改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,近年来我国钢铁企业在节能减排、绿色发展方面取得了巨大成就

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。

近年来,我国钢铁企业虽在节能减排、绿色发展方面取得了巨大成就,但资源能源消耗和排放总量仍居高不下。今年,我国将对185家钢铁企业开展能耗限额达标及阶梯电价执行情况专项监察。推进技术节能,是开展工业节能的重要路径之一——近日,工信部发布《关于下达2018年国家重大工业专项节能监察任务的函》。该函显示,2018年国家重大工业专项节能监察任务总量为5330家,其中钢铁企业能耗限额达标及阶梯电价执行情况专项监察185家。作为“两高”行业,钢铁业节能减排工作进展颇受关注。冶金工业规划研究院院长、中国节能协会冶金专委会主任委员李新创介绍,近年来我国钢铁企业在节能减排、绿色发展方面取得了巨大成就,钢铁企业吨钢能源消耗和污染物排放持续下降,能源管理水平逐步提高,二次能源回收利用水平不断提升。伴随高温超高压机组、超高温超高压机组快速普及,企业自发电水平逐年提高。2017年,我国钢铁行业自发电率已接近50%,合计年发电量约为1900亿千瓦时。但与此同时,我国钢铁企业资源能源消耗和排放总量仍然居高不下,企业之间绿色发展水平不充分不平衡的问题仍然十分突出,行业面临的环保、减排压力仍然巨大。这两年,我国钢铁业去产能成效明显,企业效益显著好转。“越是在企业形势好的情况下,越是要居安思危、考虑长远,要充分重视企业节能环保、绿色发展工作。”李新创提醒企业,在二次能源回收利用方面,钢铁行业自发电领域过去十几年普遍存在粗放式增长、自有发电机组运行不经济、能耗较高的状况。推进技术节能,是开展工业节能的重要路径之一。为促进先进节能经验和优秀节能技术在冶金企业中的应用,由冶金工业规划研究院、中国节能协会冶金工业节能专业委员会主办的“汽轮机冷端优化节能创新专项技术现场推广会”日前在河北省邯郸市召开。据介绍,2017年河钢集团邯钢公司通过实施“汽轮机冷端优化节能技术”(简称CES节能技术),邯钢1#60兆瓦发电机组平均提升发电功率7%以上,每年多发电1600万千瓦时,创造经济效益800万元,节约标煤5100吨,减排二氧化碳1.33万吨。河钢集团邯钢公司副总经理贾广如表示,下一步邯钢将继续致力于环保提升和创新发展,降低能耗,提高效率,不断提升企业综合竞争力。据了解,与现代大型汽轮机机组相比,高载能行业在役汽轮机在设计、工艺及自动化程度方面都存在较大差距,表现为热耗较高、运行控制比较粗放、运行经济性较差,汽轮机本体优化节能技术改造的需求十分突出。CES节能技术能降低汽轮机热耗和冷端系统设备用电率,实现汽轮机冷端系统的智能化运行控制,提高发电效率,提升钢铁企业自有电厂的整体运营水平,为企业带来显著的经济效益和节能减排效益。深圳世能科泰能源技术股份有限公司深入研究CES节能技术,已拥有多项发明和实用新型专利。专家表示,钢铁行业目前年总用电量约4000亿千瓦时,CES节能技术如能在钢铁行业全面应用,按照平均发电功率提升5%计算,每年可增加发电量约80亿千瓦时,创造经济效益约40亿元。

全球能源危机给人类敲响了警钟,可持续发展成为全世界共同的话题。发达国家曾提出一个观点:节能是紧随煤炭、石油、天然气和电力之后的世界第五大能源。但在全国政协委员、中国节能环保集团公司董事长王小康看来,对于当今中国,节能应是“第一能源”。据王小康介绍,节能同时包含“少用能”和“用好能”两重含义,前者是指能源节约,后者是指提高单位能源的经济产出。它具有“最快捷、最便宜、最干净”三大特性。数据显示,“十一五”以来,我国历年节能量与新增能源消费量的比值由2006年的0.33增至2013年的1.05,累计节能量与新增能源消费量基本相当,远高于新增可再生能源消费量。同时,节能的投资成本一般情况下要低于新建可再生能源项目。“这说明节能工作对控制我国能源消费快速增长居功至伟。”王小康表示,“随着资源、环境约束的日益加剧,我们应树立节能是‘第一能源’的理念,将节能作为我国能源消费革命的主阵地。”但王小康指出,目前国内对“节能”的重要性尚认识不足,一些基础工作尚待完善。“国内仍有很多企业节能意识薄弱,主动开展节能减排工作的积极性不强。很多企业往往只注重生产和销售,忽略了能源计量和能源统计等制度建设;政府监管也难以到位。一些城市尚未全面建立科学统一的节能统计指标体系、监测体系和考核体系;执法主体、监察队伍难以落实,法规政策的实施没有监督保障。”对此,王小康建议,一方面,要加强建立政府对节能减排、降碳工作的统筹管理,打破部门间信息壁垒,形成合力;另一方面,建立健全企业的能源和碳排放管理体系,完善能源和碳排放的统计制度。如可通过云计算和大数据分析技术摸清城市和企业的能源和碳排放家底,准确定位高耗能行业、高排放、重污染企业,形成城市“负面清单”管理模式。王小康还强调了“市场手段”的重要性。他建议国家继续大力推进节能产业的发展;积极推行碳排放权、节能量和排污权交易制度,形成“总量控制”下的节能减排硬约束。此外,王小康认为,“将能源革命的希望寄托在供应侧,仍然延续集中发电、远距离传输的传统思路,这对实现能源革命、改变人类社会形态是远远不够的。”“应该充分考虑能源需求侧的新技术、新商业形态,把需求侧的新技术、新商业形态与新能源结合,最终才能产生撼动人类发展全局的革命性效果。比如,把‘互联网+’这一思维应用到能源领域,促使能源供应由B2C模式向C2C模式转换,这将对能源消费革命产生重要影响。”

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