什么是火电机组超低排放?

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。

从最严火电排放标准到近零排放标准,9月国家发改委、环保部、国家能源局三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》(以下简称《行动计划》)之后,到底会对火电行业造成多大的影响,近日新浪财经能见派实地调研了华能集团两家已部分完成超低排放改造的火电厂,分别是白杨河电厂和黄台电厂,重点了解超低排放改造投资成本及运营成本、技术、收益、市场影响等情况,了解情况如下:
1、成本巨大:白杨河电厂已完成超低排放改造的六号及七号机组工程总投资为1.82亿元,平均每度电环保成本为2.7分;黄台电厂9号机组超低排放改造总投资为9805万元,平均每度电的环保成本为2.5分。
2、技术主要依靠增加脱硝催化剂、增加脱硫吸收塔或喷淋层、增加湿式电除尘器:
白杨河六、七号机组烟气超低排放技术改造主要是在原有湿式脱硫、低氮燃烧器+二层SCR脱硝、双室五电场除尘基础上,增加二级串塔脱硫提效、低氮燃烧器改造+四层SCR脱硝提效、以及加装湿式电除尘器装置。
黄台9号机组超低排放改造方案是在原脱硫吸收塔后新建一座脱硫吸收塔作为二级塔;在对锅炉燃烧和低氮燃烧器优化的基础上,将原脱硝装置的两层催化剂拆除,更换为新催化剂,并加装第三层催化剂150立方米;对机组原有电除尘装置进行提效改造。
3、收益:对火电机组实行超低排放改造,主要是为了适应日将严苛的环境政策,弥补成本目前主要依靠国家有关补贴,未来可通过向钢铁、焦化、水泥等行业工业锅炉改造技术移植实现一定的收益。国家有关补贴包括:脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱,脱硝电价为1分钱,除尘电价为0.2分钱。对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的,减半征收排污费。
4、市场影响:从技术路线可知,超低排放改造将增加脱硫塔设备、除尘器设备、脱硝催化剂等产品的销售,利好国电清新(28.61,
-1.27, -4.25%)、中电远达(22.30, -0.22, -0.98%)、龙净环保(35.04, -1.06,
-2.94%)、同方股份(11.79, -0.30, -2.48%)、浙大网新(7.60, 0.01,
0.13%)等脱硫脱硝设备上市公司及海亮股份(8.08, -0.01,
-0.12%)、中电远达和山东天璨(京运通(10.46, -0.22,
-2.06%)子公司)等脱硝催化剂上市公司。 火电减排改造市场空间巨大
9月国家发改委、环保部、国家能源局三部委联合下发《行动计划》,对煤电排放再上紧箍咒,提出:主要新建燃煤发电机组(含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组)应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,不得设置烟气旁路通道。东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏浙江、福建、广东、海南等11省市)新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到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、50毫克/立方米),中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值,鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
尽管尚未对已投运机组作硬性规定,但考虑到我国环境政策日渐趋严,因此各地掀起火电机组超低排放改造,除华能集团已对黄台8号、9号机组,金陵1号机组,铜川2号机组,白杨河6号、7号机组,辛店5号机组,北京热电厂1-2号机组实现清洁化改造之外,国电集团、神华集团等多台机组也完成了超低排放改造,目前已经完成超低排放改造的多为热电联产燃煤机组,单台机组改造投资额度普遍在1亿元左右。
华能山东公司总经理王文宗表示,公司计划在2015年底前,完成50%300MW以上机组超低排放改造;2018年末完成所有300MW等级及以上机组环保升级改造。
截至2013年底,华能集团火电装机容量为11356万千瓦,全国火电装机容量为86238万千瓦,超低排放节能改造市场空间巨大。
国泰君安报告认为,“超低排放”带来显著改造市场,预计脱硫改造需求在100-345亿元之间,脱硝改造需求在100-345亿元之间,除尘改造需求在50-230亿元之间,总计在250-920亿元之间。
但黄台电厂厂长冯春坦承,超低排放改造对于企业来说改造难度大、时间长、投资过高,并且供电单位成本增加较多,几乎挤占了发电企业目前薄弱的盈利空间。
