刘 瑶

（山西省生态环境规划和技术研究院，山西 太原 030009）

引言

山西省煤炭消耗占能源消费比重80%以上，其中燃煤火电耗煤占比约35%。火电行业作为消耗煤炭资源的传统高耗能、高污染行业，亦属于产能过剩行业，一直是我省环境保护各项工作的重点和抓手，各项相关环保法规、政策、规范、标准相对健全，企业总体环保水平较高，特别是2015 年以来火电行业普遍进行了超低排放标准改造，大气污染物排放总量明显降低，促进了环境质量的改善。但按照国家能源局统计数据，2017 年山西省电力行业年排污量颗粒物8.10 万t、二氧化硫8.48 万t、氮氧化物11.31 万t，仍属仅次于钢铁行业的山西省第二大污染物排放来源。目前，我国环境污染问题仍然较为严重，以细颗粒物（PM2.5）污染为主的污染因子相比发达国家存在明显改善空间。特别是山西省地处京津冀大气污染物传输通道和汾渭平原重点区域，每年秋冬季发生的重要环境污染问题受到公众和舆论持续关注。按照国家生态文明建设要求和国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》相关部署，促进环境质量持续改善，有必要对山西省排污量基数较大的燃煤电厂现状环保水平开展梳理调研，以促进企业进一步提升环保治理水平、降低污染物排放。

1 山西省燃煤电厂环保治理现状

1.1 大气污染治理现状

山西省燃煤电厂于2017 年底基本完成超低排放改造，2018 年山西省进一步制定了《燃煤电厂大气污染物排放标准》[1]，烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物排放限值分别要求达到5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3、0.03 mg/m3。从对山西省燃煤电厂超低排放改造采取的污染治理措施核查调研情况看，普遍采取了除尘、脱硫、脱硝等治理方式。

1.1.1 除尘

山西省多数电厂建设时间较早，对现有燃煤电厂超低排放改造前往往采用电除尘器或袋式除尘器，原烟尘排放水平一般在30 mg/m3左右，污染控制水平无法达到超低排放标准。对于改造后仍采用静电除尘器作为一次除尘措施的电厂，部分对原有静电除尘器电场进行高频电源等改造，结合湿法脱硫系统、高效除雾器二次除尘改造等方式，共同控制烟尘排放浓度。部分末端不能稳定达标的电厂，进一步增加了湿电除尘器。此外，对于采用袋式除尘器改造方案的企业，主要通过更换布袋滤材（如采用专用覆膜滤料）、增加过滤面积等方式进行一次除尘改造，后续再通过湿法脱硫系统协同高效除尘作为二次除尘。相比于2015 年后新建燃煤电厂，则多采用超净电袋复合除尘器为主，不依赖二次除尘或二次除尘仅以湿法脱硫协同或湿式电除尘器作为达标可靠性保证措施。

1.1.2 脱硫

山西省燃煤电厂烟气脱硫绝大多数采用“石灰/石灰石—石膏”湿法脱硫工艺。改造前燃煤电厂湿法脱硫主要为单塔单循环型式，脱硫效率一般在95%以上。由于煤质不同，不同电厂采用的超低排放改造方案存在差异，但主要采用pH 值分区技术、复合塔技术，如单塔双循环、双塔双循环等型式。对于循环流化床锅炉，一般采用炉内喷钙脱硫与炉后脱硫相结合的工艺。近年来部分地区出于有色烟羽治理考虑，将湿法脱硫改造为干法/半干法脱硫，其后增加高效袋式除尘器，也能实现超低排放。

