx排放需<50mg/m3这一燃放要求。

此次研究的火电厂，在对烟尘、SO2、NOx排放控制技术进行改进之后，总煤耗量减少18.3万吨，烟气温度自原来的123℃降至105℃，电除尘器效率自原来的99.81% 提高至 99.87%，相对应的出口排放浓度自原来的21.57 mg/m3降低至14.29 mg/m3。总烟尘排放减少34.65%，SO2排放减少36.44%，NOx排放减少5%，真正实现了节能减排。

参考文献

[1]程轲，王艳，薛志钢，等.《火电厂大气污染物排放标准》实施对燃煤电厂大气汞减排的影响[J].环境科学研究，2015，（09）：3641.

[2]伯鑫，王刚，温柔，等.京津冀地区火电企业的大气污染影响[J].中国环境科学，2015，35（02）：364-373.

[3]王占山，潘丽波，李云婷，等.火电厂大气污染物排放标准对区域酸沉降影响的数值模拟[J].中国环境科学，2014，（9）：2420-2429.

[4]王占山，车飞，潘丽波.火电厂大气污染物排放清单的分配方法研究[J].环境科技，2014，（2）：45-48.

[5]苗杰.神华包头煤制烯烃工业大气污染物排放现状及减排对策[J].神华科技，2013，（06）：89-92.

[6]侯臻锴.火电机组锅炉运行对大气污染物排放控制措施探讨[J].科技风，2013，（10）：270-271.

锅炉大气污染物排放标准 第5篇

前言………………………………………………………………………………… 1范围………………………………………………………………

2规范性引用文件…………………………………………………………………… 3术语和定义………………………………………………………………………… 4技术要求…………………………………………………………………………… 4.1时段划分………………………………………………………………………… 4.2区域划分………………………………………………………………………… 4.3燃煤锅炉禁排的规定…………………………………………………

4.4锅炉大气污染物排放限值……………………………………………………… 4.5烟囱最低高度规定……………………………………………………………… 5监测………………………………………………………………………………… 5.1监测方法………………………………………………………………………… 5.2过量空气系数折算……………………………………………………………… 5.3锅炉负荷系数折算……………………………………………………………… 5.4氮氧化物浓度换算……………………………………………………………… 5.5锅炉烟气排放的连续监测……………………………………………………… 5.6烟尘、二氧化硫总量控制的规定………………………………………… 6标准实施……………………………………………………………………………范围

本标准按在用和新建、改建、扩建两类，规定了各类锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物的最高允许排放浓度和烟气黑度的排放限值。

本标准规定了火电厂（站）和工业、采暖、生活锅炉（以下简称锅炉）的大气污染物排放限值。

本标准适用于天津市电厂（站）和各种用途的燃煤、燃油、燃气锅炉。其它固体燃料可参照本标准中燃煤锅炉的污染物排放限值执行。

本标准不适用于各种容量抛煤机炉和以生活垃圾、危险废物为燃料的锅炉。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新的版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB5468 锅炉烟尘测试方法

GB/T16157-1996 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法

GB13271-2001 锅炉大气污染物排放标准

GB13223-1996 火电厂大气污染物排放标准

HJ/T42-1999 固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法

HJ/T56-2000 固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法

HJ/T57-2000 固定污染源排气中二氧化硫的测定 定电位电解法

HJ/T75-2001 火电厂烟气排放连续监测技术规范

HJ/T76-2001 固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法

空气与废气监测分析方法（中国环境科学出版社1990年版）

烟尘烟气测试实用技术（中国环境科学出版社1990年版）术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1锅炉

将燃料的化学能转化为热能，又将热能传递给水、汽、导热油等工质，从而产生蒸汽、DB××/×××-2003 热水或通过导热工质输出热量的设备。

本标准中锅炉是以额定容量（产热量）确定其污染物最高允许排放限值，0.7MW的产量相当于1t/h蒸发量。

3.2标准状态

烟气在温度为273k，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。本标准中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下干烟气的数值。

3.3过量空气系数

燃料燃烧时，实际空气量与理论空气需要量之比值，用“α”表示。

3.4烟气排放连续监测

对锅炉排放的烟气进行连续地、实时地监测，又称为烟气排放在线连续监测。

3.5烟囱高度

从锅炉所在±0地表面至烟囱排放口的垂直距离。位于地表面以下的锅炉，其烟囱高度应扣除从锅炉所在地面至±0地表面部分。

3.6烟尘初始排放浓度

指锅炉烟气出口处或进入净化装置前的烟尘排放浓度。

3.7锅炉大气污染物排放浓度

锅炉烟气经净化装置后的污染物排放浓度。未安装净化装置的锅炉，其锅炉出口污染物浓度即为排放浓度。各种锅炉大气污染物排放浓度系指采用在线连续监测或手工连续监测的1小时平均值浓度。技术要求

4.1时段划分

4.1.1在用锅炉执行时段

本标准中在用锅炉(除4.3规定的禁排锅炉)，按两个时段执行相应污染物排放浓度限值。第Ⅰ时段：自本标准实施之日起至2005年12月31日之前；

第Ⅱ时段：自2006年1月1日起。

4.1.2新、改、扩锅炉执行时段

本标准对新建、改建、扩建锅炉（含本标准发布之日前已获得批准的在建尚未投产使用的锅炉）执行第Ⅱ时段。

4.2区域划分

本标准将天津市划分为A、B两个区域。

A区：外环线以内建成区、天津经济技术开发区、天津港保税区、天津新技术产业园区、自然保护区、风景名胜区、国家地质公园、国家森林公园及其它需要特殊保护的区域。B区：除A区以外的其它区域。

