火电厂大气污染物排放标准、现状及减排技术

桑 绮，乐园园，徐 晗

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

2011年9月21 日，国家环境保护部公布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）（以下简称新标准），该标准将于2012年1月开始实施。新标准中各项污染物排放标准都有很大提高，重点加大了对氮氧化物的控制力度，收严了二氧化硫、烟尘等污染物排放限值；针对环境承载能力弱、容易发生重大环境污染问题的重点地区提出了更加严格的要求，并在重点地区执行不分时段的排放限值；增设了对燃煤锅炉的汞及其化合物排放的控制指标。

1 我国火电厂大气污染物排放标准的发展

我国火电厂大气污染物排放标准修订频率较高[1]，《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223）发布于1991年，1996年第一次修订，2003年第二次修订，于2004年实施，是“十一五”期间促进烟气除尘、脱硫、脱硝的主要手段。随着我国电力供需的持续增长、减排要求的不断提高，现行标准总体上已不能适应“十二五”大气污染控制的需要。2011年9月，新标准公布。

新标准与2003版标准的主要区别在于：

（1）新标准一般限值中，取消了烟尘和氮氧化物分时段对不同时期火电厂建设项目分别执行排放控制指标的规定，改为不分时段的浓度控制要求；二氧化硫则保留新建和现有锅炉分别执行不同标准的条款。

（2）提出了重点地区的概念，即环境承载能力弱、容易发生严重大气环境污染问题的地区。具体地域范围由国务院环境保护行政主管部门规定，长三角、珠三角和京津冀等地区纳入的可能性最大，我省部分地区即在其中。

（3）各项污染物排放标准限值均大幅度提高，新增了重点地区的大气污染物特别排放限值。

（4）增设了对燃煤锅炉的汞及其化合物排放的控制指标，从2015年1月1日起执行，不分时段、地区，均为0.03 mg/m3。

（5）确定了污染物排放控制的时间节点及时限。新建火力发电锅炉及燃气轮机组自2012年1月1日起执行新标准；现有火力发电锅炉及燃气轮机组自2014年7月1日起执行新标准。

（6）对于氮氧化物，取消了按燃煤挥发分执行不同排放浓度限值的规定。

2 省内燃煤机组大气污染物排放及控制现状

2.1 燃煤机组大气污染物控制现状

截至2010年底，我省火电装机容量34 218.8 MW，其中燃煤装机为29 770 MW，占总量的87%。燃煤机组中有1 000 MW机组8台，600 MW机组25台，300 MW级及以下机组26台。

所有燃煤机组均采用电除尘技术控制烟尘排放浓度，除尘效率大多在99%以上，大部分能达到99.5%。脱硫机组占煤电机组的比例达100%，共配备57套脱硫装置，其中石灰石-石膏湿法脱硫装置55套，设计脱硫效率90%～95%。2010年底，全省已投运11套SCR脱硝系统，设计脱硝效率50%～80%，其中氨法8台、尿素法3台；SCR脱硝机组9 400 MW，占煤电机组容量的32.9%，目前还有2台600 MW机组正在进行SCR改造；另有1台125 MW机组采用ROFA脱硝；其余机组大多采用低氮燃烧技术控制氮氧化物的排放。

浙江省燃煤机组近5年的单位电量大气污染物排放统计数据见图1。显然，随着脱硫、脱硝机组占煤电机组比例的不断上升，单位电量二氧化硫和氮氧化物排放量呈逐年下降趋势，二氧化硫尤为明显，从2006年的3.67 t/GWh降到2010年的0.34 t/GWh；而烟尘的排放量近两年基本维持在0.10 t/GWh的水平。

图1 浙江省燃煤机组单位电量大气污染物排放情况

2.2 排放现状和标准值比较

为客观评价排放现状和新标准的差距，对浙江省内所有燃煤机组2008—2010年的所有监测数据进行了汇总统计。

2.2.1 烟尘

如图2所示，浙江省燃煤机组近3年烟尘排放基本满足2003版标准的要求。而对比新标准，1 000 MW和600 MW机组最低排放浓度能满足30 mg/m3或20 mg/m3的限值，最高排放浓度大部分超过限值，可见现有除尘设备具有满足新标准的可能性，但要时刻达标有一定难度；300 MW及以下机组多为老机组，在大多情况下无法满足限值，达标难度较大。

