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而山西晋煤集团更是在“50355”的基础上,对汞及化合物、三氧化硫提出了要求,其排放浓度分别不能超过3ug/Nm3和5mg/ Nm3。
不断加严的标准限值,让火电企业的环保改造一直没有停止。一位不愿透露姓名的火电企业环保负责人告诉记者:“刚刚完成‘十一五’脱硫的收尾工作,就又开始了新一轮的达标改造。我们电厂建设的时候,二氧化硫排放标准是400 mg/ Nm3,我们预留的空间可以满足200 mg/ Nm3的要求,但没想到,限值一下就加严到了100 mg/ Nm3以下。”
让火电企业苦恼的不仅是资金和技术选择,还有狭小的空间。“标准越来越严格,环保设施越来越多,电厂前面就是锅炉和汽轮机,后面的环保设施队伍却越来越长,不仅有脱硫、脱硝、除尘,要满足超低排放要求,还要增加新的设备。”这位负责人告诉记者。
以往脱硫留下多少隐患?
以往火电脱硫只关注二氧化硫脱除率,未考虑到三氧化硫排放后会直接生成气溶胶
我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间,大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献,但“萝卜快了不洗泥”,加之恶性竞争、工程质量参差不齐,留下了很多隐患。
2012年8月,国务院印发的《节能减排“十二五”规划》中提出,“十一五”时期,全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦,占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中,所罗列的节能减排重点工程之一,就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造,这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。
随着“503510”超净排放要求的推广,脱硫改造规模将更大。据了解,我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m3,若要满足50 mg/m3的排放要求,几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来,或者采用双塔结构,不仅工程量大,而且技术难度高。用福建龙净脱硫脱硝有限公司总经理张原的话说,现在,很多电厂的脱硫改造都是“螺丝壳里做道场”。
一直以来,我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。但是,原国电南京环保所研究员马果骏提醒,三氧化硫的治理对于近地污染非常重要,因为三氧化硫排放到空气中后,能够更快地与正离子反应生成气溶胶,也就是PM2.5颗粒,可很多人还没有意识到这个问题。
我国90%以上的火电机组采用了湿法脱硫工艺,一个重要原因是,湿法脱硫不仅脱硫效率高,而且具有一定的除尘作用。但监测表明,湿法脱硫对二氧化硫的脱除率可以达到95%以上,对三氧化硫的脱除率仅20%左右。增加SCR脱硝设施后,脱硝催化剂的作用使得二氧化硫向三氧化硫的转化率进一步提高。
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