新环保标准的实施对新建火电厂工程设计影响分析

2011-09-29杨建祥

电力勘测设计 2011年6期

关键词：电除尘器湿法限值

杨建祥

(中国电力工程顾问集团公司，北京 100011)

1 新标准的主要内容

1.1 新标准的主要内容

新发布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对于新建和现有火电厂均提出了新的要求，本文只分析新建燃煤发电锅炉执行新标准的内容，其它部分限于片幅不进行分析。

2011年7月29日，环境保护部以《关于发布<火电厂大气污染物排放标准>等两项国家污染物排放标准的公告》(2011年第57号公告)发布了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对于新建燃煤发电锅炉的要求如下：在非重点地区，烟尘排放限值30mg/Nm3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的新建火力发电锅炉二氧化硫执行200mg/Nm3，其他省区的二氧化硫排放限值为100mg/Nm3，燃用无烟煤的火力发电锅炉氮氧化物(以NO2计)执行200mg/Nm3限值，燃用其他煤质的锅炉氮氧化物排放限值为100mg/Nm3，汞及其化合物排放限值为0.03mg/Nm3；在重点地区，烟尘排放限值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。

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)以下通称为新标准。

1.2 新、老标准的差距

2004年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)以下简称为老标准。新标准与老标准在排放限值上的对比见下表1。

表1 新标准与老标准在排放限值上的对比单位：mg/Nm3

2 对工程设计方案的影响分析

2.1 除尘方面

为了有利于分析研究，现结合9个火电项目实例分析新标准对除尘效率方面要求。除安徽某项目采用循环流化床锅炉脱硫外，其他8个火电项目均在除尘器后配置了石灰石-石膏湿法脱硫装置，湿法脱硫装置具有50%的除尘效果。因此，按照新标准要求，上述9个火电项目除尘效率分析结果见表2。

表2 新标准对9个火电项目除尘效率的要求

由表2可见，上述9个火电项目的除尘措施可分成3类，第1类为除尘效率小于99.7%，如河北A项目、河北B项目，采用四电场静电除尘器就可满足环保要求；第2类为除尘效率为99.7%～99.84%且烟气特性对于电除尘器适用性较好的项目，如上海某项目、云南某项目、重庆某项目、贵州某项目，采用五电场静电除尘器即可满足环保要求；第3类为除尘效率大于99.84%或烟气特性对于电除尘器适用性较差的项目，如内蒙A项目、内蒙B项目、安徽某项目CFB，应采用布袋除尘器。

与老标准相比，实施新标准后，电除尘器由四电场变为五电场，对于2×1000MW机组，增加静态投资约1300万元；由四电场静电除尘器改为布袋除尘器，投资基本不变。

上述除尘器选型所发生的变化，对于上网电价基本无影响。

2.2 脱硫方面

为了有利于分析研究，现结合9个火电项目实例分析新标准对脱硫效率方面要求。按照新标准要求，上述9个火电项目除尘效率分析结果见表3。

表3 新标准对9个火电项目脱硫效率的要求

由表3可见，除了燃用高硫煤的重庆某项目采用湿法脱硫装置脱硫效率需提高到98%才能达标以外，其它项目均采用湿法脱硫装置脱硫效率提高到97%就可达标；另外采用循环流化床锅炉项目仅靠循环流化床一级脱硫难于达标，需采取二级脱硫。

执行老标准时，脱硫效率达到95%即可达标。执行新标准后，脱硫效率需提高到97%或98%才能达标。

对于湿法石灰石-石膏脱硫装置，以某工程为例，当脱硫效率为95%时，脱硫吸收塔的最小液气比设计值为20L/m3，采用4层喷淋层；当脱硫效率提高到97%时，脱硫吸收塔的最小液气比设计值为23.4L/m3，需增加1层喷淋层，同时氧化空气量要依据脱除的二氧化硫摩尔数相应地加大。

对于脱硫效率提高到98%时，可采用两个吸收塔串联运行方式，或者可考虑采用在吸收浆液中增加添加剂方式。

对于大多数项目，脱硫效率由95%提高到97%，即可满足新标准的要求，工程措施上只需在现有吸收塔基础上增加一层喷淋层和一套石灰石浆液循环泵，对于2×600MW机组，投资将增加约439万元，对于上网电价基本没有影响。

2.3 脱硝方面

为了有利于分析研究，现结合8个火电项目实例分析新标准对脱硝效率方面要求。按照新标准要求，上述8个火电项目脱硝效率分析结果见表4。

表4 新标准对8个火电项目脱硝效率的要求

由表4可见，对于煤粉炉项目，需采用脱硝效率在71%～82%之间的烟气脱硝装置才能达标；对于循环流化床锅炉，仅靠炉内低氮燃烧难于达标，需增加脱硝装置才能达标。

要使脱硝效率达到71%～82%之间，只能选择SCR工艺烟气脱硝装置，其催化剂布置方式可采用2+1层或3+1层。催化剂的体积应按照脱硝效率、催化剂的活性和种类、烟气温度和含尘量等因素合理确定。

在执行老标准时，燃煤电厂不需安装烟气脱硝装置，只需预留脱硝位置。

执行新标准后，燃煤电厂需同步建设烟气脱硝装置，以新建SCR工艺烟气脱硝装置、2+1层催化剂布置方式为例，当采用液氨为还原剂时，2×1000MW机组将增加投资约1.4亿元、电价增加约12.23元/MWh，当采用尿素为还原剂时，2×1000MW机组将增加投资约1.98亿元、电价增加约13.85元/MWh。

如以新建SCR工艺烟气脱硝装置、3+1层催化剂布置方式为例，当采用液氨为还原剂时，2×1000MW机组将增加投资约1.66亿元、电价增加约18.47元/MWh，当采用尿素为还原剂时，2×1000MW机组将增加投资约2.34亿元、电价增加约20.92元/MWh。

2.4 脱汞方面

在煤中的汞经过燃烧后烟气中的汞主要有3种形态：气态单质汞Hg0(g)、气态二价汞Hg2+(g)和固态颗粒汞Hg(p)。其中，气态单质汞Hg0(g)占主要存在形式，有关研究表明，在锅炉烟气出口处86%的气态汞为Hg0(g)。

烟气脱汞关键是Hg0的脱除，由于Hg0难溶于水，所以一般的化学脱汞技术都需要把Hg0催化氧化为能溶于水的Hg2+，然后再做进一步处理。

固态颗粒汞Hg(p)容易被除尘装置去除。

气态二价汞Hg2+(g)易溶于水，湿法脱硫时可去除。

研究结果表明，电厂SCR脱硝装置可以将70%～80%的单质汞氧化成气态二价汞，再利用湿法脱硫吸收塔将气态二价汞溶于水，将其去除。

相关研究结果表明，全国煤炭中汞含量为0.20mg/kg。如不考虑脱汞效果，燃煤烟气中汞及其化合物浓度约为0.02mg/Nm3，低于新标准所规定的限值0.03mg/Nm3。再加上电厂SCR脱硝装置和湿法脱硫装置的脱汞效果，燃煤电厂烟气中汞及其化合物浓度将远低于新标准所规定的限值0.03mg/Nm3。因此，新建燃煤机组在利用SCR脱硝装置和湿法脱硫装置的脱汞效果后就可达标，不需新增脱汞装置。