印度火電脫硫多少

1. 核電上網電價大約是多少錢火電和脫硫火電呢

1、國家電價體系是非常混亂的，很難說一個大概的價格，在06、07之前的電廠大都是按一廠一價，按投資額及還本期逐個批準的，現在火電基本轉向標桿電價了，風電是標桿價+招標價混合的方式，核電和水電好像還沿用成本核算方式。

2、這幾年，因為煤價和通脹關系（煤電聯動以及單獨調整），各區域火電電價被反復調整過很多次，要全部弄清楚是非常困難的，還有部分小機組甚至是被降價的，只簡單列出2008年各區域電網調整後新投機組標桿價（元/kwh）

南方：
廣東省0.4792元、廣西自治區0.4107元、雲南省0.3053元、貴州省0.3094元、海南省0.4118元。未安裝脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

華中：
湖北省0.405元、湖南省0.4205元、河南省0.3692元、江西省0.4元、四川省0.3687元、重慶市0.3643元。未安裝脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

華東：
上海市0.4368元、浙江省0.4407元、江蘇省0.4108元、安徽省0.383元、福建省0.4023元。未安裝脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

西北：
陝西省0.315元、甘肅省0.2615元、青海省0.269元、寧夏自治區0.2583元。未安裝煙氣脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

東北：
遼寧省0.3738元、吉林省0.3607元、黑龍江省0.3650元。未安裝脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

華北：
北京市0.3607元、天津市0.362元、河北北部地區0.3664元、河北南部地區0.3668元、山東省0.3724元、山西省0.2953元、內蒙古西部地區0.2749元。未安裝煙氣脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。

2. 火電廠脫硫脫硝國家最新標準是多少

火電廠用的燃煤鍋爐，標准分為已有、新建、重點區域三檔

具體可以看《鍋爐大氣污染物排放標准》GB13271-2014

http://kjs.mep.gov.cn/hjbhbz/bzwb/dqhjbh/dqgdwrywrwpfbz/201405/W020140530580815383678.pdf.

摘錄如下：

3. 急需火電廠用的脫硫劑，最好是美國，英國，德國，韓國和日本的

你好，看看我們公司的脫硫劑——「高效鈣基復合脫硫劑」
「高效鈣基復合脫硫劑」是我公司干法強化脫硫技術的關鍵，由鈣基吸收劑和催化添加劑兩部分組成。鈣基吸收劑由電廠在本公司的指導下自行采購加工生產，脫硫催化添加劑則需由我公司專門加工生產。脫硫催化添加劑以工業廢渣為主要原料，經破碎、按比例混合等，裝車運至電廠，由電廠制劑站制備脫硫劑，最終實現干法強化脫硫。
脫硫率達到90％以上，穩定達到國家和省規定的煙氣SO2排放標准；

4. 火力發電廠 脫硫工藝主要有哪幾種

脫硫技術分類（按相對燃燒過程的位置）

燃燒前的脫硫

1） 煤的洗選（可脫硫30-60%）

2） 其他原料煤的脫硫技術（化學法，物理法，微波法，生物法。。。。。。）

3） 煤的轉化（液化，氣化，高純水煤漿，燃氣-蒸汽聯合循環[wiki]IGCC[/wiki]）

4） 燃料電池，等離子。。。。。。

燃燒中脫硫

1） 型煤

2） 流化床燃燒: 鼓泡床(BFBC)，循環床(CFBC)，增壓床合循環（PFBC-CC）

3） 爐內噴鈣

燃燒後煙氣脫硫（FGD）

1) 干法煙氣脫硫

a） 爐內噴鈣+尾部增濕活化（LIFAC）--下關，錢清，沾化

b） 旋轉噴霧法（SDA）—白馬，黃島

c） 循環流化床煙氣脫硫（CFB-FGD）恆運，漳山，榆社

d） 增濕灰循環法（NID）--衢州[wiki]化工[/wiki]

