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改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,中国大唐坚决贯彻落实国家能源绿色发展战略

四月 6th, 2020  |  澳门新萄京赌场网址

受到污染团传输影响,加上北方大部分地区进入供暖季,全国多地大力强化清洁供暖、绿色应急减排,应对重污染天气。针对这次污染过程,京津冀及周边地区“2+26”城市采取了区域应急联动,强制性应急减排措施。“今年各地重污染天气应急预案大幅增加了管控企业数量,压实减排措施,基本做到涉气企业全覆盖。区域整体管控企业数量从去年的近1万家增加到今年的5万家左右。”中国环境科学研究院研究员柴发合6日说。目前北京全市优质能源占比提升到84%以上。北京市年用煤总量已由2300万吨,压减到1000万吨以内;建成四大燃气热电中心,实现电厂生产燃气化;核心区、城六区和通州区基本“无燃煤锅炉”。北京已连续两年总投入100亿元以上,对农村地区800多个村(镇)实施煤改气(电),预计到2018年,全市农村地区煤改气(电)将全部完成。按照宜气则气、宜电则电的原则,天津市清洁供暖的比重持续提高。天津市建委的统计数据显示,目前天津集中供热面积已经突破4亿平方米,其中供热能源结构中热电联产、燃气和清洁能源供热比重达到74%,逐步形成了以节能清洁能源为主的集中供热体系。为减少散煤燃烧对空气造成的污染,天津对全市的散煤用户进行全面排查,共排查出121万户的散煤用户,并计划在2年内对这些散煤用户进行清洁能源替代,实现城乡散煤全部“清零”。西安市5日召开了“2017年铁腕治霾冬防攻坚行动誓师大会”,西安市治霾办在会上发布了《西安市2017年冬防攻坚行动誓师动员令》,要求从11月15日至次年3月15日,全市严格落实冬防期“禁土令”,除地铁项目(含轻轨)、市政抢修抢险工程之外的建筑工地禁止出土、拆迁、倒土等土石方作业。西安市还将建立全市铁腕治霾领导责任清单,由责任领导带头破解治霾难题,带队开展督导检查。每半月由区县、开发区召开一次专题会议,确保冬防措施一一兑现落实。宁夏是全国首个新能源综合示范区,新能源发电发展迅猛,清洁供暖“宜电则电”优势明显。作为推进主体,宁夏一些企业在部分学校、工厂探索实施清洁供暖项目。吉林省白城市青山镇,崭新的中学挺拔矗立,学校教学楼、宿舍楼,共4300平米,都是采用清洁能源--地源热泵供热。白城市如今采用地源热泵供热的学校、医院以及企业每年正以10%的速度增长。截至目前,地源热泵的供热面积达到234万平米,占全市的近两成。据白城市环保局数据,2014年至今,全市共取缔204个小锅炉,每年少排放二氧化硫1434.81吨,氮氧化物585.35吨,白城市全年空气优良天数达到307天。宿迁对在燃气(热力)管网覆盖范围以外有采暖需求的学校、医院、商场、办公楼等公共建筑,加快推广蓄热式电锅炉、热泵和电蓄冷等技术应用。安徽省在本月启动了冬季大气污染防治督导的工作,分三轮,在空气质量改善情况较差的城市,针对各类扬尘烟尘污染整治、黄标车和老旧车淘汰、高污染车辆限行、燃煤小锅炉专项整治等实施督导。“量化问责,传导责任压力,确保今年大气十条第一阶段收官之年确定的目标能够完成。”安徽省环保厅副厅长贺泽群说。

