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2013年火电脱硝标准严难度大发展浅析

 
 


火电厂脱硝项目的两年半转型时间已经超过一半。目前火电厂反硝化改革的进展如何?

根据中国电力企业联合会的统计,截至2012年底,全国烟气脱硝装置容量约为2.3亿千瓦,占火电机组容量的28.1%。 2012年,脱硝能力接近9000万千瓦。从2013年到2015年,将完成约5亿千瓦的脱硝设备并投入运行。到2013年底,燃煤脱硝的比例接近50%。

从反硝化和改造的要求来看,火电厂大气污染物排放标准,环境保护部责任书和当地政府提出了改造要求和期限,但要求不一致,比一个更严格。脱氮项目需要进行现场试验,可行性研究,安全评估,环境评估,招标,施工,试运行,验收等过程。技术改造期一般超过半年,停机安装需要近60天或更长时间。对于难以重建的项目,例如狭窄的空间,时间可能会更长。反硝化改造通常与单元大修一起进行。如果您未处于大修或大修期间,则需要报告计划的停机时间。从目前的情况来看,装修时间太短。一方面,其中很大一部分与计划的维护时间不协调。然后是一个短的施工期,将影响项目建设的质量。

原燃煤机组排放限值为30mg/m3,特殊排放限值为20mg/m3。火电污染控制标准严格升级。这个标准对目前的火电企业来说是否过于严格?

对于火力发电厂来说,达到20mg/m3的标准极限确实非常困难。从技术层面来看,中国电力行业的粉尘控制水平处于世界领先地位,采用的除尘技术是世界上最好,最可行的技术。但是,与美国和欧盟相比,我们的煤质差,煤质不稳定。虽然它只降低了10mg/m3,但新除烟灰的成本非常高,约为8元/kg。

在火电行业的脱硫,脱硝和烟气除尘过程中出现了哪些问题?

自“十一五”以来,电力工业开展了大规模的脱硫技术改造,取得了明显成效,但也暴露出一些问题,如脱硫市场的低成本恶性竞争,质量差等。脱硫设备建设,脱硫设备设计和制造水平低等。当脱硫工程在重建之日完成时,脱硫装置需要进行二次技术改造。从目前的情况来看,问题不仅已经解决,而且还加剧了趋势。未来,火电机组将面临脱硫,脱氮,除尘等综合改造,规模更大,建设周期更短。合格且以绩效为导向的环保公司无法做到这一点。分包和分包现象很常见。设计施工队伍短缺,关键设备材料供应不足,严重影响了工程质量,影响了污染物的处理效果。

企业抱怨每千瓦时0.8美分的补贴很难解决成本压力上升和设备维护成本上涨的问题。反硝化的实际成本是多少?

脱硝成本主要包括降低成本,电力成本,催化剂更换成本,维护成本,折旧和财务费用。其中,还原剂的比例,催化剂更换成本和折旧费用最大。烟气脱硝的成本与装置的大小,还原剂的类型,转化的范围以及装置的年利用小时数密切相关。成本差距很大。通常,有源单元的脱氮成本高于新单元的脱硝成本,并且小单元的成本高于大单元的成本。使用尿素作为还原剂的成本高于液氨的成本。从运行情况来看,燃烧无烟煤的有效单位改造,脱硝成本高达2美分;百万千瓦燃煤新装置的脱硝成本可控制在0.8美分左右。

如何提高企业转型的积极性,使其能够自愿选择高效环保产品?

从环境保护管理的角度出发,要充分发挥地方政府,电力工业和电力公司的积极性,统一权力,责任和利益。最近,我们去调查了解到,在一家电厂,环保部门派出了8人监督环保设施的运作。环境保护设施建设前,必须经环境影响评估批准。在操作之前,必须通过环保检查。操作完成后,数据将与环保管理部门联系,并接受现场监督。企业基本上没有自主权。在污染控制方面,按照排放标准和技术规范的要求,让企业做生意,让企业选择自己的控制方法。只有这样才能有效控制成本,充分发挥企业的积极性,同时满足环保要求。总控制应与排放交易密切相关,控制成本可通过排放交易减少。

如何避免企业钻井补贴漏洞的有效监控?

污染物的排放是企业的法定责任和义务。依法超越标准是违法的。要加强企业的法律意识,让企业承担法律责任。政府必须依法监督,如果发现企业犯有欺诈罪,应当依法查处违法行为。对于企业的实际困难,政府也应该帮助解决。例如,当装置启动和停止时,脱硫装置,脱硝装置和除尘器的操作将受到外部条件的限制,并且不会起到应有的作用。如果存在短期超标,则应在标准中明确规定具体条件;在生产企业中,加热部分的环保成本没有问题;目前脱硫和脱硝电价不能满足具体单位控制成本的需要。

 
 
 
 
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