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煤电行业刮起“超低排放”风 应有序推进

2015-01-27 14:48
蓝林笑生
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  “自去年9月国家三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》后,如何实施节能和环保改造,实现煤炭的清洁利用,备受煤电行业关注。”中国电机工程学会热电专委会前秘书长郁刚深有感触。1月14日,该专委会在合肥召开“燃煤电厂节能减排升级与改造先进技术经验交流研讨会”,会场异常火爆。据该专委会技术服务中心主任朱小朋介绍,“原本计划200人参加的会,实际到场人数超过300人,电厂和环保企业参与热情很高。”

  据郁刚介绍,随着我国经济步入新常态,环境问题频发,国家环保要求日趋严格,原本粗放的能源消费方式亟需改变,“但通过什么方式改变,还需要行业进行深入交流和探讨。”

  1超低排放是有条件的

  自去年6月国内首台超低排放机组——国华电力舟山电厂4号机组投运以来,煤电行业刮起一阵超低排放风,国内陆续出现了多台“超低排放”达标机组。

  “这说明目前国内技术可以实现煤电机组超低排放改造,但超低排放也是有条件的。”国电科学技术研究院副院长朱法华称,“首先是对煤种有要求,最好是低硫、低灰、高挥发份、高热值烟煤。”

  朱法华列出了一组数据:如果燃煤低位发热量4000kCal/kg、灰份35%,那么除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3,即使总的除尘效率高达99.99%,烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求;燃煤含硫量为3%的煤,其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右,脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%,其排放浓度仍高达69毫克/立方米;燃用无烟煤的W型火焰锅炉,采用先进的低氮燃烧技术,锅炉产生的烟气氮氧化物浓度可长期稳定控制在1000毫克/立方米左右,即使SCR脱硝效率提高至90%,氮氧化物排放浓度仍达到100毫克/立方米。

  “除了对煤种有要求外,煤电机组实现超低排放或超低低排放的成本中,投资和运行成本也较高。”据他介绍,烟尘排放浓度从20毫克/立方米下降至10毫克/立方米(不增加湿式ESP)、二氧化硫从50毫克/立方米下降至35毫克/立方米、氮氧化物从100毫克/立方米下降至50毫克/立方米,污染物排放量下降30%-50%,平均下降44.1%,但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。

  “如果烟尘执行超超低排放5毫克/立方米的要求,则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP,其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右,可能有些得不偿失。”朱法华表示,“如果没有相应的奖惩措施,燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放。”

  2应有序推进

  据国家能源局电力司火电处处长康国珍介绍,初步统计,至2014年底,全国总发电装机容量13.5亿千瓦,其中火电装机9.1亿千瓦;全国总发电量5.54万亿千瓦时。

  由上述数据可以看出,我国燃煤机组的节能减排任务艰巨,如果想全部实现超低排放,还有很长一段路要走。康国珍也表示,部分现役煤电机组建设时期早,能耗高、污染大,升级改造有一定困难。

  朱法华认为,目前超低排放技术虽可行,但应有序推进,“就地区来说,先重点、后一般,先东部、后西部,先集中、后分散;就锅炉来说,先大后小,先新后老,先煤粉炉后其他炉;就煤种来说,低硫、低灰、高挥发份、高发热量优先。”

  即便如此,朱法华对通过燃煤电厂超低排放改造获得环境效益不是很乐观,他表示,虽然超低排放对PM2.5地面浓度下降效果较为明显,但对总量减排与常规污染物地面浓度改善有限,“‘十三五’期间还需开拓新的约束性指标减排重点行业。

  原环保部污染防治司大气处处长、环保部环境工程评估中心值班专家刘孜则表示,除了传统的脱硫、脱销和除尘外,煤电还需要考虑新的污染防治问题。“比如脱汞,目前我国汞排放量全球第一,燃煤又贡献了大量汞排放,未来燃煤电厂也需要将脱汞列入减排计划中。”

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