山西省燃煤電廠存在的主要環(huán)境問題及其治理對策研究

劉 瑤

（山西省生態(tài)環(huán)境規(guī)劃和技術(shù)研究院，山西 太原 030009）

引言

山西省煤炭消耗占能源消費(fèi)比重80%以上，其中燃煤火電耗煤占比約35%?；痣娦袠I(yè)作為消耗煤炭資源的傳統(tǒng)高耗能、高污染行業(yè)，亦屬于產(chǎn)能過剩行業(yè)，一直是我省環(huán)境保護(hù)各項(xiàng)工作的重點(diǎn)和抓手，各項(xiàng)相關(guān)環(huán)保法規(guī)、政策、規(guī)范、標(biāo)準(zhǔn)相對健全，企業(yè)總體環(huán)保水平較高，特別是2015 年以來火電行業(yè)普遍進(jìn)行了超低排放標(biāo)準(zhǔn)改造，大氣污染物排放總量明顯降低，促進(jìn)了環(huán)境質(zhì)量的改善。但按照國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2017 年山西省電力行業(yè)年排污量顆粒物8.10 萬t、二氧化硫8.48 萬t、氮氧化物11.31 萬t，仍屬僅次于鋼鐵行業(yè)的山西省第二大污染物排放來源。目前，我國環(huán)境污染問題仍然較為嚴(yán)重，以細(xì)顆粒物（PM2.5）污染為主的污染因子相比發(fā)達(dá)國家存在明顯改善空間。特別是山西省地處京津冀大氣污染物傳輸通道和汾渭平原重點(diǎn)區(qū)域，每年秋冬季發(fā)生的重要環(huán)境污染問題受到公眾和輿論持續(xù)關(guān)注。按照國家生態(tài)文明建設(shè)要求和國務(wù)院《打贏藍(lán)天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》相關(guān)部署，促進(jìn)環(huán)境質(zhì)量持續(xù)改善，有必要對山西省排污量基數(shù)較大的燃煤電廠現(xiàn)狀環(huán)保水平開展梳理調(diào)研，以促進(jìn)企業(yè)進(jìn)一步提升環(huán)保治理水平、降低污染物排放。

1 山西省燃煤電廠環(huán)保治理現(xiàn)狀

1.1 大氣污染治理現(xiàn)狀

山西省燃煤電廠于2017 年底基本完成超低排放改造，2018 年山西省進(jìn)一步制定了《燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[1]，煙塵、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物排放限值分別要求達(dá)到5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3、0.03 mg/m3。從對山西省燃煤電廠超低排放改造采取的污染治理措施核查調(diào)研情況看，普遍采取了除塵、脫硫、脫硝等治理方式。

1.1.1 除塵

山西省多數(shù)電廠建設(shè)時間較早，對現(xiàn)有燃煤電廠超低排放改造前往往采用電除塵器或袋式除塵器，原煙塵排放水平一般在30 mg/m3左右，污染控制水平無法達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)。對于改造后仍采用靜電除塵器作為一次除塵措施的電廠，部分對原有靜電除塵器電場進(jìn)行高頻電源等改造，結(jié)合濕法脫硫系統(tǒng)、高效除霧器二次除塵改造等方式，共同控制煙塵排放濃度。部分末端不能穩(wěn)定達(dá)標(biāo)的電廠，進(jìn)一步增加了濕電除塵器。此外，對于采用袋式除塵器改造方案的企業(yè)，主要通過更換布袋濾材（如采用專用覆膜濾料）、增加過濾面積等方式進(jìn)行一次除塵改造，后續(xù)再通過濕法脫硫系統(tǒng)協(xié)同高效除塵作為二次除塵。相比于2015 年后新建燃煤電廠，則多采用超凈電袋復(fù)合除塵器為主，不依賴二次除塵或二次除塵僅以濕法脫硫協(xié)同或濕式電除塵器作為達(dá)標(biāo)可靠性保證措施。

1.1.2 脫硫

山西省燃煤電廠煙氣脫硫絕大多數(shù)采用“石灰/石灰石—石膏”濕法脫硫工藝。改造前燃煤電廠濕法脫硫主要為單塔單循環(huán)型式，脫硫效率一般在95%以上。由于煤質(zhì)不同，不同電廠采用的超低排放改造方案存在差異，但主要采用pH 值分區(qū)技術(shù)、復(fù)合塔技術(shù)，如單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等型式。對于循環(huán)流化床鍋爐，一般采用爐內(nèi)噴鈣脫硫與爐后脫硫相結(jié)合的工藝。近年來部分地區(qū)出于有色煙羽治理考慮，將濕法脫硫改造為干法/半干法脫硫，其后增加高效袋式除塵器，也能實(shí)現(xiàn)超低排放。

