超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

在煤电机组超低排放趋势背景下,煤电企业需积极开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究,快速推进环保升级改造,以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。基于环境审计中成本效益估算原则,收集实际工程案例投资和运行参数,建立了烟气脱硫、脱硝技术费效数据库,评估了燃煤电厂典型大气污染物控制技术的费用效益。烟气脱硫技术中,循环流化床半干法单位装机容量的系统初投资、年运行费用分别为25.78万、5.68万元/MW,均高于石灰石/石膏湿法。烟气脱硝技术中,选择性催化还原(SCR)技术的效费比仅为1.15,显著低于选择性非催化还原(SNCR)技术(1.63)和SNCR/SCR联用技术(1.36),但SCR技术脱硝效率高达80%,而SNCR技术的脱硝效率仅为30%,因此脱硝技术选型时不宜将效费比作为唯一参考指标。     

百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格,燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作,其中部分燃煤电厂已完成大气污染物超低排放改造工作。目前,针对超低排放改造后的成本效益,仍缺乏系统性的分析及评估。基于大量电厂运行DCS及CEMS数据,以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例,采用费用-效益分析的方法,对其展开超低排放技术运行经济性评估及研究。同时,结合情景分析,研究负荷、含硫量及年发电时间等关键影响因素变化对污染物脱除成本的影响。结果表明:改造后,污染物(SO_2、NO_x及PM)脱除成本比改造前增加约13~20元·(MWh)-1,约占上网电价的2.8%~4.4%。改造后,该电厂SO_2、NO_x及PM排放绩效分别达到0.048、0.109及0.007 g·(k Wh)-1,每年可产生环境效益约1 344万元。此外,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。     

不同城市生活垃圾焚烧技术的综合评价

通过工程的经济性分析、工艺过程的能流分析以及工程的环境影响分析,综合分析了流化床、炉排炉、气化熔融和等离子体气化等不同城市生活垃圾焚烧技术。结果表明:(1)在零补贴的情况下,流化床焚烧技术的工程效益最佳,但从项目投产年算起,其投资回收期也需9年;炉排炉、气化熔融与等离子体气化焚烧技术要达到流化床焚烧技术零补贴情况下的经济效益,分别需补贴约70、140、500元/t。(2)各城市生活垃圾焚烧技术下区域的水体富营养化和全球变暖影响最显著,而人体毒性影响最小。气化熔融焚烧技术和等离子体气化焚烧技术的环境影响比其他两种焚烧技术小一个数量级。(3)考虑污染物排放的环境效益,在现行中国排放标准下,流化床、炉排炉与气化熔融焚烧技术的工程效益都将得到较大提升。随着排放标准的更加严格,流化床焚烧技术的年收益率下降最显著;气化熔融焚烧技术的工程效益相较最优。     

燃煤机组超低排放系统成本分析及经济性运行策略

为了探究典型燃煤机组超低排放系统的经济性运行区间以及经济性优化策略,建立了长三角区域115台燃煤机组(共计79370 MW)超低排放技术路线数据库;通过建立污染物控制技术成本评估模型,探究了机组容量、煤质、运行时间和"上大压小"策略对运行成本的影响.针对典型超低排放技术路线,机组容量由100 MW增加至1000 MW时,超低排放系统运行成本由0.051元·(kWh)-1下降至0.027元·(kWh)-1.根据环保电价补贴,将超低排放系统运行成本划分成了4个区间.当超低排放电价补贴为0时,600 MW及1000 MW机组超低排放系统原有的环保电价补贴仍可满足超低排放系统运行的成本要求."上大压小"策略可以显著降低污染物控制成本,在实现相同发电量的情况下,如果用3台1000 MW燃煤机组替代10台300 MW燃煤机组,SO2、NOx及PM控制年运行成本下降幅度分别为20.7％、27.6％和34.4％.本研究结果可为燃煤电厂超低排放系统的经济性运行提供参考.     

燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

针对现有燃煤机组脱硫、脱硝和除尘超低排放改造的常规技术路线,分析了燃煤机组实现烟气超低排放改造的投资和成本,并将实现超低排放与满足重点地区排放要求的投资和成本进行比较。结果表明,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施烟气超低排放改造的总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的重点地区,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。虽然重点地区实施超低排放改造增加的成本较少,但当前环保电价补贴(27元/(MW·h))仍无法覆盖300、600 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本,因此相关优惠政策的出台将有利于烟气超低排放改造的实施。     

燃煤电厂超低排放改造的技术路线研究

化石燃料燃烧带来的环境污染问题日益严重,加强对烟气中污染物的排放治理尤为重要。目前中国要求燃煤机组全面实施超低排放改造。从技术角度和现场试验经验出发,研究了烟尘、SO_2和NO_x的超低排放控制技术,并对各种技术方法进行了分析和对比。根据各污染物控制技术的特性,提出并研究了目前较为成熟的超低排放改造主流技术路线,并对各种技术路线的实际运行效果进行了试验和监测。各技术路线均可以较好地满足超低排放的技术要求。考察并分析了河南省进行超低排放改造后的燃煤电厂所存在的一些问题,提出了解决性和建设性的意见,为将要进行超低排放改造的燃煤电厂提供了技术指导。     

山东省工业废水中石油类污染物排放特征及减排潜力分析

基于环境和经济统计数据,分析了山东省重点工业行业废水中石油类污染物的排放特征,并通过情景分析对2020年该省重点行业的石油类污染物减排潜力进行了测算。结果表明,2006—2012年山东省石油类污染物排放的行业结构特征明显,包括石化行业在内的7个重点行业的排放量占该省排放总量的85%以上;从年际变化来看,石油和天然气开采业和石油加工、炼焦及核燃料加工业的排放量所占比例出现明显的下降,由2006年的约48%下降至2012年的20%左右;而煤炭开采和洗选业的排放量所占比例明显上升,由2006年的0.18%迅速增加到2012年的23.69%,成为山东省工业废水石油类污染物排放的主要行业;在设计的高标准方案下,2020年石油类污染物的排放量预计为485.31t,比2012年降低了8%,其中石化行业的石油类污染物减排潜力最大,与基准情景相比,2020年在高标准方案下石油类污染物的削减量约达1 006t,约占减排总量的55%。     

多种绿色交易机制下的长三角火电行业环境和经济效益分析

选取长三角地区4家不同装机容量的典型火电厂,模拟不同情景下发电权、排污权以及碳排放权的交易情况,寻求区域环境效益与经济效益共赢的优化配置方案。结果表明,强控情景下,区域整体经济利润可达最高,为4.85×109元,比基准情景增加7.30%的经济利润,排放物的排放量也最低,SO_2、NO_x和碳排放量分别为1 246.02、3 169.78、18 319 500t,比基准情景分别减排40.32%、4.34%、5.39%。相比发电权交易、排污权交易,火电厂未来应重点关注碳排放权交易。小装机容量机组关停、大装机容量机组多发电有助于实现区域的资源优化配置,达到经济效益和环境效益的共赢,但在初始分配、价格体系方面尚需优化完善、形成联动。     

燃煤工业锅炉烟气中汞排放情景分析

目前,中国对于燃煤工业锅炉烟气中汞排放的控制,主要利用除尘、脱硫等技术进行协同减排控制。以2015年为燃煤工业锅炉烟气中汞排放标准的实施年,按设定的两种情景分析了不同的协同脱汞技术方案,并分析了两种情景(情景一:新建锅炉和在役锅炉汞的排放限值分别为30、50μg/m3;情景二:新建锅炉和在役锅炉的汞排放限值分别为20、30μg/m3)下燃煤工业锅炉烟气中汞的减排情况。分析表明:情景一下,与2015年相比,2020年燃煤工业锅炉烟气中汞减排量增加15.5~29.0t,汞减排率则增加了8~14百分点;情景二下,与2015年相比,2020年汞减排量增加19.7~36.5t,汞减排率则增加10~18百分点。情景二下,高脱汞效率的协同脱汞控制技术的使用比例更高,因此汞减排效果更强。     

基于模型法的松花江流域“十一五”总量减排水质改善效益分析研究

定量评估"十一五"期间总量减排的水质改善效益,科学真实反映减排成效,是重点流域总量减排工作持续进行的关键。以松花江流域为例,核算不实施总量减排情景下松花江流域的COD排放量,基于流域一维水质模型、SPARROW模型、GBNP模型等建立松花江流域COD排放总量与水质的对应关系,模拟预测不减排情景下各断面的COD浓度。研究结果表明,流域一维水质模型的模拟结果相对合理,根据模型预测,若不实施减排,2010年松花江流域总体COD将增幅20.5%,其中干流COD浓度增幅4.2%,支流COD浓度增幅36.0%。     

