火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)、現(xiàn)狀及減排技術(shù)

桑 綺，樂(lè)園園，徐 晗

（浙江省電力試驗(yàn)研究院，杭州 310014）

2011年9月21 日，國(guó)家環(huán)境保護(hù)部公布了《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223-2011）（以下簡(jiǎn)稱新標(biāo)準(zhǔn)），該標(biāo)準(zhǔn)將于2012年1月開(kāi)始實(shí)施。新標(biāo)準(zhǔn)中各項(xiàng)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)都有很大提高，重點(diǎn)加大了對(duì)氮氧化物的控制力度，收嚴(yán)了二氧化硫、煙塵等污染物排放限值；針對(duì)環(huán)境承載能力弱、容易發(fā)生重大環(huán)境污染問(wèn)題的重點(diǎn)地區(qū)提出了更加嚴(yán)格的要求，并在重點(diǎn)地區(qū)執(zhí)行不分時(shí)段的排放限值；增設(shè)了對(duì)燃煤鍋爐的汞及其化合物排放的控制指標(biāo)。

1 我國(guó)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的發(fā)展

我國(guó)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)修訂頻率較高[1]，《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223）發(fā)布于1991年，1996年第一次修訂，2003年第二次修訂，于2004年實(shí)施，是“十一五”期間促進(jìn)煙氣除塵、脫硫、脫硝的主要手段。隨著我國(guó)電力供需的持續(xù)增長(zhǎng)、減排要求的不斷提高，現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)總體上已不能適應(yīng)“十二五”大氣污染控制的需要。2011年9月，新標(biāo)準(zhǔn)公布。

新標(biāo)準(zhǔn)與2003版標(biāo)準(zhǔn)的主要區(qū)別在于：

（1）新標(biāo)準(zhǔn)一般限值中，取消了煙塵和氮氧化物分時(shí)段對(duì)不同時(shí)期火電廠建設(shè)項(xiàng)目分別執(zhí)行排放控制指標(biāo)的規(guī)定，改為不分時(shí)段的濃度控制要求；二氧化硫則保留新建和現(xiàn)有鍋爐分別執(zhí)行不同標(biāo)準(zhǔn)的條款。

（2）提出了重點(diǎn)地區(qū)的概念，即環(huán)境承載能力弱、容易發(fā)生嚴(yán)重大氣環(huán)境污染問(wèn)題的地區(qū)。具體地域范圍由國(guó)務(wù)院環(huán)境保護(hù)行政主管部門規(guī)定，長(zhǎng)三角、珠三角和京津冀等地區(qū)納入的可能性最大，我省部分地區(qū)即在其中。

（3）各項(xiàng)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)限值均大幅度提高，新增了重點(diǎn)地區(qū)的大氣污染物特別排放限值。

（4）增設(shè)了對(duì)燃煤鍋爐的汞及其化合物排放的控制指標(biāo)，從2015年1月1日起執(zhí)行，不分時(shí)段、地區(qū)，均為0.03 mg/m3。

（5）確定了污染物排放控制的時(shí)間節(jié)點(diǎn)及時(shí)限。新建火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)組自2012年1月1日起執(zhí)行新標(biāo)準(zhǔn)；現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)組自2014年7月1日起執(zhí)行新標(biāo)準(zhǔn)。

（6）對(duì)于氮氧化物，取消了按燃煤揮發(fā)分執(zhí)行不同排放濃度限值的規(guī)定。

2 省內(nèi)燃煤機(jī)組大氣污染物排放及控制現(xiàn)狀

2.1 燃煤機(jī)組大氣污染物控制現(xiàn)狀

截至2010年底，我省火電裝機(jī)容量34 218.8 MW，其中燃煤裝機(jī)為29 770 MW，占總量的87%。燃煤機(jī)組中有1 000 MW機(jī)組8臺(tái)，600 MW機(jī)組25臺(tái)，300 MW級(jí)及以下機(jī)組26臺(tái)。