此次调研的两个电厂,测算超低排放改造后的火电厂度电环保成本分别为2.7分和2.5分,按照我国目前的补贴政策,脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱,脱硝电价为1分钱,除尘电价为0.2分钱。
由于前期投资较大,后续补贴落实较为滞后,冯春建议国家有关政策应该尽快配套:1、加强典型引领,给予试点企业一定的环保技改资金补助,建议额度为投资的20%;2、尽快配套出台烟气超低排放环保电价和热价的补贴政策,弥补发电企业增加的成本;3、经信委和电网在分配政府电量计划和日电量曲线时,应当优先满足超低排放机组发电,从而实现节能减排效果最大化,4、超低排放实现后脱硫、脱硝、除尘等效率已大幅提高,排放浓度大大低于达标排放标准限值,根据有关规定,对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的,减半征收排污费,希望能够尽快执行此文件精神。
技术创新需要再突破
正如中国电力企业联合会秘书长王志轩在《煤电近零排放不科学》中所提到的,“近零排放”技术并没有重大创新,主要是对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。如,除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有广泛应用,但在电力行业,除了日本个别电厂采用之外,并不是普遍采用;二氧化硫控制采用的石灰石-石膏湿法脱硫主要是增加系统的裕度和复杂度,如原来脱硫吸收塔喷淋层为3层,现改为5层或者增加一个吸收塔;氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法,但是增加了催化剂用量。
此次调研的两个电厂,白杨河六、七号机组烟气超低排放技术改造主要是在原有湿式脱硫、低氮燃烧器+二层SCR脱硝、双室五电场除尘基础上,增加二级串塔脱硫提效、低氮燃烧器改造+四层SCR脱硝提效、以及加装湿式电除尘器装置。
黄台9号机组超低排放改造方案主要是对机组现有脱硫、脱硝和除尘设备进行提效改造,并增加脱硫二级吸收塔和湿式电除尘器等设备,使最终烟气排放指标达到或优于燃气机组标准。在原脱硫吸收塔后新建一座脱硫吸收塔作为二级塔,与原吸收塔形成串联布置,通过双塔双循环控制技术,使二氧化硫最终排放浓度小于35毫克/立方米;在对锅炉燃烧和低氮燃烧器优化的基础上,将原脱硝装置的两层催化剂拆除,更换为新催化剂,并加装第三层催化剂150立方米,使氮氧化物最终排放浓度小于50毫克/立方米;对机组原有电除尘装置进行提效改造,使烟尘最终排放浓度小于5毫克/立方米。
由此可见,超低排放改造将加大脱硝催化剂、除尘器、脱硫塔设备的需求。脱硝催化剂过去依赖国外进口或中外合资企业,但随着近年来市场需求增加,中国企业产能扩大,价格趋于稳定。
白杨河六号机组还承担国产新型无毒脱硝催化剂工业化试验情况,目前六号机组A/B两侧在原二层催化剂基础上,各增加了两层催化剂,形成四层催化剂装配,其中A侧四层为国产无毒催化剂,B侧二层为国产无毒催化剂,二层为东方凯特瑞催化剂,运行结果初步显示,国产新型无毒催化剂与东方凯特瑞催化剂各项性能指标基本一致。
在拥有脱硝催化剂生产能力的公司中,海亮股份、中电远达和山东天璨三家上市公司的产能规模均突破1万立方米,成长潜力同样可观。
此外除尘器是控制烟尘排放浓度的必要设备,煤电机组超低排改造浪潮中,除尘器市场需求也将随之增加。此次调研的两个电厂使用的均为湿式电除尘器装置,中国拥有电除尘器技术的上市公司有菲达环保(15.12,
-0.84, -5.26%)、龙净环保等。
但业内人士表示,当前中国采用的湿电除尘技术,如果烟尘排放控制在10毫克/立方米以下,对于煤质、操作条件有较高要求,需要采用低硫、低灰、高热值煤种,在湿电除尘之前普遍采用低低温静电除尘器预除一部分三氧化硫,湿法脱硫内通过除雾器提效,保证湿电除尘器入口烟尘浓度低于18毫克/立方米,湿电部件基本采用日本原装进口,在先进的协同控制理念指导下,专业人员的操作下,才能保证实现污染物近零排放。
有部分专家认为,煤电烟尘排放有限,治霾应加大对其他行业的中小锅炉改造,而不是一味对煤电行业加环保紧箍咒。
环保紧箍咒正在逐渐向钢铁、焦化、水泥等高耗能、高排放行业过渡,11月,七部委已联合发布了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》,规划到2018年,推广高效锅炉50万吨,淘汰落后燃煤锅炉40万吨,完成节能改造40万吨,提高燃煤工业锅炉运营效率6个百分点。
华能集团科环部主任赵毅表示,全国工业锅炉有40万台,未来火电厂燃煤锅炉节能减排改造技术可以移植到其他行业的工业锅炉改造,华能控股的西安热工研究院有限公司已经成立了西安西热锅炉环保工程有限公司,积极看好燃煤锅炉改造市场。

