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浙江省环保装备行业协会是2009年成立,是以浙江省环保装备和资源综合利用装备制造厂商为主以及从事科技开发、设计和技术服务的企事业单位自愿参加组成的跨地区、跨部门、跨所有制的行业性、全省性的非赢利性社会组织,是经浙江省民政厅核准登记的社会团体法人。
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火电厂排放提标能实现吗?
发布时间:2012-08-22 点击数:

 
燃煤电厂应倡导多污染物协同治理,一批新技术可以满足新标准要求
 

  对于很多燃煤电厂而言,要实现达标排放,除了要建设SCR之外,低氮燃烧改造也是最重要的环节之一。燃煤硫分控制是关键,煤的来源要保证,配煤设施要配套,脱硫设施的设计水平要提高。


  2003年12月31日以前通过环评的电厂(即2005年及以前投运的电厂),氮氧化物排放浓度较高的,应首先进行低氮燃烧技术改造,改造后根据排放浓度情况,选择SNCR或SNCR+SCR,有场地条件的电厂改造也可选择SCR。


  新标准对重点地区执行特别排放限值,虽然目前尚无明确界定,但评估中遇到位于京津冀、长三角、珠三角等环境敏感地区的项目,已经将特别排放限值要求做为设计依据,投资相应增加。


  中国环境报记者 刘秀凤

受访嘉宾:
  环境保护部科技标准司副司长王开宇
  环境保护部环境工程评估中心专家莫华
  国电环境保护研究院环境科学研究所副所长王圣
  福建龙净环保股份有限公司总经理黄炜
  福建龙净环保股份有限公司副总经理郭俊


  今年1月1日起,《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)正式开始实施,主要污染物排放限值被大幅加严。早在出台之前,这一标准就在行业内引起了轩然大波,还被冠以“世界上最严格排放标准”的称号。那么,火电企业怎样才能达到新标准要求?我国环保企业能否满足新标准对新技术的需求?


  日前,中国环境报社在福建省厦门市举办电力行业企业负责人环境论坛暨燃煤烟气污染物控制技术研讨会,政府相关部门负责人、电力企业、环保企业代表和业内专家共聚一堂,探讨燃煤烟气污染治理问题。以福建龙净环保有限公司为代表的国内环保企业推出了一批基于火电新标准和PM2.5控制的新技术,已经基本能够满足新标准的治理要求。


  “实施新的排放标准,必须有成熟的治理技术给予支撑。我们在标准制定中也进行了全面调研,标准中的每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术。”环境保护部科技标准司副司长王开宇表示。


  福建龙净环保有限股份公司总经理黄炜表示,新标准的实施给电力企业、环保企业都提出了更高要求,燃煤电厂烟气污染物控制技术正朝着高效节能、协同处置、系统集成的方向发展。


  “一直以来,龙净环保专注于技术研发和前沿技术储备,主导产品包括了除尘、脱硫、脱硝、物料输送四大系列。目前,龙净环保还提出烟气治理岛的模式,可以提供从锅炉到烟囱的‘一揽子’解决方案。为解决燃煤电站烟气污染问题,公司也开发了一大批先进实用的技术。”黄炜说。


  更严标准下的火电行业


  “十一五”超额完成减排任务,标准加严仍需增加环保投资


  新标准区分现有和新建火电建设项目,分别规定了对应的火电厂大气污染物排放控制要求,主要污染物排放限值被大幅加严。对于一些重点地区还规定了更严格的特别排放限值。


  国电环境保护研究院环境科学研究所副所长王圣告诉记者,在美国,新建燃煤电厂氮氧化物排放控制要求为0.45g/kWh,扩建机组控制要求为135mg/Nm3,改建机组控制要求为185mg/Nm3;欧洲燃煤电厂氮氧化物排放控制标准为200~400mg/Nm3。所以,单从排放标准而言,我国新标准中燃煤电厂氮氧化物确实是当今世界最严的。


  据介绍,这些限值在确定过程中,与发达国家火电排放标准进行了比较,同时也参考了奥运期间北京市燃煤锅炉的排放标准。他说:“新标准出台以来,电力行业的反对声很多。但现在,电厂已经基本认可了这个标准。而且,标准的出台也是科学的。”


