煤電大氣污染物超低排放技術(shù)集成與建議
《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)發(fā)布之初，受到了廣泛的質(zhì)疑。電力行業(yè)普遍認(rèn)為標(biāo)準(zhǔn)排放限值過于嚴(yán)格。但隨著環(huán)境空氣污染的日益加重，特別是長三角、珠三角、京津冀等重點區(qū)域的灰霾頻發(fā)，以及國務(wù)院《大氣污染防治行動計劃》的出臺，電力行業(yè)已逐漸認(rèn)識到該標(biāo)準(zhǔn)的重要性與必要性，不僅積極采取措施，盡可能實現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放，而且有不少集團公司已著手實施燃煤電廠符合燃機排放標(biāo)準(zhǔn)的研究，并進(jìn)一步提出燃煤電廠超低排放的概念。本文擬從燃煤電廠超低排放的技術(shù)集成與對策方面進(jìn)行研究，分析得出超低排放技術(shù)的有效性和可達(dá)性。
現(xiàn)行煙氣排放及治理概況
“十一五”以來，火電行業(yè)在自身大發(fā)展的同時，火電環(huán)保實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，無論是煙氣治理還是污染物減排，其成效非常顯著，為我國節(jié)能減排任務(wù)作出了巨大貢獻(xiàn)。
煙氣除塵
2012年我國火電行業(yè)煙塵排放量為151萬噸，同比下降2.58%在我國火電裝機容量同比增長7.02%、火力發(fā)電量同比增長0.34%的情況下，全國火電廠煙塵平均排放績效值達(dá)到0.4克/千瓦時，基本與2011年持平，與美國同期水平0.15克/千瓦時相比，我國火電廠煙塵平均排放績效還是偏高。隨著《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)的執(zhí)行，我國火電煙塵減排還有空間。
在我國電力工業(yè)快速發(fā)展、發(fā)電量持續(xù)增長、燃煤量不斷增加的情況下，隨著除塵技術(shù)的提高，目前新建電除塵器的效率一般均高于9.8%，燃煤電廠煙塵排放績效也逐年下降，由1980年的16.5克/千瓦時降至2000年的2.9克/千瓦時、2012年的0.4克/千瓦時。截至2012年，全國燃煤機組安裝靜電除塵器的比例達(dá)到94.0%，袋式除塵器和電袋除塵器的比例分別為5.5%和0.5%。
煙氣脫硫
2012年我國火電行業(yè)SO2排放量為883萬噸，同比下降3.29%。與2005年相比，2012年火電SO2排放量下降了32.08%。電力行業(yè)SO2排放量占全國SO2排放量的比例由2005年的51.0%下降到41.7%。全國電力行業(yè)SO2排放績效值由2005年的6.7克/千瓦時下降到2.3克/千瓦時。單純從數(shù)據(jù)比較而言，我國電力SO2排放績效已好于美國的2.8克/千瓦時。
截至2012年底，我國脫硫機組裝機容量達(dá)到7.18億千瓦，同比提高13.97%，占全國火電機組的比例達(dá)92%，比2011年的美國高30個百分點。其中，2012年新投運的煙氣脫硫機組裝機總?cè)萘窟_(dá)4500萬千瓦。如果考慮具有脫硫作用的循環(huán)流化床鍋爐及計劃關(guān)停機組，全國脫硫機組裝機容量占煤電機組比例已接近100%。
2012年全國投運燃煤機組脫硫設(shè)施中，脫硫工藝以石灰石-石膏法為主，占91.73%，其次為循環(huán)流化床鍋爐，占3.52%。此外，海水脫硫工藝占2.71%，氨法脫硫工藝占0.88%，其他工藝方法占1.16%。
煙氣脫硝
2012年我國火電行業(yè)NOx排放量為948萬噸，同比下降5.48%，首次實現(xiàn)年度電力NOx排放總量下降。電力行業(yè)NOx排放量占全國NOx排放量的比例從2011年的46.0%下降至40.6%。全國電力行業(yè)NOx排放績效值由2011年的2.6克/千瓦時下降到2.4克/千瓦時。
