国内燃煤电厂烟气超净排放技术路线
1.脱硝系统
在已调研项目中，脱硝系统多采用低NOx燃烧器+SCR催化剂的组合方式，该类系统技术成熟，运行可靠。执行超净排放的燃煤电站与常规电站相比较，脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数，改造工程多将原有的2+1(2层填装，1层备用)层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂(华能高碑店、华电永利)采用4层SCR催化剂。改造后系统脱硝效率可以提升至85~90%，采用现有技术可以满足超净排放NOx<50mg/Nm3要求。
2.脱硫系统
在已调研的电源点中多燃用中低硫煤种，其中执行超净排放指标的电站燃煤含硫量为0.41~0.89%，对于新建机组，相对于常规脱硫系统采用的新技术有：双托盘、性能增强环、增加喷淋层、增加浆液泵等，对于改造机组，多采用增加一座吸收塔的方式，改进后系统脱硫效率达到98~99%，可满足超净排放SO2<35mg/Nm3的指标要求。
3.除尘系统
实现超净排放指标的电厂中，除尘系统分为两条技术路线：
①烟气冷却器+五电场低低温静电除尘器+高效除尘FGD+湿式静电除尘器;
②五电场旋转极板静电除尘器(末电场采用旋转极板)+高效除尘FGD+湿式静电除尘器。调研结果显示，此两条路线均可满足超净排放PM<5mg/Nm3的要求。
案例分析
超净排放技术是燃煤电厂执行以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值，如下表所示。
1.浙能发电厂
1.1工程概况
发电厂现共有8台发电机组，总装机容量5000MW。一期装机容量为2×300MW，1995年12月投产发电。二期工程装机容量为4×600MW，2005年10月全部投产发电。三期装机容量为2×1000MW，2011年10
月全部投产发电。本次调研容为三期工程，2014年6月完成了2台机组超净排放技改。
1.2烟气处理技术
1.2.1除尘：采用低低温除尘+湿式电除尘技术，烟囱出口烟尘浓度
<2.1mg/Nm3。
1.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，改为3+1台浆液泵，增加一层托盘变为双托盘脱硫塔，除雾器改为一级管式除雾器+两层屋脊式除雾器。烟囱出口SO2浓度<17.5 mg/Nm3。
1.2.3脱硝：采用“超低NOx燃烧器+增加预留层新型改性催化剂”。烟囱出口NOx浓度<39 mg/Nm3。
1.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。
2.浙能六横发电厂
2.1工程概况
浙能六横电厂是全国首个离岸海岛大型燃煤火电厂，规划建设4台1000MW超超临界机组，一期工程建设2×1000MW超超临界。在2014
年7月正式投入商业运行。试运行期间污染物排放指标为：NOx<26mg/Nm3、SOx<25mg/Nm3、PM<5mg/Nm3，全面达到超净排放标准。
2.2烟气处理技术
2.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度<5mg/Nm3。
2.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统(托盘技术+增效环)，烟囱出口SO2浓度<25mg/Nm3。
2.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度<26 mg/Nm3。
2.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。
3.发电厂
3.1工程概况
发电厂拥有125MW机组一台，135MW机组一台,300MW机组一台，350MW
机组一台。其中，4号机组(1X350MW超临界机组)为新建机组，于2014年6月投入商业运行，全面达到超净排放标准。
3.2烟气处理技术(4号机组)
3.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+高频电源+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度<2.38mg/Nm3。
3.2.2脱硫：采用高效海水脱硫技术，烟囱出口SO2浓度<2.86mg/Nm3。
3.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度<20.5mg/Nm3。
3.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。
4.军粮城电厂
4.1工程概况
军粮城发电(以下简称“军粮城电厂”)共分5期建设，其中5期9、10号机组(2×350MW)分别于2010年7月和10月投产发电。
4.2烟气处理技术(4号机组)
4.2.1除尘：采用“布袋除尘器+湿式电除尘器”，烟囱出口烟尘浓度<5mg/Nm3。
4.2.2脱硫：沿用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用“新增串联二级脱硫塔+烟塔合一”。烟囱出口SO2浓度<35mg/Nm3。
4.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺，加装一层新催化剂，改造后SCR出口NOx排放浓度能够<50mg/Nm3，脱硝率>88.9%。
4.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。
5.华能热电厂
5.1工程概况
华能热电厂一期工程共四台燃煤发电机组，四台机组额定发电总功率为845MW，1999年6月全部投产。
5.2烟气处理技术
烟气折算公式
烟气折算公式 流速 Vs = Kv * Vp 其中Vs为折算流速 Kv为速度场系数 Vp为测量流速 粉尘 1粉尘干基值 DustG = Dust / ( 1–Xsw / 100 ) 其中DustG为粉尘干基值 Dust为实测的粉尘浓度值 Xsw为湿度 2粉尘折算 DustZ = DustG * Coef 其中 DustZ为折算的粉尘浓度值 DustG为粉尘干基值 Coef为折算系数，它的计算方式如下:Coef = 21 / ( 21 - O2 ) / Alphas 其中O2为实测的氧气体积百分比。 Alphas为过量空气系数(燃煤锅炉小于等于45.5MW折算系数为1.8;燃煤锅炉大于45.5MW折算系数为1.4;燃气、燃油锅炉折算系数为1.2) 3粉尘排放率 DustP = DustG * Qs / 1000000 其中 DustP为粉尘排放率 Dust为粉尘干基值 Qs为湿烟气流量，它的计算方式如下： Qs = 3600 * F * Vs 其中Qs为湿烟气流量 F为测量断面面积 Vs为折算流速 SO2 1 SO2干基值 SO2G = SO2 / ( 1–Xsw / 100 ) 其中 SO2G为SO2干基值 SO2为实测 SO2浓度值 Xsw为湿度 2 SO2折算 SO2Z = SO2G * Coef 其中SO2Z为SO2折算率 SO2G为SO2干基值