e） 荷電乾粉噴射法（CDSI）--德州, 杭鋼二熱

f） 其他

2）濕法煙氣脫硫

a) 石灰石/石灰—拋棄/石膏法—珞璜，太原。。。。。。

b) 海水法—深圳西，後石

c) 氨法—內江

d) 鎂法---

e) 磷氨法—豆壩

f) 其他

3）其他脫硫法 （同時脫硫和脫硝）

a) 電子束—成都

b) 脈沖電暈

c)活性炭

（3）煙氣的預冷卻

大多數含硫煙氣的溫度為120~185℃或更高，而吸收操作則要求在較低的溫度下（60℃左右）進行。低溫有利於吸收，高溫有利於解吸。因而在進行吸收之前要對煙氣進行預冷卻。通常，將煙氣冷卻到60℃左右較為適宜。常用冷卻煙氣的方法有：應用熱交換器間接冷卻；應用直接增濕（直接噴淋水）冷卻；用預洗滌塔除塵增濕降溫，這些都是較好的方法，也是目前使用較廣泛的方法。通常，國外濕法煙氣脫硫的效率較高，其原因之一就是對高溫煙氣進行增濕降溫。

我國目前已開發的濕法煙氣脫硫技術，尤其是燃煤工業鍋爐及窯爐煙氣脫硫技術，高溫煙氣未經增濕降溫直接進行吸收操作，較高的吸收操作溫度，使SO2的吸收效率降低，這就是目前我國燃煤工業鍋爐濕法煙氣脫硫效率較低的主要原因之一。

（4）結垢和堵塞

在濕法煙氣脫硫中，設備常常發生結垢和堵塞。設備結垢和堵塞，已成為一些吸收設備能否正常長期運行的關鍵問題。為此，首先要弄清楚結構的機理，影響結構和造成堵塞的因素，然後有針對性地從工藝設計、設備結構、操作控制等方面著手解決。

一些常見的防止結垢和堵塞的方法有：在工藝操作上，控制吸收液中水份蒸發速度和蒸發量；控制溶液的PH值；控制溶液中易於結晶的物質不要過飽和；保持溶液有一定的晶種；嚴格除塵，控制煙氣進入吸收系統所帶入的煙塵量，設備結構要作特殊設計，或選用不易結垢和堵塞的吸收設備，例如流動床洗滌塔比固定填充洗滌塔不易結垢和堵塞；選擇表面光滑、不易腐蝕的材料製作吸收設備。

脫硫系統的結構和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、噴嘴、除霧器設置熱交換器結垢和堵塞。其原因是煙氣中的氧氣將CaSO3氧化成為CaSO4（石膏），並使石膏過飽和。這種現象主要發生在自然氧化的濕法系統中，控制措施為強制氧化和抑制氧化。 強制氧化系統通過向氧化槽內鼓入壓縮空氣，幾乎將全部CaSO3氧化成CaSO4，並保持足夠的漿液含固量（大於12%），以提高石膏結晶所需要的晶種。此時，石膏晶體的生長占優勢，可有效控制結垢。

抑制氧化系統採用氧化抑制劑，如單質硫，乙二胺四乙酸（EDTA）及其混合物。添加單質硫可產生硫代硫酸根離子，與亞硫酸根自由基反應，從而干擾氧化反應。EDTA則通過與過渡金屬生成螯合物和亞硫酸根反應而抑制氧化反應。（5）腐蝕及磨損

煤炭燃燒時除生成SO2以外，還生成少量的SO3，煙氣中SO3的濃度為10~40ppm。由於煙氣中含有水（4%~12%），生成的SO3瞬間內形成硫酸霧。當溫度較低時，硫酸霧凝結成硫酸附著在設備的內壁上，或溶解於洗滌液中。這就是濕法吸收塔及有關設備腐蝕相當嚴重的主要原因。解決方法主要有：採用耐腐蝕材料製作吸收塔，如採用不銹鋼、環氧玻璃鋼、硬聚氯乙烯、陶瓷等製作吸收塔及有關設備；設備內壁塗敷防腐材料，如塗敷水玻璃等；設備內襯橡膠等。

