氮氧化物控制技術(shù)

　　為達(dá)到NOx排放低于50毫克/立方米，技術(shù)路線可以選擇為：爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)+SCR煙氣脫硝技術(shù)。一方面控制低氮燃燒后的NOx產(chǎn)生濃度，另一方面控制SCR煙氣脫硝效率。例如，低氮燃燒后的NOx產(chǎn)生濃度為250毫克/立方米，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度為37.5毫克/立方米；燃用揮發(fā)份較高的煙煤時，采用先進(jìn)的低氮燃燒后，NOx產(chǎn)生濃度在200毫克/立方米以下，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度降至30毫克/立方米以下。

　　其中，低氮燃燒技術(shù)是該技術(shù)路線的核心。要采用最新的低氮燃燒技術(shù)，確保低氮燃燒后NOx排放濃度在250毫克/立方米以下。目前，我國部分電廠采用了該技術(shù)，NOx的產(chǎn)生濃度降低效果明顯。例如，上海外高橋電廠1000MW超超臨界機(jī)組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米；浙江北侖電廠1000MW、600MW超超臨界機(jī)組，低氮燃燒后NOx排放濃度分別為230、250毫克/立方米；江蘇望亭電廠660MW超超臨界機(jī)組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米；浙江樂清電廠600MW超超臨界機(jī)組，低氮燃燒后NOx排放濃度為200毫克/立方米等。

　　針對SCR煙氣脫硝技術(shù)中低負(fù)荷下的投運(yùn)問題，可以采用兩段式省煤器技術(shù)、加裝省煤器煙道旁路、加裝省煤器給水旁路、增加一個給水加熱裝置等方式提高低負(fù)荷條件下省煤器的出口煙溫，保證煙氣脫硝裝置的正常運(yùn)行。上海外高橋第三發(fā)電廠采用“彈性回?zé)峒夹g(shù)”(即增加一個給水加熱裝置)實現(xiàn)了全負(fù)荷脫硝，使脫硝系統(tǒng)投運(yùn)率接近100%。2011年，上海外高橋第三發(fā)電廠脫硝系統(tǒng)全年投運(yùn)率達(dá)98.54%，2012年全年投運(yùn)率達(dá)98.89%，2012年，該電廠平均NOx排放濃度為48.58毫克/立方米；2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。

　　推進(jìn)大氣污染物超低排放技術(shù)的建議

　　在上述對燃煤電廠大氣污染物超低排放技術(shù)的有效性和可達(dá)性分析基礎(chǔ)上，針對該技術(shù)的實行條件和保障要求，從重點(diǎn)區(qū)域規(guī)劃范圍內(nèi)電廠環(huán)保措施、燃煤電廠環(huán)保電價政策、電廠運(yùn)行管理等三方面提出對策建議。

　　重點(diǎn)區(qū)域電廠環(huán)保措施建議

　　根據(jù)《重點(diǎn)區(qū)域大氣污染防治“十二五”規(guī)劃》，將規(guī)劃區(qū)域劃分為重點(diǎn)控制區(qū)和一般控制區(qū)，并實施差異化的控制要求，制定有針對性的污染防治策略。對重點(diǎn)控制區(qū)，實施更嚴(yán)格的環(huán)境準(zhǔn)入條件，執(zhí)行重點(diǎn)行業(yè)污染物特別排放限值，采取更有力的污染治理措施。

　　結(jié)合上述燃煤電廠超低排放的技術(shù)路線，建議在重點(diǎn)控制區(qū)，無論新建、改建、擴(kuò)建燃煤電廠，均同步采用濕式電除塵器；對于由于煤質(zhì)不容易收塵的煤種，同時采用旋轉(zhuǎn)電極式電除塵器并加裝低低溫電除塵器；在一般控制區(qū)預(yù)留濕式電除塵器場地；在灰霾頻發(fā)地區(qū)，新建、改建、擴(kuò)建燃煤電廠需同步采用濕式電除塵器，進(jìn)一步降低燃煤電廠對PM2.5的貢獻(xiàn)，同時可消除“石膏雨”現(xiàn)象。

