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检查专家组认为项目总体进展正常,城市区域内所有的国控源火电厂排放数据

2019年3月14日,科技部高技术中心“煤炭清洁高效利用和新型节能技术”重点专项管理办公室(以下简称“专项办”)组织专家组在浙江诸暨对中国华电集团有限公司牵头的“燃煤电厂新型高效除尘技术及工程示范”项目进行了中期检查。华电集团副总工张东晓、项目负责人和骨干成员,专项总体专家组责任专家、同行专家、财务专家,以及高技术中心和专项办相关人员参加了会议。

“湿法脱硫是造成PM2.5的元凶。”

国家对于燃煤电厂烟尘排放执行的标准越来越高。2014年7月1日,新版《火电厂大气污染物排放标准》开始实行,烟尘排放标准由原来的50mg/Nm3降低至30mg/Nm3,重点地区为20mg/Nm3。2015年12月2日,国务院常务会议提出要全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造后,燃煤电厂烟尘排放浓度标准被设定至10mg/Nm3。排放标准越来越严苛,燃煤电厂传统的静电、布袋除尘器已经难以达标。

专家组现场考察了电除尘增效工业验证系统中试装置。在检查会议上,听取了项目负责人沈明忠就项目总体进展、主要研究成果、人员及经费投入、配套支撑条件等方面的执行情况介绍,审阅了中期检查材料,就示范工程建设、研究成果集成应用、技术创新与成果突破等方面提出了建议。检查专家组认为项目总体进展正常,有望实现项目目标和考核指标。

“电厂超低排放劳民伤财,作用不大。”

时至今日,超低排放改造的技术路线日益成熟,湿式电除尘技术凭借高除尘效率成为燃煤电厂烟尘治理改造的主流选择,却也存在着一系列问题。随着技术的更新换代,各环保企业在解决湿式电除尘废水、废渣问题上取得了一定成效,但其高昂的改造成本以及施工难度高、施工周期长等情况依旧存在。“PM2.5团聚除尘超低排放技术”作为一种简便、易用、成本低的除尘技术,为燃煤电厂除尘改造提供了一种新选择。

专项办负责人在会上表示,承担国家项目是为整个行业发展服务,使命光荣、责任重大,希望项目负责人及其团队,一是以研究成果产业化为导向,确保成果落地和转移转化;二是信息共享,避免基础研究工作的重复进行;三是强化法人责任制意识,加强项目内部管理。专项办将以目标管理为导向,继续做好专项管理服务工作。

……

“团聚除尘技术的工作流程很简单。通过在传统除尘器前增设团聚装置,使细颗粒物团聚成链状或絮状,再由传统除尘器对团聚后的大颗粒物进行捕捉,可大幅提高细颗粒物脱除效率,实现超低排放。”武汉汇和泽投资有限公司副总经理潘伟民告诉记者,“由于该技术不新增大型设备,不改变原有烟道布置,改造费用约为800万元左右,仅为湿式电除尘的三分之一。”

该项目目标是形成可复制可推广的燃煤电厂颗粒物超低排放成套技术解决方案,在600MW及以上燃煤机组建立含新型高效静电除尘装备/耦合增强电袋复合除尘装备、高效除尘脱硫塔的颗粒物超低排放系统示范工程,实现颗粒物排放浓度≤3mg/Nm3,低于国家现行排放标准。与现有技术相比,能耗降低10%以上,结合湿式静电可实现颗粒物排放浓度≤1mg/Nm3。

一些有关电厂减排的说法一直在坊间传播,让很多不明真相的人感到迷惑。近日,国家大气污染防治攻关联合中心调研统计了“2+26”城市区域内所有的国控源火电厂排放数据,用数据和事实对这些“传言”进行了回应。

团聚除尘技术的专利权属于汇和泽投资有限公司旗下的武汉天空蓝环保科技有限公司,该公司以华中科技大学煤燃烧国家重点实验室为技术依托,具备雄厚研发实力,所承担的科研项目中,有2个得到国家“863计划”立项支持,2个得到国家“973计划”立项支持,并拥有多项自主知识产权专利技术。

现场测试火电厂排放情况

作为煤燃烧国家重点实验室研发十余年的一项技术,团聚除尘简单的流程中隐藏着并不简单的科技成果。记者了解到,团聚装置用高气压将团聚液喷入烟道,而该技术的核心就在于团聚装置中使用的团聚剂。由于部分细颗粒物具有疏水性,难以润湿,研发团队在团聚剂中加入了表面活性剂,以增强润湿性能;此外,通过在团聚剂中添加高分子化合物和pk调节剂,颗粒物将由于中和吸附产生絮凝团聚,更大的颗粒有助于提高布袋除尘器的工作效率;同时,团聚液中的无机盐和活性离子还能降低细颗粒的比电阻,从而增强其导电性,使其更好地被静电除尘器捕获。