所有燃煤機(jī)組均采用電除塵技術(shù)控制煙塵排放濃度，除塵效率大多在99%以上，大部分能達(dá)到99.5%。脫硫機(jī)組占煤電機(jī)組的比例達(dá)100%，共配備57套脫硫裝置，其中石灰石-石膏濕法脫硫裝置55套，設(shè)計(jì)脫硫效率90%～95%。2010年底，全省已投運(yùn)11套SCR脫硝系統(tǒng)，設(shè)計(jì)脫硝效率50%～80%，其中氨法8臺(tái)、尿素法3臺(tái)；SCR脫硝機(jī)組9 400 MW，占煤電機(jī)組容量的32.9%，目前還有2臺(tái)600 MW機(jī)組正在進(jìn)行SCR改造；另有1臺(tái)125 MW機(jī)組采用ROFA脫硝；其余機(jī)組大多采用低氮燃燒技術(shù)控制氮氧化物的排放。

浙江省燃煤機(jī)組近5年的單位電量大氣污染物排放統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)見(jiàn)圖1。顯然，隨著脫硫、脫硝機(jī)組占煤電機(jī)組比例的不斷上升，單位電量二氧化硫和氮氧化物排放量呈逐年下降趨勢(shì)，二氧化硫尤為明顯，從2006年的3.67 t/GWh降到2010年的0.34 t/GWh；而煙塵的排放量近兩年基本維持在0.10 t/GWh的水平。

圖1 浙江省燃煤機(jī)組單位電量大氣污染物排放情況

2.2 排放現(xiàn)狀和標(biāo)準(zhǔn)值比較

為客觀評(píng)價(jià)排放現(xiàn)狀和新標(biāo)準(zhǔn)的差距，對(duì)浙江省內(nèi)所有燃煤機(jī)組2008—2010年的所有監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行了匯總統(tǒng)計(jì)。

2.2.1 煙塵

如圖2所示，浙江省燃煤機(jī)組近3年煙塵排放基本滿足2003版標(biāo)準(zhǔn)的要求。而對(duì)比新標(biāo)準(zhǔn)，1 000 MW和600 MW機(jī)組最低排放濃度能滿足30 mg/m3或20 mg/m3的限值，最高排放濃度大部分超過(guò)限值，可見(jiàn)現(xiàn)有除塵設(shè)備具有滿足新標(biāo)準(zhǔn)的可能性，但要時(shí)刻達(dá)標(biāo)有一定難度；300 MW及以下機(jī)組多為老機(jī)組，在大多情況下無(wú)法滿足限值，達(dá)標(biāo)難度較大。

圖2 煙塵排放現(xiàn)狀與標(biāo)準(zhǔn)值比較

2.2.2 二氧化硫

如圖3所示，近3年二氧化硫排放量已遠(yuǎn)低于2003版標(biāo)準(zhǔn)的要求；現(xiàn)有鍋爐大多能達(dá)到新標(biāo)準(zhǔn)200 mg/m3的限值；但若被定為重點(diǎn)地區(qū)而執(zhí)行50 mg/m3的標(biāo)準(zhǔn)，其最高排放濃度則大部分將超過(guò)限值。

2.2.3 氮氧化物

圖3 二氧化硫排放現(xiàn)狀與標(biāo)準(zhǔn)值比較

相比煙塵和二氧化硫，氮氧化物排放現(xiàn)狀和新標(biāo)準(zhǔn)要求差距很大（見(jiàn)圖4），要滿足100 mg/m3的排放限值，大部分機(jī)組需要進(jìn)行脫硝技術(shù)改造。

圖4 氮氧化物排放現(xiàn)狀與標(biāo)準(zhǔn)值比較

3 火電廠大氣污染物減排技術(shù)

新標(biāo)準(zhǔn)中的各項(xiàng)大氣污染物指標(biāo)已相當(dāng)嚴(yán)格，對(duì)比排放現(xiàn)狀，目前大部分機(jī)組都無(wú)法達(dá)標(biāo)排放。發(fā)電企業(yè)在“十二五”期間必須采取更為有效的控制措施和減排技術(shù)，以應(yīng)對(duì)新的環(huán)保要求。

3.1 煙塵減排技術(shù)