Coef为折算系数，具体见粉尘折算 3 SO2排放率 SO2P = SO2G * Qsn / 1000000 其中 SO2P为SO2排放率 SO2G为SO2干基值 Qsn为干烟气流量，它的计算方式如下： Qsn = Qs * 273 / ( 273 + Ts ) * ( Ba + Ps ) / 101325 * ( 1 –Xsw / 100 ) 其中 Qs为湿烟气流量 Ts为实测温度 Ba为大气压力 Ps为烟气压力 Xsw为湿度 NO 1 NO干基值 NOG = NO / ( 1–Xsw / 100 ) 其中 NOG为NO干基值 NO为实测NO浓度值 Xsw为湿度 2 NO 折算 NOZ = NOG * Coef 其中 NOZ为NO折算率 NOG为NO干基值 Coef为折算系数，具体见粉尘折算 3 NO 排放率 NOP = NOG * Qsn / 1000000 其中 NOP为NO排放率 NOG为NO干基值 Qsn为干烟气流量，它的计算方式如下： Qsn = Qs * 273 / ( 273 + Ts ) * ( Ba + Ps ) / 101325 * ( 1–Xsw / 100 ) 其中 Qs为湿烟气流量 Ts为实测温度 Ba为大气压力 Ps为烟气压力 Xsw为湿度
大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线
中国大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物 超低排放技术改造指导意见 第一章总则 第一条为落实国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》（以下简称“行动计划” ），规范集团公司环保设施改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排放改造技术方案，确保各项烟气污染物治理设备安全、稳定、经济、环保运行，制定本指导意见。 第二条编制依据 GB13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》关于执行大气污染物特别排放限值的公告（环保部2013 年第14 号）关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）的通知》（发改能源[2014]2093 号） 关于印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》的通知（发改价格[2014]536 号） 《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》（环保部2014 年第18 号）《火电厂除尘工程技术规范》（环保部2014 年第17 号）燃煤电厂除尘技术路线指导意见（中电联2014 ）中国大唐集团公司燃煤发电企业烟尘排放控制指导意见（试行）（2014 ）中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理办法（181 号〔2013 〕） 中国大唐集团公司脱硝改造工程安全质量管理办法（95 号〔2013 〕）中国大
唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见（试行）（2011 ） 第三条超低排放技术改造实施后，在干基准氧含量6% 的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度限值为10mg/m 3、35 mg/m 3、50 mg/m 3。特殊地区烟尘排放浓度限值为5mg/m 3。 第四条本指导意见适用于中国大唐集团公司单机容量 300MW 及以上燃煤机组气污染物超低排放改造工程，其它机组可参照本指导意见执行。 第二章改造原则 第五条企业需结合国家及地方环保政策、法规、标准的要求，并结合企业自身发展的特殊需求，合理制定烟气污染排放目标。 第六条实施超低排放改造的企业，需对现有环保设施进行充分诊断分析，结合环保设施实际运行状况、现场条件，并综合考虑引风机扩容、烟道优化降低阻力及烟气冷却器回收烟气余热等技术的实施和应用，经过充分技术经济比较后，制定系统化改造方案。 第七条超低排放改造技术方案应统筹考虑低氮燃烧器、脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的协同影响关系，充分发挥各环保设施对污染物的协同脱除能力，在满足烟气污染物达标排放的同时，实现环保设施经济高效运行。 第八条超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优先考虑
燃煤电厂烟尘超低排放技术
燃煤电厂烟尘超低排放技术 前言 十二五期间，我国平均雾霾天数逐渐增多，空气污染加剧，霧霾严重影响人们身体健康和正常工作、生活秩序。而雾霾天气的形成与一次细颗物PM2.5的排放及环境空气中的二次细颗粒物的形成密切相关。我国的能源消费主要以煤炭为主，发电方式在很长的一段时间内是以燃煤发电为主。《火电厂大气污染排放标准》( GB 13223-2011) 要求在一般地区烟尘排放限值30 mg /m3，重点地区烟尘排放限值20 mg /m3。基于这样的原因，许多大型电厂都安排了电袋复合除尘器，基本上达到了排放要求。2014年9月12日，国家发改委、环境保护部、能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014-2020)》的通知中，强调严控大气污染物排放，东部地区11个省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，在基准含氧6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50 mg /m3，中部地区8 省则要求接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区接近或达到燃气轮机组排放限值。 