火电厂（站）锅炉不划分区域。

4.3 燃煤锅炉禁排的规定

自本标准实施之日起，A区内禁止新、扩、改建燃煤锅炉；自第Ⅱ时段起，A区禁止使用出力小于7MW（含）的燃煤锅炉。

不允许新建、改建、扩建燃用重油、渣油锅炉，燃用重油、渣油在用锅炉按燃煤执行。

B区建成区不允许新建出力小于7 MW（含）燃煤锅炉以及大气污染物排放量与其相当的窑炉。

建成区及《环境空气质量标准》GB3095-1996中规定的一类区内禁止使用小于0.7MW（含）的燃煤锅炉，非建成区小于0.7MW（含）的燃煤锅炉，烟尘执行80mg/m3，二氧化硫执行400 mg/m3。

4.4锅炉大气污染物排放限值

锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物最高允许排放浓度、烟气黑度限值见表1。烟尘初始排放浓度执行GB13271-2001规定的烟尘初始排放浓度。火电厂（站）及大于45.5MW的蒸汽锅炉大气污染物排放限值见表2。4.5烟囱最低高度规定

4.5.1工业、采暖锅炉烟囱最低高度规定

锅炉烟囱最低高度按表3规定执行，其它情况按GB13271中4.6.1.2、4.6.2、4.6.3、4.6.4规定执行。

表3 燃煤锅炉房烟囱最低允许高度

锅炉房装机总容量(MW)<0.7 0.7～<1.4 1.4～<2.8 2.8～<7 7～<14 14～<28 烟囱最低允许高度(m)20 25 30 35 40 45 4.5.2火电厂（站）烟囱最低高度规定 火电厂（站）烟囱最低高度按表4执行。其它情况按GB13271中4.6.1.2、4.6.2、4.6.3、4.6.4规定执行。

表4 火电厂（站）烟囱最低允许高度

总装机容量（万千瓦）<30 30~<60 >60 燃煤或重（渣）油(m)150 180 210 燃气、燃轻柴油、煤油(m)30 60 监测

5.1监测方法

监测锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度的采样方法应按GB5468和GB/T16157的规定执行，二氧化硫、氮氧化物的分析方法按国家环境保护总局有关规定执行。

5.2过量空气系数的折算

实测的锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度，应按表5规定的过量空气系数α进行折算。

表5 各种锅炉过量空气系数换算值

锅炉类别 换算项目 过量空气系数α

燃煤锅炉 烟尘初始排放浓度 α=1.7 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度 α=1.8

燃油、燃气锅炉 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度 α=1.2电厂（站）锅炉 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度 α=1.4 各种锅炉过量空气系数换算公式：

式中： C ：折算后的锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度，mg/m3；

C，：实测的锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度，mg/m3；

α，：实测的过量空气系数；

α ：规定的过量空气系数。

5.3锅炉负荷系数的折算

当锅炉出力达不到满负荷时，实测的锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度按表6规定的锅炉出力影响系数K再次进行折算。火电厂（站）锅炉不进行K系数折算。

表6 锅炉出力影响系数

锅炉实际出力占锅炉设计出力的百分数（%）70～<75 75～<80 80～<85 85～<90 90～<95 ≥95

运行三年内的出力影响系数 1.6 1.4 1.2 1.1 1.05 1 运行三年以上的出力影响系数 1.3 1.2 1.1 1 1 1 5.4氮氧化物浓度换算

本标准规定的氮氧化物质量浓度以二氧化氮计，按1mol/molí10-6的氮氧化物相当于2.05mg/m3氮氧化物，将体积浓度换算成质量浓度。

5.5锅炉烟气排放的连续监测

使用额定功率14MW以上（含14MW）的燃煤锅炉，应安装连续监测大气污染物排放的测试仪器，必须符合HJ/T75和HJ/T76有关规定。测试仪器的管理、使用，按照环境保护和计量监督的有关法规执行。

5.6烟尘、二氧化硫总量控制的规定

火电厂（站）二氧化硫最高允许排放速率，执行国家现行的火电厂大气污染物排放标准中有关规定。

新、扩、改建锅炉烟尘、二氧化硫年排放总量，应满足市环境保护部门核定的污染物允许排放总量指标要求。标准实施

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第6篇

关键词：多晶硅电池片,大气污染,酸性废气,有机废气

1 引言

太阳能作具有清洁、安全、资源丰富等优势, 有关机构预测, 2030年全球光伏装机目标1000 GW, 中国2050年光伏装机目标100GW, 太阳能光伏产业发展潜力巨大。作为光伏产业重要组成部分的太阳能电池片生产近年发展迅速, 其中多晶硅电池片发展成熟, 产量约占全部光伏电池的80%以上, 在全国多地均有布局。多晶硅电池片通常以上游合格多晶硅切片为原料, 经制绒、刻蚀、印刷烧结等工序处理后供应给下游光伏电池组件企业制成光伏电池成品。多晶硅电池片生产过程产生氟化物、氮氧化物、盐酸雾、Cl2、硫酸雾、NH3、非甲烷总烃等多种大气污染物, 如控制不当可能对当地大气环境和周围人群健康产生不利影响。

2 生产工艺简述及大气污染物排放特征

2.1 生产工艺简述

太阳能电池片生产工艺通常包括硅片清洗、制绒、碱洗、酸洗、磷扩散、边缘刻蚀、等离子化学气相沉积 (PECVD) 、丝网印刷干烧结、检测包装等工序, 简述如下:

(1) 超声波清洗。去除硅片上的污物, 把硅片放入超声波清洗器中清洗, 如进厂前已经清洗过, 可直接进入制绒工序。

(2) 制绒。太阳能电池片采用硝酸、氢氟酸、异丙醇等制绒, 与硅片反应生成H2Si F6和NOX。反应方程式:Si+2HNO3+6HF→H2Si F6+NO2↑+3H2O+NO↑+H2↑。此工序产生含HF、NOX、H2、非甲烷总烃的废气。

(3) 制绒后清洗:多晶硅太阳能电池制绒后采用纯水喷淋清洗。

(4) 碱洗:多晶硅太阳能电池制绒清洗后, 再采用KOH进行碱洗。

(5) 碱洗后清洗:碱洗后采用纯水进行喷淋清洗。

(6) 扩散前酸洗:碱洗后采用10%~20%的HCl进行酸洗, 此工序产生含HCl废气。

(7) 酸洗后水洗:酸洗后多晶硅太阳能电池采用纯水喷淋方式进行清洗。

(8) 扩散前酸洗:HCl清洗后采用10-20%的HF进行酸洗, 此工序产生HF废气。

(9) 酸洗后水洗:酸洗后多晶硅太阳能电池采用纯水喷淋方式进行清洗。

(10) 磷扩散:磷扩散是在硅片表层掺入纯杂质原子的过程, 工艺采用液态扩散源。过程反应为:C2H3Cl3+2O2→3HCl↑+2CO2↑。该工序将产生含HCl、Cl2的酸性废气。

(11) 边缘刻蚀:利用HNO3、HF和硫酸的混合溶液对硅片边缘进行腐蚀, 去除硅片边缘的PN结, 具体的反应式为:Si+HNO3+HF→H2Si F6+NO2↑+H2O+NO↑+H2↑。

此工序产生含HF、NOX、硫酸雾的酸性废气。

(12) 刻蚀后清洗:刻蚀后采用纯水进行清洗。

(13) 碱洗:刻蚀后采用Na OH进行清洗, 以去除表面的H2Si F6。

(14) 清洗:碱洗后采用纯水进行清洗。

(15) 去PSG:该工序是对刻蚀后硅片上的污物及在扩散中产生的Si O2用HF和HCl清洗的方法进行清除。该工序产生含氢氟酸和HCl的废气。

(16) 清洗:去PSG后采用纯水进行清洗和吹干。

(17) 等离子化学气相沉积 (PECVD)

PECVD被用来在硅片上沉积氮化硅材料, 将硅片装在石墨舟上, 通过化学反应产生氮化硅。典型化学反应为:3Si H4+4NH3→Si3N4+12H2↑。该工序产生含CF4、Si F4、Si H4、NH3及H2的碱性废气。

(18) 丝网印刷干烧结。通过丝网印刷机将银浆、铝浆及松油醇调配成导电材料印刷在硅片上, 作为太阳电池导电的主要通道;烘干后再经过高温 (电加热) 烧结成合金。该工序产生有机废气。

(19) 分类检测。成品入库前使用检测系统对产品进行检测, 将产品分等级包装入库待售。

2.2 大气污染物来源及排放特征

(1) 电池片生产线酸性废气。电池片生产线酸性废气为含HF (以氟化物计) 、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾的混合酸性废气, 主要包括制绒工序产生的含HF、氮氧化物废气、扩散前酸洗过程产生的含HCl废气、磷扩散过程产生的含Cl2废气、去PSG过程产生的含HF、硫酸雾废气, 废气初始浓度HF (以氟化物计) 、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾分别为2.1mg/m3、72mg/m3、0.25mg/m3、14.7mg/m3、6mg/m3。

(2) 电池片生产线碱性废气。电池片生产线硅片PECVD过程产生含NH3、CF4、Si F4的混合废气, 设计采用经PECVD设备附带的废气燃烧器焚烧, 燃料为天然气, 燃烧后的废气主要含烟尘、NH3、SO2、氮氧化物、氟化物, 燃烧废气初始浓度烟尘、NH3、氮氧化物、SO2、氟化物分别为300mg/m3、7mg/m3、10mg/m3、12mg/m3、1.55mg/m3。

(3) 电池片生产线有机废气。电池片生产有机废气为污染物为非甲烷总烃, 主要包括丝网印刷、烘干烧结、单晶制绒过程中加松油醇、异丙醇而产生的有机废气, 废气初始浓度非甲烷总烃为60mg/m3。

3 大气污染控制措施

(1) 电池片生产线酸性废气净化。电池片生产线酸性废气为含HF (以氟化物计) 、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾的混合酸性废气, 主要包括制绒工序产生的含HF、氮氧化物废气、扩散前酸洗过程产生的含HCl废气、磷扩散过程产生的含Cl2废气、去PSG过程产生的含HF、硫酸雾废气, 上述酸性废气经管道收集后设计采用酸雾碱液喷淋洗涤系统进行收集处理, HF (以氟化物计) 、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾设计净化效率分别为80%、50%、90%、49%、85%, 净化后的废气通过高排气筒排放, 废气排放浓度HF (以氟化物计) 、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾分别为0.42mg/m3、36mg/m3、0.025mg/m3、7.5mg/m3、0.9mg/m3, 满足《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) 二级标准要求。

