火力发电厂的生产工艺流程及产污环节分析.docx
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火力发电厂的生产工艺流程及产污环节分析
火力发电厂的生产工艺流程及产污环节分析
以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。
一、火电厂的生产流程及特点
火电厂的种类虽很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程
却是基本相同的，概括地说是把燃料（煤）中含有的化学能转变为电
能的过程。
整个生产过程可分为三个阶段：
① 燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变
为蒸汽，称为燃烧系统；
① 锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为
机械能，称为汽水系统；
① 由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能变为电能，
称为电气系统。
其基本生产流程为：
燃料燃烧的热能锅炉
高温高压水蒸汽 汽轮机
机械能 发电机
电能 变压器
电力系统的
热能
与水电厂和其他类型的电厂相比，火电厂有如下特点：
（1）火电厂布局灵活，装机容量的大小可按需要决定。
（2）火电厂建造工期短，一般为水电厂的一半甚至更短。
一次性建造
投资少，仅为水电厂的一半左右。
（3）火电厂耗煤量大，目前发电用煤约占全国煤碳总产量的 25％左右，
加上运煤费用和大量用水，其生产成本比水力发电要高 3～4 倍。
（4）火电厂动力设备繁多，发电机组控制操作复杂，厂用电量和运行
1
人员都多于水电厂，运行费用高。
（5）汽轮机开、停机过程时间长，耗资大，不宜作为调峰电源用。
（6）火电厂对空气和环境的污染大。
二、 火力发电厂的主要生产系统
包括汽水系统、燃烧系统和电气系统，现分述如下：
2.1 汽水系统
火力发电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器和给水泵等组成，
它包括汽水循环、化学水处理和冷却水系汽水系统流程如图 1-1。
水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热蒸汽，
再通过主蒸汽管道进入汽轮机。
由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽
2
冲动汽轮机的叶片转动从而带动发电机发电。
为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽
出做过功的部分蒸汽，用以加热给水。
在现代大型机组中都采用这种
给水回热循环。
此外在超高压机组中还采用再热循环，即把做过一段
功的蒸汽从汽轮机的某一中间级全部抽出，送到锅炉的再热器中加热
后再引入汽轮机的以后几级中继续膨胀做功。
在膨胀过程中蒸汽压力
和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。
凝结
水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热器和除氧器，经加温和
脱氧后由给水泵将其打入高压加热器加热，最后打入锅炉。
汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于经过许多管道、阀门和设备，
难免产生泄漏等各种汽水损失，因此必须不断向系统补充经过化学处
理的补给水，这些补给水一般都补入除氧器或凝汽器中。
2.2 燃烧系统
燃烧系统由锅炉的输煤部分、燃烧部分和除灰部分组成。
锅炉的
燃烧系统如图 1-2 所示。
锅炉的燃料——煤，由皮带机输送到煤仓间的原煤仓内，经过给
煤机进入磨煤机磨成煤粉，然后和经过空气预热器预热过的空气一起
喷入炉内燃烧。
烟气经除尘器除尘后由引风机抽出，最后经烟囱排入
大气。
锅炉排出的炉渣经碎渣机破碎后连同除尘器下部的细灰一起由
灰渣（浆）泵经灰管打至贮灰场。
3
2.3 电气系统
发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压
变电所等。
发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一
般额定电压在 10~20kV 之间，而额定电流可达 2OkA。
发电机发出的
电能，其中一小部分（约占发电机容量的 4％～8％），由厂用变压器降
低电压（一般为 63kV 和 400V 两个电压等级）后，经厂用配电装置由
电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，
称为厂用电（或自用电）。
其余大部分电能，由主变压器升压后，经高
压配电装置、输电线路送入电网。
电气系统如图 1-3 所示。
4
发电厂的整个生产过程除上述基本过程以外，还有供水系统、化
学水处理系统、输煤系统和热工自动化等各种辅助系统和设施。
火电厂整个生产过程和主要设备概况如图 1-4。
5
三、火电厂产生的污染物及其控制技术
1、火电厂产生的污染物
火力发电厂是将煤、天然气、重油等化石燃料的化学能转化为电
能的生产企业，利用化石燃料能量的主要方式就是燃烧。
燃烧化石燃