1.成熟的除尘器技术 目前国内比较成熟且适用于各级容量机组的除尘技术主要是静电除尘器和袋式除尘器。 (1)静电除尘器使用周期长、维护费低且适用性较广泛，国内电除尘器出口烟尘浓度限制为20 mg /m3时，50%以上的煤种适用常规电除尘器; 但静电除尘器耗电量大，设备复杂、占地大并且对粉尘比电阻要求较高。对除尘效率低于99.8%，通常选用电除尘器。像神府东胜煤、晋北煤等电除尘器适应性较好的煤种，宜选用电除尘器。 (2)布袋式除尘器对粉尘气流量的变化适宜性强，具有除尘效率高，运行稳定，适用范围广，操作维护容易并且可处理高温、高比电阻的粉尘，但布袋除尘寿命主要取决于滤袋的使用寿命，不适宜于黏结性强及吸湿性强的粉尘，特别是烟气温度不能低于露点温度，否则会产生结露，致使滤袋堵塞。像准格尔煤、宣威煤、澳大利亚煤等电除尘器适应性差的煤种，不宜选用常规电除尘器，可选用布袋除尘器。 2.高效除尘技术方案 2.1湿式电除尘器 湿式电除尘器是直接将水雾喷向电极和电晕区，水雾在芒刺电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化，在这里电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并，共同对粉尘粒子起捕集作用，最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是：湿式电除尘器则是将水喷至集尘极上形成连续的水膜，采用水清灰，无振打装置，流动水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及PM10，尤其是PM2.5 的细微粉尘有良好的脱除效果。 2.2低低温静电除尘器技术
电厂烟气排放折算公式
一、NO—NO2转换公式 NO2=NO/30*46=NO*1.53 （U23/Model1080监测的是NO，而DAS显示的为NO2,用此公式做NO/NO2的浓度转换）式中：30为NO的分子量 46为NO2的分子量 二、折算值计算公式 1）实测过量空气系数 实测过量空气系数=21/（21- O2） 其中：21为空气中的氧含量 O2为实际测量的氧含量 2）折算系数 折算系数=实测过量空气系数/标准过量空气系数其中：燃煤锅炉的标准过量空气系数为1.4 3）折算值 折算值=浓度*折算系数 其中：折算值为NO2/SO2/CO/DUST等污染物的折算值 浓度为NO2/SO2/CO/DUST等污染物的实测浓度 三、mg/m3和ppm单位转换公式 1）转换系数 转换系数=气体分子量/22.4 其中：转换系数为NO2/SO2/CO的转换系数 气体分子量为NO2/SO2/CO的分子量 22.4为气体摩尔体积 SO2的转换系数：64/22.4=2.857 NO2的转换系数：46/22.4=2.05 CO的转换系数：28/22.4=1.25 2）mg/m3和ppm转换 浓度（ppm）= 浓度（mg/m3）/转换系数
四、标干流量计算公式 1）流速计算公式 V==F*C*Pk/ 其中：V——流速，单位m/s F——速度场系数 C——皮托管系数 Pd——未经开方的差压信号 Pk——开方后的差压信号 2）工况流量计算公式 Q 1=3600*A*V 其中：Q1——工况流量，单位m3/h A——管道横截面积 V——流速 3）标况流量计算公式 Q 2=Q1*[(101325+P)/101325]*[273.15/(273.15+T)] 其中：Q1——工况流量，单位m3/h Q2——标况流量，单位Nm3/h P——实测烟气静压，单位Pa T——实测烟气温度，单位℃ 4）标干流量计算公式 Q 3=Q2*（1-H/100） 其中：Q3——标干流量，单位Nm3/h Q2——标况流量，单位Nm3/h H——湿度，单位% DAS中标干流量计算过程如下： Q =3600*A*V*[(101325+P)/101325]*[273.15/(273.15+T)]* (1-H/100) =（3600/101325）*273.5* A*V*(1-H/100) (101325+P) /(273.15+T) = 9.7* A*V*(1-H/100) (101325+P) /(273.15+T)
燃煤机组超低排放技术路线探讨
燃煤机组超低排放技术路线探讨 发表时间：2016-09-26T15:50:32.823Z 来源：《电力设备》2016年第13期作者：杨超英毛燕蒋廉颖 [导读] 随着我国环境问题的日益凸显，环保问题已经成为了一个国民性话题。 （ 1浙江浙大网新机电工程有限公司浙江杭州310012；2浙江浙大网新机电工程有限公司浙江杭州，310012；3中国空分工程有限公司浙江杭州 310051） 摘要：要达到超低排放要求，需要集成各种先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术，优化工艺流程，充分发挥其协同脱除功效，我们将烟尘、二氧化硫和氮氧化物等多种污染物高效协同脱除集成技术称为超低排放技术。 关键词：燃煤机组；超低排放；协同控制技术 引言 随着我国环境问题的日益凸显，环保问题已经成为了一个国民性话题。雾霾、酸雨的频繁出现使得国家对于工厂排放指标的要求逐年提高，而传统燃煤机组则成为了国家环保部门监控的重点对象之一。随着国家控制火电厂烟尘排放政策的日益严格、烟尘排污收费力度的增大和排放权交易制度的试行，火电厂实施烟尘微量排放的必要性进一步增大。为此，各大电力企业均对燃煤机组的节能减排改造投入了大量人力、物力，各种先进的减排技术也不断涌现，协同控制就是其中之一。协同控制技术，是指通过低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等干式除尘技术，通过脱硫塔协同脱除粉尘，同时控制出口石膏液滴浓度以及液滴的含固量，实现出口排放小于5mg/Nm3。 一、超低排放的概念 超低排放，是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过5mg/Nm3、35mg/Nm3、 50mg/Nm3，比《火电厂大气污染物排放标准》中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降50%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。 二、燃煤机组超低排放技术路线 目前而言，通过干式除尘及新技术与湿式除尘的不同组合，以及干式除尘与湿法脱硫协同除尘，可以得到3种烟尘超低排放工艺路线。 第一种技术路线是采用湿式电除尘器进行末端控制。