煤化工机组超低排放与超超低排放控制研究

煤化工机组超低排放与超超低排放控制研究

最近，“零排放”、“超标”、“超标”和“比气盘清洁”的低碳排放在中国的发电行业中很常见。不仅受到公众的喜爱，而且受到广泛的质疑。本文试图从燃煤电厂超低排放的发展历程、定义、实施条件、技术经济、减排潜力与环境效益等方面进行研究,为客观看待燃煤电厂的超低排放与环境改善提供必要的依据。发展黑煤排放的过程和定义燃煤电厂湿式电除尘器应用背景在2011年《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)发布前后,该标准受到广泛质疑,认为其限值过于严格,没有可行的技术经济支撑该标准的执行。因此,2011年前,没有超低排放的概念。2011年5月27日,环境保护部环境工程评估中心在北京市主持召开燃煤火电项目大气污染控制措施研讨会,提出适应特别排放限值的工程措施与管理措施,明确石灰石—石膏湿法脱硫系统通过增加喷淋层数量、提高液气比、增大浆液池容积等手段,脱硫效率可以提高到97%以上,实现低硫煤情况下满足SO2排放小于50毫克/米3的标准。此后,环保部按特别排放限值要求批复了一些燃煤电厂。2011年7月18日,环境保护部批准了“史上最严”《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011),并于同年7月29日正式发布。《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中首次增设了燃气锅炉大气污染物排放标准,以前的标准中均没有燃气电厂的排放标准。由于上海市地方政府规定禁止建设燃煤电厂,现役的燃气电厂不仅成本高,而且气源保障性差,因此GB13223—2011发布后,上海某电厂就提出燃煤电厂达到燃气电厂(燃气轮机组)大气污染物排放标准的要求,是否可以建设的问题,并在现有1000MW机组上进行了低温四电场电除尘器改造与余热回收利用,除尘器出口烟尘浓度从30.5毫克/米3下降到22.8毫克/米3。2012年9月19日在上海召开的论证会上,提出二期扩建工程采用低氮燃烧技术控制NOX产生小于200毫克/米3、五电场低温电除尘器99.86%的除尘效率、石灰石—石膏湿法脱硫98%的脱硫效率、加装湿式电除尘器60%的除尘效率,这样可以保证在基准含氧量6%的情况下大气污染物排放满足燃气电厂的排放标准,即烟尘小于5毫克/米3、SO2小于35毫克/米3、NOX小于50毫克/米3。此后,许多电厂就燃煤电厂满足燃机排放标准进行咨询与研讨,并逐步进行工程示范,如浙江的舟山电厂、江苏的滨海电厂等。2013年初湖南益阳电厂300MW燃煤机组湿式电除尘器正式投运,测试结果表明烟尘去除率在70%以上,同时可以消除“石膏雨”现象。此后,湿式电除尘器在全国许多电厂得到应用,目前投运与在建的数量已超过世界上其他国家的总和,其中绝大多数不是为了实现烟尘排放小于5毫克/米3,而是为了实现烟尘排放满足20毫克/米3的要求与消除“石膏雨”现象。2014年6月浙江嘉华电厂2台1000MW燃煤机组、神华国华舟山电厂1台350MW燃煤机组先后实现燃煤机组符合燃气电厂排放标准的要求。此后,越来越多的燃煤电厂实施超低排放的环保改造,并建成投运。燃煤机组的“低排放”时至今日对燃煤电厂的超低排放仍无公认的定义,实际应用中多种表述共存,如“近零排放”、“零排放”、“超低排放”、“超净排放”、“超洁净排放”、“比燃机排放更清洁”等。笔者认为,除“超低排放”外,其他表述均不够严谨。如“零排放”或“近零排放”,那就是基本不排放,如我们常说的废水“零排放”,那就是没有排放口,或者有排放口,但正常情况下不排放废水。实现超低排放的电厂显然都还有烟囱或其他排烟设施(如冷却塔),且排放烟气,如果有一天,燃煤机组实现了富氧燃烧,烟气中污染物脱除后,只剩下CO2,CO2作为资源回收利用,不对环境排放,那就真正实现了烟气“零排放”。再如,燃气—蒸汽联合循环机组,由于天然气中基本不含尘、硫,即使无任何烟气处理设施,其排放烟气中烟尘基本为零,SO2浓度也很低;即使是NOX排放,目前燃气轮机采用低氮燃烧,均可控制在50毫克/米3以下,如果再采用SCR脱硝(由于烟气中不含尘等污染物,要比燃煤机组脱硝容易得多),排放浓度可控制在10毫克/米3,因此,燃煤机组比燃机排放还清洁,尚无可行的技术支撑。既然认为“超低排放”的表述是严谨的,那么就应说清何为低排放。表1给出了世界主要燃煤国家煤电大气污染物排放标准中的最严标准限值。