新環保標準的實施對新建火電廠工程設計影響分析

楊建祥

(中國電力工程顧問集團公司，北京 100011)

1 新標準的主要內容

1.1 新標準的主要內容

新發布的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)對于新建和現有火電廠均提出了新的要求，本文只分析新建燃煤發電鍋爐執行新標準的內容，其它部分限于片幅不進行分析。

2011年7月29日，環境保護部以《關于發布<火電廠大氣污染物排放標準>等兩項國家污染物排放標準的公告》(2011年第57號公告)發布了《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)。《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)對于新建燃煤發電鍋爐的要求如下：在非重點地區，煙塵排放限值30mg/Nm3，位于廣西壯族自治區、重慶市、四川省和貴州省的新建火力發電鍋爐二氧化硫執行200mg/Nm3，其他省區的二氧化硫排放限值為100mg/Nm3，燃用無煙煤的火力發電鍋爐氮氧化物(以NO2計)執行200mg/Nm3限值，燃用其他煤質的鍋爐氮氧化物排放限值為100mg/Nm3，汞及其化合物排放限值為0.03mg/Nm3；在重點地區，煙塵排放限值20mg/Nm3，二氧化硫排放限值50mg/Nm3，氮氧化物排放限值100mg/Nm3，汞及其化合物排放限值0.03mg/Nm3。

《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)以下通稱為新標準。

1.2 新、老標準的差距

2004年1月1日起實施的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2003)以下簡稱為老標準。新標準與老標準在排放限值上的對比見下表1。

表1 新標準與老標準在排放限值上的對比 單位：mg/Nm3

2 對工程設計方案的影響分析

2.1 除塵方面

為了有利于分析研究，現結合9個火電項目實例分析新標準對除塵效率方面要求。除安徽某項目采用循環流化床鍋爐脫硫外，其他8個火電項目均在除塵器后配置了石灰石-石膏濕法脫硫裝置，濕法脫硫裝置具有50%的除塵效果。因此，按照新標準要求，上述9個火電項目除塵效率分析結果見表2。

表2 新標準對9個火電項目除塵效率的要求

由表2可見，上述9個火電項目的除塵措施可分成3類，第1類為除塵效率小于99.7%，如河北A項目、河北B項目，采用四電場靜電除塵器就可滿足環保要求；第2類為除塵效率為99.7%～99.84%且煙氣特性對于電除塵器適用性較好的項目，如上海某項目、云南某項目、重慶某項目、貴州某項目，采用五電場靜電除塵器即可滿足環保要求；第3類為除塵效率大于99.84%或煙氣特性對于電除塵器適用性較差的項目，如內蒙A項目、內蒙B項目、安徽某項目CFB，應采用布袋除塵器。

與老標準相比，實施新標準后，電除塵器由四電場變為五電場，對于2×1000MW機組，增加靜態投資約1300萬元；由四電場靜電除塵器改為布袋除塵器，投資基本不變。

上述除塵器選型所發生的變化，對于上網電價基本無影響。

2.2 脫硫方面

為了有利于分析研究，現結合9個火電項目實例分析新標準對脫硫效率方面要求。按照新標準要求，上述9個火電項目除塵效率分析結果見表3。

表3 新標準對9個火電項目脫硫效率的要求

由表3可見，除了燃用高硫煤的重慶某項目采用濕法脫硫裝置脫硫效率需提高到98%才能達標以外，其它項目均采用濕法脫硫裝置脫硫效率提高到97%就可達標；另外采用循環流化床鍋爐項目僅靠循環流化床一級脫硫難于達標，需采取二級脫硫。

執行老標準時，脫硫效率達到95%即可達標。執行新標準后，脫硫效率需提高到97%或98%才能達標。

對于濕法石灰石-石膏脫硫裝置，以某工程為例，當脫硫效率為95%時，脫硫吸收塔的最小液氣比設計值為20L/m3，采用4層噴淋層；當脫硫效率提高到97%時，脫硫吸收塔的最小液氣比設計值為23.4L/m3，需增加1層噴淋層，同時氧化空氣量要依據脫除的二氧化硫摩爾數相應地加大。

對于脫硫效率提高到98%時，可采用兩個吸收塔串聯運行方式，或者可考慮采用在吸收漿液中增加添加劑方式。

對于大多數項目，脫硫效率由95%提高到97%，即可滿足新標準的要求，工程措施上只需在現有吸收塔基礎上增加一層噴淋層和一套石灰石漿液循環泵，對于2×600MW機組，投資將增加約439萬元，對于上網電價基本沒有影響。