电池片生产线酸性废气净化系统处理系统由碱液喷淋洗涤塔、排风机、喷淋装置、吸收液供给装置和排气筒组成, 其工艺流程参见图3-1所示。

(2) 电池片生产线碱性废气净化。电池片生产线硅片PECVD过程产生含NH3、CF4、Si F4的混合废气 (G4) , 设计采用经PECVD设备附带的废气燃烧器焚烧, 燃料为天然气, 燃烧后的废气主要含烟尘、NH3、SO2、氮氧化物、氟化物, 燃烧后的废气通过碱性废气喷淋洗涤系统进行收集处理, 设计喷淋液为稀盐酸, 烟尘、NH3、氮氧化物、SO2、氟化物设计净化效率分别为90%、80%、50%、50%、80%, 净化后的废气通过高排气筒排放, 废气排放浓度烟尘、NH3、氮氧化物、SO2、氟化物分别为30mg/m3、1.4mg/m3、5mg/m3、6mg/m3、0.31mg/m3, 满足《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) 二级标准要求及《恶臭污染物排放标准》 (GB14554-93) 二级标准要求。

该废气净化系统由PECVD燃烧器、酸液洗涤塔、排风机、喷淋装置、吸收液供给装置和排风管等组成, 其工艺流程参见图3-2所示。喷淋液为稀盐酸, 与碱性废气发生反应生成水和盐, 进而除去废气中的碱性气体。

(3) 电池片生产线有机废气净化。电池片生产有机废气为污染物为非甲烷总烃, 主要包括制绒、丝网印刷、烘干烧结过程中加入异丙醇、松油醇而产生的有机废气, 该废气经管道收集后设计采用活性炭有机废气吸附塔进行收集处理, 废气初始浓度非甲烷总烃为60mg/m3, 净化效率80%, 净化后的废气通过排气筒排放, 废气排放浓度非甲烷总烃为12mg/m3, 满足《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) 二级标准要求。

该有机废气净化系统由活性碳纤维筒吸附装置、排风管和排风机、排气筒等组成, 处理工艺流程参见下图3-3所示。

4 结语

太阳能晶硅电池片生产工序多、工艺复杂且涉及硝酸、氢氟酸、盐酸、硫酸、异丙醇、松油醇等多种化学品, 生产过程产生氟化物、氮氧化物、HCl、Cl2、硫酸雾、NH3、非甲烷总烃等多种大气污染物, 通过分析各类大气污染物的来源、成分、初始浓度等污染特征, 按照技术成熟、经济合理、达标排放等大气污染物控制原则, 对生产中产生的各类废气设计了相应的处理措施, 净化后的外排废气可满足国家相关排放标准要求。

参考文献

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[3]龚伟等.9家晶硅太阳能电池企业职业病危害调查[J].环境与职业医学, 2014 (12) :957-960.

[4]唐玉萍.太阳能电池生产项目污染产生与处理措施[J].广东化工, 2010 (10) :102-104.

焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第7篇

【摘 要】 在分析船舶大气污染气体排放对区域空气质量的影响的基础上，介绍国际有效控制船舶废气排放的相关政策措施，根据不同措施的性质分为国际强制性措施、局部强制性措施和激励性措施，并分析比较不同性质措施的特点和效果，得出国家、地区或者港口在选择控制船舶排放的政策效果时，需要充分考虑各种因素，确定政策类型、政策涉及的区域范围和实施时间。

【关键词】 船舶排放；空气污染；排放控制区；强制；激励

当前，我国以臭氧、细颗粒物（PM2.5）和酸雨为特征的区域性复合型大气污染问题日益突出，区域内空气重污染现象大范围同时出现的频次日益增多，严重制约着社会经济的可持续发展，甚至威胁到人类的健康，治理大气污染刻不容缓。为此，2013年9月国务院发布了《大气污染防治行动计划》，加大空气污染治理力度。

2012年，我国内河和沿海运输完成货物周转量分别达到亿t€穔m和亿t€穔m，承运我国国际贸易进出口货物运输的国际航行船舶逾15万艘次。我国内河和沿海船舶活动量大，船舶排放的污染物中包含多种大气污染物，对我国沿河和沿海区域的空气污染不容忽视。

从控制相关区域内船舶大气污染气体排放着手，制定并实施相关政策，以减少区域空气质量的影响是可选择利用的方法。本文介绍国际相关政策措施以供我国借鉴，通过选择合适的政策类型、政策涉及的区域范围和实施时间等方法，改善我国沿河和沿海区域的空气质量。

1 船舶废气排放对区域空气质量的 影响

船舶排放的主要污染物有硫氧化物、氮氧化物和PM2.5。硫氧化物主要是燃料中所含硫的燃烧产物，其中的二氧化硫容易氧化形成酸雨危害人类，船舶硫氧化物排放主要取决于柴油机所使用的燃料油中的含硫量；氮氧化物由化石燃料与空气在高温燃烧时产生，不仅危害人体健康，而且是破坏环境、形成酸雨和光化学烟雾的重要物质；PM2.5主要来自化石燃料的燃烧物、挥发性有机物等，船舶排放的一部分气体发生化学反应也会转化成PM2.5。

鉴于船舶排放对空气环境的影响，国际海事组织（IMO）海洋环境保护委员会（MEPC）早在1988年就正式开展防止船舶造成大气污染议题的研讨及审议工作，将《国际防止船舶造成污染公约》（《MARPOL 73/78公约》）1997年议定书进行修订，通过了附则Ⅵ《防止船舶造成大气污染规则》，该附则已于2005年5月19日正式生效。