  “由于脱硫设施的大力建设和稳定运行,电力行业在‘十一五’期间为二氧化硫减排做出了巨大贡献,但电力行业二氧化硫排放量仍占所有行业排放量的50%以上,氮氧化物、烟尘排放量分别占工业排放量的65.1%和36.2%。按照目前的火电发展趋势和排放控制水平,今后我国火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘仍将增加,电力行业仍需为控制大气污染物排放总量做出更大贡献。”王开宇在发言中表示。


  然而,标准加严必然要求火电企业进一步增加环保投资,这对于本就缺钱的火电企业来说,无疑是雪上加霜。根据测算,到2015年,需要进行脱硝改造的现有机组和新增机组容量约为8.17亿千瓦,估计需投资1950亿元,年运行费用约612亿元;除尘和脱硫设施的改造和新建投资费用约需650亿元。


  “火电行业在增加环保投入的同时,也带来了相应的污染减排和环境效益,总体上达标成本在合理水平。”王开宇表示,新标准的制订综合考虑了环境质量要求、环境污染现状与行业经济技术发展水平,主要目的是引导企业充分运用可行的清洁生产、污染治理技术,优化产业结构,促进环境效益、经济效益与社会效益的统一。


  今年1月21日,山西省政府下达《对逾期未完成省政府燃煤电厂烟气脱硝限期治理任务机组的处理意见》,以停产治理方式倒逼火电企业建设脱硝工程。不久前,华电新疆发电有限公司苇湖梁电厂2×125兆瓦机组脱硝工程正式启动,这标志着新疆燃煤电厂氮氧化物减排工作正式进入实施阶段……虽然面临很多困难,但各地火电企业的环保设施改造已经开始。

  30mg/Nm3不是高不可及

新技术填补20年的奖项空白,国产化后可大幅降低投资


  “从各项污染物的达标可行性来看,最难的是烟尘,其次是二氧化硫和氮氧化物。”王圣说。早在这一标准讨论期间,30mg/Nm3的烟尘排放限值就成为焦点。因为煤质多变、电除尘器电场余量不够等原因,很多人开始担心普通电除尘技术的减排效果,电改袋的讨论沸沸扬扬。


  30mg/Nm3真的会成为电除尘器迈不过去的一道坎?答案是否定的。


  不久前,空缺20年之久的福建省优秀新产品特等奖今年被龙净环保开发的BEH高效节能型电除尘器获得。


  龙净环保副总经理郭俊说:“龙净的产品之所以能获奖,主要是因为我们拥有核心技术。”据他介绍,这一产品是多项新技术的组合,采用了新型双区技术、高频电源、节能型电晕线、机电一体化技术等,是高效率、低能耗、低投资的新型电除尘设备。


  目前,燃煤电厂除尘方式主要有电除尘、袋式除尘和电袋除尘。王圣告诉记者,电厂除尘方式的选择取决于煤质、灰分和排放要求,也取决于后续的脱硫方式,实际就是对湿法脱硫洗涤除尘效果的确认。“现在一直认可的是湿法脱硫除尘效率为50%,随着新标准对二氧化硫排放浓度要求的进一步严格,湿法脱硫的脱硫效率也要进一步提高,这样湿法脱硫对尘的洗涤效果会更好。日本认可的湿法脱硫除尘效率为80~90%,我个人建议国内可以提高到60~70%。”


  在龙净公司实验大厅,与会多位电力企业负责人都对湿式电除尘器感兴趣。湿式电除尘器主要用在湿法脱硫后面,可以有效去除三氧化硫酸雾、汞、细颗粒物等,采用一个电场就能达到98%的除尘效果。2011年12月,国内首台燃煤锅炉湿式电除尘器被安装在福建上杭瑞翔纸业的20t/h循环流化床锅炉上,对尾气进行终端处理,只用一个电场,就能达到98%的除尘效率。


  采访中,一位电力企业负责人告诉记者,他之所以对这项技术感兴趣,是因为这一设备可以加在湿法脱硫之后,电厂之前的除尘设备也不会浪费。


  “湿式电除尘器技术主要掌握在欧美日等国家企业手中,龙净目前已经实现了技术国产化,做成了中试样机。湿式电除尘器推广中最大的担心是投资、运行、运行费用和腐蚀问题。中试结果表明,烟尘浓度降低到10mg/Nm3以内,成本是可以接受的。”郭俊透露,日本三菱公司对百万机组四电场电除尘的后面加湿式电除尘器的报价是8000万元,龙净将技术完全国产化后,报价可以降低2000万元左右。