1.1.3 脫硝

燃煤電廠鍋爐一般采用低氮燃燒技術(shù)控制NOx在較低的生成濃度，同時采用SCR/SNCR 末端脫硝方式確保達(dá)到超低排放。具體按照爐型、煤質(zhì)、燃燒方式采用不同的NOx治理技術(shù)。如山西省300 MW 級低熱值機(jī)組一般采用循環(huán)流化床鍋爐，其床溫較低，熱力型NOx生成較少，NOx生成質(zhì)量濃度一般可控制在150 mg/m3～200 mg/m3，其煙氣末端脫硝多采用選擇性非催化還原法（SNCR）改造方案，利用SNCR 脫硝工藝的反應(yīng)溫度窗口和CFB鍋爐爐膛煙氣出口溫度（一般在850℃～950 ℃）范圍比較吻合、煙氣流場有利于噴入的尿素/氨水和煙氣的良好混合的特性，可獲得60%～80%左右的高脫硝效率，基本可滿足超低排放要求。山西省煤粉鍋爐一般采用燃料分級、空氣分級、低氮燃燒器等技術(shù)，通過爐膛內(nèi)合理的燃燒組織，抑制氮氧化物生成，ρ（NOx）一般可控制在300 mg/m3～600 mg/m3以內(nèi)。末端煙氣脫硝基本采用選擇性催化還原法（SCR）改造方案，在省煤器后300 ℃～400 ℃區(qū)間設(shè)SCR 催化劑，脫硝效率可達(dá)到90%左右，催化劑一般采用“3+1”層設(shè)計。

1.2 廢水污染治理現(xiàn)狀

燃煤電廠廢水種類較多，包括各類生產(chǎn)運(yùn)行設(shè)備冷卻循環(huán)水排污水、鍋爐補(bǔ)給水處理裝置產(chǎn)生的再生酸堿廢水和濃鹽水、輸煤系統(tǒng)沖洗產(chǎn)生的含煤廢水、新鍋爐啟動和鍋爐大修后的酸洗廢水、主廠房沖洗及變壓器的事故放空產(chǎn)生含油廢水、濕法脫硫系統(tǒng)運(yùn)行產(chǎn)生的脫硫廢水以及職工生活污水等。從山西省燃煤電廠多年運(yùn)行情況及實(shí)際調(diào)研情況看，除脫硫廢水一般單獨(dú)采用中和-混凝-澄清三聯(lián)工藝處理后回用外，其余各類廢水預(yù)處理后一般送集中工業(yè)廢水處理站，采用中和、絮凝、澄清、過濾等方式處理后實(shí)現(xiàn)梯級利用，基本做到廢水不外排。

1.3 固體廢物污染治理現(xiàn)狀

燃煤電廠運(yùn)行期產(chǎn)生的固廢主要是粉煤灰、爐渣以及脫硫石膏等一般工業(yè)固廢，此外還有SCR 脫硝系統(tǒng)定期更換產(chǎn)生的廢催化劑、設(shè)備運(yùn)維產(chǎn)生的廢機(jī)油等危險廢物。其中，粉煤灰、爐渣產(chǎn)生量巨大，一般電廠都與周邊水泥、磚瓦等建材企業(yè)簽訂了綜合利用協(xié)議，部分灰渣實(shí)現(xiàn)了綜合利用；脫硫石膏一般由建材企業(yè)收購作為生產(chǎn)石膏板等原料使用。但從調(diào)研情況看，受限于運(yùn)輸成本、市場消化能力以及秋冬季限產(chǎn)等因素，電廠灰渣和脫硫石膏綜合利用率不高是山西燃煤電廠的普遍現(xiàn)象。一般電廠均配套建設(shè)有事故灰場，灰渣綜合利用不暢時全部通過汽車運(yùn)往灰場填埋處置，電廠灰渣綜合利用率普遍僅有20%～50%左右。

對于廢催化劑、廢機(jī)油等危險廢物，電廠企業(yè)普遍委托有資質(zhì)的第三方單位進(jìn)行收集處置，但普遍存在危險廢物暫存設(shè)施建設(shè)不規(guī)范、管理臺賬不清等問題。