截至2012年底，有2.26億千瓦的脫硝機組建成，火電脫硝裝機容量占全國火電機組容量的比例從2011年的16.9%提高到27.6%(2013年火電脫硝裝機容量已達(dá)到4.3億千瓦)。其中，2012年新投運的煙氣脫硝機組裝機總?cè)萘窟_(dá)9000萬千瓦，占全國脫硝機組容量的42.79%;規(guī)劃及在建的煙氣脫硝機組超過4.5億千瓦。所采用的工藝主要是選擇性催化還原法(SCR)，約占脫硝機組總裝機容量的95%以上，非選擇性催化還原法(SNCR)占5%以下。
現(xiàn)行煙氣治理存在的主要問題
我國電力行業(yè)煙氣治理措施雖然在機理和技術(shù)上已經(jīng)很成熟，但從目前已投運的煙氣治理設(shè)施運行情況來看，仍有很多電廠由于受系統(tǒng)設(shè)計、設(shè)備質(zhì)量、安裝、調(diào)試以及運行管理等因素的影響，尤其是隨著《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)的執(zhí)行，實際運行時脫除效率的提高及排放濃度的下降仍有空間。
煙塵超標(biāo)問題
部分電廠煙塵排放不穩(wěn)定，存在超標(biāo)現(xiàn)象。主要原因包括：由于設(shè)計原因，目前運行的電除塵器比收塵面積偏小，其除塵器的除塵效率和煙塵排放濃度不能滿足更嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)限值;實際燃煤煤質(zhì)偏離設(shè)計煤質(zhì)，除塵設(shè)施不能適應(yīng)煤質(zhì)的變化，引起運行性能下降;設(shè)備老化，運行維護不及時，影響電除塵器電場的投運率等。
脫硫系統(tǒng)問題
部分電廠存在燃煤硫份偏離設(shè)計值的情況。電廠實際燃煤硫份和熱值偏離設(shè)計值是脫硫裝置存在的普遍問題之一，直接造成脫硫設(shè)施入口煙氣量和SO2濃度超出設(shè)計范圍，脫硫設(shè)施無法長期穩(wěn)定運行。部分電廠的實際燃煤硫份較設(shè)計值有較大幅提高，有的甚至超過設(shè)計值的1倍以上。
部分電廠脫硫設(shè)施入口煙塵濃度較高，不能滿足脫硫設(shè)施要求。脫硫吸收塔常常被當(dāng)成第二級除塵器，特別是老廠改造時，這一問題尤為嚴(yán)重。大量的煙塵進(jìn)入脫硫塔，輕則降低脫硫效率，影響副產(chǎn)物的脫水性能，加劇系統(tǒng)的磨損，重則可引起吸收漿液的品質(zhì)惡化，脫硫設(shè)施無法運行，被迫停運。部分電廠還存在人為因素，造成綜合脫硫效率低的情況。
脫硝系統(tǒng)問題
脫硝系統(tǒng)存在的潛在問題主要包括：液氨的安全性問題、脫硝技術(shù)國產(chǎn)化問題、失效催化劑的再生與處置問題、氨逃逸問題等。
另外，還需要解決SCR煙氣脫硝低負(fù)荷下的投運問題。通常情況下，機組低負(fù)荷運行時，煙溫下降，脫硝裝置不能正常運行，但此時鍋爐產(chǎn)生的NOx濃度是額定負(fù)荷的2～3倍，所以SCR煙氣脫硝低負(fù)荷下投運問題亟待解決。此外，脫硝系統(tǒng)的投運還容易導(dǎo)致空預(yù)器等堵塞。
“石膏雨”問題
安裝濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的燃煤發(fā)電機組在取消煙氣換熱器(GGH)以后，煙囪排煙溫度降低，容易出現(xiàn)夾帶液態(tài)污染物的排放，導(dǎo)致正常天氣情況下，煙囪附近區(qū)域經(jīng)常出現(xiàn)下降小液滴的“石膏雨”現(xiàn)象。該現(xiàn)象一般出現(xiàn)在煙囪下風(fēng)向800米左右的范圍以內(nèi)，當(dāng)機組運行負(fù)荷高、環(huán)境溫度低時，“石膏雨”現(xiàn)象尤為嚴(yán)重。“石膏雨”現(xiàn)象產(chǎn)生的主要原因，除了取消GGH后煙氣溫度降低之外，還包括脫硫塔設(shè)計偏小、塔內(nèi)流速較大、濕法脫硫系統(tǒng)運行效率降低、除霧器效果較差、煙囪內(nèi)部冷凝液收集設(shè)計不合理等原因，另外天氣也是形成“石膏雨”的原因之一，尤其是在冬季，煙溫與環(huán)境溫度相差較大時，越容易發(fā)生“石膏雨”現(xiàn)象。