1.1.3 脱硝

燃煤电厂锅炉一般采用低氮燃烧技术控制NOx在较低的生成浓度，同时采用SCR/SNCR 末端脱硝方式确保达到超低排放。具体按照炉型、煤质、燃烧方式采用不同的NOx治理技术。如山西省300 MW 级低热值机组一般采用循环流化床锅炉，其床温较低，热力型NOx生成较少，NOx生成质量浓度一般可控制在150 mg/m3～200 mg/m3，其烟气末端脱硝多采用选择性非催化还原法（SNCR）改造方案，利用SNCR 脱硝工艺的反应温度窗口和CFB锅炉炉膛烟气出口温度（一般在850℃～950 ℃）范围比较吻合、烟气流场有利于喷入的尿素/氨水和烟气的良好混合的特性，可获得60%～80%左右的高脱硝效率，基本可满足超低排放要求。山西省煤粉锅炉一般采用燃料分级、空气分级、低氮燃烧器等技术，通过炉膛内合理的燃烧组织，抑制氮氧化物生成，ρ（NOx）一般可控制在300 mg/m3～600 mg/m3以内。末端烟气脱硝基本采用选择性催化还原法（SCR）改造方案，在省煤器后300 ℃～400 ℃区间设SCR 催化剂，脱硝效率可达到90%左右，催化剂一般采用“3+1”层设计。

1.2 废水污染治理现状

燃煤电厂废水种类较多，包括各类生产运行设备冷却循环水排污水、锅炉补给水处理装置产生的再生酸碱废水和浓盐水、输煤系统冲洗产生的含煤废水、新锅炉启动和锅炉大修后的酸洗废水、主厂房冲洗及变压器的事故放空产生含油废水、湿法脱硫系统运行产生的脱硫废水以及职工生活污水等。从山西省燃煤电厂多年运行情况及实际调研情况看，除脱硫废水一般单独采用中和-混凝-澄清三联工艺处理后回用外，其余各类废水预处理后一般送集中工业废水处理站，采用中和、絮凝、澄清、过滤等方式处理后实现梯级利用，基本做到废水不外排。

1.3 固体废物污染治理现状

燃煤电厂运行期产生的固废主要是粉煤灰、炉渣以及脱硫石膏等一般工业固废，此外还有SCR 脱硝系统定期更换产生的废催化剂、设备运维产生的废机油等危险废物。其中，粉煤灰、炉渣产生量巨大，一般电厂都与周边水泥、砖瓦等建材企业签订了综合利用协议，部分灰渣实现了综合利用；脱硫石膏一般由建材企业收购作为生产石膏板等原料使用。但从调研情况看，受限于运输成本、市场消化能力以及秋冬季限产等因素，电厂灰渣和脱硫石膏综合利用率不高是山西燃煤电厂的普遍现象。一般电厂均配套建设有事故灰场，灰渣综合利用不畅时全部通过汽车运往灰场填埋处置，电厂灰渣综合利用率普遍仅有20%～50%左右。

对于废催化剂、废机油等危险废物，电厂企业普遍委托有资质的第三方单位进行收集处置，但普遍存在危险废物暂存设施建设不规范、管理台账不清等问题。

2 目前燃煤电厂环保治理存在的问题及治理对策

2.1 烟气治理存在的问题及治理对策

燃煤电厂超低排放自2015 年在国内开展，技术基本成熟、稳定，国内龙净环保、菲达环保等多个设备厂家均有大量成熟改造实例。从对山西省电厂调研情况看，大多数电厂改造后可以做到长期稳定达标排放。目前存在的主要问题是：

2.1.1 脱硝系统氨逃逸管控存在缺失

国内脱硝氨逃逸设计一般要求SCR 脱硝氨逃逸质量浓度不高于2.5 mg/m3，SNCR 脱硝氨逃逸质量浓度不高于8 mg/m3。实际核查发现，部分企业在NOx浓度超过设定值后大量喷氨/尿素，造成氨氮摩尔比高，过量NH3排入大气。此外，目前山西省燃煤电厂年发电小时普遍偏低于4 500 h，加之深度调峰等低负荷工况运行情况较多，而多数电厂脱硝系统未考虑低负荷工况下脱硝问题，造成低负荷下温度不满足脱硝窗口，NOx达标排放氨逃逸瞬时值甚至达到每立方米上百毫克。这部分NH3大量排入环境空气，易与硫氧化物在空气中反应生成硫酸氨盐，这也是大气PM2.5的重要组分[2]。相关研究表明，大气颗粒物中的硫酸铵盐吸湿增长能力强，当大气相对湿度升高到95%时，其粒径、质量浓度可增加数倍，是重度雾霾天气爆发的成因之一[3]。