其中脱硫塔前端的干式除尘器可采用低低温电除尘、电袋复合除尘、高频电源等技术，在脱硫塔后加装湿式电除尘器，以保证烟尘小于5mg/Nm3。 第二种技术路线是采用脱硫除尘一体化技术：单塔一体化脱硫除尘深度净化技术是国内自主研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。 第三种技术路线是干式除尘器和湿法脱硫协同控制，不上湿电。其中干式除尘器可选用低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等技术，通过脱硫塔协同脱除粉尘，同时控制出口石膏液滴浓度以及液滴的含固量，可实现出口排放小于5mg/Nm3。这种工艺可以避免在烟气处理系统尾部增设湿式电除尘器，节省投资和占地，降低运行费用，在简化系统的同时大大提高系统可靠性。 针对第一种技术路线工艺，目前，我国正在建设和已投运的湿式除尘器已超过国外投运数量的总和，部分投运项目经测试虽达到“超低排放”要求，但也逐渐暴露一些缺陷。比如包括三氧化硫在内的酸性气体遇水后对设备产生腐蚀的现象开始显现;从湿式除尘器中排出的泥浆造成二次污染;在严寒地区由于防冻措施不到位，严重影响设备的正常运行。此外，金属板式湿式电除尘器耗水量大，以60万千瓦机组为例，日耗水量在300吨以上。我国是一个缺水国家，人均水资源仅为世界的四分之一，在缺水地区，湿式电除尘器的应用受到一定限制。 第二种技术路线，目前在建和头晕项目也比较多。优点是投资少、改造项目改动量小，占地小，施工进度快，适合工期较紧的改造项目。缺点是低负荷工况下性能不够稳定，SO3、汞等脱除效果不理想。 第三种技术路线为除尘器和湿法脱硫协同处理，适用范围较广。可以避免在烟气处理系统尾部增设湿式电除尘器，不会新增电厂用水点；同时能保证低负荷工况下的处理性能稳定，通过低低温电除尘改造可以很好地对SO3进行很好地脱除；节省投资和占地，降低运行费用，在简化系统的同时大大提高系统可靠性。 因此，对于新建和技改燃煤机组应制定不同的技术路线。新建燃煤机组宜优先考虑协同控制技术，技改燃煤机组由于受到现有环保设施和场地的限制，一炉一策，提出最优化的技改方案，避免一刀切。 三、超低排放协同控制主要除尘技术 1、电除尘高频电源改造 由于成本较低，且效果明显，成为目前在各个电厂超低排放改造中普遍使用的一种辅助除尘增效改造方式。高频电源相比普通工频电源具有如下优势：更好的节能效果、可提高电晕功率、更好的电源适应性、更好的火花控制特性。 2、电袋复合除尘技术 电袋复合除尘器是静电除尘和过滤除尘机理有机结合的一种复合除尘器，综合了电除尘器和袋式除尘器的优点。目前，国内一般采用“前电后袋”串联式一体化结构，通过前级电场使粉尘预荷电并收集下大部分粉尘，而剩下的比电阻比较高、颗粒比较细而难以捕集的粉尘进入后级滤袋区，可以发挥布袋除尘器对细微粉尘的高效捕集特点，而前级电场的预除尘作用和荷电作用提高了后级滤袋区的过滤性能，使得过滤阻力大大降低，清灰周期也大大延长。目前的国家标准要求电袋复合除尘器出口烟气含尘浓度低于30mg/Nm3，一般可以长期稳定在20mg/Nm3以下。 3、低低温电除尘技术 低低温静电除尘技术是指在空气预热器和电除尘器之间有烟气换热器，其运行温度由通常的低温状态（120~170℃）下降到低低温状态（90~110℃左右），这种烟气换热器和电除尘器的组合称为低低温电除尘器。其工作原理是：烟温降低，使得粉尘比电阻降低，粉尘的荷电性能提高；烟气量减少，电除尘器电场风速也得以降低，从而增加了烟气在电除尘内部的停留时间；烟气中颗粒及气体分子热运动能
MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用
MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用分析 尹涛叶明强曾毅夫 （凯天环保科技股份有限公司湖南长沙410100） 摘要：MGGH系统具有高效的环保性能，在日本得到了很好的发展。本文介绍了MGGH 的发展情况、工艺原理以及技术优势，并对其在燃煤电厂超低排放中的作用进行了分析。结果表明MGGH具有较大的经济优势，同时能够提高超低排放系统的稳定性能。关键词：燃煤电厂、超低排放、MGGH The effect analysis of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant Yin tao Ye mingqiang Zeng yifu （Kaitian Environmental tech，Changsha，410100） Abstract：MGGH is of high-efficient environment protection property and has been used in Japan in recent years. The development and principle of process and technology advantages of MGGH were introduced. The effect of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant is analyzed. The results show that the MGGH has a great economic advantages and improve stability of Ultra-low emission system. Key Words：Coal-fired power plant, Ultra-low emission, MGGH 1、前言 目前，在我国燃煤电厂湿法烟气脱硫工艺中，未经湿法烟气脱硫装置处理前的烟气温度一般为100~130℃，经吸收塔洗涤降温后的烟气温度会降低到47~50℃，烟气温度较低，水分基本处于饱和状态烟囱排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降，不利于烟气扩散[1-3]。目前比较普遍的解决办法是在脱硫装置烟气进出口设置机械回转式气气换热器（Gas-Gas-Heater，以下简称GGH），将烟囱排烟温度提高，实现干烟囱运行，并可有效提高烟气抬升高度。但从我国燃煤电厂已投运的GGH装置来看，多数存在污染物逃逸，从而导致SO2超标排放、换热片腐蚀、积灰结垢、烟气堵塞、阻力大、运行及维护费用高等系列问题，故障严重时甚至影响系统的正常运行[4-6]。 针对上述问题，美日等国家和地区在环保排放控制综合要求不断提高的推动下，开发应用了余热利用低低温烟气处理技术。其中，日本三菱公司于年研发了可以取代上述GGH的MGGH（全称为Mitsubishi Gas-Gas Heater）技术。即在电除尘器湿法烟气脱硫工艺（单一除尘、脱硫工艺）的基础上，开发了采用无泄漏管式热媒体加热器的湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺在该工艺系统中，原烟气加热水后，用加热后的水加热脱硫后的净烟气。当锅炉燃烧低硫煤时，该工艺具有无泄漏，没有温度及干湿烟