从表1中可以看出,美国的标准限值非常复杂,2011年5月3日以前建成投产的燃煤机组,其排放标准限值与电厂燃煤煤质挂钩,一般以单位耗煤量的热值输入量的污染物排放量给出标准限值,也有以单位发电量的污染物排放给出标准限值,电厂可自己选择执行具体标准限值。因此,美国的标准限值与其他国家以排放浓度表示的标准限值难以直接比较,需要对单位燃煤产生的烟气量或单位发电量产生的烟气量进行假定后折算,不同假定结果会有差异。本研究中假定燃煤电厂燃烧的煤炭1千兆焦热量产生350立方米标态含氧量为6%的干烟气量、每300万kW机组满负荷发电时小时标态含氧量6%的干烟气量为100万立方米,折算得到表1中的结果。美国2011年5月3日及以后新建与扩建投运的煤电机组执行的标准更为严格,折算后颗粒物(我国标准中为烟尘,烟尘是颗粒物中的一部分)、SO2、NOX排放标准限值分别为12.3毫克/米3、136.1毫克/米3、95.3毫克/米3,其烟尘排放限值是世界各国煤电机组现行有效排放标准中的最低限值,SO2高于我国重点地区的特别排放限值,NOX与我国重点地区的特别排放限值相当,都应属于煤电机组的“低排放”范围。2014年9月12日国家发改委、环保部、能源局联合以2093号文发布的排放限值要求,即烟尘10毫克/米3、SO235毫克/米3、NOX50毫克/米3与包括美国在内的所有国家的煤电机组排放标准限值相比,三项指标均是超低的,因此可以认为该排放限值要求属于“超低排放”。以燃机排放的标准限值(烟尘5毫克/米3、SO235毫克/米3、NOX50毫克/米3)要求燃煤电厂,应属于“超超低排放”。结合以上分析,本文给出煤电超低排放的定义:在燃用煤质较为适宜的情况下、采用技术经济可行的烟气污染治理技术,使得烟尘、SO2、NOX排放分别小于10毫克/米3、35毫克/米3、50毫克/米3的煤电机组,称为超低排放煤电机组。使得烟尘、SO2、NOX排放分别小于5毫克/米3、35毫克/米3、50毫克/米3的煤电机组,称为超超低排放煤电机组。在技术经济分析中，低碳排放nox控制技术烟尘控制技术。国内外部分实现烟尘超低排放或超超低排放的煤电机组控制技术见表2。从表2中可以看出,要想实现烟尘的超超低5毫克/米3的排放,湿式ESP是必不可少的配置,湿法脱硫(包括石灰石—石膏湿法脱硫、海水脱硫等)前可以采用电除尘器、袋式除尘器、电袋除尘器,如果单独采用电除尘器,一般需配套采用电除尘器新技术,包括低低温电除尘技术、旋转电极技术、新型高压电源与控制技术等。此外,上述电厂的燃煤灰份均不超过25%,其中有部分电厂燃煤灰份甚至低于15%。SO2控制技术。相对于常规的石灰石—石膏湿法脱硫系统,实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术(包括单塔双循环、双塔双循环)、托盘塔技术(包括单托盘、双托盘)、增加喷淋层、性能增强环、添加脱硫增效剂等。NOX控制技术。NOX控制首先是采用先进的低氮燃烧技术,在不影响锅炉效率与安全的前提下尽可能低的控制锅炉出口烟气中NOX的浓度,然后采用选择性催化还原SCR烟气脱硝。与传统的SCR脱硝相比,超低排放机组脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积,改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装,部分电厂采用3+1层SCR催化剂。改造后系统脱硝效率可以达到85%~90%。煤质条件。需要强调的是,要想实现超低或超超低排放,燃煤煤质是前提,最好是低硫、低灰、高挥发份、高热值烟煤。如燃煤低位发热量4000千卡/千克、灰份35%,除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8克/米3,即使总的除尘效率高达99.99%,烟尘排放浓度仍大于5毫克/米3的超超低排放要求。又如,燃煤含硫量为3%的煤,其产生烟气中SO2的浓度在6900毫克/米3左右,脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%,其排放浓度仍高达69毫克/米3,不能满足超低排放35毫克/米3的要求。事实上,我国西南地区有好多电厂脱硫塔进口烟气中SO2浓度高达上万毫克/米3;再如,燃用无烟煤的W型火焰锅炉,采用先进的低氮燃烧技术,锅炉产生的烟气NOX浓度可长期稳定控制在1000毫克/米3左右,即使SCR脱硝效率提高至90%,NOX排放浓度仍达到100毫克/米3,是超低排放要求的50毫克/米3的2倍。