氮氧化物控制技術

　　為達到NOx排放低于50毫克/立方米，技術路線可以選擇為：爐內低氮燃燒技術+SCR煙氣脫硝技術。一方面控制低氮燃燒后的NOx產生濃度，另一方面控制SCR煙氣脫硝效率。例如，低氮燃燒后的NOx產生濃度為250毫克/立方米，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度為37.5毫克/立方米；燃用揮發份較高的煙煤時，采用先進的低氮燃燒后，NOx產生濃度在200毫克/立方米以下，SCR脫硝效率為85%，則NOx排放濃度降至30毫克/立方米以下。

　　其中，低氮燃燒技術是該技術路線的核心。要采用最新的低氮燃燒技術，確保低氮燃燒后NOx排放濃度在250毫克/立方米以下。目前，我國部分電廠采用了該技術，NOx的產生濃度降低效果明顯。例如，上海外高橋電廠1000MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米；浙江北侖電廠1000MW、600MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度分別為230、250毫克/立方米；江蘇望亭電廠660MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為220毫克/立方米；浙江樂清電廠600MW超超臨界機組，低氮燃燒后NOx排放濃度為200毫克/立方米等。

　　針對SCR煙氣脫硝技術中低負荷下的投運問題，可以采用兩段式省煤器技術、加裝省煤器煙道旁路、加裝省煤器給水旁路、增加一個給水加熱裝置等方式提高低負荷條件下省煤器的出口煙溫，保證煙氣脫硝裝置的正常運行。上海外高橋第三發電廠采用“彈性回熱技術”(即增加一個給水加熱裝置)實現了全負荷脫硝，使脫硝系統投運率接近100%。2011年，上海外高橋第三發電廠脫硝系統全年投運率達98.54%，2012年全年投運率達98.89%，2012年，該電廠平均NOx排放濃度為48.58毫克/立方米；2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。

　　推進大氣污染物超低排放技術的建議

　　在上述對燃煤電廠大氣污染物超低排放技術的有效性和可達性分析基礎上，針對該技術的實行條件和保障要求，從重點區域規劃范圍內電廠環保措施、燃煤電廠環保電價政策、電廠運行管理等三方面提出對策建議。

　　重點區域電廠環保措施建議

　　根據《重點區域大氣污染防治“十二五”規劃》，將規劃區域劃分為重點控制區和一般控制區，并實施差異化的控制要求，制定有針對性的污染防治策略。對重點控制區，實施更嚴格的環境準入條件，執行重點行業污染物特別排放限值，采取更有力的污染治理措施。

　　結合上述燃煤電廠超低排放的技術路線，建議在重點控制區，無論新建、改建、擴建燃煤電廠，均同步采用濕式電除塵器；對于由于煤質不容易收塵的煤種，同時采用旋轉電極式電除塵器并加裝低低溫電除塵器；在一般控制區預留濕式電除塵器場地；在灰霾頻發地區，新建、改建、擴建燃煤電廠需同步采用濕式電除塵器，進一步降低燃煤電廠對PM2.5的貢獻，同時可消除“石膏雨”現象。

　　燃煤電廠環保電價政策建議

　　燃煤電廠排放的SO2和NOx對二次PM2.5的形成貢獻較大。雖然全國脫硫機組裝機容量占煤電機組的比例已接近100%，但是由于管理存在問題，2012年全國脫硫效率只有77.2%，其減排空間很大。因此，國家在加強脫硫、脫硝設施建設的同時，一定要出臺相應的經濟政策，引導企業主動運行好環保設施。

　　目前我國燃煤電廠脫硫電價補償標準為每千瓦時1.5分；2013年8月，國家發改委出臺《國家發展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》，將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分提高至1分；對于采用新技術進行除塵設施改造、煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點地區低于20毫克/立方米)的，電價補償標準為每千瓦時0.2分。我國目前先進的燃煤電廠煙氣治理技術已經高于美國，但是根據為滿足環保標準而選擇的環保治理工藝的不同，美國補貼的環保電價每千瓦時折合人民幣4.2～6.4分，比我國目前的2.7分要高出很多。

　　隨著燃煤電廠大氣污染控制技術由過去的除塵、脫硫、脫硝的單一式控制，逐步向常規污染物與脫除重金屬及氣溶膠等深度一體化協同控制技術發展，使大氣污染物實現超低排放。根據初步測算，嚴格執行《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)，部分機組實現超低排放，至2050年，我國燃煤電廠煙塵年排放量可控制在50萬噸，SO2、NOx年排放量可分別控制在200萬噸左右，煙氣中汞等重金屬排放也會嚴格控制在排放標準要求之內，而且燃煤電廠的污染物排放量還完全可以根據環境質量要求進行更為嚴格的控制。從控制成本來看，大氣污染物控制成本和相關防止二次污染物的治理成本大約為每千瓦時6分。

　　建議根據火電廠大氣污染物控制的不同階段和地區，進一步調整環保電價政策，一方面通過環保電價予以企業成本補償，另一方面通過經濟杠桿激發企業的守法主動性。

　　燃煤電廠環保運行管理建議

　　2012年，納入環保重點調查統計范圍的電力企業共3127家，其中，獨立火電廠1824家，自備電廠1303家。獨立火電廠共安裝脫硫設施3465套，SO2排放量為706.3萬噸，脫除量為2396.3萬噸，脫除效率為77.2%，比2011年提高2.7個百分點。盡管SO2脫除率逐年提高，但是實際脫硫效率距離設計值差距還很大，假如能將SO2脫除率提高到90%，則獨立火電廠SO2排放量將減少一半，年減少約350萬噸。納入統計范圍的自備電廠SO2排放量為152.6萬噸，比上年增加0.8%，SO2脫除效率為45.3%。所以，無論從排放量還是從SO2脫除效率來看，對自備電廠脫硫設施的建設與運行更加需要加強監管。

　　2012年，獨立火電廠共安裝脫硝設施438套，NOx排放量為981.6萬噸，脫除量為111.6萬噸，脫除效率為10.2%，其減排潛力巨大。同時，NOx又是產生PM2.5的重要因素。可見，加強脫硝設施的監管迫在眉睫。

　　除上述環保設施的運行管理需要加強外，還需要加強處罰力度，提高違法成本，強化企業負責人的環保責任制。同時，還需要提升企業守法意識，提高執法力度。

共 3頁 當前為第 3 頁 [首頁] [上一頁] [下一頁] [末頁]