目前，国内部分电厂通过精细化运行管理方式，在不同温度、负荷情况下控制脱硝喷氨使用量，在保证较高脱硝效率时减少喷氨量，同时安装氨逃逸在线监测设施，对烟气出口氨逃逸进行监管。对于低负荷运行脱硝喷氨量大的问题，部分电厂脱硝设施按照宽负荷设计改造，锅炉厂通过调整辐射受热面和对流受热面的布置，或省煤器分级布置可以保证脱硝装置在最低稳燃负荷以上安全温度下运行；还有部分电厂通过增加设置省煤器旁路烟道，在低负荷时抽取一部分烟温高的烟气至脱硝水平烟道入口，从而提高脱硝反应器进口烟温，使脱硝装置在最低稳燃及以上负荷均可以正常投运。确保进入SCR 脱硝设备的烟气温度在所有负荷下均高于其催化剂要求的300 ℃反应温度，使脱硝装置实现锅炉宽负荷脱硝。

2.1.2 SO3治理监管存在缺失

山西省部分燃煤电厂超低排放改造后，出现了“蓝烟”现象[4]。主要是因为，SCR 脱硝增加了烟气中的SO3浓度，湿烟气中的SO3以亚微米粒径的硫酸气溶胶形式存在，粒径越小，对于短波长的散射越强，使得烟羽呈现蓝色。由于SO3属于典型的可凝结颗粒物，也是空气中PM2.5的重要组分硫酸盐离子的来源，现有监测手段未对其进行管控。国内天津市发布《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/810—2018），要求对烟气进行冷凝，控制排烟温度以减少可凝结颗粒物的排放，河北衡水市还进一步提出了烟气中SO3质量浓度不高于5 mg/m3的管控指标。相比而言，山西省目前仅在《燃煤电厂大气污染排放标准》（DB14/1703—2019）中提出要采取措施消除有色烟羽现象，并未直接对以SO3为主的可凝结颗粒物提出管控要求。

朱法华等研究表明[5]，燃煤电厂现有烟气治理设施中的低低温电除尘器、湿式电除尘器、湿法脱硫等对SO3具有明显的协同脱除作用，但不同电厂治理效果差异较大。目前生态环境部正在对燃煤电厂烟气SO3排放与控制效果进行评估，现阶段我省燃煤电厂应关注现有超低排放治理设施对SO3的协同脱除作用，充分挖掘现有治理设施SO3协同脱除能力，为下一步环保提标改造预留空间。

2.2 废水治理存在的问题及治理对策

燃煤电厂脱硫废水处理及回用问题较多。脱硫废水来源于石膏脱水系统排放水，在脱硫装置运行过程中，由于吸收液是循环使用的，其中的盐分和悬浮杂质浓度会越来越高，而pH 值越来越低，氯离子及悬浮物浓度高，脱硫系统中必须排放一定量的废水。这部分脱硫废水一般采用中和-混凝-澄清三联工艺治理后，仍具有高盐量、高腐蚀性的特点，对设备要求较高，难以进入系统广泛回用，仅能作为干灰拌湿、煤场或灰场洒水抑尘回用。部分电厂将其排入综合废水处理系统，造成其他回用水设施腐蚀加快、故障增加等问题。

针对燃煤电厂脱硫废水难处理的问题，国内部分电厂实施了脱硫废水“零排放”治理改造，主要是采取包括烟气余热喷雾蒸发干燥、高盐废水蒸发结晶等方式。烟气余热喷雾蒸发干燥是通过雾化喷嘴将浓缩后的高盐废水喷入烟道或旁路烟道内，雾化后的高盐废水经过烟气加热迅速蒸发，溶解性盐结晶析出，随烟气中的烟尘一起被除尘器捕集。高盐废水蒸发结晶是利用烟气、蒸汽或热水等热源蒸发废水，蒸发产生的水汽可冷凝成水用于冷却塔补水、锅炉补给水等，废水中的溶解盐被蒸发结晶，干燥后装袋外运，进行综合利用或处置。目前山西省漳泽电力下属的侯马热电等部分电厂开展了脱硫废水“零排放”治理改造实践，利用锅炉脱硝后进空气预热器前的热烟气作为热源将三联箱处理后的脱硫废水通过旋转喷雾干燥塔内蒸发，水分进入烟气中，废水中的盐类干燥后被收集下来，进入灰中，最终实现废水零排放。

