火电减排遭遇五大挑战该如何突破？

2013-4-10 09:22 | 发布者: EHS最新资讯 | 查看: 1692 | 评论: 0 | 来自: 中国环境报

摘要：灰霾问题如何治理？作为耗煤大户和污染排放大户的火电行业如何控制污染备受关注。进入“十二五”，火电行业面临更加严格的排放限值，但工程减排的空间在收窄，节能减排任务依然艰巨。“十二五”期间，火电行业节能减 ...

　　编者按:灰霾问题如何治理？作为耗煤大户和污染排放大户的火电行业如何控制污染备受关注。进入“十二五”，火电行业面临更加严格的排放限值，但工程减排的空间在收窄，节能减排任务依然艰巨。“十二五”期间，火电行业节能减排面临哪些挑战，该从何入手？本版约请业内专家撰文，对此进行详细分析。

　　挑战篇

　　挑战一:减排空间越来越小怎么办？

　　电力工业的发展与国民经济发展息息相关。根据《能源发展“十二五”规划》，到2015年，全国电力总装机容量将达到14.9亿千瓦左右。其中，火电装机容量将达到10.1亿千瓦左右，占总装机容量比重约67.8％。“十二五”期间，火电装机新增约3.3亿千瓦，相应增加燃煤量约4.5亿吨原煤，电煤用量比“十一五”末增加20％以上。因此，“十二五”期间，控制燃煤电厂大气污染物排放是一项艰巨的任务。（HSE资讯）

　　即使新增火电机组全部安装脱硫设施，二氧化硫排放量还将增加约80万吨/年。至“十一五”末，全国燃煤电厂安装烟气脱硫设施的机组已达到全部煤电装机容量的86％，关停的小火电机组达到7683万千瓦，约占火电机组总装机容量的10.9％，火电行业减排的空间越来越小。

　　火电行业大规模脱硝受多种因素影响和制约。为实现“十二五”氮氧化物总量控制目标，“十二五”期间我国电力行业脱硝装机容量比例需达到70％以上(包括新增机组)，这将大于“十一五”期间二氧化硫的脱硫装机容量。此外，电厂脱硝还原剂氨的需求量将很大，脱硝装置中的催化剂也未实现国产化，以及催化剂失效后的处理等都将加大电力行业氮氧化物减排的难度。

　　我国供电标准煤耗已达到世界先进水平，低于美国和澳大利亚，“十二五”煤耗再继续下降的空间已经非常有限。

　　挑战二:有哪些技术难题待突破？

　　除尘技术

　　目前，我国静电除尘技术已处于国际领先水平，应用比例约94％。由于我国燃煤灰份较高，煤质和负荷多变，要稳定达到30mg/m3的烟尘排放限值，需采用6电场以上的电除尘器。

　　现役机组多以4电场为主(部分已在“十一五”期间进行了改造)，绝大多数没有增加电场的空间，须采用布袋除尘技术、电袋复合除尘技术或移动电极、高频电源等新工艺。从运行效果看，部分布袋(含电袋)除尘器存在较大技术不稳定性，出现了多起短期运行布袋破损的情况。正常运行下，定期更换的布袋如何妥善处置、布袋滤料国产化等都是亟须解决的问题。

　　脱硫技术

　　新标准对脱硫限值的严格要求，将迫使火电厂提高脱硫装置性能，脱硫效率超过95％的高效烟气脱硫装置将成为市场主流，尤其是高效的石灰石—石膏湿法脱硫装置将获得更大市场空间。一些因技术局限性无法在脱硫效率上得到突破、排放不能满足要求的工艺将面临被洗牌的命运。几乎所有循环流化床锅炉炉内脱硫的电厂都将面临新增炉外烟气脱硫的改造。

　　煤质保证也非常关键，以实际长期连续稳定运行的脱硫效率最好水平95％计，如排放限值达到50mg/m3，燃煤含硫量须低于0.4％；达到100mg/m3，燃煤含硫量须低于1.0％。

　　据统计，京津冀、长三角、珠三角地区燃煤机组容量超过两亿千瓦，根据国内的电煤供应形势，难以保证全部机组长期稳定燃用含硫量小于0.4％的特低硫煤，技术上无法保证达标排放。同时，新建机组也无法保证全部燃用含硫量小于1.0％以下的电煤。

