煤電大氣污染物超低排放應用技術分析
《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)發布之初，受到了廣泛的質疑。電力行業普遍認為標準排放限值過于嚴格。但隨著環境空氣污染的日益加重，特別是長三角、珠三角、京津冀等重點區域的灰霾頻發，以及國務院《大氣污染防治行動計劃》的出臺，電力行業已逐漸認識到該標準的重要性與必要性，不僅積極采取措施，盡可能實現達標排放，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準的研究，并進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集成與對策方面進行研究，分析得出超低排放技術的有效性和可達性。
現行煙氣排放及治理概況
“十一五”以來，火電行業在自身大發展的同時，火電環保實現了跨越式發展，無論是煙氣治理還是污染物減排，其成效非常顯著，為我國節能減排任務作出了巨大貢獻。
煙氣除塵
2012年我國火電行業煙塵排放量為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準》(GB13223—2011)的執行，我國火電煙塵減排還有空間。
在我國電力工業快速發展、發電量持續增長、燃煤量不斷增加的情況下，隨著除塵技術的提高，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。單純從數據比較而言，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到7.18億千瓦，同比提高13.97%，占全國火電機組的比例達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容量達4500萬千瓦。如果考慮具有脫硫作用的循環流化床鍋爐及計劃關停機組，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施中，脫硫工藝以石灰石-石膏法為主，占91.73%，其次為循環流化床鍋爐，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NOx排放量為948萬噸，同比下降5.48%，首次實現年度電力NOx排放總量下降。電力行業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到4.3億千瓦)。其中，2012年新投運的煙氣脫硝機組裝機總容量達9000萬千瓦，占全國脫硝機組容量的42.79%；規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。
現行煙氣治理存在的主要問題
我國電力行業煙氣治理措施雖然在機理和技術上已經很成熟，但從目前已投運的煙氣治理設施運行情況來看，仍有很多電廠由于受系統設計
、設備質量、安裝、調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準》(GB13223—2011)的執行，實際運行時脫除效率的提高及排放濃度的下降仍有空間。
煙塵超標問題
部分電廠煙塵排放不穩定，存在超標現象。主要原因包括：由于設計原因，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格的標準限值；實際燃煤煤質偏離設計煤質，除塵設施不能適應煤質的變化，引起運行性能下降；設備老化，運行維護不及時，影響電除塵器電場的投運率等。
脫硫系統問題
部分電廠存在燃煤硫份偏離設計值的情況。電廠實際燃煤硫份和熱值偏離設計值是脫硫裝置存在的普遍問題之一，直接造成脫硫設施入口煙氣量和SO2濃度超出設計范圍，脫硫設施無法長期穩定運行。部分電廠的實際燃煤硫份較設計值有較大幅提高，有的甚至超過設計值的1倍以上。
部分電廠脫硫設施入口煙塵濃度較高，不能滿足脫硫設施要求。脫硫吸收塔常常被當成第二級除塵器，特別是老廠改造時，這一問題尤為嚴重。大量的煙塵進入脫硫塔，輕則降低脫硫效率，影響副產物的脫水性能，加劇系統的磨損，重則可引起吸收漿液的品質惡化，脫硫設施無法運行，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。
脫硝系統問題
脫硝系統存在的潛在問題主要包括：液氨的安全性問題、脫硝技術國產化問題、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煙氣脫硝低負荷下的投運問題。通常情況下，機組低負荷運行時，煙溫下降，脫硝裝置不能正常運行，但此時鍋爐產生的NOx濃度是額定負荷的2～3倍，所以SCR煙氣脫硝低負荷下投運問題亟待解決。此外，脫硝系統的投運還容易導致空預器等堵塞。
“石膏雨”問題
安裝濕法煙氣脫硫系統的燃煤發電機組在取消煙氣換熱器(GGH)以后，煙囪排煙溫度降低，容易出現夾帶液態污染物的排放，導致正常天氣情況下，煙囪附近區域經常出現下降小液滴的“石膏雨”現象。該現象一般出現在煙囪下風向800米左右的范圍以內，當機組運行負荷高、環境溫度低時，“石膏雨”現象尤為嚴重。“石膏雨”現象產生的主要原因，除了取消GGH后煙氣溫度降低之外，還包括脫硫塔設計偏小、塔內流速較大、濕法脫硫系統運行效率降低、除霧器效果較差、煙囪內部冷凝液收集設計不合理等原因，另外天氣也是形成“石膏雨”的原因之一，尤其是在冬季，煙溫與環境溫度相差較大時，越容易發生“石膏雨”現象。