基于系统动力学模型的城市生活污水处理系统的甲烷排放特征及减排潜力分析

为全面了解我国城市生活污水处理系统的甲烷排放现状及未来趋势,根据政府间气候变化专门委员会(IPCC)清单计算方法核算了2000—2015年我国生活污水处理系统的甲烷排放量。基于嵌入中国生活污水处理系统甲烷排放IPCC清单计算方法的系统动力学(SD)模型,模拟分析了2015—2050年基线情景和7种减排情景下的甲烷排放达峰和减排潜力。结果表明：我国生活污水处理系统甲烷排放总量从2000年的32.15×10⁴ t升至2015年64.78×10⁴ t,其中,污水处理过程中的甲烷排放量增长迅速,生活污水直接排入自然水体及经过处理后排放的甲烷排放量无明显增长;在模拟时段(2015—2050年)内,基线情景、节约用水情景、污水回用情景和节水回用情景中未出现生活污水处理系统甲烷排放峰值,在污水产生源头采取减排措施只能减缓增长速度,无法达到甲烷排放峰值;不同情景下的甲烷排放达峰时间及峰值不同,单一减排情景下的甲烷排放峰值出现在2035年后,而组合减排情景的峰值出现在2035年前,其中全程减排情景峰值出现在2024年;单一减排情景中污水回用减排潜力较好,可将其...     

中国钢铁行业NO_X减排情景预测

钢铁行业是NOX污染减排的重点领域。在预测钢铁行业未来发展趋势的基础上,基于情景分析法,设置3个NOX排放情景,估算出2020年不同情景下钢铁行业NOX排放量及不同控制措施的减排贡献。研究结果表明,未来钢铁行业产品产量的快速上涨加大了NOX减排压力。在不实施额外NOX控制措施的情况下,2020年钢铁行业NOX排放量约为108万t,相比2013年上涨9%。实施钢铁行业NOX排放控制措施可取得显著的减排效果,根据两种控制情景预计NOX的减排比例分别为5%和13%。淘汰落后产能和烧结烟气循环技术是NOX减排的最有效手段。     

污染源治理项目投资顺序系统化分析

控制废水排放的传统方法是控制排放的污染物浓度。然而在既定的水环境目标及与之相适应的环境容量的条件下,采用控制排放污染物总量的方法是更为科学而有效的方法。本文研究的是在实行总量控制时如何使保证水环境目标实现所需的处理费最小的问题。这就是在污染源调查的基础上,分析每个处理项目的费用,从总体上把各个单项视为一个系统,计算各单项的单位投资的环境设益,按环境效益的大小决定项目的投资顺序,从而在降低投资的同时不降低环境质量。     

燃煤电厂典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性

为研究典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性,梳理了目前超低排放除尘技术改造的主流技术路线,归纳出典型的7种改造技术路线。依据典型的改造技术路线,选择了27台在2015—2017年完成改造的燃煤发电机组,并对其烟尘排放进行长期的连续监测,根据机组长期运行的排放表现对典型超低排放除尘技术路线的实际减排效果进行量化对比分析。结果表明,7种除尘改造技术路线均可达到控制烟尘排放浓度在10 mg·m~(-3)以下的超低排放标准,其中路线6改造后尘浓度控制在2 mg·m~(-3)以下。对减排效率的研究表明,各技术路线改造后的减排效率均可达到99.97%以上,计算得到机组的平均排放因子为0.025 7 kg·t~(-1)(95%置信区间0.025 4～0.026 1 kg·t~(-1)),其中路线6的排放因子最低,为0.008 6 kg·t~(-1)(95%置信区间0.008 4～0.008 8 kg·t~(-1))。     

基于实测的北方地区不同清洁取暖方式环境效益对比研究

通过实验和测试,对比研究了散煤传统炉具以及型煤环保炉具的大气污染物排放因子;以散煤传统炉具为基准,对比研究了型煤环保炉具、天然气壁挂炉、蓄热式电取暖、空气源热泵4种清洁取暖方式的大气污染物减排效果,探讨了北方地区冬季清洁取暖技术路线选择原则.结果表明:4种清洁取暖方式都有显著的PM2.5减排效果,环境效益从大到小依次为...     