料会产生很多污染物，主要有粉尘、二氧化硫、氮氧化物等。
（1）粉尘：
粉尘主要存在于燃烧化石燃料后产生的烟气中，由于
其比重较小，因而可随着高温烟气流动，如果直接排放到大气环境中，
将对周边环境产生很大的危害。
（2）二氧化硫：
由于煤、重油等化石燃料中还有硫元素，在燃烧时
这部分硫会被氧化生成二氧化硫，二氧化硫是主要的酸雨源，直接排
放会使周边的土地酸化，从而降低农作物的产量和腐蚀周边建筑物。
（3）氮氧化物：
氮氧化物的产生主要有两个来源，一是化石燃料
中的氮被氧化，二是空气中的氮气在高温下和氧气、碳氢化合物反应
而生成。
2、火电厂产生的污染物控制技术
（1）二氧化硫污染控制技术分析
火电厂减排SO2 的主要途径有:
燃用低硫煤、煤炭洗选、洁净煤
燃烧技术和烟气脱硫。
ⅰ燃用低硫煤：
降低燃煤含硫量是减少SO2排放量最简单的办法。
ⅱ煤炭洗选：
煤炭洗选技术是一种采用物理、化学或生物方法除去或
减少煤中所含的硫分、灰份的洁净煤技术。
ⅲ洁净煤燃烧技术：
目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有:
6
常压循环流化床锅炉（ CFBC） 、加压循环流化床锅炉（ PFBC） 、煤气
联合循环发电（ IGCC） , 但单机容量都不大, 国内目前尚处于引进技
术和示范试验阶段
ⅳ烟气脱硫：
中湿式洗涤法（ 含抛弃法及石膏法） 占主导地位。
湿法
烟气脱硫技术以其脱硫效率高于90%,可达97% , 运行可靠性高于95% ,
适应范围广, 技术成熟, 副产物可做商品出售等优势, 逐步被广大用
户所接受, 成为世界上脱硫市场中占统治地位的脱硫技术。
（2）烟尘控制技术
目前我国火电厂除尘设备主要是湿法水膜除尘器和静电除尘器。
根据新的火电厂大气污染物排放标准中烟尘排放限值的要求, 实现
其烟尘排放限值的技术途径可见表一
（3）氮氧化物控制技术：
控制火电厂NOX 排放的措施分两大类。
一类
7
是通过燃烧技术的改进（ 包括采用先进的低NOX 燃烧器） 降低NOX
排放量, 由于这类技术投资、运行费用低, 采用最为广泛。
另一类是
尾部加装烟气脱氮装置, 其优点是可将其排放量降至200 mg / m3 以
下, 但其初投资及运行费用高, 在德国、日本、奥地利等工业国得到
了应用。
在众多尾部烟气脱氮方法中选择性催化还原脱氮法（ SCR 法）
以其成熟的技术和良好的脱氮效果得到了世界各国的普遍重视。
采用
该法脱氮的反应温度取决于催化剂的种类, 其脱氮效率能达80% —
—90%。
四、火电厂污染物排放标准（引用 GB）
1、适用范围
本标准规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和监控要求，
以及标准的实施与监督等相关规定。
本标准适用于现有火电厂的大气污染物排放管理以及火电厂建
设项目的环境影响评价、环境保护工程设计、竣工环境保护验收及其
投产后的大气污染物排放管理。
本标准适用于使用单台出力 65t/h 以上除层燃炉、抛煤机炉外的
燃煤发电锅炉；各种容量的煤粉发电锅炉；单台出力 65t/h 以上燃油、
燃气发电锅炉；各种容量的燃气轮机组的火电厂；单台出力 65t/h 以上
采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等燃料的发电锅炉。
整体煤气化
联合循环发电的燃气轮机组执行本标准中燃用天然气的燃气轮机组
排放限值。
8
本标准不适用于各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火电
厂。
本标准适用于法律允许的污染物排放行为。
新设立污染源的选址
和特殊保护区域内现有污染源的管理，按照《中华人民共和国大气污
染防治法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国海洋环
境保护法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《中华人民共
和国环境影响评价法》等法律、法规和规章的相关规定执行。
2、规范性引用文件
本标准引用下列文件或其中的条款。
凡是不注日期的引用文件，
其最新版本适用于本标准。
GB/T 16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法
HJ/T 42固定污染源排气中氮氧化物的测定①紫外分光光度法
HJ/T 43固定污染源排气中氮氧化物的测定 盐酸萘乙二胺分光光度法
HJ/T 56固定污染源排气中二氧化硫的测定①碘量法
HJ/T 57固定污染源排气中二氧化硫的测定①定电位电解法
HJ/T 75固定污染源烟气排放连续监测技术规范
HJ/T 76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法
HJ/T 373固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）
HJ/T 397固定源废气监测技术规范
HJ/T 398固定污染源排放烟气黑度的测定①林格曼烟气黑度图法
HJ 543固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法（暂行）
《污染源自动监控管理办法》（国家环境保护总局令第 28 号）
《环境监测管理办法》（国家环境保护总局令第 39 号）
