有些火电企业新标大考不过关,被罚;而有些技术领先、实力雄厚的火电企业,借着排放标准提升的契机,实现了排放的“蜕变”。
号称“近零排放”的神华集团国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组,日前顺利完成168小时试运,并正式移交生产。
火电“近零排放”尚无一致标准
燃煤机组排放水平在燃气机组的排放标准限值以下,全部达到难度大
据业内人士介绍,“近零排放”这一概念目前在我国业内仍未达成一致标准,国家相关法律法规中也没有参考依据。而神华国华电力将目光瞄准了燃气机组排放标准:燃煤机组排放达到燃气机组排放限值以下。
这就意味着,达到“近零排放”的燃煤机组必须达到5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3以下。业内专家表示,这是一个相当高的排放标准,目前,燃煤机组达到燃气机组其中一项排放限值尚不容易,同时达到3项限值,难度非常大。
高效技术组合大幅降低排污
建设了高效烟气脱硝装置、高效静电除尘装置、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置
据介绍,4号机组在试运行期间,浙江省环境监测中心现场取样监测数据显示:粉尘排放2.46mg/m3、二氧化硫排放2.76mg/m3、氮氧化物排放19.8mg/m3,3项指标均远低于燃气发电机组大气污染物排放限值。
正式投产当天,记者在机组运行中集控室看到4号机组显示的实时排放数据:烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放值分别为1.75mg/m3、1.78 mg/m3、18.12 mg/m3。
这台新建燃煤机组为何能达到如此低的排放值?据神华国华电力总工程师陈寅彪介绍,4号燃煤机组按照国华电力“清洁高效近零排放工程”的要求,同步配套建设了高效烟气脱硝装置(低氮燃烧器+SCR催化还原)、采用高效静电除尘装置(高频电源、旋转电极)、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置,最终实现了“近零排放”。
在烟气除尘方面,除尘器采用高频电源、旋转电极技术,大幅提高电除尘器供电效率、节约电能,并提高除尘效率。在此基础上,使用了湿式电除尘器,在相同条件下可达到更低的排放浓度。湿式电除尘器除尘效率大于或等于70%,PM2.5去除率大于或等于70%,雾滴去除率大于或等于70%,实现5mg/m3以下的“近零排放”。
在烟气脱硫方面,神华国华舟山电厂是首个获得环境保护部环评中心评审通过的,脱硫效率达到97%的海水脱硫项目。海水脱硫工艺是利用机组循环水中的海水天然碱度吸收,并中和烟气中二氧化硫的脱硫方法。海水脱硫后烟气中的二氧化硫浓度低于35 mg/m3。
在烟气脱硝方面,采用低氮燃烧器+SCR催化还原脱硝技术。低氮燃烧器采用上海锅炉厂先进的低氮燃烧器,基本实现机组负荷75%~100%时,锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于160mg/m3,负荷50%~75%时,锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于200mg/m3。在锅炉省煤器后布置SCR装置,锅炉烟道内喷入氨气,在一定温度下将烟气中氮氧化物选择性催化还原为氮气,同时生成水。SCR选择性催化还原技术脱硝效率高,氨逃逸率低,脱硝效率达80%,保证机组排放氮氧化物排放浓度小于50 mg/m3。
陈寅彪还向记者表示,舟山四号机组的正式投产,只是神华国华向“近零排放”绿色发电迈出的第一步。“对于未来国华电力所有新建燃煤机组,都将采用‘近零排放’技术路线,计划全部实现低于燃气发电机组的排放限值。”
清洁火电是否前景广阔?
运行成本约增加了0.004元/千瓦时,煤炭在我国能源结构中占到7成,需要实现清洁、高效燃煤
据神华国华舟山电厂总经理朱江涛介绍,舟山电厂4号35万千瓦机组静态总投资13.48亿元,除尘、脱硫、脱硝环保设施投入共1.4亿元,如果只做到达标排放,则可少投入2900万元,实际上,为了实现“近零排放”增加的投入并不庞大,运行成本约增加了0.004元/千瓦时。
在现场采访时记者注意到一个细节:舟山电厂所在海域海水碱度较大,那么海水碱度问题是否会影响海水脱硫的效果呢?
神华国华电力研究院总经理孙平向记者解释,舟山附近海域海水碱度大,确实是4号机组能够达到如此排放水平的一个积极因素,但这不是决定性因素。不同海域海水碱度不同,对海水脱硫效果有影响,但都可以通过延长烟气与海水接触时间来解决,并不会制约这一技术路线的大范围使用。
神华集团总经理凌文在工程现场表示,神华国华电力接下来将全力推进高品质绿色发电计划,经过技术改造,到2017年底,目前在运行的61台发电机组,其中46台将实现“近零排放”,新建机组要全部实现“近零排放”。
统计数据显示,我国2013年燃煤发电量达3.95万亿千瓦时,占全国发电量的73.8%。随着雾霾天气频发,多地开始推行“煤改气”、压煤减产等方式来控制燃煤的使用。但相当一部分业内人士认为,这只是权宜之计,我国作为煤炭大国,煤炭在我国能源结构中占到7成,如何实现清洁、高效燃煤,才是应该考虑的主要问题。