含有煙塵的煙氣高速穿過設備及管道，在吸收塔內同吸收液湍流攪動接觸，設備磨損相當嚴重。解決的主要方法有：採用合理的工藝過程設計，如煙氣進入吸收塔前要進行高效除塵，以減少高速流動煙塵對設備的磨損；採用耐磨材料製作吸收塔及其有關設備，以及設備內 壁內襯或塗敷耐磨損材料。近年來，我國燃煤工業鍋爐及窯爐煙氣脫硫技術中，吸收塔的防腐及耐磨損已取得顯著進展，致使煙氣脫硫設備的運轉率大大提高。

吸收塔、煙道的材質、內襯或塗層均影響裝置的使用壽命和成本。吸收塔體可用高（或低）合金鋼、碳鋼、碳鋼內襯橡膠、碳鋼內襯有機樹脂或玻璃鋼。美國因勞動力昂貴，一般採用合金鋼。德國普遍採用碳鋼內襯橡膠（溴橡膠或氯丁橡膠），使用壽命可達10年。腐蝕特別嚴重的如漿池底和噴霧區，採用雙層襯膠，可延長壽命25%。ABB早期用C-276合金鋼製作吸收塔，單位成本為63[wiki]美元[/wiki]/KW，現採用內襯橡膠，成本為22美元/KW。煙道應用碳鋼製作時，採用何種防腐措施取決於煙氣溫度（是否在酸性[wiki]露點[/wiki]或水蒸汽飽和溫度以上）及其成分（尤其是SO2和H2O含量）。

日本日立公司的防腐措施是：煙氣再熱器、吸收塔入口煙道、吸收塔煙氣進口段，採用耐熱玻璃鱗片樹脂塗層，吸收塔噴淋區用不銹鋼或碳鋼橡膠襯里，除霧器段和氧化槽用玻璃鱗片樹脂塗層或橡膠襯里。

（6）除霧

濕法吸收塔在運行過程中，易產生粒徑為10~60m的「霧」。「霧」不僅含有水分，它還溶有硫酸、硫酸鹽、SO2等，如不妥善解決，任何進入煙囪的「霧」，實際就是把SO2排放到大氣中，同時也造成引風機的嚴重腐蝕。因此，工藝上對吸收設備提出除霧的要求。被凈化的氣體在離開吸收塔之前要進行除霧。通常，除霧器多設在吸收塔的頂部。

目前，我國相當一部分吸收塔尚未設置除霧器，這不僅造成SO2的二次污染，對引風機的腐蝕也相當嚴重。脫硫塔頂部凈化後煙氣的出口應設有除霧器，通常為二級除霧器，安裝在塔的圓筒頂部（垂直布置）或塔出口的彎道後的平直煙道上（述評布置）。後者允許煙氣流速高於前者。對於除霧器應設置沖洗水，間歇沖洗除霧器。凈化除霧後煙氣中殘余的水分一般不得超過100mg/m3，更不允許超過200mg/m3，否則含沾污和腐蝕熱交換器、煙道和風機。

（7）凈化後氣體再加熱

在處理高溫含硫煙氣的濕法煙氣脫硫中，煙氣在脫硫塔內被冷卻、增濕和降溫，煙氣的溫度降至60℃左右。將60℃左右的凈化氣體排入大氣後，在一定的氣象條件下將會產生「白煙」。由於煙氣溫度低，使煙氣的抬升作用降低。特別是在凈化處理大量的煙氣和某些不利的氣象條件下，「白煙」沒有遠距離擴散和充分稀釋之前就已降落到污染源周邊的地面，容易出現高濃度的SO2污染。為此，需要對洗滌凈化後的煙氣進行二次再加熱，提高凈化氣體的溫度。被凈化的氣體，通常被加熱到105~130℃。為此，要增設燃燒爐。燃燒爐燃燒天然氣或輕柴油，產生1000~1100℃的高溫燃燒氣體，再與凈化後的氣體混對。這里應當指出，不管採用何種方法對凈化氣體進行二次加熱，在將凈化氣體的溫度加熱到105~130℃的同時，都不能降低煙氣的凈化效率，其中包括除塵效率和脫硫效率。為此，對凈化氣體二次加熱的方法，應權衡得失後進行選擇。