电厂烟气环境监测常用计算公式
1.1.1 烟气流量的计算 s s V F Q ??=3600 （式 4-1） 式中：s Q －湿烟气排放量，m 3/h ； F －测定断面面积，m 2； s V －测定断面的平均烟气流速，m/s 。 1.1.2 标态下干烟气排放量的计算 )1() 273(101325273 sw s s a s m X t )P (B Q Q -?+??+?= （式4-2） 式中：m Q －标准状态下干烟气的排放量，Nm 3/h ； sw X －烟气中水分含量体积百份数，%； a B －大气压力，Pa ； s p －测点处烟气静压，Pa ； s t －烟气温度，℃。 1.1.3 采样体积的计算 s t P B V V s a m snd ++? =2730027.0 （式4-3） 式中：snd V －标准状态下的干烟气采样体积，L ； m V －实际工况下的干烟气采样体积，L ； s P －烟气静压，Pa ； s t －烟气温度，℃。 1.1.4 烟气含尘浓度计算 3 10?= snd V g C （式4-4） 式中：C －标准状态下干燥烟气的含尘浓度，mg/Nm 3； g －所采得的粉尘量，mg ；
21g g g -=； 1g －采样前滤筒质量，mg ； 2g －采样后滤筒质量，mg 。 1.1.5 烟尘排放量的计算 6 10m m Q C q ?= （式 4-5） 式中：m q －烟尘排放量 kg/h 。 1.1.6 漏风率的计算 % 100222?--= ?out in out O K O O α （式4-6） 式中：α?－除尘器漏风率，%； out O 2－除尘器出口断面烟气平均氧量，%； in O 2－除尘器入口断面烟气平均氧量，%； K －大气中的含氧量，%。 1.1.7 除尘效率的计算 % 100) 1(??+-= in out in C C C αη （式4-7） 式中：η－除尘效率，%； in C －进口烟尘浓度（标态干烟气），mg/m 3； out C －出口烟尘浓度（标态干烟气），mg/m 3。 1.1.8 除尘器本体压力降计算 H out in p p p p +-=? （式 4-8） 式中：p ?－除尘器压力降，Pa ； in p －除尘器入口全压平均值，Pa ； out p －除尘器出口全压平均值，Pa ； H p －高温气体浮力的校正值，Pa 。
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨 发表时间：2019-07-08T16:30:02.417Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：毛睿 [导读] 摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。 （宁夏枣泉发电有限责任公司宁夏回族自治区 750000） 摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。 关键词：燃煤电厂；超低排放 当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。从 2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。 1.超低排放改造的原则 燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“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，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准;超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/(kW?h)，因此超低排放改造应考虑其经济性;现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术;超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。 2.燃煤电厂超低排放存在的主要问题 2.1部分超低排放改造项目投资过高、厂用电率过高 部分项目急于实现超低排放改造，因此将各种技术堆积在一起，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但投资运行成本过高，且烟气治理部分能耗较高，厂用电率的提高无疑使全厂供电煤耗增加。 2.2超低排放改造仅按满足目前的要求进行排放控制 火电厂烟气污染物排放标准还在完善和发展阶段，在这一阶段，更要注意前瞻性分析和研究，否则对技术路线的发展将十分不利，包括对SO3、重金属、PM2.5等的控制应该是我们综合考虑的问题。举例：某2′300MW机组“超低排放”改造项目，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但未考虑协同治理，结果测试SO3排放浓度在100mg/Nm3以上。而SO3是造成低温腐蚀、设备结垢的元凶。 2.3采用低低温电除尘器技术应注意的主要问题 低温电除尘器+高效湿法烟气脱硫协同控制由于理念先进，节能及综合环保性能好有望成为环保治理技术的主流工艺路线（包括对燃中硫中灰以上工程应用）。但应注意对低低温电除尘器除尘体系进行细致设计。目前已有电厂由于采用低低温电除尘器后引起一电场的灰量增加以及灰中SO3增加，引起的流动性变差，造成输灰困难，已有几个工程出现上述问题，应该在以后的输灰系统设计时引起重视。 3.除尘系统增效改造技术 3.1低低温电除尘技术 低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热器将除尘器入口烟温降至酸露点以下，一般在90℃左右。该技术的特点有：1）烟气温度降至酸露点以下，SO3在粉尘表面冷凝，粉尘比电阻降低至108～1011Ω?cm，可避免反电晕现象，提高除尘效率；2）由于排烟温度下降，烟气量降低，可减小电场内烟气流速，增加粉尘停留时间，能更有效地捕获粉尘；3）SO3冷凝后吸附在粉尘上，可被协同脱除。