电厂环境保护精选(九篇)

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第1篇：电厂环境保护范文

关健词：二氧化硫脱硫FGD环境保护

引言：20世纪80年代后期，世界进入知识经济和持续发展的时代。可持续发展战略共识的要点是：社会经济的发展不应超过环境允许的限度。人类的发展，绝不是凭借技术和资金，耗竭资源，牺牲环境，毁坏生态来取得的，而应坚持与自然环境相和谐的方式，追求高质量的精神文明和物质文明的生活。烟气脱硫作为“末端控制”措施是当前应用最广的有效技术，在SO2减排技术中占有重要地位。对于火电厂来说，在今后相当长的时期内，烟气脱硫仍然是首选的SO2减排技术。

一、大气硫污染概述

1．1我要空气排放现状

根据环境年鉴资料，我国2000年SO2排放总量已达到1995万吨，为世界之冠。SO2排入是构成我国酸雨污染的主要因素。

近十年来，由于国家推行清洁生产，加大环保投入，强化环境管理的结果，SO2污染的势头有所遏制，但尚未发生根本变化，未来十年将是我国经济待续高速发展的时期，如不采取有效措施，SO2污染可能制约发展的速度。

1．2二氧化硫危害

硫是地球上广布而丰富的元素之一。大气硫污染物包括SO2、H2S、亚硫酸盐、硫酸烟雾、硫醇、硫醚和含硫有机化合物气溶胶等。其中最重要的当首推SO2。

SO2的污染具有低浓度、大范围、长期作用的特点，其危害是慢性的和迭加累进性的。大气中的SO2对人类健康、自然生态、工农业生产、建构筑物材料等多方面都会造成危害和破坏。SO2是形成硫酸型酸雨的根源，当它转化为酸性降水时，对人类和环境的危害更加广泛和严重。

二、发电厂脱硫技术的应用

2．1常用燃料的含硫量。

燃煤发电厂与水电核电不同，产生大量的。常用燃料的平均含硫量见表：

2．2我国二氧化硫控制标准

烟尘的排放浓度是指锅炉烟气经净化装置后的烟尘排放浓度，我国的燃煤锅炉二氧化硫的最高允许排放浓度在Ⅰ时段不超过1200mg/m3，Ⅱ时段不超过900 mg/m3。

2．3掌握适用技术，确立我国的技术路线

近十几年来，我国针对大、中型锅炉，引进了一批先进的FGD技术与装备，通过消化吸收和创新，必将逐渐形成我国的电闪电站锅炉FGD适用技术。

我国已掌握的FGD适用技术如下表

为了探索中国自己的FGD道路，无数环境工作者和企事业单位付出了艰辛努力，做出了许多宝贵的贡献，只要认真总结，就不难找到中国FGD的正确方向和技术路线。

2．3火力发电厂脱硫过程的化学基础

FGD的目的是用化学方法除去烟气中的SO2而使烟气得以净化。采用化学方法，首先应掌握SO2的基本物理化学性质。烟气脱硫的工艺主要是利用SO2的以下特性：

（1）酸性。SO2属于中等强度的酸性氧化物，可用碱性物质吸收，生成稳定的盐。

（2）SO2在水中有中等的溶解度。溶于水后生成H2SO3，然后可与其他阳离子反应生成稳定的盐，或氧化成不易挥发的H2SO4。

（4）还原性。在与强氧化剂接触或有催化剂及氧存在时，SO2表现为还原性，自身被氧化成SO2。SO2是更强的酸性氧化物，易用吸收剂吸收。

（5）氧化性。SO2除具还原性外，还具有氧化性，当其与强还原剂（如H2S、CH4、CO等）接触时，SO2可被还原成元素硫。

2．4火电厂脱硫的几种方法

采用石灰和石灰石人微言轻脱硫剂的FGD工艺，它有干式、湿式和半干式三种，其中以石灰石-石膏湿法脱硫工艺最为成熟、可靠。它的主要优点是：1、脱硫效率高，一般可达95％以上，钙的利用率高可达90%以上；2、单机烟气处理量大，可与大型锅炉单元匹配；3、对煤种的适应性好，烟气脱硫的过程在锅炉尾部烟道以后，是独立的岛不会干扰锅炉的燃烧，不会对锅炉机组的热效率、利用率产生任何影响；4、石灰石作为脱硫吸收剂其来源广泛且价格低廉，便于就地取材；5、副产品石膏经脱水后即可回收，具有较高的综合利用价值。由于石灰石/石膏湿法脱硫工艺具有以上优点，这种工艺已为发达国家大多数发电厂所接受，特别是大容量机组，对大气质量要求高的地区一般首选湿法脱硫。

2．5石灰石―石膏湿法脱硫工艺

来自烟气－烟气加热器的烟气通过烟道的烟气冷却区域进入吸收塔。

在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收塔内浆液,使得烟气被冷却到饱和状态后进入由上隔板和下隔板形成的封闭的吸收塔入口烟室。装在入口烟室下隔板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓泡区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓泡区域发生SO2的吸收、氧化、石膏结晶等所有反应。发生上述一系列反应后,烟气通过上升管流入位于入口烟室上方的出口烟室,然后流出吸收塔。烟气离开吸收塔后,进入水平布置的除雾器去除烟气所携带的雾滴，经GGH排出至烟囱。

吸收塔内浆液被吸收塔搅拌器适当地搅拌,使石膏晶体悬浮；由氧化风机送入吸收塔的氧化空气在吸收塔的反应区,使被吸收的SO2氧化。

用石膏浆排出泵将石液膏浆送到石膏旋流分离器进行浓缩。浓缩后的石膏浆液进入真空带式皮带机进行脱水,用工艺水冲洗石膏,来降低石膏中Cl-的含量。脱水后石膏的含水率低于10%。

2．6广东省佛山300MW机组脱硫前后烟气含硫量对比：

本厂经过近十年对脱硫装置的运行、维护及改造等方面的不断探索，脱硫装置的健康状况和运行状况日趋良好，保持了脱硫装置与发电机组的同步运行，为提供洁净电力，还蔚蓝天空作出了应有的贡献。

第2篇：电厂环境保护范文

各位领导：

按照省政府办公厅《关于在三岔河流域实施环境保护河长制的通知》（黔府办发〔〕59号）和《关于下达三岔河流域环境保护河长制目标任务的函》（黔环函〔〕143号）要求，区委、区政府积极谋划、科学利用、突出重点、多措并举，扎实推进辖区河流流域环境保护，积极履行河长制工作职责，现就我区开展重点流域环境保护河长制工作作如下发言：

一、深化认识，提高开展重点流域环境保护工作的意识

市区地处长江流域乌江水系与珠江流域北盘江水系分水岭南侧，几乎处于分水岭的脊背上，境内东北部乌江上源三岔河，猫跳河上源邢江河水量较大；南部属珠江水系的油菜河流程短、水量小；中南部河流伏流河段较多；西南部捞兜河、补董河、大屯河明暗流相间，可用水能不大。开展重点流域环境保护是一项长期性、艰巨性的综合、系统和基础工程，同时也是一项功在千秋、福利子孙的工程。鉴于安顺城区附近没有较大的河流和水源工程，城区水资源较为缺乏的实际情况，特别是随着“引千入虹”工程的实施开工，突出加强辖区内流域环境保护，特别是千峰河重点流域环境保护，贯彻落实河长工作制，科学利用好有限的水资源，对于改善西秀城区群众居住环境，改善城区下游油菜河、龙宫、王二河乃至黄果树等风景名胜区水资源环境的水量和水质，促进市旅游开发，提升安顺国家旅游城市形象，打造区百万人口生态城市，推动西秀城市发展具有重要而深远的意义。

二、加强领导，明确开展重点流域环境保护工作的责任

（一）加强领导、明确职责。对重点流域环境保护工作进行全面安排部署，成立了由区长任组长，分管副区长任副组长，各相关乡镇和有关部门主要负责人为成员的千峰河流域环境保护河长制领导小组。建立了河长制专项保证金机制，制定了河长制专项考核机制，健全了河道治理工作责任制和问责制，形成了一级抓一级，层层抓落实的强有力工作格局。

（二）结合实际、突出重点。结合区情实际，突出千峰河重点流域环境治理，制定了区千峰河流域环境保护河长制实施方案，要求各相关乡镇和部门各司其职、协调配合、齐抓共管、形成合力。同时，进一步深化实施“一河一策”，将沿河排污口位置和污染源的排查工作列入“一河一策”考核内容，确保了辖区河流流域环境得到改善。