吸收塔出口煙氣一般被冷卻到45~55℃（視煙氣入口溫度和濕度而定），達飽和含水量。是否要對脫硫煙氣再加熱，取決於各國環保要求。德國《大型燃燒設備法》中明確規定，煙囪入口最低溫度為72℃，以保證煙氣擴散，防止冷煙霧下沉。因吸收塔出口與煙囪入口之間的散熱損失約為5~10℃，故吸收塔出口煙氣至少要加熱到77~82℃。據ABB或B&W公司介紹，美國一般不採用煙氣再加熱系統，而對煙囪採取防腐措施。如脫硫效率僅要求75%時，可引出25%的未處理的旁通煙氣來加熱75%的凈化煙氣，

德國第1台濕法脫硫裝置就採用這種方法。德國現在還把凈化煙氣引入自然通風冷卻塔排放的脫硫裝置，籍煙氣動量（質量 速度）和攜帶熱量的提高，使煙氣擴散的更好。

煙氣再加熱器通常有蓄熱式和非蓄熱式兩種形式。蓄熱式工藝利用未脫硫的熱煙氣加熱冷煙氣，統稱GGH。蓄熱式換熱器又可分為回轉式煙氣換熱器、板式換熱器和管式換熱器，均通過載熱體或熱介質將熱煙氣的熱量傳遞給冷煙氣。回轉式換熱器與電廠用的回轉式空氣預熱器的工作原理相同，是通過平滑的或者帶波紋的金屬薄片載熱體將熱煙氣的熱量傳遞給凈化後的冷煙氣，缺點是熱煙氣會泄露到冷煙氣中。板式換熱器中，熱煙氣與冷煙氣逆流或交*流動，熱交換通過薄板進行，這種系統基本不泄露。管式加熱器是通過中間載體水將熱煙氣的熱量傳遞給冷煙氣，無煙氣泄露問題，用於年滿負荷運行在4000~6500h的脫硫裝置。 非蓄熱式換熱器通過蒸汽、天然氣等將冷煙氣重新加熱，又分為直接加熱和間接加熱。直接加熱是燃燒加熱部分冷煙氣，然後冷熱煙氣混合達到所需溫度；間接加熱是用低壓蒸汽（≥2×105Pa）通過熱交換器加熱冷煙氣。這種加熱方式投資省，但能耗大，使用於脫硫裝置年運行時間4000h-6500h的脫硫裝置。

（8）脫硫風機位置的選擇

安裝煙氣脫硫裝置後，整個脫硫系統的煙氣阻力約為2940Pa，單*原有鍋爐引風機（IDF）不足以克服這些阻力，需設置一助推風機，或稱脫硫風機（BUF）。脫硫風機有四種布置方案。脫硫引風機處於低煙溫段，風機容量相當，由於風機位於再熱器後，煙氣中水份得到改善，對風機防腐無特殊要求。脫硫系統在負壓下運行，有利於環境保護。（9）石灰石制備系統

將塊狀石灰石應用干磨或濕磨研磨成石灰石粉，或從石粉製造廠購進所需要的石灰石粉，由罐車運到料倉存儲，然後通過給料機、輸粉機將石灰石粉輸入漿池，加水制備成固體質量分數為10%-15%的漿液。對石灰石粉粒度要求一般是90%通過325目篩（45m）或250目篩。石灰石純度須大於90%。工藝對其活性、可磨性也有一定的要求。

（10）氧化槽

氧化槽的功能是接受和儲存脫硫劑、溶解石灰石，鼓風氧化CaSO3，結晶生成石膏。循環的吸收劑在氧化槽內的設計停留時間一般為4-8min，與石灰石反應性能有關。石灰石反應性能越差，為使之完全溶解，則要求它在池內滯留時間越長。氧化空氣採用羅茨風機或離心風機鼓入，壓力約5×104-8.6×104Pa一般氧化1mo1SO2需要1mo1 O2。