在国际上，日本对低低温电除尘技术研究较为深入，其多家电除尘器制造厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例，据不完全统计，日本配套机组容量累计已超15000MW。我国对该技术的研究虽然起步较晚，但多家电站成功采用低低温电除尘器技术进行除尘，如华能长兴电厂2×660MW机组除尘系统采用该电除尘技术除尘，经测试，该厂电除尘器出口烟尘浓度约为12mg/m。 3.2湿式电除尘技术 湿式电除尘器运行原理与干式除尘器基本相同，但清灰方式与干式电除尘器的振打清灰不同，湿式电除尘器无振打装置，而是通过在集尘极上形成连续的水膜将捕集到的粉尘冲刷到灰斗中。通过该方式进行清灰可以有效避免二次扬尘和反电晕问题，对酸雾和重金属也有一定协同脱除的效果。 4.烟气脱硝技术 目前，比较常用的烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原(SCR)技术和选择性非催化还原(SNCR)技术。SCR技术是催化剂存在的条件下，利用还原剂将NO；还原成N：和H：0，是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。其中，催化剂是SCR反应器的核心元件，通过增加催化剂和喷氨量，可以有效地提高脱硝效率，减少NO。的排放，但运行成本较高。SNCR技术又被称为热力脱硝，是没有催化剂作用的条件下，利用炉内高温(900℃～1200℃)驱动来完成还原反应。与SCR技术相比，由于不使用催化剂，运行成本相对较低，但NH，的逃逸量较多，脱硝效率也不高。随着NO，排放标准的不断提高，低氮燃烧+SNCR+SCR的组合路线开始受到关注。前期的低氮燃烧可减轻后续系统的脱硝压力，而SNCR和SCR的组合，将SNCR的还原剂直喷炉膛技术同SCR利用逸出NH，进行催化反应结合起来，进行两级脱硝，降低成本的同时获得了较高的脱硝效率，减少了NH，的逃逸。 5.二氧化硫超低排放 采用石灰石—石膏法脱硫工艺的燃煤电厂，提升石灰石品质、添加脱硫增效剂以及对脱硫设施增容改造是脱硫系统提效的主要技术措施。某电厂300MW机组配置有石灰石—石膏法脱硫设施，设计脱硫效率不低于96．5%以上，正常运行中二氧化硫排放浓度可控制在 90mg/m3的水平上。经实施所有浆液循环泵全部运行的模式，加大浆液喷淋量，脱硫效率可提高至97%以上;在此条件下再添加脱硫增效剂，脱硫效率可提高至98%以上，二氧化硫排放浓度可控制在50mg/m3左右，基本达到燃煤电厂二氧化硫特别排放限值水平。因此，二氧化
达国IV排放标准三条技术路线
达到国IV排放标准柴油车有三条技术路线 中国汽车报2007-2-28 9:02:05 2007年1月1日起，北京开始对轻型柴油车实施国Ⅳ排放标准。轻型车率先实施国Ⅳ是一个信号，表明重型车实施国Ⅳ标准的时间也不会太久远。 对柴油车实现欧Ⅳ(等同于国Ⅳ)排放，现在公认比较成熟、能够实现重型柴油车欧Ⅳ排放的技术路线有三种：EGR+POC(废气再循环＋微粒催化氧化器)、EGR+DPF(废气再循环＋微粒捕集器)和SCR(选择性催化还原)。 由于柴油机工作的特点，使微粒和氮氧化物两种主要排放污染物的生成出现了此消彼长的现象。在排放标准达到欧Ⅳ之前，开发设计人员在控制柴油机燃烧时，可以在两者之间进行平衡，达到氮氧化物和微粒排放都不超过限值。但排放标准提升到欧Ⅳ之后，则需要机内控制结合机外后处理方式才能达标。 EGR+POC和EGR+DPF这两种技术路线，是采用控制燃烧温度等手段在机内减少氮氧化物生成，再利用POC(微粒催化氧化器)或DPF(微粒捕集器)对生成的微粒进行后处理。SCR技术是通过强化发动机机内燃烧来降低微粒的生成，然后利用尿素溶液对氮氧化物进行机外催化氧化。 从技术特点看，EGR技术可以有效降低燃烧过程中氮氧化物的生成，但需要改动原有欧Ⅲ发动机的结构，增加废气再循环系统。由于引入温度很高的废气，增加了整个发动机的热负荷，不仅对发动机进气过程的冷却提出了更高要求，而且整个发动机的冷却系统散热能力也需要提高。同时，由于需要控制氮氧化物生成，对燃烧过程的最高温度和持续时间都必须进行严格控制，因此对发动机效率和经济性会产生一定的负面影响。 在后处理方面，DPF通过采用微孔吸附性材料对废气中的微粒进行过滤，可以有效降低废气中微粒的含量。但捕集器在使用一段时间后会被堵住，这时需要对其进行再生。再生方式是通过装在车上的再生控制装置向捕集器内喷射少量燃油，将捕集器内积攒的微粒物质烧掉。这种技术的缺点是安装微粒捕集器的同时，还必须加装相应的再生控制系统，除行驶之外还需要额外的燃油用于微粒捕集器再生。此外，微粒捕集器对燃油的含硫量有严格要求，而且再生后的微粒捕集器使用寿命有限，需要定期更换。 POC主要通过催化氧化方式降低废气中微粒的含量。这种后处理装置与DPF和SCR相比，产品体积最小，而且不需要消耗额外燃油进行再生。但相比DPF，POC降低废气中微粒含量的能力较差。如果要达到与DPF同样的排放效果，则要求发动机内生成的微粒总量较低，增加了发动机控制的难度。除要求发动机的喷油压力更高，严格控制燃油含硫量外，对产生微粒的另一个重要因素--润滑油的稳定性和杂质含量的要求也更苛刻。 SCR技术在机内燃烧过程中不处理氮氧化物，而是通过强化燃烧降低微粒的生成。使用这种技术的发动机比采用EGR技术的发动机在动力性和经济性上要好，节油所带来的费用节省与使用的尿素溶液费用相当。与欧Ⅲ车型用车成本也基本相同，动力性能还得到优化。SCR 技术由于仅优化燃烧过程和加装后处理装置，并不需要增加过多的设备，对原有欧Ⅲ发动机
什么是火电机组超低排放
