前言

　　如今，随着环保意识的增强和对资源综合利用的深入推进，火电厂污泥掺烧技术作为一种有效处理污泥的方式，受到了广泛关注。火电厂污泥掺烧不仅能够解决污泥处置难题，实现污泥的减量化、无害化和资源化，还能在一定程度上提高火电厂的能源利用效率，具有显著的环境效益和经济效益。
 

　　在这一背景下，相关标准规范的制定和实施对于确保火电厂污泥掺烧的安全、高效和环保至关重要。从《燃煤耦合污泥发电控制技术规范》到《燃煤电厂耦合处理城镇污水处理厂污泥污染物控制标准》，再到《GB/T 24602 城镇污水处理厂污泥处置 单独焚烧用泥质》等，一系列标准对火电厂污泥掺烧的各个环节，如入炉污泥泥质、掺烧比例、污染物排放等都做出了明确要求，为火电厂污泥掺烧项目的建设和运行提供了坚实的依据。

　　火电厂污泥掺烧的标准文件：

　　《燃煤电厂耦合处理城镇污水处理厂污泥污染物控制标准》：

　　入炉污泥要求：入炉掺烧的污泥污染物重金属浸出浓度宜满足 GB/T24602 表 2 的要求;进入燃煤耦合污泥电厂的污泥应采用密闭专用车辆运输至厂内污泥存储库;用于湿污泥贮存的污泥存储库应具有良好的防渗性能，内部应处于负压状态，形成负压所需的排气需进行有效处理，满足排放要求。

　　排放控制要求：燃煤耦合污泥发电锅炉大气污染物执行相应的排放限值;应采取措施控制燃煤、污泥等物料储存、转运以及工艺过程中的颗粒物、恶臭等污染物排放;氨、硫化氢、甲硫醇和臭气浓度厂界排放限值应依据燃煤电厂所在区域执行相应标准;工艺废水可入炉处理，经废水处理系统处理后的水应优先考虑循环再利用，必需排放时，处理后的废水中污染物最高允许排放浓度应符合 GB8978 的规定;噪声控制应符合 GB12348 的规定;产生的炉渣与粉煤灰应分类、收集、贮存、运输，进行综合利用。

　　监测要求：企业应建立监测制度，制定监测方案，对污染物排放状况开展自行监测;应在规定的污染物排放监控位置进行采样，设计、建设、维护永久采样口、采样测试平台和排污口标志;应安装大气污染物自动监测系统，且安装、调试、验收、运行及管理按相关规定执行;对烟气中汞及其化合物的监测每年应至少开展 1 次，对烟气中二噁英类的监测应每年至少开展 1 次，其他大气污染物排放情况监测的频次、采样时间等按有关规定执行。

　　《燃煤耦合污泥发电控制技术规范》：

　　选址要求：优先依托工业园区内热电联产机组;禁止在生态保护红线等禁止污染类项目选址的区域内建设;与常住居民区、农用地、地表水体以及其他敏感对象之间合理的位置关系应依据环境影响评价结论确定。

　　入炉污泥泥质要求：污泥耦合发电项目入炉泥质指标及限值需要同时满足 GB/T 24602 中污染物指标限值要求和 GB 24188 的要求;在电厂没有安装污泥干化设备之前，要求入厂污泥的全水分低于 60%。

　　污泥监管要求：污泥转移应使用污泥转移联单，鼓励全流程信息化管理，污泥运输车辆上要装封条;运输车辆必须安装 GPS 系统，做好防水防渗设施;污泥应存储在封闭储仓，严禁存放在露天堆场;污泥耦合发电项目如果需要厂内干化时，污泥干化产生的水蒸汽应进行冷凝回收再利用，干化过程的恶臭污染物应送入锅炉进行高温分解。

　　污泥掺烧比例：入炉的污泥重量(折算到干化污泥)不应大于入炉原煤重量的 8%。

　　《T/ZDL 008-2023 燃煤耦合污泥热电联产技术规范》

　　该规范由浙江省电力行业协会发布。规定了燃煤耦合污泥热电联产的掺烧过程要求等内容，包括入炉泥质、含水率、掺烧比例等方面的要求。

　　入炉泥质

　　理化指标：pH 应大于等于 5 小于等于 8;进入干化系统的含水率不应大于 80%，低位热值应大于 3500kJ/kg，有机物含量大于 50%。入炉污泥污染物浸出允许浓度指标应满足 GB/T 24602 的要求。