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5. 火電廠脫硫廢水cod一般是多少

COD的值不高，最多也就20幾，COD是需要氧化廢水中的有機物需要的氧量，而脫硫廢水中更多的是無機鹽等物質，COD本身不會產生，不會升高。

6. 火電廠脫硫的工作流程，原理。

石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95%

7. 火電廠脫硫塔進口溫度和壓強一般是多少

一般在60—80℃，壓強的變化是不一定的，要看設計的煙氣流速和噴淋覆蓋面積的設計。

8. 火電脫硫工程dcs測點有多少個點位

具體有多少個點位，是由熱控系統設計、儀表配置及業主要求的自動化程度來確定的。比如，脫硫系統的設備多，同樣的自動化控制水平，需要的點就多；電動閥門設置的多，相應的控制點也就多；需要監控的運行參數多，如壓力、流量和溫度，這些多，自然控制點就多。
再就是，往往業主對I/O點的餘量有所要求，一般都是15%。這些同樣影響控制點的數量。
一般的配置，一套脫硫裝置的I/O點在500個左右。

9. 火電廠脫硫脫硝的介紹

更多了解···萊特.萊德·······火電廠發電使燃燒的煤中會產生大量含有硫和硝廢氣，這些廢氣排入大氣會產生污染形成酸雨。火電廠脫硫脫硝設備則是用來處理這些含有大量硫和硝廢氣的裝置。

DLWS脫硫工藝以石灰石漿作為洗滌吸收劑，整個脫硫過程分為兩個階段進行，即上迴路與下迴路。兩個階段合成在一個吸收塔內。石灰石漿可單獨引入上下迴路，煙氣沿切線方向進入吸收塔下迴路，被冷卻到煙氣飽和溫度，同時部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4·2H2O)。冷卻的煙氣進入吸收塔上迴路的噴霧區，經充分洗滌，達到SO2的最大吸收率，SO2轉化為亞硫酸鈣，經空氣氧化後最終吸收產物為硫酸鈣晶體(石膏)漿液，含固量為15%。經脫水後，可根據應用要求形成商用石膏或拋棄型石膏。DLWS工藝的特點是上下迴路的PH值分別控制，上迴路PH值(5.8-6.5)較高使SO2的去除率達到最大，下迴路的PH值(4-5)較低，使石灰石易於溶解，吸收劑利用率提高，成本降低。系統脫硫效率可達95%。

SDA脫硫SDA脫硫工藝以Ca(OH)2漿液作脫硫吸收劑，通過離心轉盤式霧化器或氣流式霧化噴嘴使吸收劑在噴霧乾燥吸收器內霧化。熱煙氣進入吸收器與霧化劑吸收接觸後，同時發生三種傳熱傳質過程;①
酸性氣體從氣相進入液滴的傳質過程;② 被吸收酸性氣體與溶解的Ca(OH)2發生化學反應;③
液滴內水分的蒸發。吸收乾燥後的產物(主要是CaSO3.1/2H2O)與飛灰一起收集在吸收器的底部或集塵器中。SDA工藝在理想的工況條件下，脫硫效率可達80%-90%。其特點是副產物為固態，沒有廢水產生。但吸收劑Ca(OH)2價格較高，運行成本不低。

LIFAC脫硫LIFAC干法煙氣脫硫工藝採用石灰石粉作為SO2吸收劑。其脫硫過程分為兩個階段：第一階段是爐內脫硫，石灰石粉由氣力噴入爐膛內850-1150℃區域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和煙氣中的部分SO2反應生產CaSO4;第二階段活化器內脫硫，熱煙氣進入活化器霧化增濕，使煙氣中未反應的CaO水合生成Ca(OH)2。同時，部分CaSO3氧化為CaSO4。脫硫灰中未完全反應的CaO，可通過部分脫硫灰返回活化器再循環加以利用，以提高吸收劑的利用率。LIFAC的脫硫效率為60%-85%。LIFAC工藝的特點是綜合了爐內脫硫和噴霧乾燥脫硫的優點，工藝較為簡單，維護方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉體，運行費用較高。

10. 國內生物質發電需要按照火電的脫硫脫硝標准來執行，那麼國外生物質電廠的脫硫脫硝標準是怎樣的呢

國內生物質發電需要按照火電廠的脫硫脫銷標准執行。國際上不同的國家有不同的規定，例如美國和歐洲要求很嚴，而中壓就沒有太大的要求。看該國家的經濟實力和對環境重視的程度。一般脫硫都是採用濕法脫硫工藝，也有採用干法或者半干法脫硫的，而脫銷一般都是採用液氨