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燃煤电厂有色烟羽治理要点分析与环境管理

2019-05-29    来源:中国节能网
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[ 导读 ]:在研究国内外相关标准的基础上结合中国燃煤电厂烟气治理技术发展现状,分析了排放烟气中可过滤颗粒物、可凝结颗粒物、溶解性固形物的概念、联系和区别,明确指出中国燃煤电厂有色烟羽环境管理的关键是管控以SO3 为代表的可凝结颗粒物,进而梳理了目前有色烟羽治理环境管理方面存在的问题,提出了可凝结颗粒物环境管理的相关政策建议。
摘 要:在研究国内外相关标准的基础上结合中国燃煤电厂烟气治理技术发展现状,分析了排放烟气中可过滤颗粒物、可凝结颗粒物、溶解性固形物的概念、联系和区别,明确指出中国燃煤电厂有色烟羽环境管理的关键是管控以SO3 为代表的可凝结颗粒物,进而梳理了目前有色烟羽治理环境管理方面存在的问题,提出了可凝结颗粒物环境管理的相关政策建议。

0引言

截止2018 年3 月,全国已完成超低排放改造的燃煤发电机组容量达700 GW,占煤电总装机比例约71%,电力行业SO2、NOx、烟尘等常规烟气污染物排放量大幅降低,为改善中国大气环境质量做出了巨大贡献。随着污染防治认识的深入和环保管理要求的提高,特别是“湿法脱硫导致雾霾”掀起的巨大舆论波澜,一些潜在问题也日益凸显, 越来越多的地区又对燃煤电厂“ 有色烟羽”提出了治理要求,进一步补充和延伸了超低排放概念。

本文通过对燃煤电厂烟气排放多种形态颗粒物及相关国内外标准的研究,提出了有色烟羽治理的关键是SO3 等可凝结颗粒物控制,分析了目前有关环境管理政策存在的问题,对完善燃煤电厂有色烟羽环境管理提出了政策建议。

1 燃煤电厂颗粒物种类及相关标准

1.1 颗粒物的种类及形态

燃煤电厂烟气污染物来源于锅炉燃烧生成及烟气治理过程次生,主要包括颗粒物和SO2、NOx、Hg 及其化合物、CO、NH3(脱硝喷氨逃逸)等气态污染物, 《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)对前4 项污染物分别规定了排放限值,国家也发布了相应的测试方法标准。此外,烟气中还含有液态雾滴、气态水等物质,随脱硫方式及除雾效果、烟气排放温度而含量有所不同,国内绝大多数燃煤电厂由于采用湿法烟气脱硫工艺,排放烟气为湿烟气。

在中国,颗粒物的定义是悬浮于排放气体中的固体和液体颗粒物状物质,现行的《固定污染源排气中颗粒物和气态污染物采样方法》(GB/T16157—1996)和《固定污染源废气低浓度颗粒物的测定 重量法》(HJ 836—2017)等测试标准,均是基于对烟气中的颗粒物采用滤膜(筒)进行过滤、捕集、烘干、称重的原理进行测量。

实际上,燃煤电厂排放烟气中的颗粒物不仅仅包括燃煤产生的烟尘、脱硫脱硝过程中烟气雾滴中携带的未溶硫酸盐、亚硫酸盐及未反应吸收剂等可被滤膜过滤的颗粒物(filterable particulatematter,FPM),还会有因粒径小于采样滤膜截留直径故而穿透滤膜逃逸到大气中并因温度、压力、水分等物理状态改变而形成的颗粒物(不包括SO2、NOx 在大气环境中发生复杂化学反应生成的二次颗粒物)。一类是美国EPA 定义的可凝结颗粒物(condensable particulate matter,CPM),即在烟道采样位置处为气相,穿透滤膜后在大气中降温凝结成为液态或固态颗粒物, 主要为SO3 /H2SO4 等分子态或亚微米级气溶胶态污染物;另一类是溶于穿透滤膜的细微雾滴中的离子态硫酸盐、亚硫酸盐、氯盐等溶解性固形物,离开烟道后在大气中经稀释、干燥、降温、凝结等作用, 失去水分后变成细颗粒物的溶解性固形物。

