IFC《热力发电厂环境健康安全指南》

热力发电厂职业健康与安全指南2008年12月18日1世界银行集团热力发电厂环境、健康与安全指南前言《环境、健康与安全指南》（简称《EHS指南》）是技术参考文件，包含国际上一般实行的昀佳做法以及具体行业的昀佳做法（简称GIIP）1。如果一个项目有世界银行集团的一个或多个成员国参与，则按照成员国政策和标准的要求，适用《EHS指南》。行业性EHS指南应与《通用EHS指南》共同使用，后者提供的指南针对所有行业都可能存在的EHS问题。如果遇到复杂的项目，可能需要使用针对多个行业的指南。在以下网站可以找到针对各行业的指南：《EHS指南》所规定的指标和措施是通常认为在新设施中采用成本合理的现有技术就能实现的指标和措施。在对现有设施应用《EHS指南》时，可能需要按照环境评估和/或环境审计（视具体情况而定）制定具体针对该场所的指标，并需规定适当的达标时间表。在应用《EHS指南》时，应根据每个项目确定的危险和风险灵活处理，其依据应当是环境评估的结果，并应考虑到该场所的具体变量（例如东道国具体情况、环境的吸收能力）以及项目的其他因素。具体技术建议是否适用应根据有资格和经验的人员提出的专业意见来决定。如果东道国的规则不同于《EHS指南》所规定的指标和措1定义是：熟练而有经验的专业人员在全球相似情况下进行同类活动时，按常理可预期其采用的专业技能、努力程度、谨慎程度、预见性。熟练而有经验的专业人员在评估项目可采用的污染防控技术时可能遇到的情况包括（但不限于）：不同程度的环境退化、不同程度的环境吸收能力、不同程度的财务和技术可行性。施，我们要求项目要达到两者中要求较高的指标和措施。如果根据项目的具体情况认为适于采用要求较低的指标和措施，则在针对该场所进行的环境评估中需要对提出的替代方案作出详尽的论证。该论证应表明修改后的指标能够保护人类健康和环境。适用性本文件所包含的信息涉及用于提供电能或机械能、蒸汽、热或其混合物的燃烧过程，所使用的燃料包括气体、液体和固体化石燃料及生物量（包括各种类型的燃料，但不包括固体废弃物燃料；该燃料的相关信息包含于另外的废弃物管理设施指南），额定热输入总量超过50兆瓦热输入量（MWth）（根据高热值HHV计算2）。本文件适用于新设施和原有设施中的锅炉、往复式内燃机和燃气轮机。附件A详细描述了本部门的行业活动，附件B则包含关于热力发电项目的环境评估指南。关于热输入总量低于50MWth的设施，其排放指南见《通用EHS指南》第1.1章。根据项目及其相关活动（即燃料的获取与电能产生后的疏散）的性质，读者还应查阅《采矿业EHS指南》和《电力输配业EHS指南》。世界银行集团的一个或更多成员关于对此部门进行投资的决定是根据世界银行集团有关气候变化的战略作出的。热力发电厂职业健康与安全指南2008年12月18日2世界银行集团本文件包含下列章节：第1.0章—具体行业的影响与管理第2.0章—指标与监督第3.0章—参考文献和其他资料来源附件A—行业活动的一般说明附件B–热力发电项目环境评估指南。1.0具体行业的影响与管理这一章概述热力发电厂在操作阶段昀严重的EHS问题，并提出如何对其进行管理的建议。正如《通用EHS指南》的前言所指出的那样，为了对工业发展中（包括发电厂）的EHS问题进行管理，一般都应在项目周期中尽早审查潜在影响，包括在场地选择和工程设计流程中纳入EHS因素，以便有尽可能多的可选方式来预防和控制潜在的不利影响。关于如何管理大多数大型工业设施和基础设施建造阶段和报废阶段各种常见EHS问题的建议包含于《通用EHS指南》。1.1环境热力发电项目的主要环境问题包括：•大气排放物•能效和温室气体排放•水消耗量和水生动植物住区的改变•废水•固体废弃物•有害物质和油•噪音2适用于多机组发电厂的总量。大气排放物燃烧化石燃料或生物量的主要排放物是二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOX）、细微颗粒物（PM）、一氧化碳（CO）和温室气体，例如二氧化碳（CO2）。