执行SO2和NOx新排放标准的压力及建议

沈保中，陈 震，徐小明

（1.华能上海石洞口第二电厂，上海 200941；2.华东电力试验研究院有限公司，上海 200437；3.上海电力股份有限公司，上海 200010）

1 问题的提出

2011年7月，环境保护部正式批准实施《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）。由于《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称新排放标准）涉及每一台火力发电机组全部运行阶段的污染物排放浓度控制要求，而本次“新排放标准”中大幅度提升了火电厂大气污染物的排放标准，对新建、已建火电厂的二氧化硫、氮氧化物的排放限制，比现行标准（GB 13223—2003）的控制限值严格了几倍，远远超过美国和欧洲，成为最严标准。同时“新排放标准”规定在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放重点地区（目前尚未规定重点地区、城市），应严格控制企业的污染物排放行为，重点地区燃煤发电锅炉二氧化硫的排放浓度小于50mg／m3、氮氧化物的排放浓度小于100mg／m3。

“新排放标准”的推出，引起了电力行业、环保从业人员以及电力行业各级领导的高度关注和重视。从目前或将来电厂采取的治污措施以及治污设备的实际运行效果出发，对重点地区“新排放标准”中二氧化硫的排放浓度小于50mg／m3、氮氧化物的排放浓度小于100mg／m3的新排放标准，从严执行所面临的巨大压力和难度，进行分析并提出相关建议。

2 从严执行二氧化硫排放新标准的压力

“十一五”期间，在国家脱硫减排高压政策的促进下，燃煤发电企业经过超常规的投资改造后，绝大部分燃煤发电机组已经完成了石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置或双碱法脱硫装置改造，这些脱硫装置的投运，为全面完成“十一五”期间我国的二氧化硫减排任务作出了非常大的贡献。这些脱硫装置在当初改造设计时，均是按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计的，但由于受当时投资资金的限制、以往累计煤质条件较好的限制及排放浓度仅要求达到当时的排放标准要求的影响，一般设计的燃煤含硫率比较接近当时使用的煤炭的含硫率，脱硫效率一般要求不低于95%。而当时重点地区的二氧化硫排放标准要求小于200mg／m3，按照95%的脱硫效率，绝大部分的燃煤机组脱硫后，二氧化硫排放浓度在绝大部分时段内均可达到要求。

以入口二氧化硫浓度2 000mg／m3为设计依据的脱硫装置为例，脱硫效率达到95%时，出口二氧化硫排放浓度可以达到100mg／m3，如果要达到出口二氧化硫排放浓度小于50mg／m3，就要求脱硫效率达到97.5%以上，虽然脱硫系统在设计时留有一定的余地，但要求设计连续运行脱硫效率为95%的脱硫系统，在不进行增效改造的情况下，是无法做到连续运行脱硫效率达到97.5%以上的。

表1 《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）mg／m3

上海石洞口第二电厂2台600MW机组于2008年完成了脱硫系统的改造，脱硫系统设计含硫率为0.9%，设计脱硫效率为95%，按照设计含硫率和脱硫效率运行，脱硫系统出口二氧化硫的浓度可以控制在90mg／m3左右，但是无法达到新标准中重点地区要求的小于50mg／m3的标准。

2010年该厂2台机组脱硫系统运行正常，统计的平均脱硫效率为96.13%，机组燃煤的平均含硫率为0.8%，通过对2010年2台机组上传到环保局的有效数据的统计，发现脱硫装置入口二氧化硫小时平均浓度为1 678mg／m3，出口小时平均浓度为58mg／m3。其中，36.6%的排放浓度小于50mg／m3；49.3%的排放浓度在50～100 mg／m3之间；13.2%的排放浓度在100～200mg／m3之间；0.9%的排放浓度大于200mg／m3。

按照重点地区“新排放标准”要求，2010年该厂2台机组的达标排放率仅为36.6%，根据统计的入口二氧化硫浓度，需要将脱硫效率控制在97%以上才能做到平均排放浓度小于50mg／m3。同时，由于煤炭的均匀性较差，在煤炭含硫率波动造成入口二氧化硫浓度超过上述平均值时，需要更高的脱硫效率才能达到平均排放浓度小于50 mg／m3，而脱硫系统的运行过程是一个化学反应的化工过程，反应效率受现场条件的限制而无法达到很高的要求，所以不但对该厂、对上海地区投运的全部脱硫发电机组而言，按照目前的煤炭市场的含硫情况，在执行重点地区“新排放标准”时，全上海所有的燃煤机组脱硫装置的二氧化硫排放浓度，仅有40%的运行时段小于50mg／m3，超标情况将非常严重，说明上海地区脱硫机组普遍存在上述问题。