在水运活动集中的区域，特别是大型港口城市，船舶排放对当地空气污染的影响较大。发达国家或地区对此进行量化研究。美国南加州大学利用量化分析模型，分析了南加州空气盆地船舶废气排放对周边环境的二氧化氮、二氧化硫、臭氧和颗粒物浓度的影响。以洛杉矶中心区为例，船舶废气排放导致二氧化氮、二氧化硫的24 h平均浓度分别增加了7.4 g/L和0.3 g/L；1 h和8 h臭氧浓度峰值分别增加了4.5 g/L和7.9 g/L；硝酸盐和硫酸盐的平均浓度分别增加3.7 g/m3和0.1 g/m3；此外，如未来对船舶废气排放不加控制，预测2020年船舶废气排放将成为该地区最大的空气污染源。[1] 南加州研究机构在南加州范围内布置10个监测站，研究南加州空气盆地船舶排放的PM2.5对该地区空气质量的影响。研究结果表明，随着监测站与洛杉矶港和长滩港距离的增加，船舶废气对空气质量的影响随之减少，船舶排放的PM2.5占距离港口最近监测站的PM2.5比重达到8.8%，而占距离港口80 km的内陆监测站的PM2.5比重则下降为1.4%。[2]

我国香港特区环保署发布的《2011年香港排放清单报告》显示，2011年香港港口船舶排放的硫氧化物、氮氧化物和PM10分别占总排放量的54%、33%和37%，均是香港相应污染物的最大排放源。上海市环境监测中心等单位所做的研究结果表明，2010年上海港船舶排放的可吸入颗粒物为0.46万t，细颗粒物为0.37万t，柴油颗粒物为0.44万t，氮氧化物为5.73万t，硫氧化物为3.54万t，一氧化碳为0.49万t，其中，二氧化硫、氮氧化物和PM2.5对上海市空气质量的影响最为显著，分别占排放总量的12.0%、9.0%和5.3%。[3]

目前，我国并没有将船舶废气排放纳入污染物排放统计的范畴，国务院发布的《大气污染防治行动计划》中也只是提到“开展工程机械等非道路移动机械和船舶的污染控制”的原则性要求，并没有配套计划。随着未来大气污染防治的深入，控制船舶废气排放将成为我国特别是沿河和沿海港口城市要面对的一大挑战。

2 国际控制船舶废气排放的政策措施

控制船舶废气排放除要求船舶采用配备岸电装置靠港使用岸电[4]、安装柴油机颗粒过滤器、废气循环系统或选择性催化还原系统等减排技术手段以及诸如IMO强制实施的船舶能效指数（EEDI）标准、船舶能效管理计划（SEEMP）等减排管理措施以外，在一定区域范围内，从控制船舶大气污染排放着手，制定并实施强制性的废气排放政策是有效控制船舶废气排放的措施。

2.1 废气排放控制区及排放控制要求

目前，波罗的海区域和北海区域的硫氧化物排放控制区，北美区域的硫氧化物、氮氧化物和颗粒物质排放控制区已经正式启用。

2.1.1 废气排放控制区

在《MARPOL 73/78公约》附则Ⅵ中，除要求船舶使用的任何燃油中硫含量不得超过4.5%外，还将波罗的海区域指定为硫氧化物排放控制区，要求处于硫氧化物排放控制区的船舶使用的燃油中硫含量不得超过1.5%。按照《MARPOL 73/78公约》1997年议定书的规定，波罗的海硫氧化物排放控制区于2006年5月19日正式启用。按照经欧盟第2005/33/EC号法令修正的1999/32/EC号法令，2006年8月11日才开始执行波罗的海硫氧化物排放控制区船舶使用燃油中硫含量以1.5%为上限的控制要求。

2005年7月举行的MEPC第53次会议，通过了经修订的《MARPOL 73/78公约》附则Ⅵ，增加北海区域为硫氧化物排放控制区，于2007年11月22日正式启用。按照经欧盟第2005/33/EC号法令修正的1999/32/EC号法令，北海区域成为硫氧化物排放控制区的日期被提前到了2007年8月11日。

2010年3月举行的MEPC第60次会议，通过了经修订的《MARPOL 73/78公约》附则Ⅵ，增加北美区域为排放控制区，并于2012年8月1日正式启用。

2.1.2 排放控制要求

2008年10月举行的MEPC第58次会议，通过了经修订的《MARPOL 73/78公约》附则Ⅵ，进一步明确排放控制区是指采用特殊强制措施防止、减少和控制船舶排放硫氧化物、氮氧化物、颗粒物或上述3种污染物，以便减少对船员健康或环境不利影响的区域。

附则Ⅵ关于船舶氮氧化物排放控制标准分为3个阶段（见图1）。2000年1月1日―2010年12月31日期间建造的船舶所安装的船用柴油机应满足第1阶段标准，否则应禁止使用；2011年1月1日―2015年12月31日期间建造的船舶所安装的船用柴油机应满足第2阶段标准，否则应禁止使用；2016年1月1日以后建造的船舶所安装的船用柴油机应满足第3阶段标准，否则应禁止使用，其中，排放控制区内航行船舶的柴油机应满足第3阶段标准，排放控制区之外航行船舶的柴油机应满足第2阶段标准。

附则Ⅵ将排放控制区进行内外区分，并规定了船舶使用燃油中硫含量的上限控制要求（见图2）。此外，要求2018年前完成全球燃油市场供需状况评估，确定在非排放控制区域是否将船舶使用燃油中硫含量0.5%上限的标准调整到2025年1月1日实施。

2.2 强制靠港船舶减排的措施

目前，欧盟实施了强制靠港船舶使用低硫燃油的减排措施。从2010年1月1日起，在欧盟港口停泊（包括锚泊、系浮筒、码头靠泊）超过2 h的船舶不得使用硫含量超过0.1%的燃油（该要求不适用于停掉所有机器而使用岸电的船舶）；船舶靠泊后应尽早转换为低硫燃油（硫含量不超过0.1%），船舶开航前应尽量推迟切换为高硫燃油；燃油转换操作应记录在航行日志上。