　　泥质指标及限值：需满足 GB 24188 的要求。

　　入炉污泥含水率：应低于 40%。

　　掺烧比例：采用循环流化床炉型进行燃煤耦合污泥热电联产，入炉的污泥质量(折算到干化污泥)不应大于入炉设计原煤质量的 60%。对于煤粉炉炉型，标准中未明确提及具体的掺烧比例要求。

　　污染排放标准

　　《燃煤耦合固废发电污染物排放技术导则》

　　换算基准：文件中规定的各项污染物浓度的排放限值，均指在标准状态下以 11%(V/V%)O₂(干烟气)作为换算基准换算后的基准含氧量排放浓度。

　　《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB 18485)

　　适用情况：虽然是针对生活垃圾焚烧，但燃煤耦合污泥发电在二噁英等污染物的排放控制方面可参考此标准。

　　限值规定：如规定二噁英类排放限值为 0.1ngTEQ/m³ 等。

　　《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB 13223)

　　适用范围：适用于现有及新建燃煤电厂的大气污染物排放管理。

　　限值规定：对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放限值作出了规定，例如，重点地区的烟尘排放限值为 5mg/m³、二氧化硫排放限值为 35mg/m³、氮氧化物排放限值为 50mg/m³ 等，同时对汞及其化合物等污染物也有相应的排放控制要求。

　　《DB31/ 1291—2021 燃煤耦合污泥电厂大气污染物排放标准》

　　包括入炉掺烧污泥的特性要求、允许污泥掺烧率、各类污染物因子的有组织排放限值要求、工艺过程环保措施要求和无组织排放管控要求。以上海市为例，要求：其适用对象为 600MW 及以上机组的掺烧城镇污水处理厂污泥的燃煤耦合污泥发电锅炉.

　　限值规定：规定了最大允许污泥掺烧率、大气污染物有组织排放浓度限值，包括颗粒物，二氧化硫，氮氧化物，氯化氢，汞及其化合物，镉、铊及其化合物，锑、砷、铅、铬、钴、铜、锰、镍、钒及其化合物、二噁英类以及烟气黑度。其中二噁英类污染物的排放限值为 0.02ngTEQ/m³。

　　随着这些标注政策逐步落地，火电厂污泥掺烧将在标准化、规范化轨道上飞速发展，为我国生态文明建设与能源转型协同共进注入全新活力，成功实现经济效益与环保效益的双丰收。

　　成本节约方面：一方面，燃料采购成本得以大幅降低。据了解，城市污水厂污泥虽热值低于煤炭，但其干基低位热值普遍处于 8 - 15MJ/kg 区间。以某 300MW 机组火电厂为例，以往日耗煤量约 3000 吨，如今通过按 10% 比例掺烧含水率 40% 的污泥(折干基约 180 吨)，每年煤炭采购量锐减数千吨，真金白银的成本节省，让企业资金压力骤减。另一方面，设施建设成本大幅削减。火电厂巧妙借助现有设备开启污泥掺烧之路，巧妙避开重复建设污泥处理专用设施的高额投入。相较于独立建设焚烧厂，仅需小额投入污泥预处理及配套输送、监控设备，前期资本支出大大降低，为企业发展减负。

　　增收途径方面：国家及地方积极鼓励污泥与生物质协同处置，纷纷出台补贴政策。多地对掺烧污泥的火电厂，按污泥处理量给予丰厚补贴，每吨可达数百元。如 [具体电厂名称]，每年掺烧数万吨污泥，凭借每吨 200 元的补贴，年增收高达数百万元，成为新的盈利增长点。此外，资源回收利用也为电厂带来额外收益。污泥燃烧后的灰渣摇身一变成为 “宝贝”，部分电厂与周边建材企业强强联手，将灰渣制成环保砖等建筑材料，既解决了灰渣处理难题，又拓宽了盈利渠道，实现资源循环利用最大化。

