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火电节能减排背后的三个问号
 
添加时间:2017-08-22 15:52:43 阅读:228 来源:

减排空间还剩多少?


5月8日,记者来到国电蚌埠电厂,该厂现有两台60万千瓦级燃煤发电机组。据介绍,该厂年平均负荷在70%左右,目前脱硝效率能够达到80%以上,脱硝设备投运率在97%以上;脱硫效率达到95%以上,脱硫设备全年投运率达到100%。


蚌埠电厂副厂长吴海向本报记者表示,由于节能减排的技改项目已经固化,节能途径也渐显贫乏,机组节能可挖掘的潜力越来越小,减排空间所剩无几,而环保减排压力越来越大。“目前环保电价不足以弥补企业环保设备运营成本,给企业经营带来了很大压力。”


燃煤发电厂的环保建设主要包括脱硫、脱硝、除尘。有业内人士称,在这三个领域,大型火电厂的减排效率几近顶点。


与此同时,被称为史上最严格火电排放标准的《火电厂大气污染物排放标准》今年7月1日将迎来最后执行期限。按要求,我国重点控制区域内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放标准分别为每立方米要小于20毫克、50毫克、100毫克。在美国,该数字为每立方米小于20毫克、184毫克、135毫克;欧盟则为每立方米小于30毫克、200毫克、200毫克。


“我国的排放要求比欧盟还严格,6up扑克之星火电企业现有设备挖潜已到极限,未来要实现‘超洁净排放’的话,6up扑克之星的技术设备还得继续改造升级,很可能减排的工艺原理都要发生根本性的变化。”吴海说。


而从整个行业而言,火电厂减排空间还很大。在全国火电燃煤电厂脱硫改造已经接近“尾声”的情况下,脱硝改造已成为重点。2013年底,火电行业新建和改装完成脱硝工程的装机容量上升到37%,我国仍有超过六成的火电机组面临改造问题。


记者了解到,2013年安徽省新建成火电机组脱硝设施23台,新增脱硝机组容量1075.5万千瓦,全省脱硝机组装机容量比例由2012年的42%提高到70.5%。


“今年全省计划完成30万千瓦以上燃煤机组脱硝设施建设,压力很大。”安徽省环保厅相关负责人说。


环保的火电企业能否多发电?


5月12日,在距离省会郑州仅数十公里的国电荥阳煤电一体化有限公司,副总经理祁永胜向记者介绍,“十二五”以来环保政策趋于严格,该公司自2010年投产以来,又先后投入3.38亿元,对环保节能设施进行升级改造。


据悉,他们投入1.7亿元,分别完成两台机组的脱硝设施改造,年可减排氮氧化物18000吨左右;投入8600万元对锅炉进行等离子点火改造,实现无油点火,消除了机组启动时的黑烟现象;投入3600万元对脱硫系统进行增容改造,取消了两台机组脱硫烟道旁路,年可减排二氧化硫近3万吨;投入9200万元为两台机组增加一级烟气深度净化装置,年可进一步减排烟尘300吨。


该企业花费巨额成本建设环保设施,可是全年平均发电负荷仅有50%多。“国家层面能否出台一些政策,让环保设施先进的企业多发一些电?也让环保设施更好地发挥效能。”祁永胜说。


据了解,由于脱硝设备对锅炉温度要求较高,当温度低于300摄氏度时,机组负荷在50%以下,脱硝设备就会停止运行。


安徽省政府提供的一份资料表明,该省全面实施脱硝电价,坚持“绿色调度”,在发电计划分配上向脱硝机组倾斜,2013年新增发电量几乎全部优先分配给脱硝机组。


来自广西的资料也显示,去年当地安排已有脱硝设施的企业比上年多发电117亿千瓦时,安排未上脱硝设施的火电机组比去年减少发电26亿千瓦时。


对此,河南省环保厅副厅长马新春表示,总体上,环保设施好的企业会让它多发些电,但发电量的分配要考虑多种因素。


中水使用为何不多多益善?


5月10日,位于河南许昌的禹龙发电公司负责人介绍说,该公司补充水来源为白沙水库和禹州市城市中水,平均每天取水量为3.69万吨,其中城市中水为1万吨左右,城市中水约占总取水量的27.1%。


我国是水资源缺乏的国家,自河南向北更是普遍缺水,饮用水源用于工业,实在是件奢侈的事。而火力发电行业的耗水量巨大,使用中水作为循环冷却水已成趋势,电厂使用成本较低并且环保的中水何不“多多益善”?


禹龙发电公司提供的数据也许可以解答上述疑问:白沙水库来水的水价为每吨0.85元,城市中水来水的水价为每吨0.7元。该企业表示,城市中水硬度高,不符合《城市污水再生利用工业用水水质》关于硬度的标准,限制了中水使用量。


简而言之,对比中水与水库来水的水质和水价,中水不够“价廉物美”,电厂自然不愿多用。


记者了解到,火力发电厂循环冷却水的水质必须稳定可靠,水质的好坏影响着电厂热力设备的安全,含有杂质不符合标准的水绝对不可以进入冷却循环系统。如果中水水质不符合工业用水水质标准,电厂在使用前还要进行再处理,这无疑将进一步增加环保成本。事实上,这是中水回用一直“雷声大、雨点小”的症结所在。



 
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