美国加州于2014年1月1日实施强制靠港船舶使用岸电的减排措施。基于港口空气污染物大多来自船舶在港口航行、靠港和离港操作以及靠港作业时的特点，为进一步减少船舶污染物排放，美国除了通过设立北美排放控制区控制船舶在沿海航行活动中的废气排放外，经济发达、空气质量要求高的加州对于靠港船舶还提出更高的控制废气排放要求。

加州法典第17篇第1节第7.5分节第93118.3小节“靠泊加利福尼亚港口远洋船舶应用的辅助柴油引擎的有毒空气污染物控制”中强制要求从2014年1月1日起，挂靠加州港口的集装箱船（船公司船舶年挂靠加州港口25次以上）、邮船（船公司船舶年挂靠加州港口5次以上）和冷藏货物运输船靠泊期间必须不断加大关闭引擎和使用岸电的比例。法律规定，各船公司挂靠每一个加州港口的船舶使用岸电的挂靠次数占其在该港口总挂靠次数的比例在2014―2016年期间应达到50%，2017―2019年期间达到70%，2020年之后达到80%。如果船公司挂靠船舶不能满足上述要求，每次停靠将根据情况罚款～美元。

2.3 激励船舶在港区减排的措施

为改善环境质量，一些航运发达的地区或者港口采取了激励船舶在港区减排的措施，如美国长滩港、新加坡和我国香港特区等。

2.3.1 长滩港“绿旗计划”

鉴于船舶低速航行有利于减少大气排放，自2006年1月1日起，长滩港开始实施一项船公司自愿参加的降低船舶航行速度的“绿旗计划”，鼓励船舶在靠近海岸20 n mile的范围内将航行速度降到12 kn以下。作为对船公司参与“绿旗计划”、重视环境保护的回报，长滩港将减收这些船公司船舶的港口费。

长滩港以费尔曼角（Point Fermin）灯塔为中心、半径20 n mile（2009年扩大到40 n mile）的半圆海域为参加“绿旗计划”船舶自愿降低航行速度的区域范围，由美国南加州海事交换中心负责检测并记录在此范围内船舶的航行速度，并以12个月为时间单位，统计船舶执行“绿旗计划”的情况。如果挂靠长滩港的船舶在12个月内100%地执行“绿旗计划”，将获得绿旗作为环保成就奖；如果在12个月内船公司执行“绿旗计划”的船舶比例达到90%，则未来一年内的港口费将减收15%。2012年，挂靠长滩港的船舶中，83%以上的船舶在距离港口40 n mile范围内实施减速航行；接近96%的船舶在距离港口20 n mile范围内实施减速航行。

截至2012年底，200多家船公司获得减免港口费的奖励，同时与港口运作相关的柴油污染物排放量减少了75%。

2.3.2 新加坡“绿色海港计划”

为鼓励本地船务业采用洁净能源，减少碳排放量以保护环境，2011年新加坡海事和港务管理局宣布推行“新加坡绿化海事计划”。“绿色海港计划”是“新加坡绿化海事计划”的3个组成部分之一。

“绿色海港计划”针对在新加坡海港停靠的船舶实施，规定船舶在海港内采用被认可的减排科技或改用低硫燃油，符合《MARPOL 73/78公约》附则Ⅵ所规定的标准，则减收其15%的港口费。

2.3.3 我国香港特区《乘风约章》

2011年共有18家远洋船公司签署了《乘风约章》，承诺2年内在香港港挂靠远洋船舶在靠港时尽可能换用低硫燃油（硫含量不高于0.5%的燃料油）。2011年共有艘次远洋船舶在香港港靠港时换用低硫燃油，占全年挂靠香港港远洋船舶总艘次的11%，减少约890 t的二氧化硫排放。

在《乘风约章》2年有效期期满之时，在成员的共同推动下，为延续《乘风约章》的实施对香港空气质量改善的有利影响，香港特区政府在2012年2月发布的《2012―2013年度财政预算案》中，建议对在香港港靠港时换用硫含量不高于0.5%低硫燃油的远洋船舶，减免一半的港口设施及灯标费，并将此称为“泊岸换油计划”。

3 控制船舶废气排放政策措施的比较

上述在发达地区、国家或者港口实施的区域船舶废气排放控制政策措施可以归纳为以下3类：（1）建立排放控制区是通过政府间或IMO机制实施的，属于国际强制性措施；（2）欧盟强制靠港船舶使用低硫燃油和美国加州强制靠港船舶使用岸电是通过政府组织或者地方政府的机制实施的，属于局部强制性措施；（3）以地方利益换取区域内船舶减排效果的措施，属于激励性措施。

不同政策措施的特点，其效果也不尽相同，比较结果见表1。表中“准备难度”指实施相关政策措施的准备工作困难程度，包括政策制定、审查和颁布程序，配套保障措施到位等的人力、财力、物力和时间投入的需求。

从“准备难度”角度看，激励性政策措施涵盖区域范围小，涉及船舶范围有限，船公司可以不执行更加严格的排放控制要求，政策制定、审查和颁布程序比较容易；局部强制性政策措施涵盖国家或地区范围增加，涉及船舶范围增加，具有强制性，在政策制定、审查和颁布程序方面难度有所增加；制定、审查和颁布实施国际强制性政策措施最为困难，按照《MARPOL 73/78公约》及其附则Ⅵ的要求，证实有防止、减少和控制船舶排放硫氧化物、氮氧化物、颗粒物或者上述3种污染物造成空气污染的需要，IMO才会考虑设立排放控制区。设立排放控制区需要经过提出建议和评估通过2个程序。