　　实际案例：

　　国能(福州)热电有限公司：是国能集团在福建区域首个污泥掺烧试点项目，也是集团 “无废” 建设方案试点项目。通过增加下料口监视点、新型清堵装置，优化集中加仓策略、双泵掺烧模式等措施，解决了制粉系统堵塞等难题，提高了掺烧效率。2024 年 3 月污泥掺烧量创历史新高，达 1025.4 吨，一季度累计掺烧量较上年度总量高 233%，预计全年污泥掺烧总量 15000 吨，占福清市周边污水厂生活污泥年总产量的 23%。

　　国家能源集团河北公司衡丰电厂：作为国家能源集团首批 “无废企业” 建设试点单位，2023 年 2 月建成投产一套日处理量达 250 吨的火电协同污泥处理中心。截至 2024 年 12 月 8 日，该厂自污泥掺烧项目投产以来累计掺烧污泥量达 40556 吨，突破 4 万吨，实现了衡水市及周边区域不可利用污泥的无害化、减量化、资源化处置。

　　华能井冈山电厂：利用清洁高效煤电机组锅炉的优势处置吉安市政污泥。2023 年 4 月委托进行环境影响评价工作，已获得环保批复。离电厂 10 公里水处理厂的湿污泥，在厂内烘干至含水率约 50% 后，通过全封闭污泥运输车运至电厂，与石子煤混合后经输煤皮带转运至原煤仓，再与原煤一起送入炉膛燃烧。通过试验研究，在控制污泥掺配比例不大于 5% 的情况下，对燃料燃烧稳定、锅炉参数和受热面工作安全性影响不大。

　　安徽马鞍山电厂：污泥掺烧系统采用蒸汽传热圆盘干化工艺，对污泥进行 “干化 + 焚烧”，可将含水率约 80% 的湿污泥干化成含水率约 40% 的干污泥。2023 年 1 月 12 日，该系统通过带负荷 168 小时试运行阶段，每天 “消化” 140 至 200 吨的湿污泥进入湿料仓，干化产生的乏气经处理后送入锅炉炉膛焚烧，冷凝废水预处理至 A 级标准后送至附近市政污水管网。

　　国能(常州)龙源火电协同污泥资源化利用工程项目：是国内首个大机组污泥固废处置工程示范项目。污泥被送至电厂地下污泥坑，经抓斗机、无轴螺旋输送机送至蒸汽圆盘干燥机干化，干污泥进入原煤斗与原煤混合后送入锅炉焚烧，干化乏气形成的冷凝废水经独立生化废水处理系统处理后达标排入城市污水管网。自 2020 年投运以来，已处理污泥 21.4 万吨，每年可节省标准煤 1.71 万吨，减少二氧化碳排放 4.53 万吨。

　　上海电力漕泾电厂：上海地区首个火电厂污泥掺烧项目。该厂利用圆形煤场原有的事故煤斗、输送皮带、原煤仓、磨煤机等已有设备进行改造，将来自上海奉贤、松江两区的污泥倒入事故煤斗，通过输送皮带调速掺配，经磨煤机研磨和干燥后送入炉膛燃烧。项目投产后年可消纳含水率 60% 污泥 10 万吨，实验中最高掺烧率达 15%，日最大掺烧量达 704 吨。

　　相关技术规范和体系的形成，为大规模工程应用奠定了坚实基础。

　　火电厂污泥掺烧技术前景广阔，但也面临诸多挑战。从机遇方面来看，首先是政策的大力支持。在国家 “双碳” 战略的大背景下，以及对固体废物处理 “无害化、减量化、资源化” 的明确要求下，火电厂污泥掺烧技术契合发展方向，如国家能源集团提出的 “发电 +” 多联供等发展路径，以及发布的《煤电机组耦合固体废弃物掺烧典型技术路线和案例集》，都为该技术的应用提供了政策指引和参考。其次，环保需求的增长也为其发展提供了动力。

　　传统污泥处理方式受限，而火电厂污泥掺烧能够在高温下有效处理污泥中的有机物质和重金属等，减少污染物排放，满足日益严格的环保标准。再者，污泥本身的资源利用价值不容忽视。污泥中含有的有机物质和可燃物质具有一定能源价值，掺烧污泥可实现能源回收，减少对传统煤炭资源的依赖，符合资源循环利用的趋势。

　　总体而言，火电厂污泥掺烧技术在应用现状上已取得一定成绩，在未来发展中虽面临挑战，但在政策支持、环保需求、资源利用和技术创新等多方面因素的推动下，仍具有广阔的发展前景。

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