目前，我省所有燃煤機(jī)組均采用電除塵技術(shù)控制煙塵排放。要使現(xiàn)有電除塵器出口煙塵大部分工況下能滿足新標(biāo)準(zhǔn)的要求，應(yīng)首先考慮加強(qiáng)管理、維護(hù)和優(yōu)化運(yùn)行。無(wú)法達(dá)標(biāo)排放的將面臨除塵器改造的問(wèn)題。但由于電除塵器自身的除塵機(jī)理及改造場(chǎng)地的限制，只有煤種和粉塵條件穩(wěn)定、飛灰性質(zhì)適合電除塵器的電廠才能考慮增加電場(chǎng)數(shù)量、提高集塵面積的擴(kuò)容改造。

對(duì)于機(jī)組容量不大、煤質(zhì)條件較好、排放濃度超出標(biāo)準(zhǔn)不多的電廠，可考慮選用移動(dòng)電極、高頻電源、旋轉(zhuǎn)電極等新技術(shù)[2]。對(duì)于排放超標(biāo)嚴(yán)重的電廠，建議在保留原電除塵器外殼的條件下，將電除塵器改為袋式除塵器或串聯(lián)式電袋復(fù)合除塵器，在可以保證濾袋壽命的前提下，建議優(yōu)先考慮電袋復(fù)合除塵器。對(duì)于新建電廠，電除塵器、袋式除塵器及電袋復(fù)合除塵器都可以考慮選用，建議優(yōu)先考慮袋式除塵器。

3.2 二氧化硫減排技術(shù)

3.2.1 提高濕法脫硫效率

浙江省燃煤機(jī)組普遍采用石灰石-石膏濕法脫硫，占燃煤裝機(jī)容量的98.7%。55套濕法脫硫裝置中，有20套執(zhí)行95%的脫硫考核效率，其余為90%～92%。個(gè)別電廠燃用煤種的平均硫份在1%或0.5%，其它大多在0.7%～0.85%。歷史數(shù)據(jù)表明[3]，大部分電廠煙道入口SO2濃度在1 000～3 000 mg/m3波動(dòng)。按照新標(biāo)準(zhǔn)要求，出口SO2濃度不得超過(guò)50 mg/m3，推算脫硫效率須達(dá)到95%～98.3%。可見(jiàn)，95%的脫硫考核效率將成為最低要求，對(duì)于入口SO2濃度超過(guò)1 000 mg/m3的機(jī)組，脫硫效率要求更高。

對(duì)于已采用濕法脫硫的機(jī)組，如何進(jìn)一步提高脫硫效率是應(yīng)對(duì)新標(biāo)準(zhǔn)的關(guān)鍵。通過(guò)增加噴淋層數(shù)量、增大氧化風(fēng)機(jī)和攪拌器功率等工程改造，采取調(diào)整煙氣流量、漿液pH值和Ca/S比、循環(huán)漿液固體物濃度和固體物停留時(shí)間等優(yōu)化運(yùn)行手段，實(shí)現(xiàn)50 mg/m3的排放要求在技術(shù)上具有可行性，國(guó)內(nèi)已有成功運(yùn)行的案例。

3.2.2 氨法脫硫

相對(duì)于石灰石脫硫，氨法脫硫更容易實(shí)現(xiàn)98%以上的脫硫效率，并可與SCR等脫硝工藝共用氨供應(yīng)系統(tǒng)，且副產(chǎn)品硫酸銨利用價(jià)值相對(duì)較高，被認(rèn)為是符合國(guó)家低碳循環(huán)經(jīng)濟(jì)的綠色工藝。

3.3 氮氧化物減排技術(shù)

根據(jù)新標(biāo)準(zhǔn)要求，重點(diǎn)地區(qū)的火電廠將在“十二五”期間全部安裝脫硝設(shè)施，其他區(qū)域的火電廠應(yīng)預(yù)留煙氣脫硝設(shè)施空間。