（三）加强督导、促进落实。不定期对辖区流域环境保护各阶段工作进行督促检查，定期不定期地对千峰河流域环境保护进行现场督查，及时解决工作中的困难，对工作不尽职、不到位的单位进行问责，督促相关单位限时整改。同时，统筹安排重点流域环境保护资金，监督资金的合理使用，确保治理资金及时拨付到位，按时完成各项目标任务。

三、多措并举，扎实推进重点流域环境保护工作的开展

结合区情实际，在抓好辖区河流流域环境保护工作的同时，以突出抓好千峰河流域环境保护为重点，科学规划、多措并举，树立保护与综合防治的理念，以强力控源和流域管理为主，扎实推进流域环境保护工作的开展。

（一）加强污染源头治理。千峰河流域主要有轿子山煤矿、黄河沟煤矿、安顺煤矿、黄果树铝业、西秀山水泥有限公司等主要污染企业。近年来，我区不断加强完善矿井废水处理、生活污水处理设施的建设，加强排污口治理，实现了矿井废水达标排放。

（二）建立垃圾清运机制。投入资金46.5万元实施千峰河流域环保治理项目，在千峰河流域轿子山镇沿岸村寨修建垃圾池15个，配备清运垃圾斗车10台，手推式垃圾清运车33台，建立垃圾清运机制，定期收集清运生活垃圾。同时，结合“三创”、“整脏治乱”工作的开展，把辖区沿河村寨卫生纳入“五新”村居创建管理，明确各村卫生管理制度，建立垃圾统一运输、统一处理的转运机制，极大缓解了沿岸村寨向河流倾倒垃圾的现象，减少对河流流域直接污染。

（三）定期开展水质监测。加强辖区流域水质监测，委托市监测站重点对千峰河水质进行监测，至底，轿子山镇段面水质为三类水质，达到国家和省规定的水环境功能区类别，河流出境断面稳定达标。

（四）加强村寨河道治理。投入资金99.2万元，对千峰河流域进行综合治理，投入资金42万元对小寨村河床和淤泥进行了修茸和清理，投入资金49.2万元实施平桥河小流域水土保持工程，投入资金8万元，在千峰河流域的上游毛栗坡村栽种了1.2公里的护岸林。同时，对千峰河沿岸的旱厕、养殖场、占用河堤耕种等情况加大督查整改力度，有效遏制了煤矿废水流入千峰河的情况出现。

第3篇：电厂环境保护范文

关键词：辐射环境 监督性 监测系统

中图分类号：TM623文献标识码： A

一、概述

2012年2月8日，国家环境保护部与国家能源局联合印发的《核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设规范（试行）》（环发[2012]16号）（以下简称“规范”），将核电厂辐射环境现场监督性监测系统列为核电厂重要环保设施，要求实行“环保三同时制度”。作为核电厂配套的环境保护设施之一，对核电厂实施监督性监测，及早发现事故隐患并发出预警信息，以便及时采取防止措施，提高核电站运行的可靠性，以保证核电厂周围辐射环境安全，对保障核电高效发展有重要意义，对缓解公众质疑核电安全有重要帮助，对提升省级环保部门辐射监测水平有重要促进，也是福岛核事故后我国进一步加强核电安全监管的重要举措。

目前，我国大陆8个在建核电省份，11个在建核电厂址的辐射环境现场监督性监测系统建设工作已经全面有序展开。辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统第一个通过了环境保护部组织的预验收，目前设备性能稳定，系统运行良好，具有一定的代表性和可借鉴意义。

二、辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设

辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统总建筑面积约2500平方米，分为两部分：

一是核电厂辐射环境监测系统：其中包括一个前沿站和九个自动连续监测子站。前沿站位于距红沿河核电厂约22公里的复州城；九个监测子站中七个分布在核电厂各方位角，两个参照子站分别位于前沿站和大连子站。

二是核电厂流出物监测系统：一方面配备独立线路实现流出物监测数据的实时传输；另一方面，建设一个流出物监测实验室，并配置必要的实验室分析仪器设备。

同时，在前沿站建设一个标准气象场，占地面积320平方米。

1.监测和分析内容

辽宁红沿河核电厂辐射环境监测系统由9 个监测子站和1 个前沿站两部分组成，用于对环境辐射水平及相关气象参数、样品中放射性物质等进行监测和采样分析，并实时按统一协议传输监测数据至省级数据汇总点。复州城前沿站的实验室主要负责定期采集、储存环境样品，开展样品前处理及分析工作。其实验室测量分析内容包括：环境γ 辐射水平、陆地介质（空气、陆水、土壤、陆上动植物等）中的放射性核素含量、海洋介质（海水、海洋生物、海洋沉积物等）中的放射性核素含量。

辽宁红沿河核电厂流出物监测系统由气态、液态流出物在线连续监测子系统和1个流出物监测实验室组成，前者共用核电厂自行实施的流出物在线连续监测系统的采样与监测设备，配置独立的相应传输机通信设备，实时同步传输在线连续监测数据至省级数据汇总点，进而传输至环境保护部现场监督单位、省区市及国家数据汇总处理中心。流出物监测实验室则主要承担流出物的抽样监测并承担事故时应急样品的分析功能。

2.硬件

硬件能力指标如下：

监测子站大气γ剂量率测量范围：0~1Sv/h，能满足正常和事故条件下环境辐射监测要求；

监测子站NaIγ谱仪能量分辨率＜8%，能同时识别核素数≥13，并给出每个核素的剂量率贡献；

监测子站所有取样系统能够在断电恢复后自动累积取样；

自动监测系统能够24h不间断工作；

通信系统具备双路自动切换功能；

监测子站全年数据获取率≥99%；

外电源丧失后非取样设备（主要为大气γ剂量率仪）持续运行超过72小时；

通讯网络全部失效时数据能在现场储存超过3个月；

防雷接地电阻不大于4 欧姆；

监测系统可在-30℃～45℃条件下正常工作。

3.使用寿命

辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统应确保其在辽宁红沿河核电厂整个寿期内的监督性监测功能的实现，其首次投入安装使用的主要仪器设备的质保期为三年。

3.系统调试

（1）前沿站

为确保前沿站实验室功能的完整性，对实验室主要系统进行了功能验证，主要有：

前沿站气体管路的气密性试验；

前沿站应急柴油发电机的切换试验；

前沿站实验室送排风性能验证。

（2）监测子站

设备调试主要包括：

高压电离室的稳定性测试；

NaI连续谱仪的能量分辨率测试；

取样设备的功能性验证；

UPS蓄电池续航时间测试；

子站接地电阻测试。

（3）数据传输及处理中心

数据传输及处理中心一方面接收来自各监测子站、标准气象场以及核电厂流出物在线监测的数据信息，同时还需要将所采集的数据信息发送至省级数据汇总点。主要设备包括数据采集工作站、大屏幕控制工作站、值班计算机、图形报表工作站、网络服务器、路由器、交换机、网络机柜、软件加密狗、打印机。

数据传输及处理中心的功能测试主要以软件功能为主，主要测试的内容有：

显示功能测试；

通讯连接及线路切换测试；

数据报警功能测试；

地图功能测试；

报表生成系统测试。

4.试运行

2012年10月，环境保护部核设施安全监管司组织检查组对红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统进行了预验收检查，检查组通过档案文件审查、现场踏勘检查和主要仪器性能的抽查测试，认为系统总体符合批复意见和建设规范（试行）的要求，连续监测系统已调试完毕，前沿站实验室具备硬件监测能力，系统可由辽宁省核与辐射监测中心投入试运行。截至目前系统运行情况良好。

5.问题与建议

子站及数据汇总显示软件无技术规范要求，开发者仅能按照经验和使用者要求进行软件设计和开发，易造成开发功能不完善，后续不断进行改进升级，影响系统稳定；

监督性监测系统应设定具体的系统设计指标，例如重要设备参数要求、在线数据获取率等，以便完善系统功能要求，在设备采购、调试和试运行中能够很好的进行监督与测试，保证系统满足设计要求；

建设规范中流出物实验室及前沿站的监测用房只给出了参考配置面积和功能用途，如进一步细化给出具体面积对应实验仪器设备明细，可以使监测用房配置面积更加合理，有效避免空间浪费和不足。

三、结束语

核电厂辐射环境现场监督性监测数据应按照及时、准确、公开的原则，通过省级环保辐射环境监测机构——部辐射环境监测技术中心——环境保护部三级较为严格的数据可靠性和准确性技术审核、校核、复核后，由环保部或省级环保部门向社会公众实时公开。目前，各核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设工作已全面开展并陆续建成和投运，《核电厂辐射环境现场监督性监测系统运行管理办法》需要尽快出台，这是确保监测系统长期稳定运行、监测数据准确及时的重要保障。

参考文献：

第4篇：电厂环境保护范文

【Abstract】This paper analyzes the reliability management and application of environmental protection equipment in thermal power plant from the following three aspects： the selection of environmental protection equipment and facilities，access system and post evaluation of design and construction unit industry，the selection of process and equipment， and discusses the current management status of the environmental protection equipment in thermal power plant in our country，in the light of the problems existing in the management of environmental protection equipment，finally，the application of reliability theory of environmental protection equipment is discussed.