近年来受电煤质量变差，含硫量普遍升高的影响，部分电力企业已经耗费巨资，对原设计含硫率偏低，含硫量升高后脱硫出口二氧化硫排放浓度不能达到原来标准要求的脱硫装置，进行了不同程度的技术改造。如果再大幅度降低现役机组二氧化硫排放限值，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，需要对现役的绝大部分机组的脱硫装置进行增效改造才有可能达到要求，这对于刚完成脱硫改造的老机组或刚投产不久的新机组来说，在脱硫装置投运才几年，又要花巨资进行改造是无法承受的。同时，由于受脱硫现场空间的限制，有些脱硫装置的增效改造无法进行，可能需要推倒重建。

通过上述分析，“新排放标准”要求趋严是必须的，但在近期煤炭市场仍无好转的情况下，“新排放标准”重点地区中的二氧化硫排放限值将无法达到，其实现性非常差。如果“新排放标准”实施后，重点地区的火电机组在绝大部分的运行时段内，出现二氧化硫浓度超标的现象，对脱硫电价的考核将带来严重问题，可能会直接影响到发电企业的脱硫积极性，最后的结果可能适得其反。

3 从严执行氮氧化物排放新标准的压力

根据“新排放标准”要求，2014年后所有燃煤机组氮氧化物排放浓度每标准立方米要达到100 mg以下，几乎所有燃煤机组都需要安装选择性催化还原（SCR）烟气脱硝装置，才有可能达到此要求。由于SCR烟气脱硝装置需要安装在锅炉省煤器出口与空预器入口之间的高温烟道上，对于新建机组在设计时已经考虑了SCR烟气脱硝装置的安装位置，就十分方便；而对于已经投产的老机组来说，由于当初设计时没有考虑安装SCR烟气脱硝装置的位置，改造时的安装位置和安装空间是个大问题，而且在改造时由于施工场地狭小，实施改造又是一个难点。

脱硝可分为物理方法脱硝和化学方法脱硝。物理方法脱硝是采用低氮燃烧技术，通过调整煤炭的燃烧方式，尽量减少煤炭在燃烧过程中氮氧化物的产生。目前的低氮燃烧技术对于燃烧烟煤的机组，可以做到锅炉出口的氮氧化物浓度控制在400mg／m3以下，按此浓度再设计SCR烟气脱硝装置的脱硝效率需要达到75%以上，出口氮氧化物的浓度才有可能达到小于100mg／m3以下。

目前采用的SCR技术可以实现燃烧烟煤机组对脱硝效率的要求，而对于燃用贫煤、无烟煤的机组，锅炉的出口氮氧化物排放浓度，通常在1 200～1 500mg／m3之间，要达到出口氮氧化物排放浓度小于100mg／m3的排放限值，脱硝效率必须在92%以上，目前的SCR技术还无法实现这个目标。

SCR烟气脱硝装置在日常运行时需要消耗液氨或尿素两种还原剂，如果按SCR脱硝装置入口氮氧化物浓度为400mg／m3，脱硝效率为80%，运行小时数为6 000h考虑，1台600MW机组脱硝装置的运行，每年需要消耗1 500t左右的液氨或2 700t左右的尿素，折算到每万千瓦装机容量脱硝装置运行，每年需要消耗25t液氨或45t尿素。依据初步估算，要实现“新排放标准”的要求，全国现役的7.07亿kW火电机组中，大约有90%的机组需要进行脱硝改造，改造后约有6.4亿kW火电机组的脱硝装置运行，每年需要160万t液氨或290万t尿素。考虑到目前液氨是一种易燃、易爆的有毒化学危险品，同时也是国内重要的环境危险污染监控源，因此国内普遍推行尿素法脱硝。

中国是个农业大国，粮食生产是确保社会稳定的基础，目前的农业粮食高产、稳产，基本是靠大量使用化肥来实现的，化肥价格的波动将会影响到社会的稳定，在尿素供应偏紧的情况下，每年增加如此大的脱硝用尿素量，会直接影响到整体的供应，造成国内供应的不稳定。同时，尿素在生产过程中也会严重污染环境，用尿素来减少氮氧化物的排放，存在对环境污染总体影响最小化的问题。如果适当放宽氮氧化物的排放浓度至200 mg／m3，每年全国可减少95万t尿素的使用量，还可大幅度地减轻对农业的压力。