煙氣脫硝技術(shù)目前應(yīng)用最多的是選擇性催化還原法（SCR）與選擇性非催化還原法（SNCR），而SNCR/SCR混合法是相對(duì)較新的氮氧化物減排技術(shù)，是結(jié)合了SCR技術(shù)高效、SNCR技術(shù)投資省特點(diǎn)的新型工藝。SNCR/SCR混合法最主要的改進(jìn)就是省去了SCR工藝中設(shè)置在煙道里的復(fù)雜的噴氨格柵（AIG）。根據(jù)SCR工程的設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，省略了噴氨格柵的脫硝系統(tǒng)可降低約150 Pa的煙道阻力。SCR技術(shù)催化劑的設(shè)計(jì)需要考慮適應(yīng)氮氧化物排放濃度最大的運(yùn)行工況，會(huì)造成催化劑的過(guò)量設(shè)計(jì)。SNCR/SCR混合法采用調(diào)節(jié)SNCR的尿素噴射量來(lái)使脫硝裝置處于較為經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行狀態(tài)，因此大幅減少了催化劑的用量。

雖然SCR，SNCR和SNCR/SCR混合法工藝都是公認(rèn)的成熟技術(shù)，但是采用何種技術(shù)手段需要根據(jù)實(shí)施對(duì)象進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性分析后確定。對(duì)于未預(yù)留煙氣脫硝空間的老電廠，或是鍋爐鋼結(jié)構(gòu)情況復(fù)雜、改造危險(xiǎn)性較高的老機(jī)組，應(yīng)首先考慮低氮燃燒技術(shù)改造方案，再結(jié)合改造難度或?qū)υ袖摻Y(jié)構(gòu)的影響情況來(lái)選擇SNCR或SNCR/SCR混合法。

3.4 汞的監(jiān)測(cè)方法及減排技術(shù)

新標(biāo)準(zhǔn)首次對(duì)燃煤電廠汞排放提出控制要求，國(guó)內(nèi)相關(guān)研究還處于探索階段。預(yù)計(jì)在未來(lái)幾年，我國(guó)脫汞技術(shù)將與脫硫、脫硝、除塵技術(shù)一樣，在完善監(jiān)測(cè)方法和控制技術(shù)的基礎(chǔ)上得到發(fā)展并廣泛應(yīng)用于燃煤電廠。

3.4.1 煙氣中汞的監(jiān)測(cè)方法

目前國(guó)內(nèi)還未將汞作為燃煤電廠大氣污染物的常規(guī)監(jiān)測(cè)對(duì)象，僅有為數(shù)不多的電廠以研究為目的對(duì)煙氣汞排放進(jìn)行監(jiān)測(cè)[4]。燃煤煙氣中汞的監(jiān)測(cè)是實(shí)現(xiàn)汞污染控制、了解控制效果的前提，也是目前的一個(gè)技術(shù)難點(diǎn)。汞的分析技術(shù)已非常成熟，一般推薦的方法有冷蒸汽原子吸收光譜法、冷原子熒光法等，但各種技術(shù)的分析對(duì)象都是Hg0。而燃煤煙氣中汞以3種形態(tài)存在，即元素汞（Hg0）， 氧化態(tài)汞（Hg2+）和顆粒態(tài)汞（Hgp）。 因此，煙氣中汞監(jiān)測(cè)的關(guān)鍵在于汞的采樣、汞的預(yù)處理和轉(zhuǎn)化過(guò)程。

美國(guó)的煙氣汞監(jiān)測(cè)技術(shù)較為完善，采用的方法有安大略法[5]、30A法[6]和30B[7]法。安大略法能測(cè)得3種形態(tài)的汞濃度，30A法和30B法只能測(cè)得總氣態(tài)汞濃度。3種方法推薦的分析技術(shù)相同，主要區(qū)別在于采樣系統(tǒng)，以及采樣、分析單元是否系統(tǒng)集成。美國(guó)約有30%的電廠已開(kāi)展汞排放監(jiān)測(cè)，絕大部分都采用30A法和30B法。

3.4.2 汞的減排技術(shù)

火電廠煙氣中的汞控制方式[8]主要分為燃燒前脫汞、燃燒中脫汞、燃燒后尾部煙氣脫汞。燃燒前脫汞包括洗煤、混煤及使用添加劑等手段。燃燒中脫汞主要是改進(jìn)燃燒方式，在降低NOX排放的同時(shí)，抑制一部分汞的排放。