1.2 国内外测试标准

美国EPA 在2008 年开始将CPM 纳入颗粒物排放源强,并于2010 年12 月出台了 Method 202 修订案[7],其原理为在捕集FPM 的常规装置(即Method 5,17 或201A,称重法)后加装干式冲击瓶,烟气降温后再由滤膜捕集颗粒物,冲击瓶吸收和滤膜收集的颗粒物之和即为CPM, 测量示意见图1。



Method 202 也明确烟气温度低于30 ℃ 时不予测量CPM。对于FPM 的测量,Method 17 和201A 明确它们不适用于含有雾滴的湿烟气,而采样滤膜前有加热装置的Method 5 则适用,因后者在采样时要求加热至120±14 ℃ 去除液态水,故存在于雾滴中的溶解性固形物也会失水变为固体颗粒并被滤膜捕集。国内外也有研究表明,上述溶解性固形物也有少量会形成为PM0.3,可直接逃逸出过滤材料的捕集,变为了可凝结颗粒物。

因此,对于燃煤电厂湿烟气FPM 测试,美国EPA要求采用的Method 5 测试的FPM 结果已包含了中国环境标准中定义的颗粒物及绝大部分溶解性固形物,与Method 202 联用时测试结果则增加了CPM。按美国EPA 测试标准,溶解性固形物并不是单独的一种颗粒物形式,而是分布于FPM 及CPM 之中,后两者完整地构成了EPA 所谓的一次总颗粒物。而中国现行的GB/T 16157—1996 和HJ 836—2017 均没有考虑CPM 的测量,也没有强制要求颗粒物采样时加热烟气,导致颗粒物的定义与美国EPA 定义的可过滤颗粒物内涵并不一致,溶解性固形物作为颗粒物的一种形式不包含于可过滤颗粒物中,因此目前中国燃煤电厂颗粒物测试结果缺失了CPM 及溶解性固形物。中国燃煤烟气中各类颗粒物形态及现行测试标准所得测试结果示意见图2。



根据文献对燃煤电厂、供热锅炉、工业锅炉等净烟气中颗粒物排放浓度测试的结果表明,烟气中CPM、溶解性固形物的排放浓度可达滤膜法检测的FPM 排放浓度的0.7~5.7 倍。目前中国无论是固定源污染物监测或大气污染管理、控制等方面,均忽视了CPM 及溶解性固形物。

2 燃煤电厂有色烟羽及环境管理现状

2.1 有色烟羽相关概念

锅炉燃烧会使燃料中的硫生成SO2 和少量SO3,中国燃煤电厂普遍采用SCR 烟气脱硝工艺和石灰石–石膏法等湿法烟气脱硫工艺,SCR 脱硝中的钒钛系催化剂又会使烟气中一小部分的SO2 氧化成为SO3,后者在湿法烟气脱硫系统中因浆液喷淋急剧降温会冷凝形成SO3/H2SO4 气溶胶,它们因粒径微小(主要在0.1 μm 以下)不易被浆液洗涤脱除。这些脱硫后的饱和湿烟气(约50 ℃)中还含有大量的气态水及微小雾滴,在烟囱口排入大气环境的过程中由于温度降低会继续发生凝结,在烟囱口形成含有更多雾状水蒸汽和SO3 气溶胶的烟羽,其会因天空背景色和天空光照、观察角度等原因发生颜色的细微变化,即为“有色烟羽”。其中,白色、灰白色烟羽主要是雾状水蒸汽形成的视觉影响,而蓝色烟羽因其含有较高的SO3 等CPM 才更具有污染性环境影响:一是其在大气中停留时间长,污染扩散距离远;二是其环境毒性大,是酸雨的主要成分;三是其具有强酸性,极易与大气中NH3 等发生反应形成硫酸盐,这是PM2.5 的重要组分。