根据燃料种类和质量的不同（主要是废弃物燃料或固体燃料），还可能排放少量的其他物质，例如重金属（即汞、砷、镉、钒、镍等）、卤化物（包括氟化氢）、未充分燃烧的碳氢化合物、其他挥发性有机化合物（VOC），但由于其毒性大和/或持续时间长，可能对环境造成重大影响。二氧化硫和氧化氮还可能造成长期性的、跨国界的酸沉降。大气排放物的数量和性质取决于各种因素，例如燃料（例如：煤炭、燃油、天然气或生物量）、燃机的种类和设计（例如：往复式内燃机、燃气轮机、锅炉）、操作方法、排放控制措施（例如：主要燃烧控制、次要烟道气体处理）以及整个系统的效率。例如，天然气火力发电厂一般产生可忽略不计的细微颗粒物和氧化硫，所排放的氧化氮数量大约为使用煤炭的发电厂的60%。天然气火力发电厂所排放的二氧化碳（一种温室气体）数量也比较少。某些措施可以减少多种大气污染物（包括二氧化碳）的平均每单位发电量排放量，例如选择燃料和采取措施提高能源转换效率。能否提高发电过程的能源使用效率取决于各种因素，包括燃料的性质和质量、燃机的种类、燃气轮机的操作温度、蒸汽轮机的操作压力和温度、当地气候条件、所使用的冷却系统类型等等。建议采用下列措施防止、减少和控制大气排放物：•采用在经济上可行的昀清洁燃料（天然气比石油清洁，石油比煤清洁），前提是这种做法符合建厂所热力发电厂职业健康与安全指南2008年12月18日3世界银行集团在国家或地区的总体能源和环境政策。对于大多数大型发电厂，燃料的选择往往是国家能源政策的一部分；此外，对于相互关联的燃料、燃烧技术和污染控制技术，应当在项目的上游给予十分认真的评估，从而尽可能提高项目的环境绩效；•如果采用燃煤技术，应当优先采用含热量高、灰碴量少、含硫量少的煤炭；•考虑采用选矿技术，减少灰碴量，尤其是针对含灰量高的煤炭；3•根据所选择的燃料选用昀合适的发电技术，兼顾环境效益和经济效益。选择何种技术以及污染控制系统取决于对具体地点进行的环境评估（一些例子包括：采用能效较高的系统，例如针对天然气和燃油机组采用组合循环涡轮系统；针对燃煤机组采用超临界、超超临界或整体煤炭气化联合循环发电技术（IGCC））；•根据国际行业先进标准（GIIP）设计烟囱高度，防止过多的地面存积，减少影响，包括酸沉积；4•考虑采用热电联产（CHP，也称热电联供）设施。通过利用一般废弃的热，热电联产设施能够达到70%至90%的热效能，而常规热力发电厂只能达到32%至45%。•如《通用EHS指南》所述，一个项目的排放物不应超过相关环境大气质量标准允许度的25%，这样3如果灰碴中有无机包含的硫，这种措施可以减少含硫量。4关于如何计算烟囱高度的具体说明，参见《通用EHS指南》附件1.1.3。不能因增加烟囱高度而允许产生更多排放物。但是，如果计划的排放量对周围空气质量有重大影响，无法达到有关的周围空气质量标准，则可在环境评估中考虑增加烟囱高度和/或采取其他方式进一步减少排放量。GIIP烟囱高度的典型例子是：大型煤炭火力发电厂的烟囱高度昀高达200米左右；HFO柴油机发电厂的烟囱高度昀高达80米左右；天然气组合循环气轮机发电厂的烟囱高度昀高达到100米。昀后决定的烟囱高度取决于周围地区的地形、附近的建筑物、气候条件、预计的影响增量、现有和未来接收地区的位置。就可为将来在相同的空气流域进行更多可持续性发展留出余地。5以下针对具体污染物提出控制建议措施。二氧化硫控制氧化硫的可选方式有很大差异，因为不同燃料的含硫量也有很大的不同，另外各种控制方式的成本也有很大的不同（见表1的说明）。选择何种技术取决于对不同燃料的环境绩效所作的成本效益分析、控制措施的成本，还取决于硫控制的副产品是否有可出售的市场6。预防、减少和控制二氧化硫排放的建议措施包括：•采用含硫量较低、经济上可行的燃料；•在燃煤沸腾燃烧锅炉中采用石灰（CaO）或石灰石（CaCO3），进行整体脱硫；这种方法可通过沸腾燃烧实现高达80-90%的脱硫效率7、8；•根据发电厂的规模、燃料的质量、大量排放二氧化硫的可能性，对燃煤或燃油的大型锅炉以及大型往复式内燃机采用烟气脱硫技术（FGD）。