基于层次分析法的电解锰废水处理技术评价

基于电解锰废水处理技术现状,采用层次分析法建立了一个4层10指标3方案的技术评价体系,从环境效益、经济效益、技术性能3个方面,对3种电解锰废水处理技术进行分析。采用专家评分的方法,根据各指标的权重,对3种技术进行评分。结果表明,电解锰废水全过程控制技术由于低廉的运行成本,较易运行,较高的锰、铬、氨氮去除率和回收率等优点使其总评分高于其他2种技术,是电解锰废水处理技术的首选。     

广西九洲江流域限制生猪养殖的机会成本与环境效益分析

作为生态补偿试点之一,九洲江流域禁养、限制生猪养殖取得了一定的环境效益,但同时造成直接经济损失约1.49亿元。以满足水环境容量的养殖规模125.00万头为基准,设定维持现有养殖模式、转变养殖模式2种情景,计算限制生猪养殖的机会成本与环境效益。结果表明,与畜牧业发展规划的养殖规模260.00万头相比,机会成本约7.36亿～7.74亿元。转变养殖模式的环境效益优于维持现有养殖模式,污染物减排量分别为COD 26 995.54t、氨氮2 411.92t、TP 2 107.80t、TN 5 300.71t,节水1 251.39万m~3;在优选情景方案下,要求200头以上养殖户100%转变为高架网床养殖模式,机会成本约7.36亿元。     

中国固定式燃气内燃机环境管理的形势、问题和对策

固定式燃气内燃机是实现碳减排富有成效的技术方案之一,但其相应的环境管理略滞后,应尽快制定固定式燃气内燃机排放标准,且在环境管理体系中明确固定式燃气内燃机“非正常情况”下的达标判定依据。典型机组在线监测结果显示,监测期间NO_x排放小时质量浓度介于0～305 mg/m³;NO_x与CO均出现不同程度的排放超标现象,超标小时数分别为61、4 h,分别占有效小时数的9.8%、0.6%;NH₃质量浓度为0.94 mg/m³,排放达标。结果表明,选择性催化还原技术(SCR)系统与生产设备不同步投运是造成内燃机启动、停机阶段NO_x超标的主要原因;SCR催化剂老化是正常运行时段NO_x排放超标的主要原因。通过优化SCR系统停机控制调整逻辑、增加SCR催化床层厚度有望解决以上两个原因引起的NO_x超标问题。“调峰模式”“调负荷不停机”两种运行情景的NO_x日排放量分别为9.5、11.4 kg,前者环境效益明显。研究结...     

基于情景分析的中国大陆SO_2、NO_X排放清单预测研究

采用部门分析法预测基准能源情景(BES)、政策能源情景(PES)和强化政策能源情景(SPES)下中国大陆地区2015、2020年的能源消费需求,结合分部门、分燃料的SO2、NOX排放因子,以及污染控制措施加强导致的排放因子变化,建立2015、2020年SO2、NOX排放清单。结果表明,2015、2020年BES、PES、SPES下SO2、NOX排放量依次减小;在加强污染控制措施的背景下,2020年相比于2015年各情景的SO2、NOX排放量均下降;SO2、NOX排放量在经济部门的分布极不平衡,其中供电、工业部门对SO2、NOX排放量的贡献最大,两部门对SO2排放量的贡献率在80%以上,对NOX排放量的贡献率接近60%,是污染控制的关键部门。     

烧结(球团)烟气典型环保工艺的SO3排放及NaHSO3喷射脱SO3技术的工程应用

SO_3对人体及环境的危害均远大于SO_2,为了较全面地表征烧结(球团)烟气SO_3排放特征并研究其SO_3控制技术,以实验研究为基础,对不同SO_3测试方法进行了对比分析;采用PENTOL SO_3分析仪,首次对5个典型的烧结(球团)工程实施SO_3测试,研究其SO_3排放特征及现有设备的SO_3脱除规律。测试结果表明:烧结(球团)烟气SO_3排放浓度为9.1～145.2 mg·m~(-3),高于燃煤电厂的SO_3排放量,这主要与烧结(球团)工程原料、燃料含硫量有关;烟气治理工艺全流程的总SO_3脱除效率为79.93%～93.75%,且循环流化床干法脱硫+袋式除尘器的工艺组合对SO_3的脱除性能明显优于石灰石-石膏湿法脱硫。针对高SO_3的烧结(球团)项目(723.6 mg·m~(-3))首次实施碱喷射脱SO_3改造,工程实验表明,不同摩尔比(Na_2:SO_3)亚硫酸氢钠干粉喷射后,SO_3排放浓度降幅显著,烟气治理工艺全流程的SO_3总脱除效率从79.70%提高至96.31%～99.25%,电除尘器前后喷射(摩尔比(0.5+0.5)∶1)时SO_3排放浓度最低,为5.3 mg·m~(-3);NO_x、SO_2和颗粒物排放均满足超低排放限值要求。研究结果可为后续烧结(球团)烟气的SO_3排放控制提供参考。