【关键词】火力发电厂；环保设备；可靠性管理及应用

【Keywords】 thermal power plant； environmental protection equipment； reliability management and application

【中图分类号】TM621.9 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）06-0030-02

1 目前我国火力发电厂环保设备的管理现状

从世纪末起，我国对环境保护方面的工作越来越重视，环境保护方面的法律规范越来越详细，环境保护工作也从最开始的以末端治理为主逐渐转变为重视生产及消费的所有环节的管理，管理力度也越来越严格，通过强制性的规范要求和市场引导方式相结合的治理手段，改变了传统治理中只依靠强制性的管理这一种管理方式，这种做法有效地改善了污染物排放的治理效果，取得了一定的进步[1]。就拿二氧化硫的排放量来说，相比年的全国二氧化硫排放量，年的全国二氧化硫排放量整体减少了，其中，电力方面的二氧化硫排放量也同比减少了。绝大多数的火力发电企业按照国家实施的相关标准执行脱硫工作，个别没有遵循《“十一五”二氧化硫总量消减目标责任书》标准的火力发电企业按计划在年年末建立脱硫运行的相关设备。调查中，有家火力发电企业脱硫设备运行有问题，按照相关的处罚条例，环境保护部门进行了相应的处罚和通报批评处理。因此，火力发电企业若要长期、有效的发展，就必须做好污染物管理工作，控制好生产过程中出现的污染情况，积极贯彻落实环境保护工作，从实际工作中不断的总结经验教训，制定出符合实际生产需要，符合可持续发展战略的具体措施。完善环保设备管理工作中存在的问题，依照科学的发展观进行进一步的深化，促进火力发电企业的进一步发展。

2 火力发电厂环保设备管理工作中存在的问题

2.1 环保设备设施选用规范方面存在的问题

目前，我国火力发电厂中的环保设备设施选用的标准存在一定的局限性。具体来说，以烟气脱硫环节的情况为例，我国的环境保护总局在年实施了号公告，该公告批准《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》等项标准作为推荐性标准在环境保护工作中应用。不过，对于其他烟气脱硫的具体做法并没有任何的规范标准。目前，环保设备的工艺技术多种多樱火力发电企业可以根据自身的生产情况选择符合自身设备进行脱硫的处理。可以选择氨水洗涤法脱硫、喷雾干燥法脱硫、海水脱硫、脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫等方法，并上报给国家环保部门审批通过后开始实施。在脱硫过程中，部分工艺的技术还不够成熟，火力发电企业需要长期的应用研究才能逐步完善。值得一提的是，火力发电企业一旦选择了某种脱硫工艺后，就不能够再进行脱硫工艺的更改。这是由于，该种脱硫工艺的设计、安装以及生产过程是不能够进行更改的，该过程的设计规范和后期设备的养护、维修工程都是难以控制的。对于极少数在生产过程中出现的问题较多，或者不能够达到涉及排放标准的企业，只能在生产的后期加大对环保设备的改造，采取相应的工艺技术，加大企业的负担。

2.2 设计与施工单位行业准入制度与后评价方面存在的问题

我国环保总局最早在年制定了《中华人民共和国环境影响评价法》，对建设项目的环境保护方面进行了相关的约束，国家环保总局《建设项目竣工环境保护验收技术规范-火力发电厂》中，为火力发电厂企业环保竣工环境保护验收部分制定了相关的规范标准，对其进行约束。但是，对于有关的设计、施工单位是否具有资历和能够达到相关标准，并没有相关的规范进行约束。我国的电力监管部门在年月日起，实施了《承装（修、试）电力设施许可管理办法》，其中规定，在中华人民共和国境内从事承装、承修、承试电力设施业务，应按照本办法取得许可证[2]。任何没有取得相关许可证的单位或个人不得从事相关业务。但是，目前仍然有很多没有取得许可证的单位进行相关业务的环保设备工程的承建，造成这一现象的主要原因是环保工程后评价制度还没有建立，相关的工程评价体系也没有明确的建立，相关的设计、施工单位的资质审查系统没有制度的支持。

2.3 工艺及设备选用中存在的问题

目前，我国对环境保护的重视已经上升到了一个新的阶段，环保相关的产业也正面临着前所未有的发展机遇和挑战。最近几年，环保服务相关的企业在我国逐渐增加起来，但是，相关的法律规范和行业标准并没有建立，使个别企业在运营中只注重自身的经济效益而忽略了企业应承担的社会责任。对于同样的脱硫技术标准，引进的不同、设计方案的不同、制造单位的不同，都会使具体的工艺和设备存在差异化。其中，尤其是辅助设备的选择方面，设计、制造单位的选择范围比较广，相互之间的落差也比较大。近些年，脱硫产业的发展比较快，短短年的时间，与脱硫技术有关的企业就超出了多家，且其中的很多脱硫企业的技术引进都受到公司自身能力的限制，对引进的技术无法消化，不能很好的吸收，实际应用也存在一些问题。同时，有些企业中也存在重复引进的情况，造成了成本的增加和资源的浪费。同时，受到工程竞价方面的影响，各企业为了提高自身中标的优势，往往将项目成本控制的非常低，这种情况造成的后果就是使选择的设备可靠性不高，整体运行的能力水平较弱，为今后企业的维护工作造成了一定的阻碍。

3 环保设备应用可靠性理论的作用以及对策

目前，国家对环保方面的工作越来越重视，节能环保的理念也越来越被应用于与其相关的各行各业的工作中，节能环保的标准正在逐步的贯彻和落实。在火力发电厂企业的运行过程中，环保设备可靠性管理能够给企业的生产过程起到一定的制约作用，规范出企业生产过程中应遵守的一些规范标准，杜绝企业只为追求经济效益而带来的其他损害，使火电厂企业的运行更加的安全、健康[3]。对于火电厂企业环保设备可靠性管理对策主要从两个方面进行讨论：第一，可以借鉴国外科学的环保设备可靠性管理方法，填补我国火电厂企业中经验不足的情况，从我国环保设备服务企业质量评价制度不完善的方面入手，根据我国的实际情况和需求，设立完善的高质量的评价体系。从应用规范方面开始做起，对环保设备的设计生产环节、生产机构的资质方面、设备的检验方面等多个方面进行统一的规范约束，进一步保证企业生产出的环保设备的高质量和功能性，为火力发电厂的环保奠定良好的基础。第二，对于火力发电厂环保设备的管理人员，一定要进行专业的知识技能和职业道德素质方面的培训，只有保证了环保设备管理人员的自身素质，才能够保证环保设备管理的可靠性，强化环保设备的运行和维护工作。同时，对于环保设备后期的维修和保养也起到很好的铺垫作用，进一步降低环保设备应用所需的成本。

4 结论

虽然我国火力发电企业正处于快速l展阶段，但企业生产中环保设备的设计、制造还处于研发阶段，相应的技术、服务以及管理还不够成熟。环保设备的样式多种多样，关于脱硫技术的应用方式，根据引进的设备不同、设计流程不同，制造单位使用的工艺也不尽相同。同时，关于火力发电厂环保设备的可靠性管理及应用方面还没有完善的法律法规进行约束，行业规范标准也比较欠缺。因此，在发电企业实际运营中，很多设备的质量参差不齐，设备的使用效果与实际要求存在一定的距离。对此，火力发电企业应吸取实际经验，加大投入的力度，找出阻碍发展的因素，进一步完善和提高相关的管理和运营。

【参考文献】

【1】金熙，徐明德.火力发电厂环保设备的管理及应用[J].资源节约与环保，2015（05）：26.

