新葡萄京娱乐场8522超低排放改造对环境质量的影响

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。

燃煤火电厂长期以来被认为是大气污染的主要元凶之一。随着减排、治霾呼声高涨,火电行业的发展受到严格限制。近年,陕西省通过探索超净排放技术,使燃煤火电机组二氧化硫、烟尘、氮氧化物等污染物排放浓度均值仅为国家标准的1/20,远低于燃气轮机组排放限值。通过半年来的运行,这一新路径不仅为火电行业的健康发展破解困境,还为煤炭资源的就地转化提供出路。业内人士表示,这一技术如果广泛应用,将为节能减排和大气污染治理做出巨大贡献。

煤电困境倒逼新路径

监测数据显示,2011年陕西煤电烟尘排放量约215万吨,占全国烟尘排放总量的16.9%;二氧化硫排放量约900万吨,占全国二氧化硫排放总量的40%;氮氧化物排放量1106万吨,占全国氮氧化物排放总量的46%。而随着发电量的增加和耗煤量加大,近几年电厂氮氧化物排放增长迅速。

污染排放让燃煤电厂成为众矢之的。因环保压力增大,各地不得不限制燃煤火电厂的建设。但高峰期严峻的电力缺口,却又成为许多地方经济社会发展的一大制约。为此,陕西省根据实际推动创新,探索新技术,破解两难困境。华能国际电力开发公司铜川照金电厂(以下简称“华能照金电厂”),成为陕西省政府选中的首家试点改造企业。

在陕西省多部门的协调下,华能照金电厂与西安热工研究院进行技术合作,于2014年4月启动超低排放改造项目。这一项目总投资3.5亿元,为电厂“量身定做”出“燃煤锅炉烟气污染物一体化协同脱除超低排放技术”。

据西安热工研究院技术人员牛国平介绍,燃煤锅炉烟气污染物一体化协同脱除超低排放技术,主要内容包括脱硫、脱硝增容、低温省煤器协同除尘、除尘提效改造、增设湿式除尘器、改造MGGH消除烟囱“冒白汽”的视觉污染。具体说来,脱硫改造方面,在原有的吸收塔前,新增设一座吸收塔作为一级塔,原有的吸收塔作为二级塔,吸收塔的运行方式由原来的单塔单循环改造为双塔双循环。脱硝改造方面,在原催化剂“2+1”基础上增加备用层催化剂和吹灰器,更换喷氨混合器和静态混合器,进行流场模拟总体优化。除尘改造方面,电除尘器高频电源改造和小分区供电改造、在电除尘器前增设低温省煤器协同除尘、在脱硫塔后增设湿式除尘器。

牛国平说,除此之外,还专门增加视觉污染改造,在烟囱入口更换耐腐蚀的烟气加热器,消除原烟气泄漏,并使烟囱入口烟温保持在70度以上,将烟囱出口的白色水蒸气消除,减缓并降低了大气中固体颗粒物凝聚的速度及可能性。

经过改造,华能照金电厂的2号机组于2014年11月完成改造并一次投运成功;1号机组作为2015年陕西省级重点减排项目与省级目标责任考核项目,于今年5月完成改造并一次投运成功。工程已通过陕西省环保厅的项目竣工验收。

减排新路径须向深入推进

“改造完成后,我们每度电的成本增加了1.3分钱,但是,却证明了燃煤火电厂是能够实现清洁生产的,也是能够与城市和谐相处的。”李智说:“陕西是煤炭资源大省,这也为今后煤炭资源就地转化、煤电大发展,开辟出了一条新路径。”

西安热工研究院研究表明,按照目前电厂平均排放水平计算,如果陕西关中地区的全部电厂都采用了超净排放技术,按照774.64亿千瓦时发电量计算,年污染物减排量分别为:二氧化硫94135吨、氮氧化物203660.4吨、烟尘14229.4吨。如果陕西全省全部电厂都采用了超净排放技术,按照1334亿千瓦时发电量计算,年污染物减排量分别为:二氧化硫302066.5吨、氮氧化物352198.8吨、烟尘24699.8吨。减排效果非常显著,将对关中平原和陕西省的大气污染治理做出巨大贡献。

段建中指出,在国内来说,这套系统目前应该是最完整、最彻底解决煤电污染的方式,运行也是非常可靠地。在运行上来说,这也是在业内目前状态很好的一套系统,非常值得推广。对很多地区来说,这也是解决煤炭综合利用与环境承载能力之间矛盾的最好手段。

对此,业内人士指出,这一燃煤电厂的减排新路径,符合治污减霾和生态文明建设的要求,值得进一步推广。因此,应鼓励大机组、大参数的电厂建设,鼓励清洁环保的机组多发电。

“发达国家的煤炭90%是用来发电的,而我国这个比率还很低,只有50%左右。在煤炭就地转化、火电清洁生产方面大有可为。”李智说。