2015年12月2日召开的国务院常务会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。对超低排放和节能改造要加大政策激励,改造投入以企业为主。超低排放的概念对于超低排放,目前国内比较普遍的概念是指,燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3),但在该标准中,天然气燃机与燃煤锅炉排放限值所对应的烟气氧含量分别为15%、6%,如果折算到相同氧含量条件时,天然气燃机排放限值实际上是燃煤机组限值的2.5倍,由此可见,完成超低排放改造后,燃煤机组的排放标准比燃气机组的还低。改造技术路线脱硝技术路线目前被燃煤电厂广泛采用的脱硝技术主要为“低氮燃烧器+选择性催化还原法”,低氮燃烧技术主要是通过调整二次风和燃尽风的配比,增加燃尽风的比例,大幅减少燃尽风区域产生的NOX,目前最新的低氮燃烧技术可将锅炉出口烟气中的氮氧化物浓度控制在200mg/m3左右,烟气进入脱硝反应器后烟气中的氮氧化物和氨气进一步反应,将烟气中的氮氧化物浓度降低至100mg/m3以下。要达到超低排放标准,主要通过两条途径来实现,一种是增加脱硝反应器中催化剂面积,增加喷氨量提高脱硝效率来降低氮氧化物的排放浓度;另一种是对锅炉的燃烧器进行低氮燃烧改造(对燃烧器已改造过的锅炉只能采取前一种)。目前在各大电厂超低排放改造中基本将两种途径结合起来进行实施,先对燃烧器进行低氮改造,尔后再适当增加脱硝催化剂面积,尤其在对四角切圆燃烧方式的锅炉被广泛采用。对于对冲布置的旋流燃烧器的锅炉,一般多采用只增加脱硝催化剂的面积,增加喷氨量实现降低氮氧化物的浓度。脱硫技术路线现役燃煤机组在2014年7月1日开始执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中的二氧化硫达标改造中,一般通过增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石浆液的喷淋层等工艺来实现。在进行超低排放改造中,脱硫系统主要采用以下几种方法:一是脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上,除尘效率90%以上,满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备,应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。如图1所示。二是单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔,浆液采用双分区浆液池设计,将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区),上层主要负责氧化,下层主要负责吸收,同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果,并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。三是双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘,双托盘比单托盘多了一层液膜,气液相交换更为充分,从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。四是双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔,利用双循环技术,同时设置喷淋层和除雾器,使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大,不适合布置比较紧凑的电厂,且辅机增设较多,运营成本高。除尘技术路线现役燃煤机组为达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准,对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场、末电场小分区供电等被广泛应用。在进行超低排放改造中,除尘系统主要采用以下几种方法:一是湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同,其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质,除尘效率高,运行也较可靠。二是电袋复合除尘。电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点,通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器,具有效率高、稳定性强的优点。但是存在布袋寿命较短、维护费用高等缺点。在近两年的超低排放改造中,往往是将以上几种技术路线组合后用于对现役机组的改造,主要有以下几种:脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源。单机投资5000万-1亿,同时运行维护成本低,停机工期最短可以控制在40天以内,属于近两年的新型技术,运行可靠性有待检验;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。性能稳妥、投资和运维成本相对较低。单台机投资大约1-1.5亿,停机工期40天,同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘。单台机投资约1-1.3亿,停机工期50天,终端除尘效果会更明显,但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题;单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。投资与路线与(1)接近,停机工期50天,该技术既能达到超低排放要求,还能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题,但除尘效果相对较差。技术路线的选择自2014年开始,国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造,从已完成改造的电厂来看,选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主,随着超低排放改造工作的全面推进,新型的超低排放技术将快速发展,结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化,超低排放技术将会越来越成熟,同时改造成本也会逐渐降低。以“十一五”末投产的某电厂为例,该电厂单机容量为600MW,锅炉为前后墙对冲燃烧方式,采用低氮燃烧技术,同步建设脱硫设施,按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后,该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统,对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造),通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。超低排放改造工作启动后,该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察,结合现场设备系统情况,改扩建空间小等实际情况,并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出,在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求,重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择,通过对以上改造技术路线的比较,“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点,被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元,完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下,可满足超低排放的要求。改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,对电厂本身产生不了经济效益,但是,改造产生的环境效益非常明显,对改善区域环境空气质量意义重大。经济效益以上述电厂为例,1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期),进行超低排放改造后,典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh,因此,进行超低排放改造不仅要投入大量的资金,而且增加了电厂的运营成本,对电厂产生的经济效益是负值。环境效益根据有关资料统计,按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准,以单机容量600MW的机组参数为参照,经初步测算,与达标排放限值相比,达到超低排放情况下,全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右,其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例,该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较,三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。由此看出,该电厂完成超低排放改造后,一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨,污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计,实际每年减排三项污染物693.2吨,减排效果非常显著,有效改善区域的环境空气质量,尤其烟尘的减排比例高达68.4%,对降低区域空气中的PM2.5贡献重大,将产生良好的环境效益。“十三五”是我国环保工作的关键时期,环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本,影响了电厂效益,但是,做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理,我们要不计成本打造绿色环保企业,为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。

近日,在中央企业、地方国资委主要负责人培训班上,中国大唐集团公司获得国资委颁发的第四任期“节能减排优秀企业奖”,该奖项是对节能减排工作成绩突出的中央企业所设立的任期特别奖,充分肯定了中国大唐主动践行环境责任、积极推进节能减排的显著成效。中国大唐始终将“提供清洁电力,点亮美好生活”作为企业使命,持续加大节能减排投入力度,努力实现绿色转型,不断提高绿色生产、机组能效和超低排放水平。“十二五”以来,中国大唐累计投入371亿元实施机组升级改造,供电煤耗累计下降15.21克/千瓦时,折合节约标煤6500万吨。燃煤机组100%安装了脱硫脱硝设施。二氧化硫、氮氧化物到2014年底已完成“十二五”减排任务的261%和110%,提前超额完成减排任务。截至目前,超低排放机组达到99台,占燃煤机组总容量的42%,处于行业先进水平,在五大发电集团中比例最高。作为国民经济支柱的中央发电企业,面对着环境保护与绿色增长的双重挑战。中国大唐认真履行央企社会责任,坚持把生态环保和节能减排作为企业发展与生产经营的重要环节。中国大唐将国家环保要求深度融入集团发展战略,形成了以“价值大唐、绿色大唐、法治大唐、创新大唐、责任大唐”为战略目标的“一五八”发展战略,通过建设“绿色大唐”,弘扬绿色文明,坚持绿色生产,实现绿色转型,促进全行业绿色发展、低碳发展、循环发展。在节能管理方面,中国大唐完善节能管理体制机制,大力推进机组综合升级改造,深入开展“达设计值”活动,系统开展节水和节能降耗工作,并大力推行绿色办公政策。在环保治理方面,中国大唐健全强化监管机制,强化环保设备管理,开展超低排放改造,重视环保知识宣传和培训。在循环经济方面,中国大唐深入推进“三废”(灰渣、粉煤灰、脱硫石膏)综合利用工作。在生态环保方面,中国大唐高度重视工程项目作业区周边生态环境保护,积极采取措施保障生态安全,营造健康和谐的生态环境。在各项工程建设过程中,严格执行国家产业政策和环境影响评价法规及国家环境保护与水土保持新规定和新要求,环保审查、审批手续完备,各环保水保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和管理。新建项目执行环境和社会影响评估率达到100%。中国大唐坚决贯彻落实国家能源绿色发展战略,提供清洁、安全、高效的优质电力,为满足经济社会可持续发展需要,促进社会和谐发展、建设美丽中国、创造人民幸福生活贡献了力量。

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