设立排放控制区需要由1个或者多个《MARPOL 73/78公约》签约国向IMO提出建议，如果2个或更多的签约国对某一特定区域有共同关注，这些签约国应起草1份互相协调的建议。建议内容包括：

（1）1份船舶废气排放控制适用区域的明确描述和1张标有该区域位置的参考海图；

（2）控制船舶废气排放的类型建议，可以是硫氧化物、氮氧化物、颗粒物或者上述3种污染物；

（3）1份受到船舶废气排放威胁的人口和环境区域的说明；

（4）在所建议的排放控制区内，船舶排放对周边环境空气污染和环境不利影响的评估报告，评估内容包括船舶排放对居民健康和环境影响的描述；

（5）所建议的排放控制区和受到威胁的人口、环境区域内有关气象条件的相关资料；

（6）所建议的排放控制区内船舶航行状况，包括船舶航行的模式和密度；

（7）1份建议提案国（一国或多国）对危及所建议的排放控制区的陆上硫氧化物、氮氧化物或颗粒物排放源影响所采取的控制措施以及按照排放控制区的硫氧化物、氮氧化物或颗粒物控制要求采取协同措施的说明；

（8）与陆上控制措施相比较，减少船舶排放的相对成本以及与国际贸易相关的航运经济影响的说明。

4 结 语

国家、地区或者港口对于控制船舶废气排放政策措施的选择，应充分考虑改善区域环境和提高空气质量的需要、政策准备的难度和时间要求、政策实施的监督体制及机制建设的障碍以及监督成本的增加对于国际贸易和航运的影响以及本地航运企业对于成本增加的承受能力等因素，从而确定相应的政策类型、政策涉及的区域范围和实施时间。

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焦炭生产过程大气污染物排放控制对策 第8篇

问:修订《水泥工业大气污染物排放标准》的背景是什么?

答:我国是水泥生产与消费大国, 2012年水泥产量达到22.1亿吨, 占世界水泥产量的56%, 现有规模以上水泥生产企业约4000家, 其中水泥熟料生产企业2400多家、新型干法水泥生产线1600多条。水泥工业在支撑国民经济快速发展的同时, 也带来了严重的环境污染。据统计, 我国水泥工业颗粒物 (PM) 排放占全国排放量的15%~20%, 二氧化硫 (SO2) 排放占全国排放量的3%~4%, 氮氧化物 (NOx) 排放占全国排放量的8%~10%, 属污染控制的重点行业。水泥工业执行的现行标准为《水泥工业大气污染物排放标准》 (GB 4915-2004) , 主要控制PM, 要求水泥企业在各种通风生产设备及作业点采取高效除尘净化措施;SO2、NOx、氟化物等控制指标在原 (燃) 料品质较好、运行工况稳定的条件下基本可实现达标排放。

进入“十二五”后, 环保形势的变化对水泥工业的大气污染防治、特别是NOx总量减排提出了更高要求。《“十二五”节能减排综合性工作方案》 (国发[2011]26号) 、《国家环境保护“十二五”规划》 (国发[2011]42号) 、《节能减排“十二五”规划》 (国发[2012]40号) 、《重点区域大气污染防治“十二五”规划》 (环发[2012]130号) 、《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》 (环境保护部公告2013年第14号) 等文件明确规定2015年水泥行业NOx排放量控制在150万吨, 淘汰水泥落后产能3.7亿吨;对新型干法窑降氮脱硝, 新、改、扩建水泥生产线综合脱硝效率不低于60%;在大气污染防治重点地区, 对水泥行业实施更加严格的特别排放限值。

国务院《大气污染防治行动计划》要求通过制定、修订重点行业排放标准“倒逼”产业转型升级, 排放标准作为控制污染、减排总量、调整结构、优化布局的重要抓手, 需要紧紧围绕中心、服务大局, 及时提高控制要求。为此, 环境保护部于2012年启动了《水泥工业大气污染物排放标准》 (GB4915-2004) 修订工作, 修订草案经多方征求意见、反复论证, 通过技术和行政审查之后会同质检总局正式公布。

问:为什么制定《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》?

答:水泥生产分为以石灰石、粘土等为原料正常生产以及在生产同时利用水泥协同处置窑处理危险废物、生活垃圾、受污染土壤等两种方式。针对上述两种生产过程的污染物产生及控制方式不同, 《水泥工业大气污染物排放标准》 (GB 4915-2013) 和《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》 (GB30485-2013) 分别提出了排放控制要求, 构成了完整的水泥工业污染物排放 (控制) 标准体系。

水泥窑协同处置固体废物技术是发达国家和地区普遍采用的成熟技术, 在国外已有30多年的应用经验。发展水泥窑协同处置技术, 对于缓解我国固体废物处置能力不足所造成的巨大环境压力、提高应急处理突发事件废物处理能力具有重要意义, 也是控制环境风险、促进循环经济发展的要求。目前我国水泥企业协同处置废物种类主要限于常规的工业废渣, 如电厂粉煤灰、高炉矿渣、硫酸渣等, 燃料替代率低, 危险废物、社会源废物 (生活垃圾、生活污泥等) 、污染土壤以及有机工业废物的水泥窑协同处置刚刚起步。为此, 环境保护部、发展改革委、工业信息化部等国务院相关部委印发了一系列关于推动水泥窑协同处置技术发展的文件, 预计水泥窑协同处置固体废物将迅速发展。

《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》遵循全过程污染控制原则, 针对水泥窑协同处置固体废物的污染节点, 通过入窑废物种类限制、废物中有害元素的投料控制、投料点的选择、烟气污染物治理、水泥产品质量等关键环节进行全过程污染控制, 分别提出对应的控制措施。为增强标准的可操作性, 环境保护部还配套制定了《水泥窑协同处置固体废物环境保护技术规范》 (HJ 662-2013) , 具体规定了利用水泥窑协同处置固体废物过程前端和末端控制的环保技术要求。《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》及其配套标准的发布实施, 对于规范我国水泥窑协同处置固体废物、依法开展环境监管、提高企业环境管理水平、促进行业健康发展具有重要意义。

问:《水泥工业大气污染物排放标准》主要修订内容有哪些?