此外,烟气携带的雾滴中的溶解性固形物也会在大气中失水变成细颗粒物,这也就是“湿法烟气脱硫导致雾霾”一说的原因。根据文献和的研究,这些最终进入大气中的溶解性固形物的量与雾滴浓度、脱硫副产物溶解度高度相关,采用石灰石–石膏法烟气脱硫的燃煤电厂溶解性固形物排放浓度明显低于采用钠法和镁法的燃煤供热锅炉。石灰石–石膏法脱硫工艺排放烟气携带的雾滴中还会有部分未溶硫酸钙(石膏)、亚硫酸钙、碳酸钙(吸收剂)等可过滤颗粒物,在流速过快、大气温度或气压较低等不利条件时会发生“石膏雨”现象,近年来环保公司通过采用烟气协同治理技术,以降低脱硫后烟气中雾滴含量、减少石膏等的携带,来实现颗粒物的超低排放,这也从源头上降低了 “石膏雨 ”现象的发生。

由于中国湿法脱硫燃煤机组中95% 以上是石灰石–石膏法脱硫工艺,且随着实现超低排放后雾滴排放浓度的明显降低,可以认为溶解性固形物不是中国燃煤电厂排放颗粒物的关键问题,也可以参考Method 5 解决溶解性固形物测试结果部分缺失的问题;“石膏雨”随着超低排放实施已在排放源头上得到了有效抑制,大幅降低了发生的可能性。经过超低排放改造后的中国燃煤机组SO2、NOx 和可过滤颗粒物排放已降至很低水平,但对于大气环境影响程度远胜于它们的SO3 却不包含于颗粒物测试结果中,也无排放限值要求,这才是目前亟待解决的问题,也是消除燃煤电厂有色烟羽的关键。

2.2 有色烟羽环境管理现状

目前,世界上没有一个国家对有色烟羽提出环保控制要求,但美国已经有22 个州对燃煤电厂烟气中的SO3 提出了排放限值,其中有14 个州的排放限值低于6 mg/m3;德国没有单独针对燃煤电站SO3排放限值的标准,但是有SO2 和SO3 的综合排放限值为50 mg/m3;日本将SO3/H2SO4 纳入颗粒物限值进行控制[18]。近年来在中国电力行业广泛应用的低低温电除尘、复合塔脱硫、湿式电除尘等超低排放技术对SO3 具有良好的协同脱除效果,已为全面控制以SO3 为主的CPM 打下良好基础。

2017 年以来,中国越来越多的省份出台地方政策或标准,希望通过对有色烟羽进行控制从而改善当地的大气质量(见表1)。



此外,江苏省徐州市和连云港市、山西省临汾市和大同市、浙江省绍兴市等地市也提出了燃煤电厂有色烟羽的相关政策要求。

3 有色烟羽环境管理的不足及建议

3.1 目前政策的不足

国内部分省市出台有色烟羽治理相关政策,说明烟气中CPM 的环境危害已经引起了地方管理部门的高度重视并采取了措施,对于引导有色烟羽及CPM 的治理有正面意义。但由于对有色烟羽的形成机理、关键影响研究不够深入,这些文件均没有抓住治理有色烟羽的关键是对SO3 等提出管控要求,存在以下不足之处。

(1)治理目标和方向并不明确。如部分省市提出的有色烟羽治理主要目标仅是消除燃煤电厂烟羽的视觉影响,如若采用其所要求的烟气直接加热消白技术,并不能减轻燃煤电厂CPM 等的排放,反而造成了设备投资和运行成本增加,考虑加热烟气带来的能源消耗甚至会形成环境负效益。

(2)没有结合燃煤电厂的实际情况开展工作。如海水脱硫燃煤电厂,排烟温度通常在30 ℃ 左右,按美国EPA 要求不必考虑烟气中CPM,除非环境温度足够低,一般难见有色烟羽,开展有色烟羽治理和观测有待商榷; 对于燃煤硫分较低、采用湿式电除尘等措施已有效控制SO3 排放的燃煤电厂,继续要求其烟气降温对于污染减排意义不大;对于采用烟塔合一排放烟气的燃煤电厂,燃煤烟气与冷却塔水汽混合排放,如何有效开展有色烟羽治理和观测也无法解决。

(3)在基本概念并不清晰的情况下,短时间内大规模要求各行业均进行有色烟羽治理。如前述燃煤电厂普遍采用石灰石–石膏法脱硫,其雾滴中溶解性盐较少,大规模对其实施治理有待商榷。目前市场上各类技术纷繁芜杂,治理效果未经科学测试评估,如情况不明就大规模导入,容易造成无效治理和资源浪费。