“石膏雨”現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生的雜質和粉塵，被人體吸入后仍會有一定影響。同時，“石膏雨”現象也會影響廠區的生活和生產，以及附近居民區的生活。
運行管理問題
部分電廠運行管理存在的問題包括：脫硫設施旁路運行現象；GGH堵灰現象，造成系統阻力增大，影響脫硫設施的投運率；設備和管道的腐蝕
、磨損和堵塞問題；管理、運行、維護水平低的問題；脫硫廢水處理系統不能正常運行情況；煙氣連續監測系統安裝位置不符合管理規定，以及測量數據不能真實反映實際情況等。
大氣污染物超低排放的技術集成
《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)中的重點地區燃煤發電鍋爐特別排放限值是目前世界上最嚴格的排放標準。國內外對燃煤電廠大氣污染物超低排放沒有統一的規定，本文燃煤電廠污染物超低排放是指通過先進的煙氣綜合治理技術，使燃煤電廠的污染物排放滿足GB13223—2011中的重點地區以氣體為燃料的燃氣輪機組排放限值，或一般地區以天然氣為燃料的燃氣輪機組排放限值的要求，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電鍋爐的基準含氧量6%。
煙塵控制技術
為達到煙塵排放低于5毫克/立方米，技術路線可以選擇為：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+濕式電除塵器。
電除塵器高頻電源是一種利用高頻開關技術而形成的逆變式電源，其供電電流由一系列窄脈沖構成。采用高頻電源給電除塵器供電，可降低煙塵排放40%～60%，相比工頻電源可節約電耗40%～80%。配合電除塵器，除塵效率能達到99.80%～99.85%，適宜煤質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將極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，達到很高的除塵效率，同時還可以消除“石膏雨”現象。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定地除去煙氣中PM2.5等細顆粒物，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。國內湖南益陽電廠、上海長興島第二發電廠、江西九江電廠、河南滎陽電廠等已成功投運。監測數據表明，對一次PM2.5、SO3和Hg的去除率分別在85%、70%和60%左右。濕式電除塵器的優點包括：布置在濕式脫硫系統后，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，可以實現余熱利用和提高除塵效率的雙重目的。目前國內火電廠排煙溫度偏高，容易導致鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等情況。煙氣余熱利用系統采用兩級煙氣換熱器系統，第一級布置在除塵器的進口，將煙氣溫度從約123℃冷卻到約105℃。第二級布置在吸收塔的進口，將煙氣溫度從約110℃冷卻到約96℃。使進入電除塵器的運行溫度由常溫狀態(120～140℃)下降到低溫狀態(100～108℃)，由于排煙溫度的降低，進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，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。
除了上述技術路線之外，還可以考慮的高效除塵方案包括：旋轉電極式電除塵器、零風速振打清灰技術以及電袋復合除塵器等。
二氧化硫控制技術
為達到SO2排放低于35毫克/立方米，技術路線可以選擇為：單塔雙循環技術、雙托盤技術、U形塔(液柱+噴淋雙塔)技術、串聯接力吸收塔技術、雙回路吸收塔技術等不同流派。另外在常規的脫硫塔基礎上增加噴淋層數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，總效率可達到98.5%。
截至2013年底，我國投運的1000MW容量機組已達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，脫硫效率能夠達到設計值。隨著環保標準的提高，新建電廠脫硫工藝以采用雙循環為主，已建電廠則以脫硫系統的增效改造為主。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，采用串聯雙塔技術，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技術脫硫效率達到99%左右。
氮氧化物控制技術