“石膏雨”現(xiàn)象屬于燃煤電廠的二次污染問題，主要成分是石膏，液滴直徑在1～8毫米。石膏雨中含有的硫酸鈣雖然對人體健康沒有顯著影響，但是在脫硫過程中產(chǎn)生的雜質(zhì)和粉塵，被人體吸入后仍會有一定影響。同時，“石膏雨”現(xiàn)象也會影響廠區(qū)的生活和生產(chǎn)，以及附近居民區(qū)的生活。
運行管理問題
部分電廠運行管理存在的問題包括：脫硫設(shè)施旁路運行現(xiàn)象;GGH堵灰現(xiàn)象，造成系統(tǒng)阻力增大，影響脫硫設(shè)施的投運率;設(shè)備和管道的腐蝕、磨損和堵塞問題;管理、運行、維護水平低的問題;脫硫廢水處理系統(tǒng)不能正常運行情況;煙氣連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)安裝位置不符合管理規(guī)定，以及測量數(shù)據(jù)不能真實反映實際情況等。
大氣污染物超低排放的技術(shù)集成
《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)中的重點地區(qū)燃煤發(fā)電鍋爐特別排放限值是目前世界上最嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)。國內(nèi)外對燃煤電廠大氣污染物超低排放沒有統(tǒng)一的規(guī)定，本文燃煤電廠污染物超低排放是指通過先進(jìn)的煙氣綜合治理技術(shù)，使燃煤電廠的污染物排放滿足GB13223—2011中的重點地區(qū)以氣體為燃料的燃?xì)廨啓C組排放限值，或一般地區(qū)以天然氣為燃料的燃?xì)廨啓C組排放限值的要求，即煙塵排放小于5毫克/立方米、SO2小于35毫克/立方米、NOx小于50毫克/立方米，但煙氣含氧量仍然折算到燃煤發(fā)電鍋爐的基準(zhǔn)含氧量6%。
煙塵控制技術(shù)
為達(dá)到煙塵排放低于5毫克/立方米，技術(shù)路線可以選擇為：電除塵器配高頻電源+濕式電除塵器，或電除塵器配高頻電源+煙氣余熱利用系統(tǒng)+濕式電除塵器。
電除塵器高頻電源是一種利用高頻開關(guān)技術(shù)而形成的逆變式電源，其供電電流由一系列窄脈沖構(gòu)成。采用高頻電源給電除塵器供電，可降低煙塵排放40%～60%，相比工頻電源可節(jié)約電耗40%～80%。配合電除塵器，除塵效率能達(dá)到99.80%～99.85%，適宜煤質(zhì)條件下排放濃度低于20毫克/立方米。
與干式電除塵器通過振打?qū)O板上的灰振落至灰斗不同的是，濕式電除塵器將水噴至極板上使粉塵沖刷到灰斗中隨水排出，可以避免已捕集粉塵的再飛揚，達(dá)到很高的除塵效率，同時還可以消除“石膏雨”現(xiàn)象。從美國的資料以及日本電廠運行情況來看，濕式電除塵器可以長期高效穩(wěn)定地除去煙氣中PM2.5等細(xì)顆粒物，煙塵排放濃度控制在10毫克/立方米以下，甚至5毫克/立方米以下，酸霧去除率超過95%，對汞的控制效果也很明顯。國內(nèi)湖南益陽電廠、上海長興島第二發(fā)電廠、江西九江電廠、河南滎陽電廠等已成功投運。監(jiān)測數(shù)據(jù)表明，對一次PM2.5、SO3和Hg的去除率分別在85%、70%和60%左右。濕式電除塵器的優(yōu)點包括：布置在濕式脫硫系統(tǒng)后，可有效地除去PM2.5微塵及石膏微液滴，去除率在70%以上;沖洗水對煙氣有洗滌作用，可除去煙氣中部分SO3微液滴。