答:我国早在1985年就首次发布了《水泥工业污染物排放标准》, 1996年进行了第一次修订, 2004年第二次修订, 本次为第三次修订。本次修订的主要内容包括: (1) 适用范围在原有水泥原料矿山开采、水泥制造、水泥制品生产的基础上, 增加了散装水泥中转站; (2) 调整现有企业、新建企业大气污染物排放限值, 增加适用于重点地区的大气污染物特别排放限值; (3) 利用水泥窑协同处置固体废物的, 明确要求除执行本标准外还应执行相应的污染控制标准。

新标准重点提高了颗粒物、NOx的排放控制要求。根据除尘脱硝技术的进步, 新标准将PM排放限值由原标准的50 mg/m3 (水泥窑等热力设备) 、30 mg/m3 (水泥磨等通风设备) 收严至30 mg/m3、20 mg/m3;将NOx排放限值由800 mg/m3收严到400 mg/m3。考虑到现有企业需要进行脱硝除尘改造, 标准规定新建企业自2014年3月1日起执行新的排放限值, 现有企业则在标准发布后给予一年半过渡期, 过渡期内仍执行原标准, 到2015年7月1日后执行新标准。

新标准在原有污染物控制项目 (PM、SO2、NOx、氟化物) 的基础上增加了氨 (NH3) 和汞 (Hg) 控制项目。NH3排放是水泥窑烟气脱硝衍生出的污染问题, 为防止NH3逃逸导致环境空气中细颗粒物浓度上升, 以及由此引发的臭味扰民问题, 标准规定使用氨水、尿素等含氨物质作为还原剂去除烟气中NOx时需执行NH3排放限值。鉴于水泥生产大量使用燃煤、粉煤灰作为燃料和原料, 为强化重金属污染风险防范、切实履行环保国际公约, 新标准规定了Hg排放限值。

问:确定NOx排放限值的依据是什么?

答:水泥行业是我国继火电厂、机动车之后的第三大NOx排放源。水泥行业控制NOx排放的成效直接关系到总量减排目标和环境空气质量, 必须依据先进生产工艺技术和可行污染控制措施, 确定合理的排放限值。

水泥生产工艺对NOx排放有重大影响。普通水泥回转窑的烧结温度高、过剩空气量大、废气在高温区停留时间较长, NOx排放较多。近年来普遍采用的新型干法工艺, 60%燃料在前端分解炉内无焰燃烧, 燃烧温度低、几乎没有热力型NOx生成, 只产生燃料型NOx。与普通回转窑2.4 kg/t熟料的NOx排放强度相比, 新型干法工艺NOx产生量可控制在1.6 kg/t熟料的水平, 削减约1/3的NOx产生量, 初始NOx浓度通常为800~1000 mg/m3。

可行的NOx控制措施包括一次措施和二次措施。一次措施指通过生产工艺或原 (燃) 料的改变, 如低NOx燃烧器、分解炉分级燃烧、工艺优化控制、添加矿化剂、燃料替代等, 减少NOx的产生。采取这些综合措施后, 大约可降低20%~30%的NOx排放量, 相应NOx排放浓度降至600~700 mg/m3;二次措施是指末端治理措施, 包括选择性非催化还原 (SNCR) 、选择性催化还原 (SCR) 、SNCR-SCR等烟气脱硝措施, 其中SNCR是目前比较成熟可行的技术, 脱硝效率一般为40%~60%。

综合考虑上述措施的NOx减排效果及组合采用的可能性, 根据已投运的水泥脱硝示范项目可稳定达到的排放水平, 新标准确定NOx排放限值为一般地区400 mg/m3、重点地区320mg/m3。达到该标准主要通过一、二次措施的综合采用来实现, 考虑到一部分现有企业工艺改造难度大或不具备改造条件, 也可以单纯通过末端采用SNCR技术来实现 (但此时应严密监控NH3逃逸) 。

我国水泥脱硝刚刚起步, 建成运行的脱硝示范项目均采用SNCR技术, SCR (选择性催化还原) 技术在国内尚无成功应用案例。国外也是应用SNCR技术较多, SCR仅有2~3套装置在示范运行。此次标准基于SNCR技术确定NOx排放限值, 未来随着SCR技术的成熟、环保要求进一步提高, 将基于新技术制定更严格的NOx排放限值。

问:新标准实施成本和预期效益如何?

答:提高排放控制要求意味着环保投资和运行成本的增加。据测算, 水泥企业除尘、脱硝等环保投资比例将达到10%~12%, 环保设施运行成本约12~15元/t水泥。从事处置固体废物的水泥企业需要增加部分投资对水泥窑进行适当的技术改造, 以北京水泥厂为例, 按照每年8万t的处置规模估算, 建设一条水泥窑协同处置危险废物示范工程项目投资约5200万元。