燃燒后脫汞是電廠關(guān)注的重點(diǎn)，主要包括：

（1）利用現(xiàn)有設(shè)備脫汞。電廠現(xiàn)有的除塵裝置、脫硫裝置、脫硝裝置對(duì)脫汞具有一定的協(xié)同控制作用，去除效率見(jiàn)表1。

表1 現(xiàn)有煙氣控制設(shè)備協(xié)同脫汞效率

（2）利用活性添加劑脫汞?；钚蕴砑觿┓ㄖ饕煹绹娙牖钚蕴亢蜖t內(nèi)添加氧化劑（鹵素或鹵化物等），脫汞效率可以達(dá)到30%以上。運(yùn)用化學(xué)方法在活性炭表面注入其他成份可以增強(qiáng)活性炭的活性，目前常見(jiàn)的改性活性炭包括載硫、載氯、載溴和載碘活性炭。鹵素添加劑通常是拌入煤粉中，或?qū)Ⅺu化物溶液噴灑在煤上再進(jìn)入磨煤機(jī)，也可直接噴入爐膛。增加煤中氯或溴的含量能提高煙氣中Hg0向水溶性Hg2+的轉(zhuǎn)化率。

（3）利用飛灰吸附作用去除煙氣中的汞。飛灰對(duì)汞的吸附主要通過(guò)物理吸附、化學(xué)吸附、化學(xué)反應(yīng)以及三者結(jié)合的方式。含碳量越高的飛灰對(duì)汞的吸附越有利，但不同煤種的飛灰稍有差別，煙煤比次煙煤、褐煤的飛灰表現(xiàn)出更高的氧化率和吸附率。

（4）其他方法，如電暈放電、電子束照射、低溫氧化等。

4 結(jié)語(yǔ)

在“十二五”乃至更長(zhǎng)的時(shí)期內(nèi)，我國(guó)的電源結(jié)構(gòu)仍將維持燃煤機(jī)組為主的基本格局，新標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)施對(duì)我國(guó)大氣污染物減排以及大氣質(zhì)量的改善具有重要意義，同時(shí)也對(duì)電力行業(yè)的環(huán)保技術(shù)進(jìn)步提出了很高的要求。本文通過(guò)對(duì)新標(biāo)準(zhǔn)的解讀，并以詳細(xì)的數(shù)據(jù)分析了省內(nèi)火電廠大氣污染物排放及控制現(xiàn)狀，提出煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等主要大氣污染物的控制措施和減排技術(shù)，為省內(nèi)火電企業(yè)應(yīng)對(duì)新標(biāo)準(zhǔn)提供參考。

[1]王志軒.科學(xué)修訂火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[J].中國(guó)電力企業(yè)管理，2011（3）:12-17.

[2]姜雨澤，宋榮杰.火電廠除塵技術(shù)的發(fā)展動(dòng)態(tài)研究[J].環(huán)境科學(xué)與技術(shù)，2008，31（8）:59-64.

[3]樂(lè)園園，金東春，張巖，等.浙江省火電廠石灰石濕法煙氣脫硫裝置運(yùn)行分析[J].浙江電力，2010（7）:53-56.

[4]王圣，王慧敏，朱法華，等.基于實(shí)測(cè)的燃煤電廠汞排放特性分析與研究[J].環(huán)境科學(xué)，2011，31（1）:33-37.

[5]US EPA.Standard test method for elemental oxidized,particle-bound and total mercury in flue gas generated from coal fired stationary sources（Ontario hydro method）.Designation D 6784-02[S].U S EPA，2008.

[6]US EPA.Method 30a-determ ination of total vapor phase mercury emissions from stationary sources[S].U S EPA，2010.

[7]US EPA.Method 30b-determ in at ion of total vapor phasem ercury emissions from coal fired combustion sources using carbon sorbent traps[S].U S EPA，2010.

[8]陳紀(jì)玲，王志軒.燃煤電廠煙氣中汞的排放與控制研究進(jìn)展[J].電力環(huán)境保護(hù)，2007，23（6）:45-48.