2 目前燃煤電廠環(huán)保治理存在的問題及治理對策

2.1 煙氣治理存在的問題及治理對策

燃煤電廠超低排放自2015 年在國內(nèi)開展，技術(shù)基本成熟、穩(wěn)定，國內(nèi)龍凈環(huán)保、菲達(dá)環(huán)保等多個設(shè)備廠家均有大量成熟改造實(shí)例。從對山西省電廠調(diào)研情況看，大多數(shù)電廠改造后可以做到長期穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放。目前存在的主要問題是：

2.1.1 脫硝系統(tǒng)氨逃逸管控存在缺失

國內(nèi)脫硝氨逃逸設(shè)計一般要求SCR 脫硝氨逃逸質(zhì)量濃度不高于2.5 mg/m3，SNCR 脫硝氨逃逸質(zhì)量濃度不高于8 mg/m3。實(shí)際核查發(fā)現(xiàn)，部分企業(yè)在NOx濃度超過設(shè)定值后大量噴氨/尿素，造成氨氮摩爾比高，過量NH3排入大氣。此外，目前山西省燃煤電廠年發(fā)電小時普遍偏低于4 500 h，加之深度調(diào)峰等低負(fù)荷工況運(yùn)行情況較多，而多數(shù)電廠脫硝系統(tǒng)未考慮低負(fù)荷工況下脫硝問題，造成低負(fù)荷下溫度不滿足脫硝窗口，NOx達(dá)標(biāo)排放氨逃逸瞬時值甚至達(dá)到每立方米上百毫克。這部分NH3大量排入環(huán)境空氣，易與硫氧化物在空氣中反應(yīng)生成硫酸氨鹽，這也是大氣PM2.5的重要組分[2]。相關(guān)研究表明，大氣顆粒物中的硫酸銨鹽吸濕增長能力強(qiáng)，當(dāng)大氣相對濕度升高到95%時，其粒徑、質(zhì)量濃度可增加數(shù)倍，是重度霧霾天氣爆發(fā)的成因之一[3]。

目前，國內(nèi)部分電廠通過精細(xì)化運(yùn)行管理方式，在不同溫度、負(fù)荷情況下控制脫硝噴氨使用量，在保證較高脫硝效率時減少噴氨量，同時安裝氨逃逸在線監(jiān)測設(shè)施，對煙氣出口氨逃逸進(jìn)行監(jiān)管。對于低負(fù)荷運(yùn)行脫硝噴氨量大的問題，部分電廠脫硝設(shè)施按照寬負(fù)荷設(shè)計改造，鍋爐廠通過調(diào)整輻射受熱面和對流受熱面的布置，或省煤器分級布置可以保證脫硝裝置在最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上安全溫度下運(yùn)行；還有部分電廠通過增加設(shè)置省煤器旁路煙道，在低負(fù)荷時抽取一部分煙溫高的煙氣至脫硝水平煙道入口，從而提高脫硝反應(yīng)器進(jìn)口煙溫，使脫硝裝置在最低穩(wěn)燃及以上負(fù)荷均可以正常投運(yùn)。確保進(jìn)入SCR 脫硝設(shè)備的煙氣溫度在所有負(fù)荷下均高于其催化劑要求的300 ℃反應(yīng)溫度，使脫硝裝置實(shí)現(xiàn)鍋爐寬負(fù)荷脫硝。

2.1.2 SO3治理監(jiān)管存在缺失

山西省部分燃煤電廠超低排放改造后，出現(xiàn)了“藍(lán)煙”現(xiàn)象[4]。主要是因?yàn)?，SCR 脫硝增加了煙氣中的SO3濃度，濕煙氣中的SO3以亞微米粒徑的硫酸氣溶膠形式存在，粒徑越小，對于短波長的散射越強(qiáng)，使得煙羽呈現(xiàn)藍(lán)色。由于SO3屬于典型的可凝結(jié)顆粒物，也是空氣中PM2.5的重要組分硫酸鹽離子的來源，現(xiàn)有監(jiān)測手段未對其進(jìn)行管控。國內(nèi)天津市發(fā)布《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（DB12/810—2018），要求對煙氣進(jìn)行冷凝，控制排煙溫度以減少可凝結(jié)顆粒物的排放，河北衡水市還進(jìn)一步提出了煙氣中SO3質(zhì)量濃度不高于5 mg/m3的管控指標(biāo)。相比而言，山西省目前僅在《燃煤電廠大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)》（DB14/1703—2019）中提出要采取措施消除有色煙羽現(xiàn)象，并未直接對以SO3為主的可凝結(jié)顆粒物提出管控要求。