正因如此,美国燃煤电厂大气污染物排放标准中,即使对2011年5月3日以后建成投产的煤矸石电厂,其烟尘、SO2、NOX的排放标准限值均比常规燃煤电厂的排放限值宽松50%以上。机组环保改造的投资估算对于新建燃煤机组,在煤质适宜的情况下,同步实施超低排放,与执行特别排放限值相比,即烟尘排放浓度从20毫克/米3下降至10毫克/米3(不增加湿式ESP)、SO2从50毫克/米3下降至35毫克/米3、NOX从100毫克/米3下降至50毫克/米3,污染物排放量下降30%~50%,平均下降45%,但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。如果烟尘执行超超低排放5毫克/米3的要求,则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP,其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右,且消耗氢氧化钠,产生废水,可能有些得不偿失。也正如此,湿式电除尘器作为燃煤电厂的烟气净化深度处理装置,在国外使用并不普遍。对于现役煤电机组的环保改造,不同电厂环保设施基础不同,因此环保改造的内容也有所不同。表3给出了江苏3个电厂3台煤电机组的改造方案与投资比较。从表3中可以看出,对于现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组,装机容量越大,其单位千瓦环保改造的投资越低,改造效益越显著。对于600MW级及以上的现役煤电机组,实现超超低排放,其环保改造单位千瓦的投资额在345~439元。另外,根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算,从特别排放限值到实现超超低排放,对于1000MW机组,需要增加的成本为0.96分/千瓦时;对于600MW机组,需要增加的成本为1.43分/千瓦时;对于300MW机组,需要增加的成本为1.87分/千瓦时。需要指出的是,煤电机组实现超低排放或超超低排放的成本中,运行成本较高,如果没有相应的奖惩措施,燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放,因为烟气脱硝、除尘、脱硫系统都可以通过改变运行方式来降低运行费用,仅满足排放标准限值要求。如目前能够实现超低排放的某330MW煤电机组,采用的是单塔双循环石灰石—石膏湿法脱硫,共设置5层喷淋层,一般仅运行3层喷淋层,即可满足特别排放限值50毫克/米3要求,有人参观时,可随时投入另外2层喷淋层,实现超低排放。这种情况下,超低排放设施的建成只是为满足特别排放限值提供了更大的裕度。分析低碳排放对环境影响的影响清洁煤炭工段总量污染物排放情况对于全国而言,电厂用煤平均含硫量超过1%、灰份近30%。对于位于重点区域的燃煤电厂,煤质则相对较好,假定至2020年全国重点区域内约4亿千瓦的煤电机组实现超低排放,燃煤平均含硫量1%、灰份25%、低位发热量4800千卡/千克,机组平均年利用5000小时,发电标煤耗降至300克/千瓦时,烟气量为3.5立方米/千瓦时,NOX产生浓度300毫克/米3,实施不同的排放要求,其总量污染物减排效果见表4。从表4中可以看出,2020年全国重点区域内4亿千瓦的煤电机组全部执行特别排放限值后,其烟尘、SO2、NOX的排放量分别低于14万吨、35万吨和70万吨,仅占届时全国相应总量的2.08%、1.86%和3.8%。通过实施超低排放,其增加的减排量分别为7万吨、10.5万吨和35万吨,仅占全国届时相应总量的1.04%、0.56%和1.9%。由此也可预见,如果“十二五”期间,全国所有燃煤电厂都能够执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011),“十三五”期间全国污染物减排仍以电力行业为重点的话,减排效果会很不理想。火炬污染物排放情况燃煤电厂属高架源排放,烟囱高度一般大于200米,同等污染物的排放量,其对地面常规污染物的贡献浓度远低于面源和低架源,同一地区内,电厂排放的SO2对地面浓度的贡献率约为其排放量所占比例的1/4~1/3。由于从特别排放限值到超低排放,污染物减排总量很少,因此,其对地面浓度的改善也很小。“十一五”期间,我国各地SO2地面浓度的大幅下降主要是由于大气氧化性增强导致SO2向硫酸盐的转化形成PM2.5造成的。