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2固定污染源废气排放
已建大型煤化工项目多数配套建设热—电装置区,动力锅炉烟气排放执行GB13223—2011《火电厂大气污染物综合排放标准》,并统一列入国控源管理名单,受当地环保部门监督监测管理,同时按照《煤电节能减排升级与改造行动计划》(2014—2020)要求进行超低改造。
由于每个大型煤化工项目配套辅助自建热—电站受主体化工装置区供应蒸汽负荷、热力负荷和电力负荷等方面影响,热—电装置具有以下特点:一是锅炉、发电机组并非按照传统电力系统一炉一机模式建设,而是一炉多机、多炉一机模式。对区域年终总量减排核查方面造成核算不精准的问题;二是锅炉与脱硫配套模式多为两炉一塔或三炉一塔,同时受目前国内氨法脱硫工艺共性存在的塔内腐蚀、气溶胶逃逸问题的影响,退烟气频次较高,两炉出口烟气相互影响;三是总体装机容量在300MW以下,不受省级环保主管部门监督管理。但整体项目本身是国家发改委核准项目,电网取、售电需通过国家电网区域分局办理,相关业务主管部门存在级别不对等的问题。
建议已采取氨法脱硫工艺进行燃煤锅炉烟气脱硫或化工工艺尾气焚烧后脱硫的拟、新建、已建煤制天然气项目或其他现代煤化工项目,在参照大气排放标准时一并考虑气溶胶逃逸造成颗粒物超标的问题,严控颗粒物和SO2排放指标。
3化工工艺尾气及VOCs治理
3.1化工工艺尾气
现代大型煤化工项目建设规模较大,化工工艺单元复杂,但工艺废气有组织排放点并不多。以某鲁奇气化、低温甲醇洗为煤气净化单元的煤制天然气项目为例,经变换冷却处理的粗煤气中的H2S通过甲醇液吸收、浓缩、再生后送Claus硫回收装置,制硫尾气送焚烧炉,将H2S焚烧反应生成SO2,再经氨法脱硫塔后达标排放,执行GB16297—1996《大气污染物综合排放标准》。因化工单元的酚氨回收装置副产稀氨水,目前多数已建大型煤化工项目采用了氨法脱硫工艺,如大唐克旗煤制气项目、阜新煤制气项目、新疆庆华煤制气项目、新疆广汇煤制烯烃、中天合创煤制烯烃等[2],以消耗自产稀氨水、降低生产或采购液氨成本。
含大量CO2的脱硫煤气先后经过甲醇液吸收、闪蒸后,经水洗后通过排气筒排放。已建成大型煤化工项目环评和设计中,只对二氧化碳排气筒中硫化氢和甲醇有相关要求。仍以低温甲醇洗为煤气净化单元的某煤制天然气项目为例,环评要求低温甲醇洗排放质量的二氧化碳尾气中只对甲醇和硫化氢提出了排放浓度要求,其中甲醇排放浓度为100mg/m3、硫化氢排放质量浓度为10mg/m3,满足GB16297—1996《大气污染物排放标准》;设计值按照排放气甲醇50µg/g考虑,严于环评要求。类比鲁奇气化炉为龙头的煤化工项目,在二氧化碳排气筒设计中,设计非甲烷总烃排放质量浓度均在6200~8500mg/m3之间,实际运行控制中很难完全遵循环保要求。
借鉴内蒙古地区已完成环保设施竣工验收的某集团煤制烯烃和煤直接液化煤化工项目,均对非甲烷总烃的排放浓度及环境空气质量影响提出了验收要求,将非甲烷总烃作为一项监测指标纳入验收监测范围,执行GB16297—1996《大气污染物排放标准》。其他地区参照大气污染物排放标准详解和以色列同类标准短期平均值5mg/m3。
3.2新形势下废气治理及建议
2015年12月,环境保护部印发《现代煤化工建设项目环境准入条件(试行)》,其中明确提到:“在煤化工行业污染物排放标准出台前按加热炉、酸性气回收装置尾气以及VOCs等应根据项目生产产品种类暂按GB31570《石油炼制工业污染物排放标准》或GB31571《石油化学工业污染物排放标准》相关要求进行控制”[3]。参照上述标准,2015年7月1日起,新建煤制天然气项目参照执行GB31571《石油化学工业污染物排放标准》,其中对工艺排放气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物和非甲烷总烃排放要求摘录于表2。
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