朱法華等研究表明[5]，燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理設(shè)施中的低低溫電除塵器、濕式電除塵器、濕法脫硫等對SO3具有明顯的協(xié)同脫除作用，但不同電廠治理效果差異較大。目前生態(tài)環(huán)境部正在對燃煤電廠煙氣SO3排放與控制效果進(jìn)行評估，現(xiàn)階段我省燃煤電廠應(yīng)關(guān)注現(xiàn)有超低排放治理設(shè)施對SO3的協(xié)同脫除作用，充分挖掘現(xiàn)有治理設(shè)施SO3協(xié)同脫除能力，為下一步環(huán)保提標(biāo)改造預(yù)留空間。

2.2 廢水治理存在的問題及治理對策

燃煤電廠脫硫廢水處理及回用問題較多。脫硫廢水來源于石膏脫水系統(tǒng)排放水，在脫硫裝置運(yùn)行過程中，由于吸收液是循環(huán)使用的，其中的鹽分和懸浮雜質(zhì)濃度會越來越高，而pH 值越來越低，氯離子及懸浮物濃度高，脫硫系統(tǒng)中必須排放一定量的廢水。這部分脫硫廢水一般采用中和-混凝-澄清三聯(lián)工藝治理后，仍具有高鹽量、高腐蝕性的特點(diǎn)，對設(shè)備要求較高，難以進(jìn)入系統(tǒng)廣泛回用，僅能作為干灰拌濕、煤場或灰場灑水抑塵回用。部分電廠將其排入綜合廢水處理系統(tǒng)，造成其他回用水設(shè)施腐蝕加快、故障增加等問題。

針對燃煤電廠脫硫廢水難處理的問題，國內(nèi)部分電廠實(shí)施了脫硫廢水“零排放”治理改造，主要是采取包括煙氣余熱噴霧蒸發(fā)干燥、高鹽廢水蒸發(fā)結(jié)晶等方式。煙氣余熱噴霧蒸發(fā)干燥是通過霧化噴嘴將濃縮后的高鹽廢水噴入煙道或旁路煙道內(nèi)，霧化后的高鹽廢水經(jīng)過煙氣加熱迅速蒸發(fā)，溶解性鹽結(jié)晶析出，隨煙氣中的煙塵一起被除塵器捕集。高鹽廢水蒸發(fā)結(jié)晶是利用煙氣、蒸汽或熱水等熱源蒸發(fā)廢水，蒸發(fā)產(chǎn)生的水汽可冷凝成水用于冷卻塔補(bǔ)水、鍋爐補(bǔ)給水等，廢水中的溶解鹽被蒸發(fā)結(jié)晶，干燥后裝袋外運(yùn)，進(jìn)行綜合利用或處置。目前山西省漳澤電力下屬的侯馬熱電等部分電廠開展了脫硫廢水“零排放”治理改造實(shí)踐，利用鍋爐脫硝后進(jìn)空氣預(yù)熱器前的熱煙氣作為熱源將三聯(lián)箱處理后的脫硫廢水通過旋轉(zhuǎn)噴霧干燥塔內(nèi)蒸發(fā)，水分進(jìn)入煙氣中，廢水中的鹽類干燥后被收集下來，進(jìn)入灰中，最終實(shí)現(xiàn)廢水零排放。

2.3 固廢治理存在的問題及治理對策

《粉煤灰綜合利用管理辦法》要求電廠粉煤灰立足綜合利用，新建電廠避免建設(shè)永久性粉煤灰堆場（庫），確需建設(shè)的，原則上占地規(guī)模按不超過3 年儲灰量設(shè)計。針對山西省燃煤電廠灰渣、石膏綜合利用率不高的問題，主要對策仍應(yīng)是進(jìn)一步拓寬綜合利用途徑?；以奈锢砘瘜W(xué)特性決定了其有廣泛的用途?；以C合利用途徑一般包括：公路路堤填料、公路路面基層材料、瀝青路面填料、粉煤灰建筑砌塊、混凝土的摻合料、生產(chǎn)水泥的骨料或直接摻入水泥使用等。在混凝土中摻入一定比例的干灰，可降低成本并改善混凝土的性能。研磨細(xì)的粉煤灰，可用作生產(chǎn)水泥的骨料或直接摻入水泥使用。粉煤灰建筑砌塊，具有保溫、隔熱和吸音的特點(diǎn)。