2.3 固废治理存在的问题及治理对策

《粉煤灰综合利用管理办法》要求电厂粉煤灰立足综合利用，新建电厂避免建设永久性粉煤灰堆场（库），确需建设的，原则上占地规模按不超过3 年储灰量设计。针对山西省燃煤电厂灰渣、石膏综合利用率不高的问题，主要对策仍应是进一步拓宽综合利用途径。灰渣的物理化学特性决定了其有广泛的用途。灰渣综合利用途径一般包括：公路路堤填料、公路路面基层材料、沥青路面填料、粉煤灰建筑砌块、混凝土的掺合料、生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用等。在混凝土中掺入一定比例的干灰，可降低成本并改善混凝土的性能。研磨细的粉煤灰，可用作生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用。粉煤灰建筑砌块，具有保温、隔热和吸音的特点。

一方面，山西省煤电企业应充分挖掘本省周边企业粉煤灰利用途径，进一步拓宽渠道，必要时应将粉煤灰综合利用作为一项环保投资纳入生产成本，减轻新建灰渣场的生态环境压力。如省内部分电厂与第三方企业投资合建灰渣、石膏综合利用建材企业，实现固废就地综合利用。另一方面，可与周边省份建立协调机制，如国内东部发达地区公路、铁路等建设粉煤灰消耗量巨大，部分当地电厂灰渣处于供不应求状态，山西省是燃煤发电大省，在经济相对可行的基础上可争取部分政府补贴供粉煤灰外运综合利用。此外，山西省近年部分电厂开展了填沟造地工程，采用粉煤灰作为主要回填材料，在满足选址要求、不产生生态环境破坏的前提下，通过回填覆土造林还田等方式，既解决了粉煤灰堆存带来的问题，又改善了区域生态环境及景观，形成满足种植条件的土地，实现了粉煤灰综合利用。粉煤灰用于矿井回填也已有部分应用实例，山西省煤矿生产企业较多，将粉煤灰处置后回用于地下矿井回填具有较大的市场前景和使用规模，值的煤电企业进一步探索。

3 目前燃煤电厂环保治理的建议

通过对山西省燃煤电厂主要环保治理现状调研情况和分析探讨，针对目前燃煤电厂存在的环境问题，提出建议如下：

1）山西省燃煤电厂大气治理应关注氨逃逸问题，对氨逃逸情况进行在线监控，特别是深度调峰常态化情况下，重点区域的燃煤电厂应进行锅炉宽负荷脱硝改造。

2）燃煤电厂应关注现有超低排放治理设施对SO3的协同脱除作用，充分挖掘现有治理设施SO3协同脱除能力，为下一步环保提标改造预留空间。

3）脱硫废水利用困难的燃煤电厂，可考虑烟气余热喷雾蒸发干燥、高盐废水蒸发结晶等方式实现脱硫废水零排放。

4）山西省燃煤电厂粉煤灰综合利用率较低，应在充分发掘现有综合利用渠道基础上，积极拓宽利用途径。

4 结论

山西省燃煤电厂数量多、分布广、排污总量大，燃煤电厂环保治理虽采取了超低排放改造促进了区域环境空气质量改善，但目前存在的诸如氨逃逸、SO3排放管控缺失等问题制约山西省环境空气质量持续改善。此外，电厂还普遍存在脱硫废水治理、固体废物综合利用率不高等问题，都需要认真对待解决。燃煤电厂应结合不同区域经济、资源、环境条件、煤质差异以及各治理设施之间的相互影响等进行系统化全过程考虑，针对存在的环境问题持续提升改造，加强运行管理，以促进我省环境质量改善和生态文明建设水平提高。