图2 烟尘排放现状与标准值比较

2.2.2 二氧化硫

如图3所示，近3年二氧化硫排放量已远低于2003版标准的要求；现有锅炉大多能达到新标准200 mg/m3的限值；但若被定为重点地区而执行50 mg/m3的标准，其最高排放浓度则大部分将超过限值。

2.2.3 氮氧化物

图3 二氧化硫排放现状与标准值比较

相比烟尘和二氧化硫，氮氧化物排放现状和新标准要求差距很大（见图4），要满足100 mg/m3的排放限值，大部分机组需要进行脱硝技术改造。

图4 氮氧化物排放现状与标准值比较

3 火电厂大气污染物减排技术

新标准中的各项大气污染物指标已相当严格，对比排放现状，目前大部分机组都无法达标排放。发电企业在“十二五”期间必须采取更为有效的控制措施和减排技术，以应对新的环保要求。

3.1 烟尘减排技术

目前，我省所有燃煤机组均采用电除尘技术控制烟尘排放。要使现有电除尘器出口烟尘大部分工况下能满足新标准的要求，应首先考虑加强管理、维护和优化运行。无法达标排放的将面临除尘器改造的问题。但由于电除尘器自身的除尘机理及改造场地的限制，只有煤种和粉尘条件稳定、飞灰性质适合电除尘器的电厂才能考虑增加电场数量、提高集尘面积的扩容改造。

对于机组容量不大、煤质条件较好、排放浓度超出标准不多的电厂，可考虑选用移动电极、高频电源、旋转电极等新技术[2]。对于排放超标严重的电厂，建议在保留原电除尘器外壳的条件下，将电除尘器改为袋式除尘器或串联式电袋复合除尘器，在可以保证滤袋寿命的前提下，建议优先考虑电袋复合除尘器。对于新建电厂，电除尘器、袋式除尘器及电袋复合除尘器都可以考虑选用，建议优先考虑袋式除尘器。

3.2 二氧化硫减排技术

3.2.1 提高湿法脱硫效率

浙江省燃煤机组普遍采用石灰石-石膏湿法脱硫，占燃煤装机容量的98.7%。55套湿法脱硫装置中，有20套执行95%的脱硫考核效率，其余为90%～92%。个别电厂燃用煤种的平均硫份在1%或0.5%，其它大多在0.7%～0.85%。历史数据表明[3]，大部分电厂烟道入口SO2浓度在1 000～3 000 mg/m3波动。按照新标准要求，出口SO2浓度不得超过50 mg/m3，推算脱硫效率须达到95%～98.3%。可见，95%的脱硫考核效率将成为最低要求，对于入口SO2浓度超过1 000 mg/m3的机组，脱硫效率要求更高。

对于已采用湿法脱硫的机组，如何进一步提高脱硫效率是应对新标准的关键。通过增加喷淋层数量、增大氧化风机和搅拌器功率等工程改造，采取调整烟气流量、浆液pH值和Ca/S比、循环浆液固体物浓度和固体物停留时间等优化运行手段，实现50 mg/m3的排放要求在技术上具有可行性，国内已有成功运行的案例。

3.2.2 氨法脱硫

相对于石灰石脱硫，氨法脱硫更容易实现98%以上的脱硫效率，并可与SCR等脱硝工艺共用氨供应系统，且副产品硫酸铵利用价值相对较高，被认为是符合国家低碳循环经济的绿色工艺。

3.3 氮氧化物减排技术

根据新标准要求，重点地区的火电厂将在“十二五”期间全部安装脱硝设施，其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间。

烟气脱硝技术目前应用最多的是选择性催化还原法（SCR）与选择性非催化还原法（SNCR），而SNCR/SCR混合法是相对较新的氮氧化物减排技术，是结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省特点的新型工艺。SNCR/SCR混合法最主要的改进就是省去了SCR工艺中设置在烟道里的复杂的喷氨格栅（AIG）。根据SCR工程的设计经验，省略了喷氨格栅的脱硝系统可降低约150 Pa的烟道阻力。SCR技术催化剂的设计需要考虑适应氮氧化物排放浓度最大的运行工况，会造成催化剂的过量设计。SNCR/SCR混合法采用调节SNCR的尿素喷射量来使脱硝装置处于较为经济的运行状态，因此大幅减少了催化剂的用量。

虽然SCR，SNCR和SNCR/SCR混合法工艺都是公认的成熟技术，但是采用何种技术手段需要根据实施对象进行技术经济可行性分析后确定。对于未预留烟气脱硝空间的老电厂，或是锅炉钢结构情况复杂、改造危险性较高的老机组，应首先考虑低氮燃烧技术改造方案，再结合改造难度或对原有钢结构的影响情况来选择SNCR或SNCR/SCR混合法。

