计算出了各典型超低排放技术及不同技术组合下
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通过对国内17家发电厂、38台超低排放燃煤发电机组的实际排放水平和超低排放改造效果的调研,研究团队利用国家能源集团开发的CEMS系统,对比燃煤电厂超低排放改造前后的长时间连续排放数据,计算出了各典型超低排放技术及不同技术组合下的排放因子。分析定量证据,研究人员发现受发电机组设备条件和减排设备运行状况等因素的影响,排放因子在不同机组、不同时刻间存在显著而复杂的变化。出于这一考虑,研究人员指出,为了保证煤电厂不出现短时超标的情况,部分企业存在过负荷运行减排设备的现象,对设备使用寿命、减排成本控制等都有不利的影响,甚至易产生二次污染。

由此可见,煤电机组满足“超洁净排放”技改工作,应有条件、有选择性地稳步推进。鼓励部分重点区域根据环境空气质量、经济发展情况、区域大气改善要求,因地制宜、因煤制宜、因炉制宜确定合适的技改工艺路线。

据北京低碳清洁能源研究院新能源技术研发中心研发工程师刘潇介绍:严格意义上来说,我国每次雾霾的形成过程并不一样,导致雾霾事件的主要因素也是多样的。但氮氧化物、二氧化硫和颗粒物是一次能源消费的排放产物,是影响空气质量的主要排放因素,我国治理雾霾的主要政策也都集中在治理这三种污染物排放水平上。

与珠三角地区相比,全省116台燃煤机组实施该排放限值后,烟尘、SO2和NOx的减排效果较为显着,改造后其减排比例分别为5.26 %、12.06 %、4.37 %,其主要原因是非珠三角地区目前执行的大气污染物排放限值相对宽松。

针对我国雾霾治理效果,多家研究机构联合对采取超低排放燃煤电厂的实际排放水平和改造效果进行了全面量化研究,长期在线监测结果验证了燃煤电厂超低排放改造具有显著减排效果,覆盖所有典型超低排放技术的煤电排放因子为政府监管机构跟踪排放状况、制定大气污染治理政策提供了依据。

在“超洁净排放”改造的热潮面前,我国各大发电集团、环保公司等对烟尘、二氧化硫和氮氧化物的超低排放控制进行了一系列的探索研究,逐步摸索出一些改造的技术路线图。

参与研发的单位包括国家能源集团北京低碳清洁能源研究院、中国神华生态环境遥感监测中心、北京大学、南京大学等,研究成果于近日发表于环境领域顶级学术期刊《环境科学与技术》。

“超洁净排放”从产生一开始,就伴随着各种质疑声,其中异议最多的当属这种改造在经济上是否可行?其产生的环境效益是否被夸大?

在脱硫技术方面,相对传统空塔脱硫技术,高效石灰石-石膏脱硫技术、海水脱硫技术以及近年推出的脱硫除尘一体技术都显著提升了减排效果,其中高效石灰石-石膏脱硫效率可达97%以上,较文献报道的脱硫水平已有普遍的进步。除尘方面,研究结果表明,装备了湿法电除尘的机组尘排放水平都相对更低,能够达到超低排放10mg/Nm3的粉尘限值。同时,煤粉炉的脱硝技术通常采用低氮燃烧器和选择性催化还原法的组合,其中高效低氮燃烧器的减排效果易受到锅炉燃烧方式、煤质特性及锅炉效率等因素综合影响。SCR领域中如何优化SCR的运行控制、提升催化剂宽温度范围的性能,是决定电厂氮氧化物减排成本和效益的关键。

在脱硫技术上,相对于常规的石灰石—石膏湿法脱硫系统,实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术、托盘塔技术、增加喷淋层、增加性能增强环、提升石灰石品质、添加脱硫增效剂等。

在经济可行性方面,对于现役煤电机组的环保改造,不同电厂环保设施基础不同,环保改造的内容也有所不同,因此改造的经济费用不尽相同。从特别排放限值到实现燃机标准,技术改造工作需要较大的投资。改造费用主要来自于湿式电除尘器的建设费用,当前国内1000、600、300MW湿式电除尘器投资中标价,分别相应≥48-60、≥60-70、≥80-90元/千瓦。珠三角地区62台12.5万千瓦以上燃煤机组,按125~350MW机组改造费90元/千瓦,600~700MW机组70元/千瓦,1000MW机组60元/千瓦进行估算,珠三角燃煤机组的改造投资约19.22亿元。非珠三角地区54台12.5万千瓦以上燃煤机组机容量为2414.5万千瓦,从现有锅炉标准达到燃机排放限值的改造费用,按300元/千瓦的废气治理设施改造投资计,共需投资约72.44亿元。

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