一方面，山西省煤電企業(yè)應(yīng)充分挖掘本省周邊企業(yè)粉煤灰利用途徑，進(jìn)一步拓寬渠道，必要時應(yīng)將粉煤灰綜合利用作為一項(xiàng)環(huán)保投資納入生產(chǎn)成本，減輕新建灰渣場的生態(tài)環(huán)境壓力。如省內(nèi)部分電廠與第三方企業(yè)投資合建灰渣、石膏綜合利用建材企業(yè)，實(shí)現(xiàn)固廢就地綜合利用。另一方面，可與周邊省份建立協(xié)調(diào)機(jī)制，如國內(nèi)東部發(fā)達(dá)地區(qū)公路、鐵路等建設(shè)粉煤灰消耗量巨大，部分當(dāng)?shù)仉姀S灰渣處于供不應(yīng)求狀態(tài)，山西省是燃煤發(fā)電大省，在經(jīng)濟(jì)相對可行的基礎(chǔ)上可爭取部分政府補(bǔ)貼供粉煤灰外運(yùn)綜合利用。此外，山西省近年部分電廠開展了填溝造地工程，采用粉煤灰作為主要回填材料，在滿足選址要求、不產(chǎn)生生態(tài)環(huán)境破壞的前提下，通過回填覆土造林還田等方式，既解決了粉煤灰堆存帶來的問題，又改善了區(qū)域生態(tài)環(huán)境及景觀，形成滿足種植條件的土地，實(shí)現(xiàn)了粉煤灰綜合利用。粉煤灰用于礦井回填也已有部分應(yīng)用實(shí)例，山西省煤礦生產(chǎn)企業(yè)較多，將粉煤灰處置后回用于地下礦井回填具有較大的市場前景和使用規(guī)模，值的煤電企業(yè)進(jìn)一步探索。

3 目前燃煤電廠環(huán)保治理的建議

通過對山西省燃煤電廠主要環(huán)保治理現(xiàn)狀調(diào)研情況和分析探討，針對目前燃煤電廠存在的環(huán)境問題，提出建議如下：

1）山西省燃煤電廠大氣治理應(yīng)關(guān)注氨逃逸問題，對氨逃逸情況進(jìn)行在線監(jiān)控，特別是深度調(diào)峰常態(tài)化情況下，重點(diǎn)區(qū)域的燃煤電廠應(yīng)進(jìn)行鍋爐寬負(fù)荷脫硝改造。

2）燃煤電廠應(yīng)關(guān)注現(xiàn)有超低排放治理設(shè)施對SO3的協(xié)同脫除作用，充分挖掘現(xiàn)有治理設(shè)施SO3協(xié)同脫除能力，為下一步環(huán)保提標(biāo)改造預(yù)留空間。

3）脫硫廢水利用困難的燃煤電廠，可考慮煙氣余熱噴霧蒸發(fā)干燥、高鹽廢水蒸發(fā)結(jié)晶等方式實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放。

4）山西省燃煤電廠粉煤灰綜合利用率較低，應(yīng)在充分發(fā)掘現(xiàn)有綜合利用渠道基礎(chǔ)上，積極拓寬利用途徑。

4 結(jié)論

山西省燃煤電廠數(shù)量多、分布廣、排污總量大，燃煤電廠環(huán)保治理雖采取了超低排放改造促進(jìn)了區(qū)域環(huán)境空氣質(zhì)量改善，但目前存在的諸如氨逃逸、SO3排放管控缺失等問題制約山西省環(huán)境空氣質(zhì)量持續(xù)改善。此外，電廠還普遍存在脫硫廢水治理、固體廢物綜合利用率不高等問題，都需要認(rèn)真對待解決。燃煤電廠應(yīng)結(jié)合不同區(qū)域經(jīng)濟(jì)、資源、環(huán)境條件、煤質(zhì)差異以及各治理設(shè)施之間的相互影響等進(jìn)行系統(tǒng)化全過程考慮，針對存在的環(huán)境問題持續(xù)提升改造，加強(qiáng)運(yùn)行管理，以促進(jìn)我省環(huán)境質(zhì)量改善和生態(tài)文明建設(shè)水平提高。