第5篇：电厂环境保护范文

[关键词]环境会计 发电企业 作业成本法

随着经济的高速发展和人口的不断增长,我国的能源消耗也越来越大,最直接的后果就是资源的消耗殆尽和环境的严重污染。同时,经济、能源、环境的可持续发展也对电力企业提出了更新更高的要求。

一、课题研究的意义

当前,以“厂网分开,竞价上网”为标志的电力市场体系决定了发电企业必须大力降低发电成本来争取在电力竞价中的有利位置。但是长期以来,我国发电公司的发电成本一般只包括建厂成本、燃料成本及运行维护费用等,而不包括环境成本(环境控制成本、环境保护成本),这样不仅导致部分电源的环境价值被无偿占有,影响市场对资源的优化配置,还会造成清洁与非清洁电厂建设的不平衡发展,进而加重发电行业对环境的污染程度。

环境会计是当前会计研究的热点之一,主要内容是如何进行环境成本的计算。各种环境成本计算方法目前尚处于探索起步阶段。环境成本计算的难点在于,环境成本产生于生产过程中,属于现实的、客观的成本,而有时又表现为无形的、未来的、或有的、形象关系或社会成本等,其不可计量性、不可货币化和难于与相应的收人(环境收入)相配比等特性,使得现有的会计方法对其加以核算与报告十分困难。因此,如何将环境成本从间接费用中分离出来并加以确认和计量,并准确分配给不同的成本计算对象就成了环境成本计算的关键。作业成本法是一种较为先进复杂的成本计算方法,其在我国的实际应用已取得了十分显著的成果。作业成本法可以通过设置作业成本库,并通过成本动因科学地、合理地确认计量环境成本,所以它是选择计算环境成本的方法之一。 本文以火力发电企业做为研究对象,对环境成本计算方法进行探索性尝试,并证明作业成本法是计算环境成本的可行方法,最后对发电企业如何合理运用环境会计提出了建议。

二、火电企业环境成本核算要点

火力发电厂是一种以燃料取热,以热换电的能量转化和传递过程的企业,期初期末没有在产品,且属污染企业。发电厂在发电的同时要排放大量的废水、废汽、废渣,对周围环境形成了污染,其中液态排放的污染物主要有硫酸氯化物、磷酸、盐类、硼化物、悬浮状固体、铬酸盐、油脂及有机物质;气态排放物主要有颗粒,SO2、NO、CO、氨、烃类、酸类及其他有机化合物;固态排放物主要是底灰及回收飞灰。此外,电厂每年要对接触不同污染的员工进行特殊项目的体检,这些均应涵盖在环境成本计算的范筹内。所以,在采用作业成本法界定火电厂的作业、建立作业成本库、确定成本动因时,除考虑环境因素外,还应结合火电厂的生产特点、组织管理及生产流程。在建立作业成本库时,还应注意其数量适中,数量过多会加大不必要的核算工作量与管理成本,数量太小使得成本计算结果误差偏大。其核算步骤及要点如下:

1.界定作业 建立作业成本库

假设火力发电厂(此情况具有一般性)的组织结构按设备不同分为7个分场,即燃料分场、锅炉分场、汽机分场、电气分场、化学分场、热工分场、修配分场。其作业流程如下图:

在这7个分场中燃料分场、电气分场、热工分场和修配分场的环境成本比较小,可以直接作为单独的作业处理;相对来说,锅炉分场的环境成本比较大,锅炉分场的活动包括制粉、气粉混合、燃烧、除灰、排放等,其中除尘器车间的主要作业活动是对将要排放的锅炉废气进行除灰,这是一项重要的环境措施,应将除灰作为一项单独的作业处理;汽机分场灰场的主要作业活动是对灰水混合物进行沉淀,灰水分离,在灰格填满后进行灰格覆盖,修坝铺土植树,主要产生环境成本,也应分离出来作为单独的作业;化学分场的环保监测站的主要作业活动是检测和处理电厂的生产污水,并进行化学分析,废水处理可以分离出来做为单独的作业;厂部的管理费用中的绿化费、员工体检费、排污费等也应分离出来作为一项与环境业绩有关的作业。通过以上分析,我们建立了11个作业成本库 (见表)

2.确定成本动因

成本动因是导致成本发生的决定性因素,是将作业成本库的成本分配到产品、劳务和客户中去的标准。假设该企业共有3台机组,进行成本分配时要充分考虑到这一点。燃煤采购储存作业成本以存煤量作为向各生产线,即1#、2#、3#机组分配费用的作业动因;水处理与化学分析作业成本以发电量作为成本动因;职工体检作业成本以职工人数作为成本动因。其他不一一列举。作业成本库、成本动因、环境成本确定的情况(见表)。

表中的指标已经可以清晰地表明环境成本是怎样被归集,并通过比较恰当的成本动因(分配基础)分配给各个机组(实际是不同产品或产品线)的。

3. 计算产品成本、环境成本

通过以上分析,作业成本库及其相对应的成本动因均已确定,将各作业成本库价值分配计入各生产线成本计算单,可计算出最终产品成本和环境成本。比如除灰作业成本,可按照1#、2#、3#机组消耗的燃煤数量比例进行分配,计算分配率,最终核算出计入各生产线的环境成本。

三、关于环境成本核算实施过程中的建议

针对以上环境成本的核算,我认为在今后的实务操作中有以下几个问题值得认真加以思考:

1. 建立和健全环境会计核算制度

由于我国目前还没有有关环境方面的会计准则与会计制度的具体规定,所以大多数污染企业对各种与环境业绩有关的环境成本进行会计处理时,一般直接计人管理费用或制造费用等账户。这使得会计部门很难给企业管理层提供及时、全面、准确的环境信息,管理层在决策中也就无法就企业的环保措施,减少废物流产生量作出相应的反应。此外,传统会计以利润为重点的短期业绩评估,污染企业在没有压力的情况下,也不愿意核算并披露环境信息。改革现行会计信息系统,建立和健全包括环境因素在内的会计核算制度,制定包含环境因素的会计准则与会计制度是十分必要的。

2. 加强环保法规的执行力度

我国十分重视环境的保护和治理工作,早在上世纪70年代末就制定了《环境保护试行条例》,80年代又将此条例完善为《环境保护法》。国务院也专门成立了“环境保护领导小组”,并就鼓励企业综合利用三废方面出台了一些具体办法。目前环保法规定要征收SO2的超标排放费,排放超过2100ml/M’的浓度标准就要收取l800万元的排污费,有这项潜在成本作为参照,企业就会作出控制废气排放的相应措施。

3. 外部环境成本内部化

从能源工业可持续发展的角度出发,发电企业也必须将外部成本(环境成本)内部化,按照社会成本(生产成本+环境成本)来竞价上网。在电力市场条件下,电能作为一种特殊的商品决定了发电企业之间的竞争主要是电价的竞争,发展企业要提高市场竞争力必须努力降低成本。美国通过实行排污权交易制度,不仅有效地降低了环境负荷,而且激励了清洁电源的发展。随着我国电力体制改革的推进,各项电力环保法规和排污收费制度将不断完善,环境成本纳入发电成本已是必然趋势。

环境成本作为发电成本的一部分,一方面将环境保护和发电企业自身的经济效益紧紧联系在一起,促使企业的减排污染物行为由被动变为主动。发电商为了提高自身的市场竞争力会想方设法改进技术降低环境成本;另一方面环境成本低的电源项目会因此更加受到投资商的青睐,从而进一步激励优质能源发电、可再生能源发电等“绿色电力”的发展。我国目前的发电方式主要有化石燃料(主要是煤炭)发电、水力发电、核能发电、天然气发电和风力发电等,其中水电及风力发电等可再生能源发电方式对环境的污染几乎为零。

4. 建立环境保护激励机制

企业将外无疑将影响到企业的利润,这点与企业追求利润最大化是相矛盾的。因此会导致企业没有核算环境成本的主动性,不愿在会计报表中披露有关环境问题。目前我国环保的激励机制仅限于鼓励综合利用工业三废产品并适当减免税收,所得利润在规定期限内留给企业,对保护环境有成绩的企业发给奖金。但是这些措施的覆盖面不够全面,不够具体,难于操作,为此政府应建立和健全环境保护激励机制,建立环保激励基金和相关政策,对采取税收减免等措施应制定出详细的实施细则,以利于我国的环境保护和治理。