3.4 汞的监测方法及减排技术

新标准首次对燃煤电厂汞排放提出控制要求，国内相关研究还处于探索阶段。预计在未来几年，我国脱汞技术将与脱硫、脱硝、除尘技术一样，在完善监测方法和控制技术的基础上得到发展并广泛应用于燃煤电厂。

3.4.1 烟气中汞的监测方法

目前国内还未将汞作为燃煤电厂大气污染物的常规监测对象，仅有为数不多的电厂以研究为目的对烟气汞排放进行监测[4]。燃煤烟气中汞的监测是实现汞污染控制、了解控制效果的前提，也是目前的一个技术难点。汞的分析技术已非常成熟，一般推荐的方法有冷蒸汽原子吸收光谱法、冷原子荧光法等，但各种技术的分析对象都是Hg0。而燃煤烟气中汞以3种形态存在，即元素汞（Hg0）， 氧化态汞（Hg2+）和颗粒态汞（Hgp）。 因此，烟气中汞监测的关键在于汞的采样、汞的预处理和转化过程。

美国的烟气汞监测技术较为完善，采用的方法有安大略法[5]、30A法[6]和30B[7]法。安大略法能测得3种形态的汞浓度，30A法和30B法只能测得总气态汞浓度。3种方法推荐的分析技术相同，主要区别在于采样系统，以及采样、分析单元是否系统集成。美国约有30%的电厂已开展汞排放监测，绝大部分都采用30A法和30B法。

3.4.2 汞的减排技术

火电厂烟气中的汞控制方式[8]主要分为燃烧前脱汞、燃烧中脱汞、燃烧后尾部烟气脱汞。燃烧前脱汞包括洗煤、混煤及使用添加剂等手段。燃烧中脱汞主要是改进燃烧方式，在降低NOX排放的同时，抑制一部分汞的排放。

燃烧后脱汞是电厂关注的重点，主要包括：

（1）利用现有设备脱汞。电厂现有的除尘装置、脱硫装置、脱硝装置对脱汞具有一定的协同控制作用，去除效率见表1。

表1 现有烟气控制设备协同脱汞效率

（2）利用活性添加剂脱汞。活性添加剂法主要包括烟道喷入活性炭和炉内添加氧化剂（卤素或卤化物等），脱汞效率可以达到30%以上。运用化学方法在活性炭表面注入其他成份可以增强活性炭的活性，目前常见的改性活性炭包括载硫、载氯、载溴和载碘活性炭。卤素添加剂通常是拌入煤粉中，或将卤化物溶液喷洒在煤上再进入磨煤机，也可直接喷入炉膛。增加煤中氯或溴的含量能提高烟气中Hg0向水溶性Hg2+的转化率。

（3）利用飞灰吸附作用去除烟气中的汞。飞灰对汞的吸附主要通过物理吸附、化学吸附、化学反应以及三者结合的方式。含碳量越高的飞灰对汞的吸附越有利，但不同煤种的飞灰稍有差别，烟煤比次烟煤、褐煤的飞灰表现出更高的氧化率和吸附率。

（4）其他方法，如电晕放电、电子束照射、低温氧化等。

4 结语

在“十二五”乃至更长的时期内，我国的电源结构仍将维持燃煤机组为主的基本格局，新标准的实施对我国大气污染物减排以及大气质量的改善具有重要意义，同时也对电力行业的环保技术进步提出了很高的要求。本文通过对新标准的解读，并以详细的数据分析了省内火电厂大气污染物排放及控制现状，提出烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞等主要大气污染物的控制措施和减排技术，为省内火电企业应对新标准提供参考。

[1]王志轩.科学修订火电厂大气污染物排放标准[J].中国电力企业管理，2011（3）:12-17.

[2]姜雨泽，宋荣杰.火电厂除尘技术的发展动态研究[J].环境科学与技术，2008，31（8）:59-64.

[3]乐园园，金东春，张岩，等.浙江省火电厂石灰石湿法烟气脱硫装置运行分析[J].浙江电力，2010（7）:53-56.

[4]王圣，王慧敏，朱法华，等.基于实测的燃煤电厂汞排放特性分析与研究[J].环境科学，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]陈纪玲，王志轩.燃煤电厂烟气中汞的排放与控制研究进展[J].电力环境保护，2007，23（6）:45-48.