燃煤电厂污染减排成本有效性分析及超低排放政策讨论

中国的空气污染与以煤为主的能源结构关系密切.燃煤电厂是中国煤炭消费量最大且大气污染物排放量最大的部门,因此,也必然成为污染物排放控制的主要对象.针对最近公布的电厂超低排放政策,本文采用成本有效性评估方法对燃煤电厂污染物减排进行了分析,研究结果表明：全面进行超低排放改造以实现污染物减排的成本高昂,其中,燃煤电厂超低排放改造的脱硫、脱硝、除尘的单位减排成本分别为：4.46万元/t,2.35万元/t,0.43万元/t.现有燃煤电厂实施超低排放的行业成本较高;鉴于其他燃煤部门技术水平相对落后、排放标准宽松,现阶段是否首先针对燃煤电厂全面实施超低排放改造需要更为全面的环境经济评估.基于本文的分析,以度电成本为衡量指标将会误导超低排放改造的减排路径选择.研究结论表明：燃煤电厂行业最低成本超低排放改造,应从规模较小、煤质水平较差的机组开始.     

我国燃煤电厂大气汞控制技术综合评估与对策探讨

采用模糊综合评价法与层次分析法或专家判定法相结合,对我国燃煤电厂非常规污染物大气汞控制技术进行了综合评估,以筛选出最佳控制技术.建立了环境、经济和技术为一级指标的三层指标体系,共22个评价指标;初步筛选出洗选煤+烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术+活性炭吸附技术等七项技术及技术组合并对其开展评估.结果表明:强调环境因素的层次分析法综合评估结果表明,超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术得分最高（0.797 0）,为最佳控制技术.而专家判定法与强调经济因素的层次分析法的综合评估结果一致,洗选煤+烟气净化协同脱除技术最具经济优势,是专家认可的最佳可用技术（BAT）和最佳环境实践（BEP）.研究显示,我国现阶段可采用洗选煤+超低排放协同脱除技术对燃煤电厂的大气汞污染进行控制,但为达到发达国家的严格排放标准,必须采用超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术.      

山西省低热值燃煤电厂煤粉炉SO2和NOx超低排放工艺技术路线探讨

燃煤电厂污染物排放实施超低排放是中国燃煤电站绿色火电的大方向,煤电进入超低排放阶段,实施超低排放标准对电厂的污染物治理提出了更为苛刻的要求。为了在环境影响评价中落实超低排放可行措施,使SO2和NOx 达到超低排放标准,本文根据山西省低热值燃煤电厂实际环境影响评价过程中遇到超低排放工艺技术路线的问题,针对煤粉锅炉燃用高灰分、高硫分、热值低的煤质情况,介绍了大气污染物脱硫和脱硝的超净排放工艺方案,指出采用“石灰石-石膏湿法”脱硫双循环技术;锅炉低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺技术(3+1层),可以满足山西省超低排放限值要求。     

超低排放项目管式GGH烟气冷却器布置位置分析

我国燃煤电厂已迈入超低排放时代,超低排放改造中,管式换热器烟气冷却器的加装位置有干式电除尘入口和吸收塔入口两种选择。前者具有提高电除尘效率、协同脱除SO3等优势;后者具有投资费用少、运行费用低、积灰和磨损风险小、充分利用烟气余热等优势。本文通过分析已投运超低排放机组烟气冷却器实际运行情况,认为烟气冷却器的两种布置方案均可行,应结合具体工程的除尘效率需求、烟气冷却器可布置空间、脱除SO3需求等具体情况,综合分析两种方案的技术可行性与经济性。针对嘉兴电厂#1、#2机组(2×330MW)超低排放改造工程的具体情况,对烟气冷却器布置方案进行技术经济分析,得出方案二除尘效率低于方案一,但仍能满足超低排放要求;方案二投资费用和年运行费用分别比方案一低1817.99万元和470.16万元。     

低低温电除尘与常规电除尘工程应用对比分析

低低温电除尘技术近年在国内燃煤电厂超低排放改造得到了规模应用。为了更有效地进行低低温改造,设计了蒸汽加热的瓷套热风吹扫装置,分析了华能阳逻电厂的3号炉低低温改造形式及改造效果,并与4号炉常规电除尘进行了比较。结果表明:与常规电除尘器相比,低低温电除尘器灰斗温度在90℃以上可保证灰顺利卸下,针刺线的积灰有所增加,高频电源二次电压及除尘效率更高。     

新疆燃煤电厂脱硝系统超低排放改造方案

目前新疆地区的燃煤电厂都在对现役机组进行超低排放改造,我国氮氧化物超低排放的标准要求不超过50 mg/m~3。以燃煤电厂的脱硝系统为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造技术进行调查和分析,重点介绍目前疆内几种主流的脱硝系统超低排放改造的方式和原理,并提出脱硝系统改造后可能存在的一些问题,希望能够为后续燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造提供参考。     