根据2010年与2005年全国与电力行业烟粉尘、SO2、NOX的排放量及重点环保城市地面浓度的变化,SO2地面浓度的下降中34.4%是由SO2排放总量下降造成的,其余则是由于SO2被氧化为硫酸盐形成PM2.5造成的下降。火电行业对PM2.5的贡献中,SO2转化形成PM2.5占火电行业贡献的43%、NOX转化形成PM2.5占贡献的32%、SO3转化形成PM2.5占贡献的13%、烟尘排放形成的PM2.5占贡献的12%。可见,2010年电力行业气态污染物排放贡献的PM2.5占其贡献总量的88%。应用MM5+CALPUFF耦合大气模型,结合2012年江苏省火电厂大气污染物排放情况、当地的气象资料、地形资料、环境空气中NH3、O3等监测结果模拟火电厂大气污染物排放对环境空气中PM2.5的贡献,结果表明2012年江苏省火电厂排放的烟尘对13个地级市PM2.5最大日均浓度的贡献为3.3~5.5微克/米3,平均4.43微克/米3;火电厂排放的所有污染物对PM2.5在各市的最大日均浓度贡献为27.3~42.9微克/米3,平均35.28微克/米3;烟尘排放对PM2.5的贡献占火电厂贡献总量的比例介于10.2%~16.5%,平均12.6%,即江苏省火电行业2012年气态污染物排放贡献的PM2.5占其贡献总量的87.4%。实施超低排放后,江苏省2012年火电厂大气污染物排放对江苏省各地级市环境空气中PM2.5总的贡献浓度均有较大幅度降低,平均从35.28微克/米3下降至9.43微克/米3,平均下降率73.29%。由以上分析可知,将燃煤电厂的烟尘排放从超低排放的10毫克/米3提高到超超低5毫克/米3,不论从总量减排,还是从PM2.5的地面浓度贡献来分析,均无实质性意义。相反,SO2、NOX的减排以及采用低低温电除尘器、湿式电除尘器对SO3的减排,对PM2.5地面浓度的减排意义更大。因此,在超低排放技术路线选择中,建议采用低低温电除尘器进行除尘的,能够满足10毫克/米3的排放要求且脱硫系统无“石膏雨”时,无需再加装湿式电除尘器进一步脱除烟尘与SO3。大力实施“煤改气”重点控制区4亿千瓦的煤电机组年燃标煤6亿吨,按平均发热量4800千卡折算为原煤8.75亿吨,从特别排放限值到实施超低排放,其烟尘、SO2、NOX的减排量分别仅为7万吨、10.5万吨和35万吨。2012年全国工业锅炉燃煤量仅4亿多吨,但却排放了410万吨烟尘、570万吨SO2和200万吨的NOX,工业锅炉污染物排放量大且贴近地面,对环境空气质量影响很大。因此,大幅度提高煤炭用于发电的比例,实施煤电超低排放与“以电代煤”,关停小锅炉,是实现环境改善的根本途径。目前,我国煤炭用于发电的比例远低于美国、德国、韩国等发达国家,是我国大气环境污染严重的主要原因之一。河北省邯郸市2014年通过百日攻坚拆除1650根烟囱、955台锅炉,年削减煤炭消耗量仅为165万吨,但却减少烟粉尘2.01万吨、SO23.94万吨、NOX1.61万吨,与2013年同期相比,2014年1—6月,邯郸市环境空气中PM2.5浓度同比下降19.6%,PM10浓度同比下降21.4%。兰州市、乌鲁木齐市与5年前相比,环境空气质量大幅改善,同样不是因为关停了燃煤电厂或减少燃煤电厂的运行,而是大量关停燃煤工业锅炉的结果,即大力实施“煤改气”的结果。对于绝大多数没有天然气气源的城市,大力实施现有纯凝机组抽汽供热或“以电代煤”,关停小锅炉,其环境改善效果可能比“煤改气”更好。江苏宿迁电厂2台135MW纯凝煤电机组,于2009年开始进行抽汽供热与环保等重大改造,改造后每小时供热量可达300吨,供热距离最长达24公里,覆盖宿迁市宿城市经济区、宿迁市经济开发区、洋河新城、洋北镇区等300平方公里,替代大量燃煤小锅炉的同时,电厂增加了烟气脱硫等环保设施,并一举实现扭亏为盈。燃煤机组超低排放的环保改造建议一是在烟气含氧量为6%的标态干烟气状态下,煤电机组烟尘排放小于10毫克/米3、SO2排放小于35毫克/米3、NOX排放小于50毫克/米3,全面低于目前世界各国最严的煤电机组排放标准限值,可以称之为超低排放。对于烟尘排放小于5毫克/米3、SO2排放小于35毫克/米3、NOX排放小于50毫克/米3的煤电机组排放,可以称之为超超低排放。二是超低排放与超超低排放的煤电机组在国内的成功运行,不仅表明我国煤电机组的污染物排放控制已经达到国际先进水平,而且为全国各地、各种煤质条件下全面实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)提供了坚实的、技术经济可行的技术支撑,同时,也为我国的能源安全提供了重要基础。