  此外,华能等国内多家电力企业也都到日本等地对湿式电除尘器进行调研,认为这是未来在重点区域具有很大发展潜力的技术。


  在30mg/Nm3的标准限值确定之后,电袋复合除尘技术备受关注。郭俊认为,这是一项理论研究落后于工程应用的技术。电袋除尘实际上是荷电粉尘的过滤,是把静电除尘、过滤除尘、粉尘荷电、粉尘凝聚等几种机理结合,形成一种新的除尘机理。


  为提高除尘效果,包括龙净环保在内的国内环保企业不断加大技术研发力度,掌握了多种核心专利。高频电源、旋转电极、烟气调质等技术的采用,可有效提高电除尘的除尘效率,其应用前景也被业内专家看好。


  据郭俊介绍,他和同事曾到国外企业参观,希望能够引进高频电源技术,但被对方拒绝了。回国后,龙净环保联合国内专家用4年时间开发出了自己的高频电源。


  “目前,龙净高频电源技术已达到国际先进水平。高频电源工作在电除尘第一电场,可以提高电压15%并将电流提高一倍,还能有效提高对高比电阻烟尘的除尘效率,在运行中平均节能20%。”郭俊说,在龙净的产品推出之后,国内高频电源价格大幅下降,性价比大大提高。

  脱硫脱硝工艺如何选择?
  低氮燃烧技术是基础,燃煤硫分控制是关键


  记者在与参会电力企业代表的交流中了解到,一些没有脱硝设施的电厂正在着手机组改造,基本都选择了SCR工艺。与会专家提醒,火电厂氮氧化物控制应该以低氮燃烧技术为基础。


  “对于氮氧化物执行100mg/Nm3的排放限值,从当前控制技术来看是没有难度的,关键在低氮燃烧阶段要控制初始产生浓度。所以,对于很多燃煤电厂而言,要实现达标排放,除了要建设SCR之外,低氮燃烧改造也是最重要的环节之一。”王圣说。


  据他介绍,浙江北仑电厂600MW机组的低氮燃烧改造取得了巨大成功,可以将氮氧化物浓度从650mg/Nm3以上降至300mg/Nm3甚至更低。


  对于不同的机组,该如何选择脱硝工艺?王圣给出了自己的建议:2003年12月31日以前通过环评的电厂(即2005年及以前投运的电厂),氮氧化物排放浓度较高的,应首先进行低氮燃烧技术改造,改造后根据排放浓度情况,选择SNCR或SNCR+SCR,有场地条件的电厂改造也可选择SCR;2004年1月1日以后通过环评的电厂,由于预留了烟气脱除氮氧化物装置空间,因此可直接加装SCR。


  由于低温燃烧的特性,循环流化床锅炉可有效控制氮氧化物的生成。迄今为止,国内尚无大型循环流化床机组脱硝的运行实例。新标准实施后,不少业内人士认为这项技术被“打死”了。根据国外相关资料,循环流化床锅炉采用SNCR的脱硝效率可以达到50%~70%。为此,环境保护部环境工程评估中心专家莫华建议,在循环流化床锅炉氮氧化物浓度大于100mg/Nm3时,可考虑采用SNCR脱硝等方式,以满足新标准要求,但需做好相关设计。郭俊表示,在循环流化床锅炉后面加一套循环流化床干法脱硫除尘一体化设备也是一种很好的选择,飞灰中的氧化钙可以再利用。目前,已有一些电厂进行这样的尝试。


  截至2010年底,全国投运的燃煤脱硫机组共2158台,总装机容量5.78亿千瓦,远超过“十一五”规划的目标3.55亿千瓦,烟气脱硫机组装机容量占全部火电机组的比重由2005年的12%提高到82.6%。


  新标准实施后,燃煤锅炉二氧化硫排放浓度从400~1200mg/Nm3调整为100~200mg/Nm3,重点地区要执行50mg/Nm3的特别排放限值。目前,为满足新标准要求,很多电厂的脱硫设施都面临改造问题,甚至部分地区电厂的脱硫效率要达到97%。


  莫华说:“燃煤硫分控制是关键,煤的来源要保证,配煤设施要配套,脱硫设施的设计水平要提高。”据她介绍,从目前所获取的资料来看,石灰石—石膏法、海水脱硫法、氨法脱硫等工艺通过优化设计可满足新标准排放要求,有机胺法脱硫技术也在开展。“如果这种工艺示范成功,将为西南地区高硫煤脱硫开辟一条新路。”

