揚州圣豐丨燃煤發(fā)電機組“超潔凈排放”到底值不值？
發(fā)布日期：2017-03-31 08:10:21
燃煤電廠是我國各種大氣污染物的重要排放源，大約90%的SO2、67%的NOx、70%的粉塵來源于燃煤電廠。
由于防治大氣污染行動計劃逐步得以推進，燃煤電廠的排放改造開始列入議程。2014年10月，國家發(fā)改委、環(huán)境保護部和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)的通知》，行動目標中提出“東部地區(qū)新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值(即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3)，即通常據說的‘超潔凈排放’”。通知發(fā)布不久，我國多家燃煤電廠先后宣稱實現(xiàn)了煙氣中煙塵、SO2、NOx三項大氣污染物的“近零排放”、“超清潔排放”或“超低排放”。
然而，燃煤電廠“超潔凈排放”受到追捧的同時，質疑之聲也不絕于耳。“超潔凈排放”到底值不值?
煙氣治理技術仍有短板
在電力行業(yè)煙氣治理措施的機理和技術上，我國目前已經具備了相對成熟的經驗。然而從煙氣治理設施運行的情況來看，由于受系統(tǒng)設計、設備質量、安裝、調試以及運行管理等因素的影響，很多電廠煙氣處理效率運行穩(wěn)定性尚待提高。
以煙氣脫硫為例，目前燃煤機組脫硫工藝主要為濕法脫硫，以石灰石-石膏法最為常見。濕法脫硫雖然是一項較為成熟的技術，但是部分電廠存在燃煤硫份偏離設計值(電廠為節(jié)約成本，使用劣質煤)的情況，直接造成脫硫設施入口煙氣量和SO2濃度超出設計范圍，脫硫設施無法長期穩(wěn)定運行。而且在一些電廠，脫硫吸收塔常常被當成第二級除塵器，大量煙塵進入脫硫塔，輕則降低脫硫效率，影響副產物的脫水性能，加劇系統(tǒng)的磨損，重則可引起吸收漿液的品質惡化，脫硫設施無法運行，被迫停運。
另外，由于煙氣換熱器(GGH)普遍存在積灰、堵灰，阻力劇增、漏風大引發(fā)SO2超標等問題，目前安裝濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的燃煤發(fā)電機組普遍拆除了GGH。但取消了GGH后往往會出現(xiàn)煙囪排煙溫度降低，容易出現(xiàn)夾帶液態(tài)污染物的排放，導致正常天氣情況下，煙囪附近區(qū)域經常出現(xiàn)下降小液滴的“石膏雨”現(xiàn)象。“石膏雨”產生的原因，還包括脫硫塔設計偏小、塔內流速較大、濕法脫硫系統(tǒng)運行效率降低、除霧器效果較差、煙囪內部冷凝液收集設計不合理等。
在脫硝方面，電廠脫硝主流工藝是選擇性催化還原法(SCR)，約占脫硝機組總裝機容量的95%以上，非選擇性催化還原法(SNCR)占5%以下。脫硝系統(tǒng)存在的潛在問題主要包括：液氨的安全性問題、脫硝技術國產化問題、失效催化劑的再生與處置問題、氨逃逸問題等。此外，由于近年實體經濟發(fā)展不足，電廠機組長期在低負荷狀態(tài)運行，煙溫下降，SCR煙氣脫硝裝置不能正常運行，NOx濃度是額定負荷的2～3倍，這個問題也亟待解決。
除塵工藝主要有電除塵、袋式除塵和電袋復合等，除塵的問題主要在于設計原因，目前運行的電除塵器比收塵面積偏小，其除塵器的除塵效率和煙塵排放濃度不能滿足更嚴格的標準限值。加上電廠實際燃煤煤質經常偏離設計煤質，除塵設施不能適應煤質的變化，引起運行性能下降。設備的老化，運行維護不及時，也會影響除塵器的投運率等。
“超潔凈排放”環(huán)保改造怎么做？
在“超潔凈排放”改造的熱潮面前，我國各大發(fā)電集團、環(huán)保公司等對煙塵、二氧化硫和氮氧化物的超低排放控制進行了一系列的探索研究，逐步摸索出一些改造的技術路線圖。
在除塵方面，主要采取包括低溫電除塵、電除塵器配高效電源 濕式電除塵器和電袋復合高效除塵器 濕法脫硫 高效除霧器等工藝路線。
在脫硫技術上，相對于常規(guī)的石灰石—石膏濕法脫硫系統(tǒng)，實現(xiàn)超低排放的脫硫新技術主要有雙循環(huán)技術(包括單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán))、托盤塔技術(包括單托盤、雙托盤)、增加噴淋層、增加性能增強環(huán)、提升石灰石品質、添加脫硫增效劑等。
脫硝技術上，一方面是在不影響鍋爐效率與安全的前提下，控制低氮燃燒后的NOx產生濃度，另一方面提高現(xiàn)有SCR的脫硝效率，通常通過增加SCR催化劑的填裝層數(shù)或催化劑的體積，改造工程多將原有的2 1層催化劑直接更改為3層全部填裝，部分電廠采用3 1層SCR催化劑等措施實現(xiàn)運行提效。
然而，從上述主要采用的“超潔凈排放”技術來看，除塵、脫硫、脫硝的基本技術并沒有重大突破，主要是通過多種技術的進一步組合(或串聯(lián))，對煙氣治理過程的延長(或處理次數(shù)的增加)。概而言之就是提高處理強度，但是組合后設備增多，其整體效率和穩(wěn)定性等都有待考究。
要算好“超潔凈排放”經濟與環(huán)境賬
“超潔凈排放”從產生一開始，就伴隨著各種質疑聲，其中異議最多的當屬這種改造在經濟上是否可行?其產生的環(huán)境效益是否被夸大?