什么是火电机组超低排放 所谓的超低排放，简而言之，就是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。 燃煤电厂是烟尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOX)等大气污染物的主要排放源。根据环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准，大气污染物特别排放限值如下表： 大气污染物特别排放限值。天地公司技术研发部提供 浙能集团在满足现行国家排放标准的基础上，进一步自我加压，实施更为严格的排放标准，要求燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准，即烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3。 超低排放技术路线 燃煤机组达到燃气机组的排放标准对电厂的环保设备提出了更高的要求。天地环保公司采用多污染物高效协同控制技术，对浙能集团现有的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效，并引入新的环保设备和环保技术对汞和三氧化硫进行进一步脱除，使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫达到清洁排放的要求。 针对二氧化硫，主要是对FGD脱硫装置进行改进，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环和脱硫添加剂等方式，实现脱硫提效。 针对氮氧化物，通过实施锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术措施实现脱硝提效。 针对烟尘、三氧化硫和汞，采用SCR脱硝装置、低低温除尘、FGD脱硫装置、湿式电除尘等协同脱除实现高效脱除和超低排放。
技术路线图如下： 超低排放技术路线图。天地公司设计研发部提供 锅炉排出的烟气经过SCR高效脱硝后，经过空预器出口的烟气通过新增的管式换热器(降温段)后降温至90℃左右，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机、增压风机后 进入吸收塔进行湿法高效脱硫，吸收塔出口的烟气进入新增的湿式静电除尘器作进一步除尘，再进 入新增的管式换热器(升温段)升温至80℃以上后通过烟囱排放。 浙能集团超低排放项目实施的总体部署 国务院在9月10日发布了《大气污染防治行动计划》，要求长三角区域到2017年细颗粒物 浓度下降20%、并明“确除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目”。 在这样的背景下，煤炭的清洁燃烧和清洁排放技术成了燃煤电厂未来发展的新空间、新蓝海，谁在这一技术上能突破，必然能给整个燃煤火力发电行业带来发展新机遇。 浙能集团走在了政策前面，于2013年在全国率先启动“燃煤机组烟气超低排放”项目建设， 并首先在已投产的嘉电三期7、8号两台百万燃煤机组，由天地环保公司负责改造实施。在建的六 横电厂2×100万千瓦、台二电厂2×100万千瓦燃煤机组烟气超低排放项目也随机组同步建造。 目前，浙能集团已经着手开展300MW等级及以上燃煤机组超低排放改造的相关前期准备工作，将从2014年下半年陆续开展此项改造工程，计划用3年时间全面完成改造工作。预计仅600MW机 组改造总投资将达近40亿元。 在面对节能减排压力与雾霾威胁的背景下，超低排放技术的广泛运用将进一步提高我国以煤 炭为主的能源结构的清洁化水平，而且也为煤电的生存与发展提供了一种新思路。
DB44 612-2009火电厂大气污染物排放标准
ICS 13.040.40 Z 60 广东省地方标准 DB44 /612-2009 火电厂大气污染物排放标准 Emission standard of air pollutants for thermal power plants 2009-01-07发布2009-08-01实施 广东省环境保护局广东省质量技术监督局发布 DB44
DB44 /612-2009 目次 前言............................................................................. II 1 主要内容与适用范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (1) 4 技术内容 (2) 5 监测 (4) 6 标准实施 (5) 附录 A （规范性附录）烟气抬升高度计算方法 (6) A.1 烟气抬升高度的计算： (6) I
DB44 /612-2009 II 前言 本标准是在《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）和广东省地方标准《大气污染物排放 限值》（DB44/27-2001）的基础上制定的广东省地方标准。 自本标准各时段排放限值实施之日起，代替广东省地方标准《大气污染物排放限值》（DB44/27-2001）中相应的内容。 本标准全文强制。 本标准的附录A为规范性附录。 本标准由广东省环境保护局提出。 本标准由广东省环境科学研究所、广东电网公司电力科学研究院等单位起草。 本标准主要起草人：王林、刘乙敏、李丽、万孟兰、姚唯建 本标准于2009年1月7日首次发布。 本标准由广东省环境保护局解释。
电厂烟气环境监测常用计算公式
电厂烟气环境监测常用计 算公式 Final revision by standardization team on December 10, 2020.
1 烟气流量的计算 s s V F Q ??=3600 （式4-1） 式中：s Q －湿烟气排放量，m 3/h ； F －测定断面面积，m 2； s V －测定断面的平均烟气流速，m/s 。 标态下干烟气排放量的计算 )1() 273(101325273 sw s s a s m X t )P (B Q Q -?+??+?= （式4-2） 式中：m Q －标准状态下干烟气的排放量，Nm 3/h ； sw X －烟气中水分含量体积百份数，%； a B －大气压力，Pa ； s p －测点处烟气静压，Pa ； s t －烟气温度，℃。 采样体积的计算 s t P B V V s a m snd ++? =2730027.0 （式4-3） 式中：snd V －标准状态下的干烟气采样体积，L ；
m V －实际工况下的干烟气采样体积，L ； s P －烟气静压，Pa ； s t －烟气温度，℃。 烟气含尘浓度计算 310?= snd V g C （式4-4） 式中：C －标准状态下干燥烟气的含尘浓度，mg/Nm 3； g －所采得的粉尘量，mg ； 21g g g -=； 1g －采样前滤筒质量，mg ； 2g －采样后滤筒质量，mg 。 烟尘排放量的计算 6 10m m Q C q ?= （式4-5） 式中：m q －烟尘排放量 kg/h 。 漏风率的计算 %100222?--= ?out in out O K O O α （式4-6）
超洁净排放技术简介2016