電除塵器配煙氣余熱利用系統(tǒng)，可以實現(xiàn)余熱利用和提高除塵效率的雙重目的。目前國內(nèi)火電廠排煙溫度偏高，容易導(dǎo)致鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等情況。煙氣余熱利用系統(tǒng)采用兩級煙氣換熱器系統(tǒng)，第一級布置在除塵器的進(jìn)口，將煙氣溫度從約123℃冷卻到約105℃。第二級布置在吸收塔的進(jìn)口，將煙氣溫度從約110℃冷卻到約96℃。使進(jìn)入電除塵器的運行溫度由常溫狀態(tài)(120～140℃)下降到低溫狀態(tài)(100～108℃)，由于排煙溫度的降低，進(jìn)入電除塵器的煙氣量減少，粉塵比電阻降低，從而提高除塵效率。上海漕涇電廠一期1號機組在除塵器進(jìn)口加裝煙氣余熱利用換熱器后，煙氣溫度從123℃降低到約105℃，電除塵器效率從99.81%提高到了99.87%，對應(yīng)的出口排放濃度從21.57毫克/立方米降低到14.29毫克/立方米。福建寧德電廠等則在電除塵器之前加裝一級低溫省煤器，即余熱利用系統(tǒng)，直接將煙氣溫度降低至酸露點以下，采用低低溫電除塵器，目前的運行效果也都很好。
除了上述技術(shù)路線之外，還可以考慮的高效除塵方案包括：旋轉(zhuǎn)電極式電除塵器、零風(fēng)速振打清灰技術(shù)以及電袋復(fù)合除塵器等。
二氧化硫控制技術(shù)
為達(dá)到SO2排放低于35毫克/立方米，技術(shù)路線可以選擇為：單塔雙循環(huán)技術(shù)、雙托盤技術(shù)、U形塔(液柱+噴淋雙塔)技術(shù)、串聯(lián)接力吸收塔技術(shù)、雙回路吸收塔技術(shù)等不同流派。另外在常規(guī)的脫硫塔基礎(chǔ)上增加噴淋層數(shù)量和漿池容量也能增加脫硫效率，例如采用4運1備的方式，以每層脫硫效率65%計算，總效率可達(dá)到98.5%。
截至2013年底，我國投運的1000MW容量機組已達(dá)60臺，幾乎都是采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，而且運行情況較好，脫硫效率能夠達(dá)到設(shè)計值。隨著環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的提高，新建電廠脫硫工藝以采用雙循環(huán)為主，已建電廠則以脫硫系統(tǒng)的增效改造為主。珞璜電廠一期2×360MW機組煙氣脫硫改造，將格柵填料塔改為托盤塔，脫硫效率從95%提高到97.2%;廣西合山1、2號2×330MW機組脫硫增效改造，采用串聯(lián)雙塔技術(shù)，脫硫效率從96%提高到98.2%;廣西永福電廠使用的雙塔雙循環(huán)技術(shù)脫硫效率達(dá)到99%左右。
氮氧化物控制技術(shù)
為達(dá)到NOx排放低于50毫克/立方米，技術(shù)路線可以選擇為：爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)+SCR煙氣脫硝技術(shù)。一方面控制低氮燃燒后的NOx產(chǎn)生濃度，另一方面控制SCR煙氣脫硝效率。例如，低氮燃燒后的NOx產(chǎn)生濃度為250毫克/立方米，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度為37.5毫克/立方米;燃用揮發(fā)份較高的煙煤時，采用先進(jìn)的低氮燃燒后，NOx產(chǎn)生濃度在200毫克/立方米以下，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度降至30毫克/立方米以下。