一群专家们扛着每箱二三十斤的烟尘测试仪、烟气测试仪等器材包,沿着烟囱的铁梯艰难盘旋而上,他们要到40米高的排气监测口测量电厂排放的烟气成分。这样的测量工作,攻关团队已经做了十几个。

“不仅如此,根据电厂所用煤种、烟气物化性质等因素,所采用的团聚剂配方可以相应调整。”潘伟民说,“通过定向的设计,调节团聚剂配比、团聚装置功率,团聚除尘技术可以应用于电力、水泥等各种燃煤锅炉的除尘改造。”

姚强是国家大气污染防治攻关联合中心专家、973项目“化石燃料燃烧排放PM2.5源头控制技术的基础研究”首席科学家。他所负责的大气重污染成因与治理攻关专题“排放现状评估和强化管控技术专题”,对“2+26”城市区域内大型燃煤电厂的超低排放情况进行了实地检测和评估。

拥有诸多技术和施工优势,研发过程中甚至得到多位国家领导人的关注,然而团聚除尘技术推广应用的进程却没有想象中顺利。

此次调研由国内最有实力和代表性的单位参与,包括北京国电龙源环保工程有限公司、生态环境部环境工程评估中心、清华大学、国家环境分析测试中心、国电科学技术研究院、江苏方天电力技术有限公司、国网河北省电力有限公司电力科学研究院等。

“电厂以安全为第一使命,应用新技术存在很多顾虑。”谈及技术推广时,潘伟民皱着眉头.据了解,目前大多数电厂超低排放改造使用的湿式电除尘技术,被列入了2015年国家重点环境保护实用技术及示范工程名录,很快地被燃煤电厂认可,目前已占据了烟尘超低排放改造市场的主要份额。

“我们调研统计了‘2+26’城市区域内所有的国控源火电厂排放数据,并且对其中14家燃煤发电机组和1台燃气机组进行了现场调研和测试。”姚强说,“这些实测机组在容量、烟气成分分析、燃煤机组烟气净化工艺等在国内具有普遍的代表性。”

“现行的环保改造招标方式也是一个影响因素。”某电厂相关负责人告诉记者,“现在的招标程序上要求有至少三家同类技术的公司参与,而天空蓝的技术是自主的科研成果,市面上没有同类技术。目前的招标程序相当于成了团聚除尘这样的专利技术推广的一种阻碍。”

2015年以来,“2+26”城市区域内大型燃煤电厂开始实施超低排放改造。相关数据显示,燃煤电厂超低排放改造对长三角、珠三角、京津冀等重点区域细颗粒物年均浓度下降的贡献分别达24%、23%和10%。

走进国电丰城发电4号机组团聚装置间,数个罐体整齐排列,布局紧凑,占地面积很小,整个系统仅通过两根细管与烟道相连。设备运行人员介绍到:“放置团聚液的两个乳化罐、两个配料罐均为一备一用,保障装置稳定工作,并根据烟道、团聚剂液位等情况自动调节装置运行。”记者观察烟气监测系统数值,除尘流程之前烟气浓度上下存在波动,出口处烟尘浓度始终保持在1-2mg/Nm3左右。

姚强解释了选择“2+26”城市区域内火电厂进行调研的原因:“2+26”城市区域内火电厂生产企业有407家,约有1114台机组,总装机容量约1.73亿kW,约占全国火电装机10.61亿kW的16.31%。其中燃气机组约224台,装机容量约0.22亿kW,约占区域总装机容量的12.74%;燃煤机组约890台,装机容量约1.51亿kW,约占区域总装机容量的87.26%。

“截至目前,天空蓝的团聚除尘技术运行稳定达标,效果很好。”国电丰城发电相关负责人高为飞表示,“除了减轻成本压力外,团聚除尘技术30天到45天的施工周期对机组整体改造进度的完成也很有帮助,而且没有废水排放,不造成二次污染。”据了解,江西省内燃煤发电机组改造计划中,国电丰城电厂4台机组必须在今年年底前完成超低排放改造,而国电丰城发电4号机作为团聚除尘技术在34万千瓦机组的首次应用,已于2016年12月29日通过超低排放改造168小时试运行。

“有理由相信,全国其他地区的大型燃煤电厂的排放情况与本次调研是一致的。”姚强说。

据了解,从2015年5月开始,团聚除尘技术已先后在中煤集团永皓煤矸石电厂5万千瓦机组、山西炫昂建材有限公司2500吨水泥生产线上得到了工业化应用,并取得成功。武汉天空蓝已开始针对团聚除尘技术在60万千瓦级机组上的应用进行商谈。

多项污染物排放优于国家法规要求

“各大发电集团中、西部地区仍有较多燃煤电厂未进行超排低排放改造,再加上钢铁、水泥等非电行业市场空间同样巨大,通过团聚除尘技术实现烟尘排放控制,具有非常广阔的发展前景。”潘伟民说。

