《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对热电项目设备选型的影响

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011）对热电项目设备选型的影响

作者：杨刚

来源：《科技传播》2013年第01期

摘要 为了更好保护我们赖以生存的环境，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）正式颁布实施。本文以小型火力发电厂为例，简要叙述新规范对热电项目设计过程中对烟气处理设备选型的影响。

关键词 大气污染物；设备选型；影响

中图分类号X5 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）82-0024-02 0 引言

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）由环境保护部科技标准司组织制定，中国环境科学研究院、国电环境保护研究所起草，环境保护部2011年7月18日批准，自2012年1月1日开始正式实施。 1 背景

“十一五”期间，我国电力行业燃煤电厂的大气污染物控制取得了很大成就，尽管火电装机容量在这段时间增长了10倍以上，但烟尘排放总量却略有下降；SO2控制取得明显成效，为全国完成减排目标做出了决定性的贡献；烟气脱硝工程开始建设，控制NOx排放初见成效。今后一段时间，电力行业大气污染控制任务将以NOx控制为主，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，现役机组要加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设。在国家环境“十二五”规划中环境保护主要指标显示，SO2要实现减排8%，即从2010年的2267.8万吨降低到2015年的2 086.4万吨；NOx要实现减排10%，即从2010年的2 273.6万吨降低到2015年的2 046.2万吨，同时，我国煤炭消费量预计将增长15%，达35亿吨。因此，要完成大气污染物减排目标任务十分艰巨。 2 新标准排放要求

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)适用于单台出力 65t/h 以上除层燃炉、抛煤机炉外的燃煤发电锅炉；各种容量的煤粉发电锅炉。 排放物控制指标：新标准对大气污染物排放浓度限值。

对现役锅炉自2014年7月1日起执行，对新建项目自2012年1月1日起执行。

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表1 火力发电锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/m3

与（GB13223-2003）排放浓度限值相比，各项指标均有不同程度提高，这是我国环境保护的必然选择。 3 工程数据 3.1 概述

某公司为满足工艺装置用汽以及冬季采暖需求，建设3台75t/h中温中压循环流化床锅炉及其配套辅助设施。该工程于2009年3月开工建设，现已正常运行。该供热工程烟气处理采用的技术方案是：烟气除尘采用布袋除尘器；脱硫采用双碱法湿式脱硫；总平面布置预留脱硝场地。脱硫系统采用DCS控制；除尘器采用PLC控制。该厂燃煤主要以灰份约46%的低硫烟煤。以下是该公司2011年10月的运行现状。 3.2 现状 3.2.1 烟尘排放

该公司烟气除尘采用一炉一套布袋除尘器的系统，除尘器本体的布置采用下进风、外滤式过滤方式。单台除尘器烟气处理量183 000m3/h，过滤面积 3 010m2共960 条滤袋，滤袋材质采用德国进口BWF赖登涤纶针刺毡滤料（PPS/PPS551）。经当地环保部门检测，实际烟尘排放浓度平均值为31mg/m3，除尘器效率为99.1%。由于该公司建于2009年，当时设计执行的标准为《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），烟尘的排放浓度限值为50mg/m3，符合当时国家及当地环保部门要求。但2011新标准排放浓度限值修订为30mg/m3，就目前情况看该厂除尘器经长时间运行，现在效率偏低，需停车检修或改造。 3.2.2 SO2排放

该公司烟气脱硫采用双碱法湿式脱硫工艺。双碱法烟气脱硫技术是将配制好的氢氧化钠或碳酸钠溶液直接送入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO2来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池再生成氢氧化钠再打回脱硫塔内循环使用。在线监测装置显示SO2排放浓度值基本在95mg/m3~120mg/m3之间，脱硫效率约90%，符合当时国家及当地环保部门要求。 3.2.3 NO2排放

NOx排放低是循环流化床锅炉一个非常吸引人的特点。循环流化床锅炉NOx排放低是由于以下两个原因：一是低温燃烧，在此温度下氮一般不会生成NOx ；二是分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOx ，并使已生成的NOx得到还原，NO2排放浓度平均值为290mg/m3。该公司在设计时预留有脱硝场地。

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4 影响

4.1 除尘器的影响

目前我国电厂用除尘主要以电除尘器和布袋除尘器为主，根据我国除尘器制造水平，电除尘器理论效率为99%左右，布袋除尘器理论为99.9%左右，甚至更高，但是不论是布袋除尘器还是电除尘器，随着运行时间的积累效率会逐渐降低。

以循环流化床锅炉为例，根据《锅炉大气污染物排放标准》规定，其烟尘原始排放浓度为15g/m3左右，为达到新标准烟尘排放浓度限值30mg/m3的要求。其所用的除尘器的效率要保证在99.8%以上。正常4-5电场除尘器很难满足要求，为达到排放要求，需增加电场数量；布袋除尘器可以满足要求，但需要经常检查、检修。