其中，低氮燃燒技術(shù)是該技術(shù)路線的核心。要采用最新的低氮燃燒技術(shù)，確保低氮燃燒后NOx排放濃度在250毫克/立方米以下。目前，我國部分電廠采用了該技術(shù)，NOx的產(chǎn)生濃度降低效果明顯。例如，上海外高橋電廠1000MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米;浙江北侖電廠1000MW、600MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度分別為230、250毫克/立方米;江蘇望亭電廠660MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米;浙江樂清電廠600MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為200毫克/立方米等。
針對SCR煙氣脫硝技術(shù)中低負(fù)荷下的投運問題，可以采用兩段式省煤器技術(shù)、加裝省煤器煙道旁路、加裝省煤器給水旁路、增加一個給水加熱裝置等方式提高低負(fù)荷條件下省煤器的出口煙溫，保證煙氣脫硝裝置的正常運行。上海外高橋第三發(fā)電廠采用“彈性回?zé)峒夹g(shù)”(即增加一個給水加熱裝置)實現(xiàn)了全負(fù)荷脫硝，使脫硝系統(tǒng)投運率接近100%。2011年，上海外高橋第三發(fā)電廠脫硝系統(tǒng)全年投運率達(dá)98.54%，2012年全年投運率達(dá)98.89%，2012年，該電廠平均NOx排放濃度為48.58毫克/立方米;2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。
推進(jìn)大氣污染物超低排放技術(shù)的建議
在上述對燃煤電廠大氣污染物超低排放技術(shù)的有效性和可達(dá)性分析基礎(chǔ)上，針對該技術(shù)的實行條件和保障要求，從重點區(qū)域規(guī)劃范圍內(nèi)電廠環(huán)保措施、燃煤電廠環(huán)保電價政策、電廠運行管理等三方面提出對策建議。
重點區(qū)域電廠環(huán)保措施建議
根據(jù)《重點區(qū)域大氣污染防治“十二五”規(guī)劃》，將規(guī)劃區(qū)域劃分為重點控制區(qū)和一般控制區(qū)，并實施差異化的控制要求，制定有針對性的污染防治策略。對重點控制區(qū)，實施更嚴(yán)格的環(huán)境準(zhǔn)入條件，執(zhí)行重點行業(yè)污染物特別排放限值，采取更有力的污染治理措施。
結(jié)合上述燃煤電廠超低排放的技術(shù)路線，建議在重點控制區(qū)，無論新建、改建、擴建燃煤電廠，均同步采用濕式電除塵器;對于由于煤質(zhì)不容易收塵的煤種，同時采用旋轉(zhuǎn)電極式電除塵器并加裝低低溫電除塵器;在一般控制區(qū)預(yù)留濕式電除塵器場地;在灰霾頻發(fā)地區(qū)，新建、改建、擴建燃煤電廠需同步采用濕式電除塵器，進(jìn)一步降低燃煤電廠對PM2.5的貢獻(xiàn)，同時可消除“石膏雨”現(xiàn)象。
燃煤電廠環(huán)保電價政策建議
燃煤電廠排放的SO2和NOx對二次PM2.5的形成貢獻(xiàn)較大。雖然全國脫硫機組裝機容量占煤電機組的比例已接近100%，但是由于管理存在問題，2012年全國脫硫效率只有77.2%，其減排空間很大。因此，國家在加強脫硫、脫硝設(shè)施建設(shè)的同時，一定要出臺相應(yīng)的經(jīng)濟政策，引導(dǎo)企業(yè)主動運行好環(huán)保設(shè)施。