　　燃煤電廠環(huán)保電價政策建議

　　燃煤電廠排放的SO2和NOx對二次PM2.5的形成貢獻(xiàn)較大。雖然全國脫硫機(jī)組裝機(jī)容量占煤電機(jī)組的比例已接近100%，但是由于管理存在問題，2012年全國脫硫效率只有77.2%，其減排空間很大。因此，國家在加強(qiáng)脫硫、脫硝設(shè)施建設(shè)的同時，一定要出臺相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)政策，引導(dǎo)企業(yè)主動運(yùn)行好環(huán)保設(shè)施。

　　目前我國燃煤電廠脫硫電價補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時1.5分；2013年8月，國家發(fā)改委出臺《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價附加標(biāo)準(zhǔn)與環(huán)保電價有關(guān)事項的通知》，將燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝電價補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)由每千瓦時0.8分提高至1分；對于采用新技術(shù)進(jìn)行除塵設(shè)施改造、煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點(diǎn)地區(qū)低于20毫克/立方米)的，電價補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.2分。我國目前先進(jìn)的燃煤電廠煙氣治理技術(shù)已經(jīng)高于美國，但是根據(jù)為滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)而選擇的環(huán)保治理工藝的不同，美國補(bǔ)貼的環(huán)保電價每千瓦時折合人民幣4.2～6.4分，比我國目前的2.7分要高出很多。

　　隨著燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)由過去的除塵、脫硫、脫硝的單一式控制，逐步向常規(guī)污染物與脫除重金屬及氣溶膠等深度一體化協(xié)同控制技術(shù)發(fā)展，使大氣污染物實現(xiàn)超低排放。根據(jù)初步測算，嚴(yán)格執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)，部分機(jī)組實現(xiàn)超低排放，至2050年，我國燃煤電廠煙塵年排放量可控制在50萬噸，SO2、NOx年排放量可分別控制在200萬噸左右，煙氣中汞等重金屬排放也會嚴(yán)格控制在排放標(biāo)準(zhǔn)要求之內(nèi)，而且燃煤電廠的污染物排放量還完全可以根據(jù)環(huán)境質(zhì)量要求進(jìn)行更為嚴(yán)格的控制。從控制成本來看，大氣污染物控制成本和相關(guān)防止二次污染物的治理成本大約為每千瓦時6分。

　　建議根據(jù)火電廠大氣污染物控制的不同階段和地區(qū)，進(jìn)一步調(diào)整環(huán)保電價政策，一方面通過環(huán)保電價予以企業(yè)成本補(bǔ)償，另一方面通過經(jīng)濟(jì)杠桿激發(fā)企業(yè)的守法主動性。

　　燃煤電廠環(huán)保運(yùn)行管理建議

　　2012年，納入環(huán)保重點(diǎn)調(diào)查統(tǒng)計范圍的電力企業(yè)共3127家，其中，獨(dú)立火電廠1824家，自備電廠1303家。獨(dú)立火電廠共安裝脫硫設(shè)施3465套，SO2排放量為706.3萬噸，脫除量為2396.3萬噸，脫除效率為77.2%，比2011年提高2.7個百分點(diǎn)。盡管SO2脫除率逐年提高，但是實際脫硫效率距離設(shè)計值差距還很大，假如能將SO2脫除率提高到90%，則獨(dú)立火電廠SO2排放量將減少一半，年減少約350萬噸。納入統(tǒng)計范圍的自備電廠SO2排放量為152.6萬噸，比上年增加0.8%，SO2脫除效率為45.3%。所以，無論從排放量還是從SO2脫除效率來看，對自備電廠脫硫設(shè)施的建設(shè)與運(yùn)行更加需要加強(qiáng)監(jiān)管。

　　2012年，獨(dú)立火電廠共安裝脫硝設(shè)施438套，NOx排放量為981.6萬噸，脫除量為111.6萬噸，脫除效率為10.2%，其減排潛力巨大。同時，NOx又是產(chǎn)生PM2.5的重要因素。可見，加強(qiáng)脫硝設(shè)施的監(jiān)管迫在眉睫。

　　除上述環(huán)保設(shè)施的運(yùn)行管理需要加強(qiáng)外，還需要加強(qiáng)處罰力度，提高違法成本，強(qiáng)化企業(yè)負(fù)責(zé)人的環(huán)保責(zé)任制。同時，還需要提升企業(yè)守法意識，提高執(zhí)法力度。

共 3頁 當(dāng)前為第 3 頁 [首頁] [上一頁] [下一頁] [末頁]