3、污染物排放控制要求
3.1自 2014 年 7 月 1 日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表
1 规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。
3.2自 2012 年 1 月 1 日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表
1 规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。
9
序
号
燃料和热能
转化设施类
型
污染物项目
适用条件
限值
污染物
排放监
控位置
1
燃煤锅炉
烟尘
全部
30
烟囱或
烟道
二氧化硫
新建锅炉
100
200
（1）
现有锅炉
200
400
（1）
氮氧化物
（以 NO2 计）
全部
100
200
（2）
汞及其化合
物
全部
0.03
2
以油为燃料
的锅炉或燃
气轮机组
烟尘
全部
30
二氧化硫
新建锅炉及燃气轮机组
100
现有锅炉及燃气轮机组
200
氮氧化物
（以 NO2 计）
新建燃油锅炉
100
现有燃油锅炉
200
燃气轮机组
120
3
以气体为燃
料的锅炉或
燃气轮机组
烟尘
天然气锅炉及燃气轮机组
5
其他气体燃料锅炉及燃气
轮机组
10
二氧化硫
天然气锅炉及燃气轮机组
35
其他气体燃料锅炉及燃气
轮机组
100
氮氧化物
（以 NO2 计）
天然气锅炉
100
其他气体燃料锅炉
200
天然气燃气轮机组
50
其他气体燃料燃气轮机组
120
4
燃煤锅炉，
以油、气体
为燃料的锅
炉或燃气轮
机组
烟气黑度（林
格曼黑度，级）
全部
1
烟囱排
放口
注：
（1） 位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。
（2） 采用 W 型火焰炉膛的火力发电锅炉、现有循环流化床火力发电锅炉，以及
2003 年 12 月 31 日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发
电锅炉执行该限值。
3.3自 2015 年 1 月 1 日起，火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 1 规
定的汞及其化合物污染物排放限值。
表 1火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值
单位：
mg/m3（烟气黑度除外）
10
序
号
燃料和热能
转化设施类型
污染物项目
适用条件
限值
污染物排放
监控位置
1
燃煤锅炉
烟尘
全部
20
烟囱或烟道
二氧化硫
全部
50
氮氧化物（以 NO2
计）
全部
100
汞及其化合物
全部
0.03
2
以油为燃料的
锅炉或燃气轮
机组
烟尘
全部
20
二氧化硫
全部
50
氮氧化物（以 NO2
计）
燃油锅炉
100
燃气轮机组
120
3
以气体为燃料
的锅炉或燃气
轮机组
烟尘
全部
5
二氧化硫
全部
35
氮氧化物（以 NO2
计）
燃气锅炉
100
燃气轮机组
50
4
燃煤锅炉，以
油、气体为燃
料的锅炉或燃
气轮机组
烟气黑度（林格曼
黑度，级）
全部
1
烟囱排放口
3.4重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 2 规定的大气污
染物特别排放限值。
执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间，由国
务院环境保护行政主管部门规定。
表 2大气污染物特别排放限值
单位：
mg/m3（烟气黑度除外）
3.5在现有火力发电锅炉及燃气轮机组运行、建设项目竣工环保验
收及其后的运行过程中，负责监管的环境保护行政主管部门，应对周
围居住、教学、医疗等用途的敏感区域环境质量进行监测。
建设项目
的具体监控范围为环境影响评价确定的周围敏感区域；未进行过环境
影响评价的现有火力发电企业，监控范围由负责监管的环境保护行政
主管部门，根据企业排污的特点和规律及当地的自然、气象条件等因
11
素，参照相关环境影响评价技术导则确定。
地方政府应对本辖区环境
质量负责，采取措施确保环境状况符合环境质量标准要求。
3.6不同时段建设的锅炉，若采用混合方式排放烟气，且选择的监控
位置只能监测混合烟气中的大气污染物浓度，则应执行各时段限值中
最严格的排放限值。
4、污染物监测要求
4..1污染物采样与监测要求
4.1.1对企业排放废气的采样，应根据监测污染物的种类，在规定的
污染物排放监控位置进行，有废气处理设施的，应在该设施后监控。
在污染物排放监控位置须设置规范的永久性测试孔、采样平台和排污
口标志。
4.1.2新建企业和现有企业安装污染物排放自动监控设备的要求，应
按有关法律和《污染源自动监控管理办法》的规定执行。
4.1.3污染物排放自动监控设备通过验收并正常运行的，应按照
HJ/T 75 和 HJ/T 76 的要求，定期对自动监测设备进行监督考核。
4.1.4对企业污染物排放情况进行监测的采样方法、采样频次、采样
时间和运行负荷等要求，按 GB/T 16157 和 HJ/T 397 的规定执行。
4.1.5对火电厂大气污染物的监测，应按照 HJ/T 373 的要求进行监
测质量保证和质量控制。
4.1.6企业应按照有关法律和《环境监测管理办法》的规定，对排污状