　　脱硝技术

　　火电厂是实施氮氧化物控制的重点，但电力行业大规模脱硝受多种因素影响。目前，我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其原料(钛白粉)需要大量进口(国外也无法完全满足要求)。

　　此外，电厂脱硝还原剂氨的需求量加大，对于脱硝还原剂(液氨、尿素)紧俏地区，可能会催生一批能耗高的小化肥厂。生产液氨和尿素不但要消耗很多石油、天然气和优质煤，还伴随更多的环境污染和安全问题。催化剂失效后的处理也是一个需要予以重视的潜在问题。（HSE资讯）

　　汞排放控制技术

　　根据环境保护部要求，目前五大发电集团已积极进行2012年度汞污染排放监督试点工作。目前，我国对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度等尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，薄弱的技术基础无法支撑火电厂烟气汞排放控制。

　　挑战三:哪些基础工作薄弱？

　　一是污染排放的基础数据十分薄弱。比如，二氧化硫的宏观排放量数据还难以做到在基于污染源准确监测的基础上获得；行业氮氧化物排放量主要由研究者分析估计，还没有进入国家环境状况公报。

　　二是污染物排放对全国宏观环境影响的科学分析远远不够。比如，二氧化硫、氮氧化物对我国酸雨的影响和区域分布特点缺乏在新产业布局下的精细分析。实行多年的二氧化硫总量控制是具有行政性的“目标总量”控制，而不是科学性的“目标质量”控制。（HSE资讯）

　　宏观氮氧化物排放量不甚清楚、排放氮氧化物的污染源(如电力和交通)对环境影响的权重不清、缺乏系统针对我国区域环境影响的研究、对控制氮氧化物的技术经济情况尚在摸索之中。

　　三是一些重要的经济政策，如现有电厂脱硫成本进入电价、水资源收费、排污收费政策制度等有待改进和完善。比如，新、老电厂配套建设脱硫装置的成本均应核入上网电价，但除个别省、个别机组外，大部分地区没有执行。这使企业自身难以消化脱硫成本，影响企业脱硫积极性，甚至已经投运的脱硫设施不能保证持续正常运行。脱硝电价补贴标准按0.8分/千瓦时执行，但略低于市场预期的1.2~1.5分/千瓦时，火电企业依然要自行消化一部分脱硝装置建设成本。

　　挑战四:新增的资金成本怎么消化？

　　因长时间煤价持续上涨而煤电联动不能及时到位，火电企业已大面积亏损，生产经营困难，有些企业甚至有资金链断裂的危险，排放标准提高所需的大量资金和成本难以消化。

　　初步估算，要满足新标准要求，现役机组中分别有94％、80％和90％的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用约2000亿元~2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组约3.3亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900亿元~1100亿元，折算电价应增加0.02~0.025元/千瓦时(不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价)。

　　我国脱硫机组容量已逾5亿千瓦，其中90％以上是近5年建成投产的。这些脱硫装置均按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计，脱硫装置使用寿命基本与机组同步。

　　近年来，受电煤质量变差、含硫量普遍升高的影响，电力企业已消耗巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。由于排放限值大幅加严，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组脱硫改造，部分设施甚至要推倒重建，火电企业资金压力巨大。

　　挑战五:运行效率不高怎么办？

　　根据“十一五”期间的调研和普查，不少电厂环保设施运行状况不够理想，与设计要求尚有差距，其环保功能未得到充分发挥。

　　以脱硫设施为例，根据《2010年环境统计年报》，2010年纳入重点调查统计范围的电力企业2386家，共安装了3266套脱硫设施，二氧化硫去除率为69.5％。可见，我国燃煤电厂2010年平均脱硫效率并不乐观，很多电厂全年综合脱硫效率较低。

　　脱硫设施普遍存在运行管理水平低、管理状态混乱、技术消化不良、设备维护不到位、技术监督不到位、对机组复杂工况适应性差、GGH腐蚀堵塞严重、故障率高、较严重的旁路运行等问题、难以实现长期、稳定、可靠运行，使二氧化硫减排效果大打折扣。