另外，由国家五部委（国家、科技部、工信部、商务部、国家知识产权局）联合审议、发布的《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南（2011年度）》中，电袋组合除尘器明确在列。据了解我国尚处于研究改进阶段的电袋组合除尘器在部分工程中已投入运行，除尘效率在99.9%以上，由于运行实例较少，运行数据有限，所以目前市场上所占份额相对较少。当有足够的运行数据、运行实例作为支持时，将电除尘器改造为电袋组合除尘器应为现役机组解决烟尘排放浓度超标的理想办法。 4.2 脱硫系统的影响

我国已有30多年自主研发与引进脱硫工艺的技术经验，脱硫工艺根据脱硫剂形态可分为干法、半干法及湿法。干法和半干法投资小、能耗低，在中小型燃煤锅炉领域占据一定市场份额，但脱硫效率通常不高于85%；湿法可分为石灰石—石膏法、氨法、海水法、镁法、双碱法、等，湿法脱硫效率可达到95%以上。

此次新标准的颁布，烟气脱硫企业将面临工艺技术发展的新挑战。据测算，要满足新标准要求，根据不同的煤种，燃煤硫分在3%以上的新建高硫煤机组，所配套的脱硫系统效率必须达到97%左右，现役机组的脱硫效率也必须达到94%以上；对燃煤硫分1%~3%的中硫煤机组，新建机组必须选择达到95%以上脱硫效率的工艺，而现役机组可选择92%左右的工艺系统；对燃煤硫分在0.6%~1%的低硫煤机组来说，新建机组脱硫效率必须达到92%以上，现役机组可控制在90%左右。在重点地区，50mg/m3的排放要求，脱硫效率必须达到97%~99%才能满足。

新排放标准的实施，对烟气脱硫市场及工艺技术发展方向具有重要的导向作用。面对国家日趋严格的排放要求，干法和半干法市场空间受到，所以湿法脱硫将是今后我国脱硫工艺技术发展的主要方向。 4.3 脱硝系统的影响

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此次新标准的颁布对循环流化床锅炉的影响是巨大的。循环流化床锅炉因采用炉内低温燃烧、分段燃烧工艺使得氮氧化物排放降低而受到青睐，循环流化床锅炉NO2排放浓度值在280mg/m3左右，而新标准为100mg/m3，这意味着使用循环流化床锅炉的企业将面临新建烟气脱硝系统问题。

目前我国市场上较为常见脱硝控制技术主要有：NOx燃烧器、选择性催化还原法、非催化选择性还原法等。NOx燃烧器就是调整和控制燃烧参数来降低NOx的产生，不存在二次污染，脱硝率在30％~50％；选择性催化还原法（SCR）工艺已比较成熟，在火力发电厂应用较多，此法NOx脱除率理论上可达90％以上。但性能的好坏取决于催化剂的用量、活性以及NH3与烟气中的NOx的比率，通常的脱除率仅达65％~85％，而且NH3量的控制误差容易造成二次污染；选择性非催化还原法（SNCR）原理同SCR法，因为没有催化剂，所以反应所需温度高（900℃~200℃），因此需控制好反应温度，以免氨被氧化成氮氧化物，效率为50％左右。

由国家五部委联合审议、发布的《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南（2011年度）》中，选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝催化剂及其再生技术赫然在列。由此可见选择性催化还原法（SCR）将是我国热电工程脱硝系统的运用方向。国内的烟气脱硝行业既面临工艺技术发展的挑战，又将迎来难得的历史发展机遇。 5 结论

根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）要求，新建热电项目或面临技术改造的现役机组在考虑减少大气污染物排放时，设备选型上应注重以下几点：

第一，要根据不同的炉型，选择效率较高的除尘、脱硫、脱硝设备。只有满足国家标准以及相关工程技术规范的同时，才能够在项目立项、可研、环评、设计各阶段顺利通过国家审批；第二，设备的运行效率高低，不仅需要制造商有较高的生产技术水平，同时需要对运行进行科学管理，才能使设备处于最佳的运行状态，污染物排放才能达标；第三，设备长期运行可靠性高。环境保护部环办〔2010〕91号文明确要求火电企业铅封或取消烟气旁路，作为提高大气污染物减排效果的主要措施，并将在“十二五”期间得到进一步贯彻执行。

总之，选择效率高的设备，对设备运行进行科学管理，才能保证锅炉污染物达标排放，使国家总体的减排目标得以实现。 参考文献

[1]国家环境保护“十二五”规划国发〔2011〕42号 2011年12月15日. [2]《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011).

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[3]燕中凯火电脱硫面对哪些新挑战？“十二五”烟气脱硫工艺技术路线格局将发生变化.中国环境报.