“通过对京津冀及周边地区‘2+26’部分燃煤电站烟气污染物排放情况的监测分析发现,我国燃煤电厂烟气污染排放整体上已达到国际先进水平。”姚强介绍说。

标签:烟尘排放

这次对电厂的实测工作,除了对常规的颗粒物、SO2、NOx等进行了系统测量之外,还对其他受关注的污染物如SO3、NH3、PM10、PM2.5、FPM和CPM进行了测量与分析。

姚强告诉记者:“目前,世界上美国、日本等绝大多数国家的法规对SO3排放无要求。但我们调研发现,14家测试电厂烟气中SO3平均排放浓度7.42
mg/Nm3;71.43%的机组烟气中SO3排放浓度低于平均排放浓度,烟气净化设备对SO3的协调脱除作用能够更大程度地降低SO3排放浓度。”

测试结果显示,燃煤电厂PM10排放浓度约0.64-2.55mg/Nm3,平均浓度为1.90mg/Nm3;PM2.5排放浓度约0.5-3.9mg/m3,平均浓度为1.43mg/m3;PM1排放浓度约0.26-1.58mg/m3,平均浓度为0.85mg/m3,电厂排放的PM2.5占PM10的比例约为75%,空气动力学直径小于1μm的PM1占PM10的比例约为40%。姚强说,检测出来的数据均低于美国、欧盟和日本的标准。

在此次调研过程中,课题组还监测了并不在当前燃煤电厂在线监测和监督性监测方法内的监测项目。“FPM是指能被滤膜直接拦截的颗粒物,其在烟气条件下就以颗粒物的形式存在,即本身就为固体颗粒物;CPM是指在烟气条件下以气态形式存在,当温度降低后随烟气中的水蒸气发生冷凝或自身冷凝形成的颗粒物。”姚强解释说。

调查显示,燃煤电厂FPM平均排放浓度约2.86mg/Nm3,与燃气电厂接近;CPM平均排放浓度约5.62mg/Nm3,CPM浓度总体大于FPM,二者之和为8.48mg/Nm3,这是烟气排放的所有种类颗粒物之和,1台300MW燃煤机组每小时排放量约9.3kg。“可以看到,这些燃煤电厂烟气排放的所有种类颗粒物浓度之和很低。”姚强介绍说。

“因此,国内燃煤发电厂燃煤烟气排放的主要污染物远远优于国家法规要求,对于大家关注的CPM和NH3及SO3等污染物的排放总体处于比较低的水平,与常规污染物相比,并不存在大规模排放问题,总体上讲,我国燃煤发电厂的排放水平经过几年努力,已经处于国际领先地位,燃煤电厂湿法脱硫后并未排放大量的颗粒物和盐类。”姚强总结说。

湿法脱硫造成雾霾?这种说法没有依据

针对社会上“湿法脱硫造成颗粒物增加,原因是湿法脱硫装置向大气中排放了大量的可溶盐类”的说法,姚强强调:“这种说法没有依据。”

姚强介绍说,湿法脱硫大幅减轻了我国二氧化硫的污染,在我国近二十年的大气污染控制中起到了不可替代的作用,在我国的二氧化硫和酸雨控制方面,这一技术的推广应用功不可没。同时,二氧化硫也是大气颗粒物二次颗粒物的主要来源,这几年大气颗粒物的源解析表明,硫酸盐的比例下降很快,也是这一技术的主要贡献。

“我注意到关于湿法脱硫装置向大气中排放大量可溶盐的说法,也有些研究提供了一些数据,主要是从湿法脱硫后的凝结水中进行分析获得的一些数据。现在基本上可以判断,这样的测试方法可能将一部分水蒸气冷凝后又吸收一部分酸性气体形成的酸根离子纳入其中,如有些测试的可溶盐中硫酸根的比例高达90%,这可能是现在部分测试结果偏高的原因。我们建议的测试方法是对主要的气态和液态的污染物进行总体物料平衡分析,这样可以有效避免上述误差。我们目前采用的方法进行了更为严格的区分和分析。”姚强说。

国际和国内脱硫主要采用“石灰石-石膏湿法脱硫技术”,在本次测试区域内湿法脱硫占煤电装机容量的84.01%;脱硝主要以SCR为主要脱硝技术单元的,占煤电装机容量的占88.69%;一次除尘中静电除尘、电袋除尘和布袋除尘分别约占装机容量的60.50%、24.61%和13.27%,二次除尘中安装湿式电除尘器的占区域煤电装机容量的50.78%。

根据本次研究,燃煤电厂排放的所有颗粒物,含不在日常监测范围内的可凝结颗粒物在内,其总和均不超过10mg/m3。燃煤电厂排放的颗粒物总和远低于社会上传说的数百mg/m3。

“这次现场检测结果表明这几年来电厂超低排放控制的实施、技术路线的选择是合理的,对大气污染减轻的贡献是明显的。”姚强说。

标签:湿法脱硫 燃煤 电厂 污染排放

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