况进行监测，并保存原始监测记录。
4.1.7对火电厂大气污染物排放浓度的测定采用表 3 所列的方法标
12
序
号
污染物项
目
方法标准名称
方法标准
编号
1
烟 尘
固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样
方法
GB/T
16157
2
烟气黑度
固定污染源排放烟气黑度的测定 林格曼烟气黑
度图法
HJ/T 398
3
二氧化硫
固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法
HJ/T 56
固定污染源排气中二氧化硫的测定 定电位电解
法
HJ/T 57
4
氮氧化物
固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光
度法
HJ/T 42
固定污染源排气中氮氧化物的测定 盐酸萘乙二
胺分光光度法
HJ/T 43
5
汞及其化
合物
固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光
度法（暂行）
HJ 543
序号
热能转化设施类型
基准氧含量（O2）/%
1
燃煤锅炉
6
2
燃油锅炉及燃气锅炉
3
3
燃气轮机组
15
准。
表 3火电厂大气污染物浓度测定方法标准
4.2 大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法
实测的火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞及其化合物排放浓
度，必须执行 GB/T 16157 规定，按公式
（1）折算为基准氧含量排放浓
度。
各类热能转化设施的基准氧含量按表 4 的规定执行。
表 4 基准氧含量
c = c' ⨯
'
21 - O2
21 - O2
（1）
式中：
c ——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；
13
c' ——实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；
'
O2 ——实测的氧含量，%；
O2 ——基准氧含量，%。
5、实施与监督
5.1 本标准由县级以上人民政府环境保护行政主管部门负责监督实施。
5.2 在任何情况下，火力发电企业均应遵守本标准的大气污染物排
控制要求，采取必要措施保证污染防治设施正常运行。
各级环保部
在对企业进行监督性检查时，可以现场即时采样或监测结果，作为
定排污行为是否符合排放标准以及实施相关环境保护管理措施的据。
五、废气排污费征收标准及计算方法
（一）废气排污费按排污者排放污染物的种类、数量以污染当量计算征
收，每一污染当量征收标准为 0.6 元。
其中，二氧化硫排污费，第一年每一污染当量征收标准为 0.2 元，
第二年（2004 年 7 月 1 日起）每一污染当量征收标准为 0.4 元，第三年
（2005 年 7 月 1 日起）达到与其它大气污染物相同的征收标准，即每一
污染当量征收标准为 0.6 元。
氮氧化物在 2004 年 7 月 1 日前不收费，
2004 年 7 月 1 日起按每一污染当量 0.6 元收费。
（二）对每一排放口征收废气排污费的污染物种类数，以污染当量数从
多到少的顺序,最多不超过 3 项。
（三）大气污染物污染当量数计算
某污染物的污染当量数＝
大气污染物污染当量值见表 5
14
该污染物的排放量（千克）
该污染物的污染当量值（千克）
污染物
污染当量值（千克）
1. 二氧化硫
0.95
2. 氮氧化物
0.95
3. 一氧化碳
16.7
4. 氯气
0.34
5. 氯化氢
10.75
6. 氟化物
0.87
7. 氰化氢
0.005
8. 硫酸雾
0.6
9. 铬酸雾
0.0007
10. 汞及其化合物
0.0001
11. 一般性粉尘
4
12. 石棉尘
0.53
13. 玻璃棉尘
2.13
14. 碳黑尘
0.59
15. 铅及其化合物
0.02
16. 镉及其化合物
0.03
17. 铍及其化合物
0.0004
18. 镍及其化合物
0.13
（四）排污费计算
废气排污费征收额=0.6 元×前 3 项污染物的污染当量数之和
表 5 大气污染物污染当量值
15
19. 锡及其化合物
0.27
20. 烟尘
2.18
21. 苯
0.05
22. 甲苯
0.18
23. 二甲苯
0.27
24. 苯并（a）芘
0.000002
25. 甲醛
0.09
26. 乙醛
0.45
27. 丙烯醛
0.06
28. 甲醇
0.67
29. 酚类
0.35
30. 沥青烟
0.19
31. 苯胺类
0.21
32. 氯苯类
0.72
33. 硝基苯
0.17
34. 丙烯腈
0.22
35. 氯乙烯
0.55
36. 光气
0.04
37. 硫化氢
0.29
38. 氨
9.09
39. 三甲胺
0.32
40. 甲硫醇
0.04
16
41. 甲硫醚
0.28
42. 二甲二硫
0.28
43. 苯乙烯
25
44. 二硫化碳
20
（五）对难以监测的烟尘，可按林格曼黑度征收排污费。
每吨燃料的征
收标准为：
1 级 1 元、2 级 3 元、3 级 5 元、4 级 10 元、5 级 20 元。
17
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