為達到NOx排放低于50毫克/立方米，技術路線可以選擇為：爐內低氮燃燒技術+SCR煙氣脫硝技術。一方面控制低氮燃燒后的NOx產生濃度，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；燃用揮發份較高的煙煤時，采用先進的低氮燃燒后，NOx產生濃度在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，低氮燃燒技術是該技術路線的核心。要采用最新的低氮燃燒技術，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，NOx的產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煙氣脫硝技術中低負荷下的投運問題，可以采用兩段式省煤器技術、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。上海外高橋第三發電廠采用“彈性回熱技術”(即增加一個給水加熱裝置)實現了全負荷脫硝，使脫硝系統投運率接近100%。2011年，上海外高橋第三發電廠脫硝系統全年投運率達98.54%，2012年全年投運率達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。
推進大氣污染物超低排放技術的建議
在上述對燃煤電廠大氣污染物超低排放技術的有效性和可達性分析基礎上，針對該技術的實行條件和保障要求，從重點區域規劃范圍內電廠環保措施、燃煤電廠環保電價政策、電廠運行管理等三方面提出對策建議。
重點區域電廠環保措施建議
根據《重點區域大氣污染防治“十二五”規劃》，將規劃區域劃分為重點控制區和一般控制區，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，實施更嚴格的環境準入條件，執行重點行業污染物特別排放限值，采取更有力的污染治理措施。
結合上述燃煤電廠超低排放的技術路線，建議在重點控制區，無論新建、改建、擴建燃煤電廠，均同步采用濕式電除塵器；對于由于煤質不容易收塵的煤種，同時采用旋轉電極式電除塵器并加裝低低溫電除塵器；在一般控制區預留濕式電除塵器場地；在灰霾頻發地區，新建、改建、擴建燃煤電廠需同步采用濕式電除塵器，進一步降低燃煤電廠對PM2.5的貢獻，同時可消除“石膏雨”現象。
燃煤電廠環保電價政策建議
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、脫硝設施建設的同時，一定要出臺相應的經濟政策，引導企業主動運行好環保設施。
目前我國燃煤電廠脫硫電價補償標準為每千瓦時1.5分；2013年8月，國家發改委出臺《國家發展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》，將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分提高至1分；對于采用新技術進行除塵設施改造、煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點地區低于20毫克/立方米)的，電價補償標準為每千瓦時0.2分。我國目前先進的燃煤電廠煙氣治理技術已經高于美國，但是根據為滿足環保標準而選擇的環保治理工藝的不同，美國補貼的環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由過去的除塵、脫硫、脫硝的單一式控制，逐步向常規污染物與脫除重金屬及氣溶膠等深度一體化協同控制技術發展，使大氣污染物實現超低排放。根據初步測算，嚴格執行《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)，部分機組實現超低排放，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格控制在排放標準要求之內，而且燃煤電廠的污染物排放量還完全可以根據環境質量要求進行更為嚴格的控制。從控制成本來看，大氣污染物控制成本和相關防止二次污染物的治理成本大約為每千瓦時6分。
建議根據火電廠大氣污染物控制的不同階段和地區，進一步調整環保電價政策，一方面通過環保電價予以企業成本補償，另一方面通過經濟杠桿激發企業的守法主動性。
燃煤電廠環保運行管理建議
2012年，納入環保重點調查統計范圍的電力企業共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，對自備電廠脫硫設施的建設與運行更加需要加強監管。
2012年，獨立火電廠共安裝脫硝設施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又是產生PM2.5的重要因素。可見，加強脫硝設施的監管迫在眉睫。
除上述環保設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，強化企業負責人的環保責任制。同時，還需要提升企業守法意識，提高執法力度。
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