四、结束语

环境成本的确认、计量是难题,我们引人作业成本法并以火力发电厂为背景的研究结果也适用于其他行业的污染企业。因为通过作业分析,企业将会更容易发现产生环境成本的作业,并找到降低环境成本的方法,通过对生产过程发生的环境成本进行分离和控制,达到提高环境绩效的目的。

参考文献:

[1]王志轩:中国火电厂二氧化硫排放控制控制综合对策建议.中国电力,2005

第6篇：电厂环境保护范文

我国湖南桃花江、湖北咸宁和江西彭泽三个内陆核电厂已进入设计阶段。这三个AP1000内陆核电机组，应按照已经颁布的《核动力厂环境辐射防护规定》（GB6249—2011）[1]和《核电厂放射性液态流出物排放技术要求》（GB14587—2011）[2]进行放射性液态流出物排放系统设计和排放管理。由于内陆核电厂的放射性液态流出物是向内陆地表水排放，为了更好的保护公众和保护环境，GB6249—2011和GB14587—2011对其提出了比滨海核电厂更严格的排放浓度控制要求以及排放控制的设计要求和管理要求，使得内陆核电厂放射性液态流出物将实现“近零排放”。本文阐述了内陆核电厂放射性液态流出物“近零排放”的概念，描述了为实现“近零排放”而应采取的措施。

1内陆核电厂放射性液态流出物“近零排放”的概念就总体而言，废水的“近零排放”指的是处理后的废水几乎复用，只有少量排放到环境中。对某一污染物而言，“近零排放”还可以有另外一种含义，即排放的废水中这种污染物的含量极少。放射性的“近零排放”就是指在排放的废水中放射性含量极低，即排放总量或者排放浓度极低。

1.1放射性废液管理的技术路线世界各国和国际组织对放射性废液管理都有明确和相同的技术路线：高放废液经固化后转变成稳定的固体废物进行地质处置；中、低放废液进行净化处理，处理残留物经固化或固定后转化为稳定的和标准化的固体废物，进行近地表或中等深度地质处置，处理后的“干净”废液达标排放，按放射性液态流出物进行排放管理。核电厂运行产生的放射性废液基本都是中、低放废液，世界上所有核电厂都进行净化处理。根据《中华人民共和国放射性污染防治法》[3]第四十二条规定，产生放射性废液的单位，必须按照国家放射性污染防治标准的要求，对不得向环境排放的放射性废液进行处理或者贮存。产生放射性废液的单位，向环境排放符合国家放射性污染防治标准的废液，必须采用符合国务院环境保护行政主管部门规定的排放方式。因此核电厂产生的放射性废液应该进行净化处理。

1.2经批准后向环境排放的放射性液态流出物相当于普通废水众所周知，放射性无处不在，因此从绝对角度来看，无论是生活废物还是工业废物，所有的废物都是含放射性的废物。为了在管理上区分放射性废物和非放射性废物（普通废物），引入了排除、豁免和解控的概念。简而言之，低于排除水平或豁免水平的废物和低于解控水平而被解除控制的原放射性废物，都是非放射性的普通废物。对于固体放射性废物，在环境中不易扩散，因此可以单独作为辐射源来考虑，其豁免和解控适用于《电离辐射防护与辐射源安全基本标准》（GB18871—2002）[4]中的规定，即“如果经审管部门确认在任何实际可能的情况下下列准则均能满足，则可不作更进一步的考虑而将实践或实践中的源予以豁免：a）被豁免实践或源使任何公众成员一年内所受的有效剂量预计为10μSv量级或更小；和b)实施该实践一年内所引起的集体有效剂量不大于约1人•Sv，或防护的最优化评价表明豁免是最优选择。”对于核设施向环境排放的气态和液态流出物，应满足监管部门批准的排放方式、排放总量和排放浓度的控制要求。其中，放射性液态流出物的排放是一种有限制解控，限制条件就是有可以排放的受纳水体以及适当的排放方式，解控水平就是监管部门批准的液态流出物年排放量控制值和国家有关标准规定的排放浓度限值。《放射性废物的分类》（GB9133—1995）[5]给出的放射性液体废物定义是：含有放射性核素，其放射性浓度超过国家审管部门规定的排放限值的液态废弃物。因此，经监管部门批准排放的核设施液态流出物，就不是放射性废液，而相当于是普通废水。

1.3普通工业可能比核设施排放更多的放射性人为活动引起的天然辐射照射增加（NORM）是近年来广泛关注的问题，其放射性对环境的影响高于核设施已经形成广泛的共识。NORM问题主要涉及住宅氡的持续照射、航空飞行等NORM活动以及主要包括稀土提取工业、钍萃取和应用工业、铌提取工业、非铀矿山、石油和天然气工业、二氧化钛工业、磷酸盐工业、锆和氧化锆工业、金属生产工业（Sn，Cu，Al，Fe，Zn，Pb）、燃煤工业、水处理（温泉）工业、建筑材料生产及加工等工矿企业的NORM设施。目前，环境保护部正在建立NORM辐射监管体系[6]。燃煤工业的主要环境影响是化学污染和温室气体排放，通常认为放射性影响很低。根据《中国辐射水平》[7]，在电厂周围半径80km范围内，我国压水堆核电厂放射性流出物所致的公众归一化集体有效剂量在2.91×10-3~6.94×10-2人•Sv/GWa之间，而我国燃煤电厂气载流出物排放所致的公众归一化集体有效剂量为16.5人•Sv/GWa，我国主要石煤电厂气载流出物排放所致的公众归一化集体有效剂量约为7.0×103人•Sv/GWa，同时全国石煤碳化砖建筑物引起的居民年集体有效剂量约为3.3×103人•Sv。对于普通工业设施，通常认为是没有放射性影响的，但其放射性的排放总量有时也可以与核设施相比较。水电站的环境影响是一个热门话题，人们关注的主要是生态影响和诱发地震等，从来不会认为水电站会有放射性的影响，实际上也不会有放射性影响。拦河大坝是水电站的主要工程，因此从废水排放来看，无论是经过水力发电机下泄的水还是大坝其它部分排出的水，从某种意义上说，都可以看成是水电站排放的废水。尽管这种废水中的放射性浓度和大坝上游的水中的浓度是一致的，但毕竟是废水排放。鉴于河流流量的巨大，含有的放射性总量也是较大的。我们这里做一个简单的估算。且不考虑三峡大坝，仅考虑年平均流量100m3/s的河流上的水电站。根据《中国辐射水平》[7]，中国河流中U、Th、226Ra和40K的平均含量分别是2.56μg/L、0.33μg/L、6.2mBq/L和133.5mBq/L，这里取0.2Bq/L，则其年排放的放射性总量约为6×1011Bq。而GB6249—2011规定的一个核电厂址中所有核电机组（通常内陆核电厂址按照4台机组考虑）向环境排放的除H-3和C-14外核素的年排放总量为2×1011Bq。显然，这样规模的水电站大坝下泄水中的放射性总量高于一个核电厂厂址排放的所有放射性（除H-3和C-14外）。尽管《污水综合排放标准》（GB8978—1996）[8]中将放射性列为一类污染物，但《排污费征收标准管理办法》[9]中并不对放射性进行排污收费，就是因为如果对核设施进行放射性排污收费，那么从理论上就要对包括水电站在内的大量的普通工业设施进行放射性排污收费，而这显然是不科学的，也是不合理的。