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所谓的超低排放,简而言之,就是通过多污染物高效协同控制技术,使燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。

燃煤电厂是烟尘、二氧化硫和氮氧化物等大气污染物的主要排放源。根据环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准,大气污染物特别排放限值如下表:

浙能集团在满足现行国家排放标准的基础上,进一步加压,实施更为严格的排放标准,要求燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准,即烟尘5mg/Nm3,二氧化硫35mg/Nm3,氮氧化物50mg/Nm3。

燃煤机组达到燃气机组的排放标准对电厂的环保设备提出了更高的要求。天地环保公司采用多污染物高效协同控制技术,对浙能集团现有的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效,并引入新的环保设备和环保技术对汞和三氧化硫进行进一步脱除,使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫达到清洁排放的要求。

针对二氧化硫,主要是对F脱硫装置进行改进,采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环和脱硫添加剂等方式,实现脱硫提效。

针对氮氧化物,通过实施锅炉低氮燃烧、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术措施实现脱硝提效。

针对烟尘、三氧化硫和汞,采用SCR脱硝装置、低低温除尘、F脱硫装置、湿式电除尘等协同脱除实现高效脱除和超低排放。

锅炉排出的烟气经过SCR高效脱硝后,经过空预器出口的烟气通过新增的管式换热器后降温至90℃左右,然后进入后的低低温静电除尘器,经过除尘后通过引风机、增压风机后进入吸收塔进行湿法高效脱硫,吸收塔出口的烟气进入新增的湿式静电除尘器作进一步除尘,再进入新增的管式换热器升温至80℃以上后通过烟囱排放。

国务院在9月10日发布了《大气污染防治行动计划》,要求长三角区域到2017年细颗粒物浓度下降20%、并明“确除热电联产外,审批新建燃煤发电项目”。

在这样的背景下,煤炭的清洁燃烧和清洁排放技术成了燃煤电厂未来发展的新空间、新蓝海,谁在这一技术上能突破,必然能给整个燃煤火力发电行业带来发展新机遇。

浙能集团走在了政策前面,于2013年在全国率先启动“燃煤机组烟气超低排放”项目建设,并首先在已投产的嘉电三期7、8号两台百万燃煤机组,由天地环保公司负责实施。在建的六横电厂2×100万千瓦、台二电厂2×100万千瓦燃煤机组烟气超低排放项目也随机组同步建造。

目前,浙能集团已经着手开展300MW等级及以上燃煤机组超低排放的相关前期准备工作,将从2014年下半年陆续开展此项工程,计划用3年时间全面完成工作。预计仅600MW机组总投资将达近40亿元。

在面对节能减排压力与雾霾的背景下,超低排放技术的广泛运用将进一步提高我国以煤炭为主的能源结构的清洁化水平,而且也为煤电的与发展提供了一种新思。

超低排放是浙能集团切实履行质量和健康的社会责任,积极推动资源利用方式的根本性转变,加快建设资源节约型和友好型企业,全力促进生态文明建设的重大举措。随着超低排放技术向浙江省内电厂甚至全国电厂的推广,将产生十分巨大的社会效益。

以六横电厂超低排放系统为参考,按年发电5500小时计,项目实施后每台机组一年可减排二氧化硫270吨、氮氧化物820吨、烟尘540吨。

经测算,如向全浙江省燃煤电厂推广,该超低排放技术每年可为浙江省减排二氧化硫近3万吨、粉尘近5万吨、氮氧化物7万多吨;如向全国燃煤电厂推广,每年可为全国减排二氧化硫近24万吨、粉尘近47万吨、氮氧化物近70万吨。

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