  协同处置取代各自为战
  多污染物协同治理,烟气治理岛提供污染治理新模式


  在传统污染物控制模式中,主要对各种污染物设计各自的控制设备,各自为战。郭俊认为,这种模式忽略了两个基本事实:一方面,烟气中单一污染物治理可能对其他设备运行带来负面影响。他提醒说,SCR脱硝工程国内刚刚开始大规模建设,运营中的很多问题还没有暴露,脱硝催化剂可能对湿法脱硫、电除尘、布袋除尘等产生影响。比如,采用SCR脱硝后,脱硝催化剂可能会对烟气中的二氧化硫进行催化产生三氧化硫,而现有脱硫设备无法高效脱除三氧化硫。如果排放到空气中,三氧化硫是PM2.5的重要前体物之一。同时,这对布袋等也有腐蚀作用。


  另一方面,单一的污染物控制技术,除了能够有效脱除主要对象污染物之外,还可能具备对脱除其他类型污染物做出贡献的潜力,即各种控制技术之间具有协同能力。


  为此,在总结多年的烟气污染物控制技术、深入研究各污染物相互影响机理和多种污染物控制技术协同效应的基础上,龙净可制定综合多种污染物控制的协同治理方案,提出了“烟气治理岛”的协同治理模式。这一模式由除尘、脱硫、脱硝、物料输送等体系构成。


  郭俊表示,根据不同的条件,燃煤电厂多污染物协同治理可能会有不同的技术工艺路线和方案。比如,在我国东部地区的新建电厂,主要应以SCR烟气脱硝、电除尘或电袋除尘、湿法脱硫装置为主要设备,同时灵活选择除尘或脱硫协同脱汞方案;在西部缺水且燃煤含硫低于1%的区域,可选择应用以循环流化床干法除尘脱硫脱汞一体化为核心的多污染物治理工艺技术路线,结合锅炉低氮燃烧以及SNCR或SCR烟气脱硝技术,实现节能、节水、多污染物综合治理的目标。


  他们建议,在已经建设湿法脱硫、高效除尘器的电厂,应具体项目具体分析,在增加SCR烟气脱硝、除尘器改造、脱硫系统增容、协同脱汞等技术方面统筹考虑,因地制宜、因煤制宜,选择一个最适合特定项目的多污染物协同治理工艺技术方案。

  在我国东部发达地区和重点地区,在排放要求很高的情况下(比如要控制SO3、PM2.5),可以考虑采用更先进的技术方案,如采用湿法脱硫与湿式电除尘器一体化方案等。


  电厂设计建设要注重前瞻性


  排放标准提高后,整改所需的投资远高于一开始就留下设计余地


  1987年,郭俊去美国学习电除尘技术。他发现,美国电厂的电除尘器有的是5电场设计,但只安装了4个电场的极板。郭俊当时很奇怪,对方告诉他,环境标准是不断变化提高的,这个电场是留给未来的。“这是一个值得我们深思的问题,我国现在也很少有这种备用增容净化能力的设计。而排放标准提高后,整改所需的投资远高于一开始就留下设计余地。”


  在此次研讨会上,莫华等专家一直提醒,在火电厂建设中要注意前瞻性。莫华说,新标准对重点地区有特别排放限值的规定,虽然目前重点地区尚无明确界定,但评估中遇到位于京津冀、长三角、珠三角等环境敏感地区的项目已经将特别排放限值要求做为设计依据,投资相应增加。


  《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中要求,“重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的大气污染物特别排放限值”,而“执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间,由国务院环境保护行政主管部门规定。”


  到底哪些地区是重点地区?这是很多电力企业负责人关心的问题。王圣说:“由于目前国务院环境保护行政主管部门尚没有正式文件明确重点地区的范围,所以当前对重点地区尚不明确。”


  据他透露,目前业内有两种理解或操作:一方面,在《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》中,明确了开展大气污染联防联控工作的重点区域是京津冀、长三角和珠三角地区。


  “但这是2010年5月11日发布的,在火电新标准发布之前一年多。所以,这个概念不是火电标准中‘重点地区’的解释。另一方面,在环境影响评价和评估的实际操作过程中,更多的时候已经把京津冀、长三角和珠三角地区的项目按照标准中特别排放限值执行。”王圣解释说。