1.4内陆核电厂放射性液态流出物解控水平是相当严格的核电厂液态流出物中的放射性核素可分为H-3、C-14和除H-3、C-14外其它放射性核素三类。H-3只发射低能β射线，剂量转换因子较其它放射性核素低，对公众产生的辐射影响较其它核素小。C-14的主要排放途径是气态，液态排放量较小。因此对于水环境影响来说主要关注除H-3、C-14外其它放射性核素。根据GB6249—2011和GB14587—2011的规定，内陆核电厂系统排放口处除H-3、C-14外其它放射性核素的总排放浓度上限值为100Bq/L[1,2]。这个排放浓度限值是相当严格的。1）排放总量低。根据AP1000机组的安全分析报告，一台机组的设计放射性废水量为3000m3/a，经处理后满足内陆核电厂液态流出物排放浓度限值排放。保守的假定排放的废水中放射性浓度均为排放浓度限值100Bq/L，则除H-3、C-14外其它放射性核素的年排放量为3×108Bq。实际上，排放的废水不可能全部达到排放浓度限值，年排放量应该小于1×108Bq，仅为GB6249—2011规定的单台机组排放总量5×1010Bq的0.2%。作为比较，根据国内运行核电厂年报，田湾核电厂核岛废水处理系统（KRT）除H-3、C-14外其它放射性核素的实际年排放量为107～108Bq（排放浓度管理值为200Bq/L），秦山和大亚湾核电厂除H-3、C-14外其它放射性核素的实际年排放量为108～109Bq（秦山核电厂排放浓度管理值为1000Bq/L，大亚湾核电厂正常运行时排放浓度管理值为500Bq/L，大修时为1000Bq/L）。作为内陆核电厂，由于排放浓度限值远低于滨海核电厂，因此实际排放量会更低。2）排放浓度低。核电厂液态流出物中除H-3、C-14外其它放射性核素主要为活化腐蚀产物Co-60、Co-58、Mn-54、Cr-51和Fe-59及裂变产物I-131、Cs-137和Cs-134。根据世界卫生组织饮用水水质标准（第三版）[10]，上述核素的饮用水指导水平分别是100、100、100、10000、100、10、10和10Bq/L，鉴于正常运行时燃料包壳没有破损，裂变产物比例很低，因此内陆核电厂液态流出物在系统排放口处（即排放罐中的废水）就已经满足世界卫生组织饮用水水质标准中的指导水平，即可以作为生活饮用水直接饮用，且剂量小于0.1mSv/a。即使根据三门核电厂初步安全分析报告中给出的液态流出物中放射性核素比例，即在存在不合理高的Ru-106的情况下，将排放罐中的废水作为生活饮用水直接饮用，产生的公众剂量也小于0.5mSv/a[11]。

1.5用饮用水标准控制排放口下游水质是实现“近零排放”的根本保障饮用水水质标准是最严的标准。如果一种污染物已经达到了饮用水标准，还要说其对公众和环境产生有害的影响是说不过去的。我国的饮用水标准[12]直接采用世界卫生组织饮用水水质标准中的最严格的筛选水平作为放射性控制标准，即总β放射性1Bq/L，而排除了世界卫生组织饮用水水质标准中的指导水平，因此比世界卫生组织饮用水水质标准更严格。考虑到电厂排放的废水在排放口下游1km处将要求达到基本混合均匀，且要求在排放口下游1km内不得设有取水口，因此GB6249—2011和GB14587—2011中明确规定对排放口下游1km处的水质进行控制，使得其达到饮用水水质的要求，以实现保护公众和保护环境的目的。特别说明的是，我国饮用水标准对H-3并没有进行控制。为了保证核电厂放射性液态流出物中H-3的排放对公众和环境不产生较大的危害，GB6249—2011和GB14587—2011中明确规定将排放口下游1km处的H-3浓度限值定为100Bq/L。该值是世界卫生组织饮用水指导水平10000Bq/L的1%，也就是说远低于世界卫生组织饮用水指导水平。对排放口下游水质的控制，不但控制了放射性液态流出物的排放浓度，也对电厂的排放管理和液态流出物受纳水体的受纳能力提出了要求，是实现内陆核电厂液态流出物“近零排放”的根本保障。

2实现内陆核电厂“近零排放”的措施GB14587—2011中不但规定了内陆核电厂放射性液态流出物的排放浓度限值，而且规定了为实现浓度排放限值应采取的一系列设计和管理要求。为了实现内陆核电厂的“近零排放”，满足GB6249—2011和GB14587—2011的要求，内陆核电厂应在核电厂选址、放射性液态流出物排放系统的设计和排放管理方面做好下面的工作：

2.1选址时要充分考虑有满足放射性液态流出物排放解控条件的受纳水体1）要有受纳水体。放射性废液处理后向环境水体达标排放是核电厂放射性液态流出物可以解控的前提。没有受纳水体，经过处理后的废水，即使达到排放标准，也不能直接向环境排放。GB18871—2002中8.6.2条规定的向普通下水道排放，不适用于核电厂。天然蒸发池是废水处理设施，是将液态废物转化为气态废物排放的处理设施，如需在内陆核电厂应用，要受到更多厂址自然条件的限制，要改进设计并被证明是最佳可行技术，要满足环境影响评价的要求。2）受纳水体要允许排放，即排放要与水环境功能管理相协调。环境保护法等相关法律、法规和标准中对不可以设置废水排放口的水体有明确的规定，如国家级自然保护区、集中式取水水源保护区、经济鱼类产卵场、洄游路线、水生生物养殖场等环境敏感点，如《地表水环境质量标准》（GB3838—2002）中规定的Ⅰ、Ⅱ类水功能区和Ⅲ类水功能区中的保护区等。3）受纳水体要有足够的稀释能力。由于有排放口下游1km处水体放射性浓度的限制，因此受纳水体的特征，特别是流量及水深的变化，要能够对排入水体的废水有足够的稀释能力。季节性河流、流量极小的河流、相对封闭的水库和湖泊等可能不能提供足够的稀释能力。

2.2改进核电厂的工艺设计1）改进堆芯设计，减少源项。如改进燃料包壳的设计，提高燃料对放射性的包容性；选择合适的堆芯材料，减少活化腐蚀产物的产生和向一回路迁移。2）改进核电厂一回路水化学控制，减少活化腐蚀产物向一回路的迁移。3）采用世界上先进的废水处理工艺，满足排放浓度限值的要求。4）根据受纳水体的特性和排放管理的优化，设计足够数量和容量的贮液罐和排放槽，以满足排放口下游1km处水体放射性浓度限值的要求。5）根据受纳水体的特征和周围的环境特征，选择最合适的排放口位置，以使得废水的排放对公众和环境的影响尽可能小。6）根据受纳水体的特征，设计恰当形状的排放头，增大初始混合区的面积和体积，使得在排放口下游1km处能基本达到均匀混合。

2.3优化排放管理优化排放管理是核电厂运行期间最应重视的工作。应根据受纳水体稀释条件的变化和电厂的运行工况，合理规划和调整排放槽的液态流出物的排放速率，不但要满足排放口下游1km处水体放射性浓度限值的要求，而且要使得放射性液态流出物排放对公众和环境的影响尽可能小。

第7篇：电厂环境保护范文

关键词：脱硫技术示范工程经济分析环境效益

中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：

1.1 全国二氧化硫排放和控制状况

我国煤炭占一次能源消费总量的75％，随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫连续多年超过2000万吨，居世界首位，造成我国酸雨和二氧化硫污染日益严重。随着我国环境保护法律、法规和标准的日益严格及执法力度的加大，未来10年内至少有4000万千瓦以上的火电装机容量需要安装烟气脱硫装置，因此，必须加快实现火电厂烟气脱硫技术和设备的国产化。

1.2 火电厂烟气脱硫的控制二氧化硫排放的主要途径

目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。由于火电厂生产用煤量大，锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率都较高，脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制，因此采取烟气脱硫治理火电厂二氧化硫污染，环境效益显著。根据我国国情，烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。

1.3烟气脱硫面临的形势对二氧化硫如不加以控制，将造成城市大气污染加剧，二氧化硫超标城市增加，酸雨面积加速蔓延，对人民生命和财产造成严重损害，成为制约我国经济和社会发展的重要因素。因此，控制二氧化硫排放已成为社会和经济可持续发展的迫切要求，势在必行。

2．电厂烟气脱硫技术及经济性分析

目前，世界上燃煤电站锅炉所采用的烟气脱硫工艺达数百种。在这些脱硫工艺中，有的技术较成熟，已达到商业应用水平，有的尚处于实验研究阶段。目前投入工业应用较为广泛的烟气脱硫工艺有以下几种:

2.1湿法烟气脱硫

湿法烟气脱硫特点是气液反应，其脱硫反应速度快、脱硫效率和钙利用率高，这种方法适合于大型燃煤电站锅炉的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫有废水处理问题，其投资比较大，运行费用比较高。有以下技术特点：

1) 技术成熟

2) 适应大容量机组的需要，煤种适应性强

3) 工艺系统较复杂，占地面积大，有废水排放，一次性投资大，运行费用较高。从运行情况看，该工艺有如下特点:

1) 较传统工艺降低了石灰石粉的纯度和细度要求，原料来源广泛，易于加工磨制，降低了加工运行费用;

2) 处理烟气量减少，省去了烟气再热装置,减少了吸收塔体积，节省设备投资;