超洁净排放技术简介 随着经济的发展和地区环境容量的限制，国家对提高了燃煤机组火电机组排放标准，即排放废气中粉尘、SO2和NO X分别小于 5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。以较少污染物的排放，改善当地环境。针对我国燃煤电厂超低排放需求，我公司研发自己的超低排放技术路线及产品，用低成本和简洁可靠的技术使SO2及粉尘的排放达到超低要求。下面就我们的超低排放技术的两种技术进行简要介绍。 一、SO2超低排放技术：加装双气旋气液耦合脱硫增效装置 1、常规湿法喷淋式吸收塔在进一步提高脱硫效率时存在的几个问题：1）吸收塔内烟气偏流造成烟气短路（俗称：烟气爬壁）导致脱硫效率低。 2）浆液与烟气接触时间短、接触频率低，为提高脱硫效率得增加喷淋层。 3）喷淋层下部区域烟气温度过高，不利于浆液对二氧化硫的吸收
2、湿法喷淋式吸收塔加装双气旋气液耦合器对提高浆液吸收二氧化硫效率的理论依据： 1）浆液吸收二氧化硫过程可分三个步骤（见下图1） （1）溶质(二氧化硫)由气相（烟气）主体扩散到气液两相界面；（2）气相（烟气）穿过液相（浆液）界面； （3）气相（烟气）由液相（浆液）界面扩散到浆液主体。 图一 因此，如果能使气相（烟气）穿透液相（浆液）液膜，便可使吸收反应加快。由于在液相中任一点化学反应都是平衡状态，二氧化硫一旦到达气液界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面发生中和反应，使其液相（浆液）的钙离子浓度相应减少，而反应物（亚硫酸钙）浓度相应增加。因此，二氧化硫在气液界面平衡分压必较浆液主体要高一些，这就在气液界面液膜中溶解了未被完全反应的二氧化硫，溶解的二氧化硫形成了向浆液主体扩散和继续反应的倾向。 反应速率方程可表达为取单位面积的微元液膜，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx，（见图2）
燃煤火电厂超低排放解析
燃煤火电厂超低排放解析 【摘要】燃煤火电厂在生产过程中，燃料燃烧排放大量烟尘、SO2、NOx，对环境造成了严重破坏。随着社会环保意识的加强，对热电厂污染排放的要求也越来越高。本文就热电厂超低排放展开分析。 【关键词】超低排放；脱硝；脱硫；除尘 根据数据显示，2014年以来，全国平均雾霾天数为52年来之最，安徽、湖南、湖北、浙江、江苏等13地均创下“历史纪录”。大气污染在京津冀地区、长三角尤为严重。为遏制日渐严峻的大气污染物排放形势，2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发了“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，提出了新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的行动目标。即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米，业界称其为超低排放，以下就燃煤火电厂中的超低排放进行分析。 1 燃煤火电厂大气污染物排放现状 燃煤火电厂的大气污染主要是二氧化硫、二氧化碳和一些硫化物、NOx及烟尘等。二氧化硫、硫化物、NOx排入空气中之后，会形成酸雨，进而破坏土壤和建筑；二氧化碳是引起温室效应的主要气体，排入空气中后，会进一步加强温室效应现象；而烟尘进入空气中后，主要是以悬浮物、尘埃形式存在的，会造成空气中细颗粒物浓度较高，影响大气环境质量，甚至形成雾霾等现象。 目前，燃煤火电厂大气污染物排放执行的最新标准是《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），该标准2012年1月1日起执行。并于2013年2月27日发布了《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》（公告2013年第14号），明确了重点地区范围，要求重点地区范围内的火电燃煤机组自2014年7月1日起执行烟尘特别限值标准。结合前述的超低排放指标，各排放标准对比见表1： 表1 各排放标准对比 序号污染物项目环保部现行标准（mg/Nm3）重点地区排放标准（mg/Nm3）超低排放标准（mg/Nm3） 1 烟尘30 20 5 2 二氧化硫100 50 35 3 氮氧化物
烟气折算公式
烟气折算公式 流速 Vs ＝Kv * Vp 其中 Vs 为折算流速 Ｋv为速度场系数 Vp 为测量流速 粉尘 1 粉尘干基值 ?DｕｓtG = Ｄust / ( 1 – Xsｗ/ １00 ） 其中 ?DｕｓtG 为粉尘干基值 Dｕst 为实测的粉尘浓度值 ?Xsｗ为湿度 2 粉尘折算 DusｔＺ=DｕsｔＧ*Coef 其中 DuｓｔZ 为折算的粉尘浓度值 DｕstＧ为粉尘干基值 ?Cｏef 为折算系数，它的计算方式如下: ?Coeｆ= 2１/ （２1 - Ｏ2 ) / Ａlphas 其中 O２为实测的氧气体积百分比。 Alphａs为过量空气系数（燃煤锅炉小于等于45.5MＷ折算系数为1．8; 燃煤锅炉大于４5.５MW折算系数为1．4; 燃气、燃油锅炉折算系数为1．2) 3粉尘排放率 DｕstＰ＝DuｓtG * Qs / 1００0０0０ 其中 ?DustＰ为粉尘排放率 Ｄuｓｔ为粉尘干基值 Qｓ为湿烟气流量，它的计算方式如下： ?Ｑs = ３6００* F * Vs ?其中 ?Qｓ为湿烟气流量 ??F为测量断面面积 Ｖs 为折算流速 ＳO2 １SO2干基值 SＯ2Ｇ= ＳO2 /（1–Ｘsｗ／1０0) 其中 ?SO2G 为SO2干基值 ?SＯ２为实测SO2浓度值 Xsw 为湿度 2 SO2折算
?SO２Z ＝SO２G ＊Ｃoｅf 其中 SO2Z 为SＯ２折算率 SO2G 为SO2干基值 ?Ｃｏeｆ为折算系数，具体见粉尘折算 3ＳO2排放率 SO2P= SO2G * Qsn ／1０0000０ 其中 ＳO2P 为ＳO2排放率 ＳＯ2G 为SO2干基值 ?Ｑsｎ为干烟气流量,它的计算方式如下： ?Ｑsｎ= Qs *273 ／(27３+ Ts ) * （Bａ+ Ｐs )／10１325 ＊( １– Xsw / 1０0 ) 其中 ?Ｑs为湿烟气流量 ?Tｓ为实测温度 ?Ba 为大气压力 ?Pｓ为烟气压力 Xsw 为湿度 NO 1 NO干基值 NOG=NO /( １– Xsｗ/ 100 ) 其中 ?ＮＯG为NＯ干基值 NＯ为实测NO浓度值 ?Xsw 为湿度 ２NＯ折算 NＯZ = NOＧ* Coｅf 其中 ?NOZ为NO折算率 ?NOG 为NO干基值 Ｃoef为折算系数，具体见粉尘折算 3ＮO排放率 ?NOP ＝NＯＧ＊Qｓｎ/ １0０００00 其中 ?NOP 为ＮO排放率 NOG 为NO干基值 ?Qsn 为干烟气流量,它的计算方式如下： Qsｎ＝Ｑs * 27３／(2７3 + Ts ) * (Bａ+ Ｐｓ) /1０１325* (１–Xsw / 100 ) 其中 ??Qｓ为湿烟气流量 ?Ts 为实测温度 Ba 为大气压力