目前我國燃煤電廠脫硫電價補償標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時1.5分;2013年8月，國家發(fā)改委出臺《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價附加標(biāo)準(zhǔn)與環(huán)保電價有關(guān)事項的通知》，將燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝電價補償標(biāo)準(zhǔn)由每千瓦時0.8分提高至1分;對于采用新技術(shù)進(jìn)行除塵設(shè)施改造、煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點地區(qū)低于20毫克/立方米)的，電價補償標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.2分。我國目前先進(jìn)的燃煤電廠煙氣治理技術(shù)已經(jīng)高于美國，但是根據(jù)為滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)而選擇的環(huán)保治理工藝的不同，美國補貼的環(huán)保電價每千瓦時折合人民幣4.2～6.4分，比我國目前的2.7分要高出很多。
隨著燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)由過去的除塵、脫硫、脫硝的單一式控制，逐步向常規(guī)污染物與脫除重金屬及氣溶膠等深度一體化協(xié)同控制技術(shù)發(fā)展，使大氣污染物實現(xiàn)超低排放。根據(jù)初步測算，嚴(yán)格執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)，部分機組實現(xiàn)超低排放，至2050年，我國燃煤電廠煙塵年排放量可控制在50萬噸，SO2、NOx年排放量可分別控制在200萬噸左右，煙氣中汞等重金屬排放也會嚴(yán)格控制在排放標(biāo)準(zhǔn)要求之內(nèi)，而且燃煤電廠的污染物排放量還完全可以根據(jù)環(huán)境質(zhì)量要求進(jìn)行更為嚴(yán)格的控制。從控制成本來看，大氣污染物控制成本和相關(guān)防止二次污染物的治理成本大約為每千瓦時6分。
建議根據(jù)火電廠大氣污染物控制的不同階段和地區(qū)，進(jìn)一步調(diào)整環(huán)保電價政策，一方面通過環(huán)保電價予以企業(yè)成本補償，另一方面通過經(jīng)濟杠桿激發(fā)企業(yè)的守法主動性。
燃煤電廠環(huán)保運行管理建議
2012年，納入環(huán)保重點調(diào)查統(tǒng)計范圍的電力企業(yè)共3127家，其中，獨立火電廠1824家，自備電廠1303家。獨立火電廠共安裝脫硫設(shè)施3465套，SO2排放量為706.3萬噸，脫除量為2396.3萬噸，脫除效率為77.2%，比2011年提高2.7個百分點。盡管SO2脫除率逐年提高，但是實際脫硫效率距離設(shè)計值差距還很大，假如能將SO2脫除率提高到90%，則獨立火電廠SO2排放量將減少一半，年減少約350萬噸。納入統(tǒng)計范圍的自備電廠SO2排放量為152.6萬噸，比上年增加0.8%，SO2脫除效率為45.3%。所以，無論從排放量還是從SO2脫除效率來看，對自備電廠脫硫設(shè)施的建設(shè)與運行更加需要加強監(jiān)管。
2012年，獨立火電廠共安裝脫硝設(shè)施438套，NOx排放量為981.6萬噸，脫除量為111.6萬噸，脫除效率為10.2%，其減排潛力巨大。同時，NOx又是產(chǎn)生PM2.5的重要因素。可見，加強脫硝設(shè)施的監(jiān)管迫在眉睫。
除上述環(huán)保設(shè)施的運行管理需要加強外，還需要加強處罰力度，提高違法成本，強化企業(yè)負(fù)責(zé)人的環(huán)保責(zé)任制。同時，還需要提升企業(yè)守法意識，提高執(zhí)法力度。
作者簡介：朱法華，國電環(huán)境保護研究院副院長，國家環(huán)境保護大氣物理模擬與污染控制重點實驗室副主任，教授級高級工程師;王圣，國電環(huán)境保護研究院環(huán)境科學(xué)研究所副所長，高級工程師。
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