受SCR催化剂技术的限制和运行过程中可能形成硫酸铵的影响，SCR烟气脱硝装置一般要求入口烟气温度大于320℃才能连续运行，而目前绝大部分火电机组均参与调峰运行，调峰严重的机组负荷变化范围在40%～100%之间。而一般锅炉省煤器出口的烟气温度，负荷在60%以上时，烟温才超过320℃，脱硝装置才能运行，造成SCR烟气脱硝装置的投运率偏低。同时，机组低负荷运行期间也是锅炉低氮燃烧系统效果较差的时段，所以即使机组加装了SCR烟气脱硝装置，在机组低负荷阶段，出口氮氧化物仍会超过排放标准。

通过上述分析，将目前的低氮燃烧技术和SCR技术相结合，可以在燃烧烟煤的机组上，在高负荷区域实现氮氧化物排放浓度小于100mg／m3，而在低负荷区域则很难达到“新排放标准”的要求。从减少整体环境的污染出发，特别是从稳定粮食生产出发，确保社会稳定的基础上，建议重新审视氮氧化物的排放指标。

4 国家标准体系的递进与完善

合理的国家标准应该是一个能达到的递进环保体系，地方和企业可以根据国家标准制定逐级递进的标准，国家的排放标准应是企业排放的最低要求，是全国绝大部分企业均可达到的要求。同时，国家和地方的排放标准应该是强制性标准，超标就是违法，是最低标准要求，有完备的、成熟的、一整套技术保障支撑体系，使改造企业能在技术、经济可行的条件下，可以长期、连续、稳定运行，能达到或经过努力能达到的要求。如果标准值留有合理的递进空间，也可给企业提供努力的方向和空间，以便企业在设计、设备招标、建造时能层层提高要求，确保企业在“任何情况下”都能做到达到排放标准的要求。如果标准值过严，导致绝大多数企业排放超标，就会损害国家标准的严肃性，也会切断企业努力的动力；如果标准过于严苛，则会造成治污设备冗余过大，企业不断重复投资、不堪重负。中国不是发达国家，需要我们合理使用有限的环保资金。

5 建议

1）一个标准的制定及实施，必须要有完备的、成熟的、一整套技术保障支撑体系，技术设施从试点到国内普遍推广使用，需要有个过程，要有全面的研究铺垫总结，这样才能使电厂以最小的投资从容实施，大跃进式脱硫设施在实施过程中所浪费的资金、多走的弯路、教训应该好好总结和借鉴。

2）大气标准在制定过程中必须有总体研究说明，包含所使用的脱硝尿素在其生产过程中对环境的污染贡献量，全面评估衡量真实的全国氮氧化物减排量，总结脱硝设施实施后，大幅度增加的尿素量是否会严重影响国内的粮食生产需要，是否会促使国内尿素价格的提升，绝不能以局部减排，影响全国的有序生产。

3）从当前我国的环境形势及所面临的环境压力来看，执行高排放标准无可厚非。但在现有的技术条件和物资条件下，能让绝大部分企业通过努力，在运行时段内做到达标排放要求，否则即使电厂通过万分的努力，也无法达到排放标准，就失去其存在的意义。标准的制定是要让企业来遵守的，千万不能为了盲目追求国际领先而变成空架子。

4）建议重新审视新大气标准中重点地区执行标准，由各地方根据各自地方的特点，制定严于国家标准的地方标准，企业再根据地方标准制定严于地方标准的企业控制标准，以便企业在达到企业标准运行时就可满足要求。地方和国家在处理超标排放事件时给企业有整改的空间。

5）依据排放浓度，制定梯度的脱硫、脱硝电价补贴的办法，用经济杠杆鼓励企业尽一切可能降低排放浓度。

6）通过提高氮氧化物的排污费，使氮氧化物的排污费略高于脱硝消耗的还原剂的边际成本，促使企业主动提高脱硝效率，降低氮氧化物的排放浓度。

7）优化电力调度政策，使具备SCR脱硝装置的机组的调峰幅度不要过大，低负荷率不要低于脱硝的投运要求，以便企业提高脱硝的投运率。