3) 石灰石过剩率偏高，副产品石膏含水率偏高，脱硫率达不到理想效果。

2.2喷雾干燥法脱硫

喷雾干燥法是70年代开发的一种烟气脱硫技术。该工艺以石灰浆为吸收剂，浆液雾化成细小液滴与热烟气相互接触，液滴蒸发干燥与SO2 反应生成亚硫酸钙。目前全世界约有130 套装置应用于燃煤电厂，市场占有率仅次于湿法。我国的多个电厂先后采用了此脱硫工艺。技术特点：

1) 与其他类型的烟气脱硫技术相比，其系统流程简单，投资较少，运行时能耗较低，运行费用也不高。

2) 脱硫产物干干态，无废水排放，如将该脱硫工艺用于现有电厂的改造，电厂原有的除尘和灰处理设备可以继续使用。

3) 运行可靠，不会产生结垢和堵塞，只要运行中控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对设备的腐蚀性不大，运行安全。

4) 以石灰浆作为吸收剂，品质要求严格，价格高。

2.3 循环流化床烟气脱硫

该工艺采用循环流化床脱硫塔进行烟气脱硫。在脱硫塔内烟气中，SO2 与附着在烟尘及脱硫副产物颗粒表面的脱硫剂石灰浆液发生反应而被脱除,排出脱硫塔的固体物经旋风分离器分离后绝大部分返回胶硫塔进行再循环，继续进行脱硫。该工艺在国内尚无先例，技术特点：

1) 占地面积较少，设备比较简单，投资和运行费用较低，对煤种的适应性广，综合脱硫技术性能达到并超过喷雾干燥法的技术指标，且比较适用于容为50～200M 机组的脱硫技术改造，也可用于新建机组的烟气脱硫;

2) 脱硫率不高，在达到90 %脱硫率以后很难再提高。

2.4 电子束烟气脱硫

电子束烟气脱硫工艺(EBA) 是一种物理与化学相结合的新技术，利用电子加速器产生的等离子体氧化烟气中的SO2 和NOX ，并与NH3 反应，生成(NH4) 2SO4 和NH4NO3 ，因而同时具有脱硫脱硝的功效。该脱硫技术在我国成都电厂得到了应用。技术特点：

1) 可以高效率地同时从烟气中脱硫和脱硝,脱硫效率达到95 %以上，脱硝效率在80 %以上;

2) 设备结构对烟气条件的变动适应性强，设备占地少，操作简单，维护方便;

3) 整个脱硫过程为干法处理，不需要排水及废水处理系统;

4) 脱硫脱硝反应副产品为硫酸铵和硝酸铵化肥，经济性好;

5) 相对于湿法工艺较简单，且脱硫脱硝同时进行，投资少。

2.5 炉内喷钙工艺与尾部增湿活化工艺

由于简单的炉内喷钙脱硫的钙利用率较低，且其脱硫效率往往满足不了环境保护标准对SO2 排放限制的要求。其中最为典型的脱硫工艺是由芬兰Tempella 公司开发的LIFAC 法，该工艺在南京下关电厂得到了应用。技术特点：

1) 适用于燃煤含硫量为0.6 %～2.5 %燃煤锅炉的脱硫，当Ca/ S = 1.5 – 2.0 时，根据采用干灰再循环或灰浆再循环系统的不同，总脱硫效率可以达到70 %～85 %;

2) 已具有一定的运行经验，投资和运行费用低，运行费用为湿法烟气脱硫的78 %;

3) LIFAC 系统占地面积小，安装活化反应器时不影响锅炉的运行，因此，它适用于改造现有运行的燃煤电厂锅炉。

3．常用脱硫技术综合评价

3.1 技术性能和应用情况统计

表3-1几种脱硫工艺技术的性能与应用情况比较

3.2 影响脱硫技术应用的因素

从目前国内外的应用情况来看,各种脱硫技术各有特点。在对脱硫技术进行综合评价时，应该考虑的问题或影响因素主要有:

1) 投资和运行费用与装机容量的关系；2) 投资和运行费用与燃料含硫量的关系；3) 投资和运行费用与脱硫效率的关系；4) 投资和运行费用与洗涤比的关系；5) 能耗比较；6) 占地面积；7) 脱硫工程及运行费用

4．结论

现已投入工业应用的各种脱硫工艺都具有其各自的应用条件，我国各地情况不同对具体工程项目必须因地制宜进行比较，确定适宜的脱硫工艺。湿法脱硫工艺是应用最多、最为成熟的技术，其吸收剂价廉易得，副产品便于利用，煤种适应范围宽，并有较大幅度降低造价的可能。烟气循环硫化床工艺脱硫效率高、建设投资较省、占地少，在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下，具有较好前景。喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、电子束脱硫等在国内已有示范项目，要结合当地实际情况合理选用。

参考文献

[1] 王小时等，我国燃煤电厂烟气脱硫示范工程[J ] ,电气环境保护，20001

第8篇：电厂环境保护范文

【关键词】低压转子光轴 经济分析 经济效益

1 机组简介

华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130/535/535型超高压一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，机组有三个低压缸。总装机容量 1200MW，分为二期建设，一期 3 台 200MW 机组，二期扩建3 台 200MW 机组，共 6 台 200MW 凝汽式机组。汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司八十年代产品，汽轮机为冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。分别于 1982、1983、1984、1987、1988、1989 年投产发电。其中二期 3 台汽轮机分别在 1996、1997、1998 年采用全三维技术进行了通流部分扩容改造，额定功率达到 210MW。

2 低压缸转子光轴改造的原理

华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130/535/535型超高压一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，机组有三个低压缸。汽轮机供热汽源改造的思路主要体现在两个方向：（1）在汽轮机低压缸联通管处通过堵板实现打孔抽汽改造的目的，但是这种运行模式抽气量小，需要经常拆装堵板，供热效果差，只适应供热初期的负荷；（2）将汽轮机进行低压光轴改造，将#2、#3号低压缸解列，用新设计低压光轴转子代替原低压转子，但因其有三个低压缸， #1低压缸与中压缸是一体结构，#2、#3号低压缸对称分布，低压光轴供热改造难度大。国内其它电厂已进行过低压缸光轴供热改造，并成功运行，但相关改造汽轮机只有一个对称分布低压缸，而富拉尔基三排汽200MW汽轮机有三个低压缸，三缸不对称性给汽轮机低压缸的光轴改造带来了新的挑战。

改造后，低压缸采用双转子互换形式，非供热期仍采用原机组低压转子，低压缸以纯凝形式运行；供热期低压转子采用低压光轴，只起连接作用，低压部分并不作功发电，中低压联通管排汽用于供热，充分利用汽轮机排汽供热，减少冷源损失，增大供热量，以满足冬季采暖供热，扩大热网供热能力，降低机组运行热耗，能有效的满足富发电厂规划的250万平方米的供热负荷，并为富发电厂新机供热提供备用热源，保障供热安全。在参与电网深度调峰的同时，有效缓解了冬季“热风抢发”的矛盾冲突，为电网的电源结构优化配置提供有偿服务。

3 汽轮机低压转子光轴改造效益分析

3.1 经济效益

汽轮机低压缸进行光轴改造后，预计2016～2020年机组平均年供热量增加117.76万GJ，全厂机组年均发电标准煤耗率下降5.1g/kWh，在年发电量不变的情况下，全厂机组年总耗标煤量增加2.31万t；2020年以后全厂机组年供热量增加146.83万GJ，全厂机组年均发电标准煤耗率下降6.1g/kWh，在年发电量不变的情况下，全厂机组年总耗标煤量增加3.01万t。

3.1.1 低压光轴改造供电煤耗

现在机组利用小时数为4073小时，折合75%负荷率运行时的小时数为5431小时。富拉尔基地区的供暖期为6个月，则机组改后供暖运行时间合4320小时，非供暖期运行时间合1111小时。锅炉效率为90%，管道效率99%，厂用电率12%。改前纯凝汽工况时，标煤耗：360g/kWh。改后标煤耗：5630.6 kJ/kWh/0.90/0.99/（1-12%）/29307.6 kJ/kg=245g/kWh 改后降低煤耗115 g/kWh

全年平均煤耗：

360×1111/5431+243×4320/5431 =268.5g/kWh

3.1.2 辅助调峰补偿

通过开展“综合供热、蓄能调峰”项目和两台机组低压转子光轴打孔改造，根据《关于做好东北电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》（东北监能市场[2014]240号）文件，每年可获得东北电网辅助调峰补偿约495万元。