采用何种类型的烟气脱硫系统昀佳（例如：使用石灰石的湿式烟气脱硫系统的脱硫效率可达85%至98%；使用石灰的干式烟气脱硫系统的脱硫效率可达70%至94%；海水烟气脱硫系统的脱硫效率可高达90%）取决于发电厂的容量、燃料的性质、发电厂所在地的状况、反应物的成本及供应情况，还取决于副产5例如，适用于非退化空气流域的美国环境规划署《严重恶化因素防止规则》规定如下：SO2（第二高的24小时：91μg/m3；年度平均：20μg/m3）；NO2（年度平均：20μg/m3）；PM10（第二高的24小时：30μg/m3；年度平均：17μg/m3）。6在这些情况下可以考虑采用烟气脱硫方法（FGD）（湿式或半干式）。7EC（2006）。8FBC技术的SO2清除效率取决于燃料的含硫量和石灰含量、吸附剂的数量、比率、质量。热力发电厂职业健康与安全指南2008年12月18日4世界银行集团品的弃置与利用情况。9表1-烟气脱硫系统的性能/特性烟气脱硫系统的类型特性发电厂建设成本增加幅度湿式烟气脱硫•对烟气进行水饱和•用石灰石（CaCO3）作为反应物•脱硫效率可高达98%•使用的电力占发电量的1-1.5%•使用范围昀广•应考虑与石灰石来源和石灰石反应这是的距离•耗水量大•需要处理废水•产生的石膏是可销售的副产品，也可能作为废弃物11-14%半干式烟气脱硫•也成为“干燥净化”——在可控潮湿处理条件下进行•用石灰（CaO）作为反应物•脱硫效率可高达94%•还可消除三氧化硫，脱硫效率高于湿式烟气脱硫系统•使用的电力占发电量的0.5-1.0%，少于湿式烟气脱硫•石灰的成本高于石灰石•不产生废水•废弃物——粉煤灰、未反应添加物、CaSO3的混合物9-12%海水烟气脱硫•脱硫效率可高达90%•对含硫量高（含硫量1%）的煤炭不实用•对海洋环境的影响需要认真研究（例如：pH值降低；向海洋注入残留的重金属；粉煤灰；温度；硫铵；溶解氧；化学需氧量）•使用的电力占发电量的0.8-1.6%•流程简单，没有废水和固体废弃物7-10%资料来源：EC(2006)andWorldBankGroup。9采用湿式除尘器外加灰尘控制设备（例如ESP或织物过滤器）的优点是还能减少HCl、HF、重金属的排放量以及ESP或织物过滤器处理后残存的灰尘。由于成本较高，湿式除尘工艺一般不用于发电量少于100MWth的发电厂（EC2006）。氮氧化物可以通过改变燃烧流程的操作参数和涉及参数来控制碳氧化物（NOX）的形成（主要措施）。在某些情况下，根据维护周围空气质量的目标，可能还需要对来自烟气NOX进行进一步处理（次要措施；见表2）。预防、减少和控制NOX的建议措施包括：•采用低NOX燃机以及其他燃烧方面的改进措施，例如锅炉装置采用低过量空气（LEA）燃烧方式。为了达到排放物限制规定，锅炉可能需要安装其他NOX控制装置；燃煤、燃油、天然气锅炉可以采用选择性催化还原（SCR）系统，循环流化床锅炉可以采用选择性非催化还原（SNCR）系统；•燃烧天然气的燃气轮机采用干式低NOX燃烧装置；•燃烧液态燃料的燃气轮机和往复式内燃机采用喷水装置或SCR装置；10•对现有燃烧天然气的往复式内燃机进行操作参数优化，减少NOx的排放量；•新天然气燃机采用稀燃方法或SCR装置。表2-次要NOx减排系统的性能/特性类型特性发电厂建设成本增加幅度SCR•NOx排放减少率：80–95%•使用的电力占发电量的0.5%•用氨水或尿素作为反应物•NH3/NOx比率上升时造成氨逃逸率上升，可能带来问题（例如粉煤灰中氨含量过高）。为了避免这个问题，可能需要增加催化剂数量/增进烟气中NH3和NOx的混合。•催化剂可能含有重金属。对用过的催化剂需要适当搬运和处理。•以往催化剂的寿命为6-10年（燃4-9%（燃煤锅炉）1-2