新環(huán)保標準的實施對新建火電廠工程設(shè)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(nèi)容

1.1 新標準的主要內(nèi)容

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

2011年7月29日，環(huán)境保護部以《關(guān)于發(fā)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(fā)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(fā)電鍋爐的要求如下：在非重點地區(qū)，煙塵排放限值30mg/Nm3，位于廣西壯族自治區(qū)、重慶市、四川省和貴州省的新建火力發(fā)電鍋爐二氧化硫執(zhí)行200mg/Nm3，其他省區(qū)的二氧化硫排放限值為100mg/Nm3，燃用無煙煤的火力發(fā)電鍋爐氮氧化物(以NO2計)執(zhí)行200mg/Nm3限值，燃用其他煤質(zhì)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(qū)，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(shè)計方案的影響分析

2.1 除塵方面

為了有利于分析研究，現(xiàn)結(jié)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(huán)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(jié)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(huán)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(huán)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(nèi)蒙A項目、內(nèi)蒙B項目、安徽某項目CFB，應(yīng)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?yōu)槲咫妶觯瑢τ?×1000MW機組，增加靜態(tài)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(fā)生的變化，對于上網(wǎng)電價基本無影響。

2.2 脫硫方面

為了有利于分析研究，現(xiàn)結(jié)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(jié)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(huán)流化床鍋爐項目僅靠循環(huán)流化床一級脫硫難于達標，需采取二級脫硫。

執(zhí)行老標準時，脫硫效率達到95%即可達標。執(zhí)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(shè)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(shè)計值為23.4L/m3，需增加1層噴淋層，同時氧化空氣量要依據(jù)脫除的二氧化硫摩爾數(shù)相應(yīng)地加大。

對于脫硫效率提高到98%時，可采用兩個吸收塔串聯(lián)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(shù)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(xiàn)有吸收塔基礎(chǔ)上增加一層噴淋層和一套石灰石漿液循環(huán)泵，對于2×600MW機組，投資將增加約439萬元，對于上網(wǎng)電價基本沒有影響。

2.3 脫硝方面

為了有利于分析研究，現(xiàn)結(jié)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(jié)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(huán)流化床鍋爐，僅靠爐內(nèi)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(yīng)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(zhí)行老標準時，燃煤電廠不需安裝煙氣脫硝裝置，只需預(yù)留脫硝位置。

執(zhí)行新標準后，燃煤電廠需同步建設(shè)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(jīng)過燃燒后煙氣中的汞主要有3種形態(tài)：氣態(tài)單質(zhì)汞Hg0(g)、氣態(tài)二價汞Hg2+(g)和固態(tài)顆粒汞Hg(p)。其中，氣態(tài)單質(zhì)汞Hg0(g)占主要存在形式，有關(guān)研究表明，在鍋爐煙氣出口處86%的氣態(tài)汞為Hg0(g)。

煙氣脫汞關(guān)鍵是Hg0的脫除，由于Hg0難溶于水，所以一般的化學(xué)脫汞技術(shù)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(tài)顆粒汞Hg(p)容易被除塵裝置去除。

氣態(tài)二價汞Hg2+(g)易溶于水，濕法脫硫時可去除。

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

相關(guān)研究結(jié)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(guī)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(guī)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(jié)論

(1)根據(jù)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(nèi)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(xiàn)有的4層噴淋層基礎(chǔ)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(jù)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(jīng)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(shù)研究進展[J].能源環(huán)境保護，2010，24(2).