广州燃煤电厂超低排放运行管理措施探讨

对比燃煤电厂超低排放改造工艺和传统燃煤电厂烟气治理工艺的差异,并针对广州市燃煤电厂超低排放技术特点,提出了超低排放技术中脱硝、脱硫和除尘过程应关注的关键控制参数,为企业进行日常运行管理提供依据。     

利弊纷争下的电厂超低排放

<正>回望2014年,围绕火电行业超低排放,支持力度持续升温,质疑之声也不绝于耳。超低排放的环境效益到底有多大?超低排放未来又将何去何从?去年3月份,面对雾霾"锁城"的严峻形势,政府在治污工作上层层加码,山东、山西、浙江、江苏、广东等地的一些电力企业开始对燃煤电厂进行超低排放改造,部分新建电厂开始按照超低排放要求进行建设,超低排放一时间风生水起大有席卷全国的趋势。许多人甚至一度认为,超低排放为中国的     

电除尘技术集成在高灰煤超低排放工程中的应用

该文重点介绍了电凝聚技术、旋转电极式电除尘技术和低低温电除尘技术,并结合工程实测,分析了3种电除尘技术的梯级提效能力及耦合提效特性,3项技术集成,可有效解决常规电除尘器存在的细颗粒荷电不充分、振打引起二次扬尘和高比电阻粉尘引起反电晕的技术瓶颈,可在较低能耗水平条件下实现烟尘超低排放。与电袋复合及袋式除尘技术相比,3项技术集成,不论是从技术上,还是从经济性上都体现出一定的优越性,且运行时间越长,优势越明显。首次通过3项技术的有效集成,配合精细化气流均布技术,实现燃用高灰劣质煤机组的电除尘器出口烟尘浓度<5 mg/m~3。表明在当前超低排放的要求下,电除尘技术依然是燃煤电厂烟尘治理的主流技术,且在实现高灰劣质煤超低排放时,电除尘技术具有明显的技术和经济优势。     

高硫高灰劣质燃煤电厂烟气超低排放治理

现有超低排放技术的适用范围相对受限,对于燃用高硫高灰劣质燃煤的电站锅炉实现超低排放至今未见报道。贵州习水二郎电厂燃用的是当地出产的高硫高灰劣质煤。为了攻克二郎电厂烟气治理面临的技术难题,远达环保为二郎电厂量身打造了超低排放技术方案。从实际运行效果来看,我国现有技术已经能够满足高硫高灰劣质燃煤电站锅炉的超低排放需求,这为我国全面实现燃煤电厂超低排放改造的目标奠定了坚实的基础。     

燃煤电厂烟气一次PM2.5控制技术的综合评估

以燃煤电厂烟气颗粒物控制技术或组合为研究对象,在文献调研和专家问卷调查基础上,针对燃煤电厂一次PM_2.5排放特征,构建了包含环境、经济和技术三方面共16项四个层次的评价指标体系;采用模糊综合法对7种颗粒物控制技术及其组合开展了综合评估.结果表明：在综合分析或着重环境性能的情况下,7种单一或组合控制技术的优先顺序为：低低温静电除尘配高频电源+湿式静电除尘≈静电除尘配高频电源+湿式静电除尘 > 电袋复合除尘 > 静电除尘+湿式静电除尘 > 袋式除尘 > 静电除尘 > 电凝并+静电除尘.若优先考虑经济因素,静电除尘为最优选择;优先考虑技术性能则袋式除尘为最优选择.     

燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术研究及工程应用

在燃煤电厂实现大气污染物“近零排放”过程中,烟尘控制技术是关键,通过对除尘、脱硫、脱硝等先进环保技术的系统比较,提出了燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术路线. 在地处长三角的国华舟山电厂4号机组采用高效低氮燃烧+SCR(选择性催化还原法)脱硝+旋转电极除尘+海水脱硫+湿式静电除尘的技术路线,ρ(烟尘)、ρ(SO₂)、ρ(NO_x)的实际排放值分别为2.46、2.76、19.80 mg/m3;在地处京津冀的国华三河电厂1号机组,采用高效低氮燃烧+SCR脱硝+低温省煤器+静电除尘(高效电源)+湿法脱硫+湿式静电除尘的技术路线,ρ(烟尘)、ρ(SO₂)、ρ(NO_x)的实际排放值分别为5、9、35 mg/m3. 实践表明,立足国情走煤炭清洁高效利用之路,燃煤电厂可以在低成本下实现大气污染物的“近零排放”. 通过对技术路线优化、低浓度污染物在线测量技术及“近零排放”中存在的一些问题进行分析和探讨,提出了燃煤电厂大气污染物控制技术的研究和发展方向. 估算结果表明,如果全国燃煤机组自2015年起采用“近零排放”技术,5 a内烟尘、SO₂、NO_x年均减排率分别可达19.0%、18.9%、18.5%.      

