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2013年火电脱硝加大监管力度提高行业标准

发布日期:2019-02-23 11:55点击:

火电厂脱硝项目原定的两年半的改造时间已过半,目前火电厂的脱硝改造进展如何?

根据中电联统计,截至2012年底,全国已投运烟气脱硝机组容量约2.3亿千瓦,占火电机组容量的28.1%,2012年当年投运脱硝容量近0.9亿千瓦。2013年—2015年将有5亿千瓦左右脱硝装置陆续建成投运,2013年底煤电脱硝的比重将近50%.

从对脱硝改造的要求来看,火电厂大气污染物排放标准、环保部责任书、地方政府都提出了改造要求和期限,但要求不一致,一个比一个要求得严。脱硝改造项工程需要经过现场试验、可研、安评、环评、招标、建设、试运、验收等过程,技改工期一般在半年以上,其中停机安装就需要近60天或更长时间。对于空间狭窄等工程改造难度很大的项目,时间可能需要更长。脱硝改造一般要结合机组大修进行。如果不在大修期或大修时间不够,需要专门报计划停机改造。从目前情况看,改造时间给的太短,一方面相当一部分与计划检修时间不协调,再有就是工期太短会影响工程建设质量。

原有燃煤发电机组烟尘排放限值为30mg/m3,而特别排放限值为20mg/m3,火电控污标准严厉再升级,这一标准对当前的火电企业来说是否过于严格?

要达到20mg/m3的标准限值对于火电厂来说确实难度很大。从技术水平看,我国电力行业的烟尘控制水平处于世界领先,采用的除尘技术都是世界上通用的可行技术。但与美国、欧盟的电煤比起来,我们的电煤质量较差且煤质不稳定。尽管只降了10mg/m3,但新增脱除烟尘量的成本增加很高,约为8元/kg左右。

火电行业在脱硫、脱硝、烟气除尘改造的过程中暴露出哪些问题?

“十一五”以来,电力行业进行了大规模的脱硫技术改造,取得显著效果的同时也暴露出一些问题,如脱硫市场低价恶性竞争,脱硫装置建设质量差,脱硫设备设计制造水平低等。不少脱硫工程建成之日就是改造之时,脱硫装置需要进行二次技改。从目前的形势看,问题不但没解决,还有加重的趋势。

未来,火电机组面临着脱硫、脱硝、除尘全面改造,规模更大,工期更短。有资质、业绩的环保公司干不过来,分包、转包现象普遍,设计施工队伍短期内紧缺,关键设备材料供应不足,严重影响工程质量,影响污染物治理效果。

企业抱怨每度电0.8分钱的补贴难解改造上涨的成本压力以及设备维护所需的成本,脱硝的实际成本是多少?

废气脱硫脱硝处理成本主要有还原剂成本、电费、催化剂更换费用、维修费、折旧、财务费用等。其中还原剂费用、催化剂更换费用、折旧费比重大。烟气脱硝的成本与机组的规模、还原剂的类型、改造的范围、机组年利用小时等密切相关,成本差距较大。一般来说,现役机组脱硝成本高于新建机组,小机组成本高于大机组,采用尿素作为还原剂的成本高于液氨等。从运行情况看,燃无烟煤的现役机组改造,脱硝成本在2分钱上下;燃烟煤的百万千瓦级新建机组的脱硝成本0.8分钱能够控制得住。

如何提高企业改造的积极性,使其能够自愿选择高效的环保产品?

从环境保护管理角度看,要发挥地方政府、电力行业和电力企业的积极性,权、责、利统一了,就会有积极性。最近我们去调研,了解到在一个电厂里,环保部门派了8个人长期监督环保设施运行。环保设施建设前要经过环评审批,投运前要经过环保验收,投运后数据与环保管理部门联网,还要接受现场监督,企业基本没什么自主权。在污染控制方面,按照排放标准的要求,技术规范的要求,放手让企业干,让企业自己选择控制方法,只有这样才能在满足环保要求的前提下,有效控制成本,发挥企业的积极性。总量控制应与排污权交易紧密联系在一起,通过排污权交易降低控制成本。

如何避免企业钻补贴漏洞实现有效监控?

污染物达标排放是企业的法定责任和义务,法律规定超标即违法。要加强企业的法律意识,让企业承担法律责任。政府要依法监督,如果发现企业弄虚作假等违法行为应坚决依法查处。对于企业的实际困难,政府也要帮助解决。如,机组启停时,脱硫装置、脱硝装置、除尘器运行会受到外界条件限制,不能发挥应有的作用,出现短时超标,应在标准里对特定条件给出明确规定;协调解决热电联产企业,供热部分环保治理成本没有出处的问题;现行脱硫、脱硝电价不能满足特定机组控制成本需要的问题等。