3.2 完善环境管理政策的相关建议

根据前述国内外有关标准及目前地方有关环境管理标准和政策的分析,对中国完善燃煤电厂有色烟羽环境管理提出以下政策建议。

(1)完善颗粒物定义,建立CPM 检测标准。

美国EPA 明确规定固定污染源向环境空气中排放的颗粒物总量应为FPM 与CPM 之和(溶解性固形物分别包含于两者之中),其发布的Method 5等和Method 202 也分别实现了对两者的准确测试。而中国现行排放标准和测试标准仅表征的是烟气中FPM(相比美国FPM 的定义缺少部分溶解性固形物),也不包含CPM,在固定污染源监管上还存有漏洞。

H J 2 0 5 3 — 2 0 1 8 虽然根据中国现行标准体系明确了燃煤电厂排放颗粒物的组分为FPM、CPM和溶解性固形物,但国内现阶段缺失CPM 的测试标准,应尽快研究编制发布适合中国国情的固定污染源CPM 测试标准,完善固定污染源环境标准体系。对于溶解性固形物,HJ 836—2017 提出了为保证在湿度较高、烟温较低的情况下正常采样,应选择具备加热采样头固定装置功能的采样管,并提出烟气中水分影响正常采样时开启加热装置,但该标准并未明确开启加热的使用条件,可参考Method 5 强制要求燃煤电厂颗粒物采样时应开启加热到一定条件以改善其测试结果缺失问题。

(2)明确燃煤电厂有色烟羽重点,开展相关政策、技术研究。

参考欧美发达国家经验,应当明确现阶段中国燃煤电厂治理有色烟羽的关键就是控制SO3 为代表的CPM。现有超低排放工程实测数据表明,部分项目的SO3 排放浓度仍可达到10 mg/m3 以上,高于美国大部分州和德国的有关标准,若参考国外标准严格控制仍需进一步采取治理措施。

应结合燃煤电厂实际情况如煤质、烟气治理技术、所在区域环境质量等情况,分门别类、因地制宜、有的放矢地研究制定SO3 管理政策,提高政策的科学性实效性, 避免一刀切现象。同时,鉴于目前有色烟羽治理市场上的复杂状况,可参考国内外相关测试标准,组织开展对各类有色烟羽治理技术示范工程SO3 控制效果的系统测试研究,获取一手技术、经济数据,推动具备实用价值、环境经济可承受的工程技术应用。

(3)开展SO3 对环境空气质量影响研究,适时修订国家排放标准。

以示范工程测试为基础,在京津冀、长三角和“2+26”城市群开展SO3 排放排查研究,建立较准确的排放源清单,并结合气象数据进行区域环境空气质量影响模拟,明确燃煤电厂以及如钢铁、焦化、化工等其他行业所排放SO3 的影响范围和影响程度,以此为国家层面出台相关政策并考虑实施路线图和时间表提供科学技术支撑。

根据技术可行性和管控必要性研究结果,在《火电厂大气污染物排放标准》(G B 1 3 2 2 3 —2011)修订时适时考虑加入SO3 的排放限值,根据中国环境空气质量现状,有区域、有条件、有层次地开展燃煤电厂SO3 治理工作,并进一步向钢铁、焦化、化工等行业共享和延伸。

4 结语

(1)对国内外标准中颗粒物的定义和测试的差异进行了分析,指出目前中国在固定源污染物监测或大气污染管理、控制等方面, 均忽视了CPM 及溶解性固形物。

(2)结合超低排放烟气治理技术发展现状,明确指出以SO3 为代表的CPM 管控是中国燃煤电厂有色烟羽环境管理的关键问题。

(3)系统梳理了国内部分省市有色烟羽治理环境管理政策,指出目前存在治理重点和方向不清、没有结合燃煤电厂实际全面考虑、短时间内大规模要求各行业均进行治理的科学性存疑等问题。

(4)提出完善颗粒物定义、建立CPM 检测标准、开展燃煤电厂有色烟羽治理政策及技术研究、开展SO3 对环境空气质量影响研究、适时修订国家排放标准的政策建议。

(来源:《中国电力》 作者:莫华 朱杰)

 
 
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