计算过程：光轴改造机组调峰深度为90 MW时，在90 MW～104 MW负荷区间可获得0.40元/kWh的调峰补偿，根据2014～2015年统计数据，采暖期机组低谷辅助调峰时长884h，调峰补偿：0.40×（10.4-9）×884=495万元，如表1所示。

3.1.3 热电联产机组利用小时数增加

通^供热改造，富发电厂2台机组可认定为热电联产机组，每台机将在2014年的基础上提高发电设备利用小时数约200小时，年可增加发电收入1040万元。

计算过程：若按富发电厂发电边际贡献0.13元/kWh计算，2台机组年增加发电收入：0.13×20×200×2=1040万元

3.2 环境效益

（1）汽轮机光轴改造完成后，汽轮机的热量得到了最大化的利用，机组冷源损失、废热排放量明显减少，减轻了嫩江流域的生态影响，不致使嫩江流域的生物和植物遭受生命威胁，树立环境保护的良好形象。

（2）汽轮机光轴改造后，机组供电煤耗显著下降，每发一度电，向外界排放的NOX、COX、SOX含量大大减少，最大程度地减少了环境污染，为遏制温室效应做出了贡献，同时还降低了脱硫、脱硝的成本，有效降低了机组的发电成本。

（3）汽轮机低压光轴改造产生了很好的环境保护宣传效果，该项技术一经推广使用，必将在高寒地区热电厂掀起波澜，从而为环境保护注入新的捍卫力量。

3.3 社会效益

（1）节约煤炭资源，经汽轮机低压缸光轴改造后，汽轮发电机组的供电煤耗低至268.5g/kWh，这是火电机组1000MW也达不到的水平，这样的机组未社会节约了大量的煤炭资源，高效经济。

（2）汽轮机低压光轴改造技术如能顺利用于热电联产，由此产生的经济效益和社会价值必将引来无数热电厂效仿，这样好的技术得到推广，也在全社会树立了高效、节能、经济、环保的好形象。

（3）参与调度深度调峰，给风电、火电、水电一个上网的平台，为国家电网、为新能源入网创造了有利条件，使得“风热竞争”现象得到很好的遏制。

（4）汽轮机低压缸经光轴改造后，电厂已充分考虑了热网未来5年的发展趋势，五年内，在区域热网合理发展的速度下，能够保证区域内供热保质保量。

第9篇：电厂环境保护范文

关键词:环境保护 发展 方向

1、目前需要解决的环境问题

1.1 以饮水安全和重点流域治理为重点,加强水污染防治

(1)要科学划定和调整饮用水水源保护区,切实加强饮用水水源保护,建设好城市备用水源,解决好农村饮水安全问题。(2)坚决取缔水源保护区内的直接排污口,严防养殖业污染水源,禁止有毒有害物质进入饮用水水源保护区,强化水污染事故的预防和应急处理,确保群众饮水安全。(3)要尽快改善重点流域、重点区域的环境质量,加大“三河三湖”（淮河、海河、辽河、太湖、滇池、巢湖）、三峡库区、长江上游黄河中上游和南水北调水源地及沿线等水污染防治力度。(4)要严禁直接向江河湖海排放超标的工业污水。

1.2 以降低二氧化硫排放总量为重点,推进大气污染防治

(1)要加快原煤洗选步伐,降低商品煤含硫量。(2)要加强煤电厂二氧化硫治理,新（扩）建燃煤电厂除燃用特低硫煤的坑口电厂外,必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施。(3)要在大中城市及其近郊,严格控制新（扩）建除热电联产外的燃煤电厂,禁止新（扩）建钢铁、冶炼等高耗能企业。(4)要大力发展风能、太阳能、地热、生物质能等能源,积极发展核电,有序开发水能,提高清洁能源比重,减少大气污染物排放。

1.3 以防治污染为重点,加强城乡环境保护

(1)要加强环保基础设施建设,提高污水处理率和垃圾无害化处理率。(2)是要在建设中注重保护自然和生态条件,尽可能保留天然林草、河湖水系、滩涂湿地、自然地貌及野生动植物等自然遗产,努力维护地区的生态平衡。(3)要开展全国土壤污染状况调查和超标耕地综合治理,污染严重且难以修复的耕地应依法调整。(4)是要合理使用农药、化肥,防治农用薄膜对耕地的污染。(5)要积极发展节水农业与生态农业,加大规模化养殖业污染治理力度。(6)要推进农村改水、改厕工作,搞好作物秸秆等资源化利用,积极发展农村沼气,妥善处理生活垃圾和污水,创建环境优美乡镇、文明生态村。

1.4 以促进人与自然和谐为重点,强化生态保护

(1)要坚持生态保护与治理并重,重点控制不合理的资源开发活动。(2)要优先保护天然植被,坚持因地制宜,重视自然恢复,继续实施天然林保护、天然草原植被恢复、退耕还林、退牧还草、退田还湖、防沙治沙、水土保持和防治石漠化等治理工程,严格控制土地退化和草原沙化。(3)要使经济社会发展与水资源条件相适应,统筹生活、生产和生态用水,建设节约型社会。(4)要加强生态功能保护区和自然保护区的建设与管理,加强矿产资源和旅游开发的环境监管。(5)要做好红树林、滨海湿地、珊瑚礁、海岛等海洋、海岸带典型生态系统的保护工作。

2、加强环境保护的对策措施

加强环境保护是落实科学发展观的重要举措,必须用科学发展观统领环境保护工作,依靠科技进步,发展循环经济,完善监督体制,建立长效机制,在发展中解决环境问题。

2.1 健全环境保护法律法规,加强执法力度

(1)要抓紧制订有关土壤污染、化学物质污染、生态保护、遗传资源、生物安全、臭氧层保护、核安全、循环经济、环境损害赔偿和环境监测等方面的法律法规,修改并完善《中华人民共和国环境保护法》,做出加大对违法行为处罚的规定,重点解决“违法成本低、守法成本高”的问题。(2)要强化依法行政意识,加大环境执法力度,对不执行环境影响评价、违反建设项目环境保护设施“三同时”（同时设计、同时施工、同时投产使用）制度、不正常运转治理设施、超标排污、不遵守排污许可证规定、造成重大环境污染事故,在自然保护区内违法开发建设和开展旅游或者违规采矿造成生态破坏等违法行为,予以重点查处。(3)要完善对污染受害者的法律援助机制,研究建立环境民事和行政公诉制度。

2.2 健全环境管理体制,完善环境监管制度

(1)建立健全“国家监察、地方监管、单位负责”的环境监管体制,加大国家对地方政府及其有关部门执行环保法律法规情况的监察力度,强化中央政府协调解决跨省界环境问题的能力,督促检查突出的环境问题。(2)要地方政府对本辖区环境质量负责,组织落实污染防治和生态保护任务,监督下一级政府和有关部门环保工作落实情况,查处重点单位环境违法行为。(3)要各类法人和其他组织负责解决自身的环境问题,承担污染治理和生态恢复责任。(4)要强化环境管理,严格实行污染物排放总量控制、排放许可和环境影响评价制度,把防范范围由建设项目扩展到宏观经济发展的源头,由投资领域扩展到消费和对外贸易领域,构建全方位的环境防范体系,体现“预防为主,综合治理”原则,实现环境保护从末端治理向源头削减和全程控制转变的目标要求。

2.3 落实环境保护责任制,强化环境保护成果效应

(1)落实环境保护责任,各地区各部门都要把保护环境作为一项重大任务抓紧抓好,地方人民政府主要领导和有关部门主要负责人是本行政区和本系统环境保护的第一责任人,要提高环境意识,增强环境保护的责任感和紧迫感,确保认识到位、责任到位、措施到位、投入到位,认真抓好环境保护工作,并抓出成效。(2)要把环境保护纳入领导班子和领导干部考核的重要内容,并将考核情况作为干部选拔任用和奖惩的依据之一。(3)要坚持和完善地方各级政府环境目标责任制,对环境保护主要任务和指标实行年度目标管理,定期考核,并公布考核结果。(4)要建立问责制,切实解决地方保护主义干预环境执法问题,对因决策失误造成重大环境事故,严重干扰正常环境执法的领导干部和公职人员,要追究责任。(5)要在评优创先活动中实行环保一票否决制,而对环保工作做出突出贡献的单位和个人应给予表彰和奖励。

参考文献

[1]赵永新.我国进入环境污染高发期[N].人民日报,2005-12-02(6).