2.3 脫硝方面

為了有利于分析研究，現結合8個火電項目實例分析新標準對脫硝效率方面要求。按照新標準要求，上述8個火電項目脫硝效率分析結果見表4。

表4 新標準對8個火電項目脫硝效率的要求

由表4可見，對于煤粉爐項目，需采用脫硝效率在71%～82%之間的煙氣脫硝裝置才能達標；對于循環流化床鍋爐，僅靠爐內低氮燃燒難于達標，需增加脫硝裝置才能達標。

要使脫硝效率達到71%～82%之間，只能選擇SCR工藝煙氣脫硝裝置，其催化劑布置方式可采用2+1層或3+1層。催化劑的體積應按照脫硝效率、催化劑的活性和種類、煙氣溫度和含塵量等因素合理確定。

在執行老標準時，燃煤電廠不需安裝煙氣脫硝裝置，只需預留脫硝位置。

執行新標準后，燃煤電廠需同步建設煙氣脫硝裝置，以新建SCR工藝煙氣脫硝裝置、2+1層催化劑布置方式為例，當采用液氨為還原劑時，2×1000MW機組將增加投資約1.4億元、電價增加約12.23元/MWh，當采用尿素為還原劑時，2×1000MW機組將增加投資約1.98億元、電價增加約13.85元/MWh。

如以新建SCR工藝煙氣脫硝裝置、3+1層催化劑布置方式為例，當采用液氨為還原劑時，2×1000MW機組將增加投資約1.66億元、電價增加約18.47元/MWh，當采用尿素為還原劑時，2×1000MW機組將增加投資約2.34億元、電價增加約20.92元/MWh。

2.4 脫汞方面

在煤中的汞經過燃燒后煙氣中的汞主要有3種形態：氣態單質汞Hg0(g)、氣態二價汞Hg2+(g)和固態顆粒汞Hg(p)。其中，氣態單質汞Hg0(g)占主要存在形式，有關研究表明，在鍋爐煙氣出口處86%的氣態汞為Hg0(g)。

煙氣脫汞關鍵是Hg0的脫除，由于Hg0難溶于水，所以一般的化學脫汞技術都需要把Hg0催化氧化為能溶于水的Hg2+，然后再做進一步處理。

固態顆粒汞Hg(p)容易被除塵裝置去除。

氣態二價汞Hg2+(g)易溶于水，濕法脫硫時可去除。

研究結果表明，電廠SCR脫硝裝置可以將70%～80%的單質汞氧化成氣態二價汞，再利用濕法脫硫吸收塔將氣態二價汞溶于水，將其去除。

相關研究結果表明，全國煤炭中汞含量為0.20mg/kg。如不考慮脫汞效果，燃煤煙氣中汞及其化合物濃度約為0.02mg/Nm3，低于新標準所規定的限值0.03mg/Nm3。再加上電廠SCR脫硝裝置和濕法脫硫裝置的脫汞效果，燃煤電廠煙氣中汞及其化合物濃度將遠低于新標準所規定的限值0.03mg/Nm3。因此，新建燃煤機組在利用SCR脫硝裝置和濕法脫硫裝置的脫汞效果后就可達標，不需新增脫汞裝置。

3 結論

(1)根據新標準的要求，新建燃煤電廠在除塵、脫硫、脫硝措施方面需提高標準，提高標準的內容一般為采用五電場靜電除塵器或布袋除塵器、濕法石灰石—石膏脫硫裝置的吸收塔在現有的4層噴淋層基礎上增加1層噴淋層、新增選擇性催化還原工藝(SCR)煙氣脫硝裝置。

(2)根據新標準的要求，新建燃煤電廠在除塵、脫硫、脫硝措施方面要提高標準，將增加電廠的一次性投資和運行費，經初步測算，實施新標準后電價將增加12.23元/MWh～20.92元/MWh。

[1]中國電力工程顧問集團公司.《火電廠大氣污染物排放標準(GB13223-20XX)》(報批稿)對工程實施運行研究報告[R].北京：中國電力工程顧問集團公司，2010.

[2]毛吉獻，王凡，等.燃煤煙氣脫汞技術研究進展[J].能源環境保護，2010，24(2).