生活垃圾焚烧厂超低排放的改造路线

通过分析国内外垃圾焚烧发电厂烟气净化系统的现状,基于燃煤电站和垃圾焚烧发电厂烟气物性之间的相似性及燃煤电站超低排放系统的先进性,提出了分别以循环流化床法脱硫和高效协同型湿法脱硫技术为核心的垃圾焚烧烟气超低排放改造可行技术路线,并分析了2种技术路线的初投资和运行成本.结果表明：2种技术路线的初投资相当,约为1.37万元/t,但以湿法脱硫为核心的技术运行费用较高,日运行成本约为16.46元/t;采用环保电价补贴政策时,2种烟气超低排放技术路线超过政策发电量部分的发电收入分别可以在3a和7a内弥补超低排放改造及运行带来的资金支出.     

《火电厂大气污染物排放标准》实施对燃煤电厂大气汞减排的影响

为评估GB 13223─2011《火电厂大气污染物排放标准》实施对燃煤电厂大气Hg(汞)减排的影响,采用“自下而上”排放因子法,对燃煤电厂大气Hg排放量进行了估算,通过设计不同发展情景,对排放标准实施条件下我国燃煤电厂大气Hg减排量(不含港澳台地区数据,下同)进行了预测. 结果表明:不同能耗情景下,预计2015年燃煤电厂的煤炭消费量为18.5×108~20.3×108 t,2020年煤炭消费量可达19.7×108~22.5×108 t;GB 13223─2011实施后,大气污染控制设施包括ESP(静电除尘器)、FF(袋式除尘器)、WFGD(湿法脱硫)和SCR(选择性催化还原脱硝)的应用比例亟需提高,控制设施面临提效改造,主要控制技术组合SCR+ESP+WFGD在2015年和2020年的应用比例将达到40%、75%;改造后技术组合FF+WFGD、ESP+WFGD、SCR+ESP+WFGD可分别实现90%、85%、80%的脱Hg效率. 由此可为我国燃煤电厂大气Hg排放带来巨大的协同减排潜力,与2010年约119 t的排放水平相比,2015年和2020年在低能耗情景下,我国燃煤电厂大气Hg减排幅度可分别高达38%和39%. 为进一步提高燃煤电厂大气的Hg减排量,建议逐步推广应用活性炭喷射(ACI)等技术.      

电厂PM2．5排放现状与控制技术

大气颗粒物特别是超细颗粒物PM2．5对人体健康及环境会产生很大危害．燃煤电厂是超细颗粒物的重要排放源。本文简要阐述了燃煤电厂超细颗粒物排放的现状,并针对燃煤电厂重点介绍了超细颗粒物的排放控制技术．包括传统的除尘器加湿法脱硫设施的除尘、混合除尘控制技术、以及在传统除尘器前设置团聚预处理装置的技术等。指出了各种技术的利弊、应用现状及应用前景展望。     

京津冀大气污染传输通道城市燃煤大气污染减排潜力

以京津冀大气污染传输通道城市为研究对象,建立了燃煤电厂、燃煤锅炉、农村散煤三大污染源主要大气污染物排放计算方法,以2015年为基准年,梳理现有燃煤污染减排政策措施,对2017年“2+26”城市燃煤污染源SO₂、NOx、PM、PM₁₀、PM_2.5的减排潜力进行了分析.结果表明：实施燃煤电厂超低排放改造、燃煤锅炉淘汰或改造、散煤改电（气）等措施后,“2+26”城市2017年燃煤SO₂、NOx、PM、PM₁₀、PM_2.5排放量分别达到87×10⁴t、56×10⁴t、64×10⁴t、45×10⁴t、32×10⁴t,预计比2015年分别减少44%、48%、33%、32%、30%.燃煤电厂、燃煤锅炉、农村散煤替代各项污染物减排比例分别在55%~70%、31%~38%、18%~21%,未来农村散煤治理的减排潜力还较大.从各城市情况来看,多数城市燃煤SO₂、NO_x减排主要来自燃煤电厂超低排放改造;保定、廊坊等城市燃煤颗粒物减排量较大,得益于散煤治理工作的大力推进.     

燃煤机组超低排放改造对汞的脱除效果研究

燃煤烟气中汞污染的控制是目前重要的环保课题之一,燃煤电厂利用现有的脱硝、脱硫、除尘设备去除汞,文章分析燃煤电厂烟气净化设备超低排放改造后汞的排放水平,说明现有废气处理设施超低排放改造,既能有效降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度,也有利于汞的去除,燃煤机组超低排放改造后汞的排放浓度远低于现行0.03 mg/m3的限值;通过分析燃煤电厂现有烟气净化设备对汞的协同去除效果和脱除汞的原理,提出了未来燃煤烟气汞污染控制措施的建议.