為了解答這兩個問題，筆者以廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組為樣本，從珠三角與非珠三角兩個層面對燃煤發(fā)電機組實施“超潔凈排放”進行了評估。
在經濟可行性方面，對于現(xiàn)役煤電機組的環(huán)保改造，不同電廠環(huán)保設施基礎不同，環(huán)保改造的內容也有所不同，因此改造的經濟費用不盡相同。從特別排放限值到實現(xiàn)燃機標準，技術改造工作需要較大的投資。改造費用主要來自于濕式電除塵器的建設費用，當前國內1000、600、300MW濕式電除塵器投資中標價，分別相應≥48-60、≥60-70、≥80-90元/千瓦。珠三角地區(qū)62臺12.5萬千瓦以上燃煤機組，按125～350MW機組改造費90元/千瓦，600～700MW(1MW=1000千瓦)機組70元/千瓦，1000MW機組60元/千瓦進行估算，珠三角燃煤機組的改造投資約19.22億元。非珠三角地區(qū)54臺12.5萬千瓦以上燃煤機組機容量為2414.5萬千瓦，從現(xiàn)有鍋爐標準達到燃機排放限值的改造費用，按300元/千瓦的廢氣治理設施改造投資計，共需投資約72.44億元。
投入巨資改造達到的“超潔凈排放”，能夠給環(huán)境減少多少的負擔呢?筆者根據廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組2013年廢氣排放情況，采用額定煙氣量對燃煤發(fā)電機組達到“超潔凈排放”環(huán)境效益進行評估，結果可以看出，珠三角地區(qū)62臺燃煤機組實施該排放限值后，與特別排放限值相比，煙塵、SO2和NOx的減排效果不明顯，改造后其減排比例分別為1.84%、1.07%和2.27%。
與珠三角地區(qū)相比，全省116臺燃煤機組實施該排放限值后，煙塵、SO2和NOx的減排效果較為顯著，改造后其減排比例分別為5.26%、12.06%、4.37%，其主要原因是非珠三角地區(qū)目前執(zhí)行的大氣污染物排放限值相對寬松。
由此可見，煤電機組滿足“超潔凈排放”技改工作，應有條件、有選擇性地穩(wěn)步推進。鼓勵部分重點區(qū)域(企業(yè))根據環(huán)境空氣質量、經濟發(fā)展情況、區(qū)域大氣改善要求，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜確定合適的技改工藝路線。
未來，燃煤發(fā)電機組將全面實現(xiàn)“超潔凈排放”限值，已經成為大勢所趨?？v觀現(xiàn)有“超潔凈排放”技術，并沒有實現(xiàn)技術的創(chuàng)新或者出現(xiàn)重大突破，更多的是通過多種技術的組合(或串聯(lián))，實質是對煙氣治理過程的延長(或處理次數(shù)的增加)。這種通過設備疊加帶來處理效率提升的技術改造，增加了設備運行的阻力以及不穩(wěn)定性，產生過度治理的問題。因此，未來的改造中，需要加大研發(fā)力度，實現(xiàn)精準治污，而不是簡單的技術疊加。同時，要綜合考慮經濟因素，既要實現(xiàn)減排目標，也要兼顧經濟可行。
另外，以廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組為例，按珠三角與非珠三角對燃煤發(fā)電機組達到“超潔凈排放”環(huán)境效益進行評估，結果表明，煤電機組滿足“超潔凈排放”技改工作，應有條件、有選擇性地穩(wěn)步推進。這就說明，“超潔凈排放”不能夠一擁而上，而應該鼓勵部分重點區(qū)域(企業(yè))根據環(huán)境空氣質量、經濟發(fā)展情況、區(qū)域大氣改善要求，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜確定合適的技改工藝路線。
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