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超低排放燃煤电厂

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超低排放燃煤电厂

发布日期:2016-01-04 19:40 来源: 点击:


    在12月31日的国务院常务会议上,李总理总理向有关部门明确了一项“硬任务”:在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的,要坚决淘汰关停。

  

  会议要求,在2020年前,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后,每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨,电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

  

  所谓的超低排放,普遍认为是为减少燃煤电厂常规大气污染物排放、有效改善环境质量,比排放标准中对一般情况下的污染物排放限值更严要求下的污染治理后排放的简称。

  

  根据业内人士的相关测算,实施燃煤机组超低排放增加的发电成本约为0.02元/千瓦时,增加发电成本后的煤电度电成本不超过0.5元,仍低于天然气发电、风电和太阳能发电的成本。

  

  未来,通过提高机组准入门槛、改造现役机组、淘汰落后机组,并继续推动技术攻关,供电煤耗下降仍有空间。

  

  超低排放是通过技术手段使燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组排放标准。

  

  去年发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)》明确了燃气轮机组排放限值:在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。燃煤发电超低排放改造的经济效益明显。

  

  目前,燃煤发电上网电价为0.3-0.4元/千瓦时,远低于天然气发电0.8元/千瓦时左右的上网电价。超低排放改造后,用煤发电达到同样的排放甚至更低,成本仅为天然气发电的一半。

  

  相比其他国家的煤耗标准,中国燃煤电厂的效率早已高于美国,已经接近欧盟和日韩的水平。全球范围内公认,火电领域供电煤耗每下降10克/千瓦时,技术就领先一个时代。

  

  根据中国电力企业联合会《中国电力工业现状与展望》,2015年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗318克/千瓦时,同比降低3克/千瓦时。

  

  国家能源局用电数据显示,2015年1-12月,全国供电煤耗率318克/千瓦时,与2015年全面煤耗持平,煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。同时,2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上,比2013年提高0.1个百分点。

  

  统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施,烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦,约占全国煤电机组容量的91.5%。截至2014年底,烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦,约占全国煤电装机容量的80%,比2013年提高了近22个百分点。

  

  2015年煤电企业脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用就超过500亿元,每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。这意味着大部分煤电机组都完成了脱硫脱硝等改造。

  

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  与此同时,煤电节能减排的标准一直在提高。按照2015年公布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)》,到2020年,现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时,其中现役60万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。针对煤电的排放标准在层层加码,2015年7月1日,现役燃煤电厂开始实施最严环保标准《火电厂大气污染物排放标准》,同年4月,环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造。

  

  近年来针对火电厂的环保要求不断推出,都很严格,一线的情况显示,大型发电集团的脱硫脱硝、除尘等环保装置都比较齐全,还可以做的就是同时加大后端投入,比如碳捕获等技术的应用,可以做到煤炭清洁利用。

  

  神华目前已经有34台燃煤机组实现了“超低排放”。神华建立了超低排放示范工程,燃煤电厂的排放比天然气还低。从2014年开始,神华集团新建机组全部实现超低排放,到2017年全部机组实现超低排放改造。同时,还将进一步开展超低排放技术集成和污染物在线监测、下一代先进超超临界技术研发、煤的超低排放乃至零排放技术、温室气体减排技术等研究,力争使燃煤发电效率达到或接近50%。

  

  李总理还表示,实施燃煤电厂超低排放和节能改造是一件好事,但不能只有“平均指标”,还要有一个“底限指标”。“如果只在全国‘平均’,那各个区域可能有的会很高,有的则很低。”他说,“大家一定要有个底限标准,不符合标准的要坚决淘汰。”

  

  关于“超低排放”,李总理总理这样说:“今年要打好节能减排和环境治理攻坚战。环境污染是民生之患、民心之痛,要铁腕治理。2015年,二氧化碳排放强度要降低3.1%以上,化学需氧量、氨氮排放都要减少2%左右,二氧化硫、氮氧化物排放要分别减少3%左右和5%左右。深入实施大气污染防治行动计划,实行区域联防联控,推动燃煤电厂超低排放改造,促进重点区域煤炭消费零增长。

  

  按照有关部门测算,2020年改造完成后,每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨,电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

  

  煤炭的高效清洁利用,要达到真正的超低排放,除了加大设备改造外,对煤炭的质量指标要求将越来越严格,尤其是对高硫煤更加苛刻,山西电煤硫分普遍偏高的老旧矿井将愈发不利。

  

  在我国电煤主要输出地“三西”地区中,陕西神府、内蒙古东胜煤田生产的电煤硫分均低于0.5%,最低至0.2-0.3%,而山西煤炭生产以老矿井为主,其煤炭资源赋存基本属于上组低硫煤,下组高硫煤。

  

  随着矿井开采程度的加深,大部分矿井上组低硫煤开采已经所剩无几,主力工作面以下组高硫煤为主。所以山西生产的煤炭硫分比陕西、内蒙要高。

  

  山西大同地区侏罗纪煤层已基本开采完毕,现开采的石炭纪下组煤硫分均在1%左右;朔州地区主要矿井生产的原煤硫分大于1%,中煤集团今年煤炭产量大幅下滑与此有关。

  

  山西中南部地区大部分矿井生产的原煤硫分均在1.5%左右,个别矿井硫分超过2%。因此,每年节约的约1亿吨原煤,压力很可能主要传导到山西,将进一步挤占山西的传统市场,而陕西、内蒙古受到的影响将很弱。


  而电煤作为煤炭最主要的用途,煤炭行业要想健康科学发展,很大程度上取决于电煤的良好发展。

  

  国务院《能源发展战略行动计划(2015-2020年)》指出,到2020年煤炭消费总量达到峰值-42亿吨,将占一次能源消费总量的62%。在《煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)》的规划目标中,到2020年我国电煤比重将达到60%以上。按煤炭峰值消费水平为42亿吨计算,至2020年我国煤炭消费量尚有近6.8亿吨的增长空间,其中电煤有5亿吨的增长空间。

  

  按照4500小时的煤电利用小时数计算,再考虑效率提升等因素,仍存在6亿-7亿千瓦左右的理论煤电增长空间。

  

  从我国能源资源分布和未来能源需求出发,在近中期,煤电作为主体能源仍有一定的增长空间。在改革开放以来的经济高速发展时期,煤电在满足我国能源需求方面发挥了重大的历史作用,有力地保障了我国经济增长和社会发展。我国能源战略目标之一是发电能源结构实现低碳化,煤电的碳排放特点成为制约其发展的主要因素,但就近中期来看,煤电仍会是保障国家能源电力安全稳定供应的主体能源。





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