湖南能源监管办开展煤电节能减排现场检查工作

正为进一步掌握湖南省"十三五"煤电节能减排工作开展情况,近日,湖南能源监管办按"双随机"方式抽取部分燃煤电厂开展现场监管检查。湖南能源监管办重点检查了企业脱硫、脱硝、除尘等环保设施建设改造运行情况、厂用电率、供电煤耗、烟气污染物排放、CEMS联网运行、环保电价政策执行和资源综合利用等情况。各燃煤电力企业均能较好地落实节能减排政策,已全部完成超低排放改造,监控数据基本完整。     

欧洲CCUS技术发展现状及对我国的启示

在欧盟提出2050年实现碳中和愿景的大背景下，碳捕集、利用与封存(CCUS)技术作为实现碳减排目标的关键技术手段，在欧洲迎来了重大发展机遇。汇总并讨论了欧洲的CCUS技术发展现状，包括资金激励政策、碳税政策、法律法规和技术创新政策；总结了欧洲发展CCUS技术主要面临的挑战，包括公共资金的落实、CCUS政策体系的发展以及CCUS项目责任的界定等。研究指出：欧洲的CCUS技术发展较成熟，相关法律法规、资金激励、税收扶持政策和技术创新政策等比较完善；生物质能结合碳捕集与封存(BECCS)和直接空气碳捕集与封存(DACCS)是欧洲未来实现CO₂负排放的重要手段，CO₂工业集群和运输网络的开发可以大幅减小CO₂的运输费用，形成规模化效应，从而增大CCUS的适用范围。我国于2020年提出2030年实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”战略目标，借鉴欧洲CCUS的发展现状和相关政策，结合我国的基本国情，提出了我国目前发展CCUS技术亟需解决的若干问题，并给出相应建议。     

中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放相互影响建模分析

煤电在中国电力供应结构中占据主导地位,其环境影响是研究热点之一。建立中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放分析模型,基于文献调研构建参数数据库,测算中国煤电的单位发电量排放。结果表明,近年来中国煤电生命周期单位发电量的CO₂、SO₂、NO_x和PM_2.5排放分别为838.6 g/（kW·h）、0.34 g/（kW·h）、0.32 g/（kW·h）和0.08 g/（kW·h）。其中煤电单位发电量大气污染物排放,比实施超低排放改造前,下降幅度超过90%。研究发现,增大单机机组规模和进行超低排放改造能够有效降低煤电发电过程的大气污染物排放,采用煤电燃烧后碳捕集和存储(carbon capture and storage, CCS)处理技术能够使煤电CO₂排放下降到144 g/（kW·h）,助力碳中和目标实现。如果不采用更加严格的大气污染物排放标准和处理方式,CCS技术可能会使煤电大气污染物排放强度上升30%~40%,这与碳捕集过程使用的技术有关。     

国家能源集团燃煤电厂CCUS改造的成本竞争力分析

利用二氧化碳捕集封存与利用技术(CO2capture utilizationandstorage,CCUS)对燃煤电厂进行改造是煤电低碳化和绿色化的重要机遇。研究采用企业层面的CCUS系统评估方法对国家能源集团(原神华)下属燃煤电厂开展了分析。评估方法包括电厂改造、场地适宜性评价、源汇匹配等。分析结果表明:原神华燃煤电厂72 720 MW机组中超过60%的机组具有实施CCUS改造的基础条件;在捕集率为50%(450g/(k W?h)气电标准)、250 km距离匹配、全流程CCUS项目平准化净减排成本低于50 USD/t CO2的条件下,每年可减排CO2约0.51亿吨,煤电总的减排电价约为?10.74～92.03USD/(MW?h)。尽管CO2排放强度略有不同,但部分改造电厂相对于现有燃气发电与风能发电具有一定优势;若考虑技术进步、系统优化和激励政策等变化,CCUS改造的成本将大幅度下降,煤电综合减排电价将更具成本竞争力。     

碳捕集燃气热电机组碳循环及其虚拟电厂优化运行

针对新型含碳捕集热电联产燃气机组的碳利用和经济运行问题,构建其与风电、电转气（power-to-gas,P2G）聚合的虚拟电厂。将所排放的CO₂捕集并输送至P2G,作为电转气的碳原料,产气为燃气机组提供燃料补充,从而在虚拟电厂中实现碳循环利用。以虚拟电厂收益最大为目标,以CO₂捕集率、热电比、热电厂电出力以及电转气功率为决策变量,建立虚拟电厂优化运行模型。仿真结果表明,这种聚合模式的虚拟电厂,可获得更高的经济效益、更好的风电消纳效果、更低的碳排放。这种虚拟电厂及其碳循环利用方式,是一种有效的减少弃风、降低排放、增强碳利用的能源运转途径,具有显著经济及社会效益。     

碳捕集燃气热电机组碳循环及其虚拟电厂优化运行

针对新型含碳捕集热电联产燃气机组的碳利用和经济运行问题,构建其与风电、电转气（power-to-gas,P2G）聚合的虚拟电厂。将所排放的CO₂捕集并输送至P2G,作为电转气的碳原料,产气为燃气机组提供燃料补充,从而在虚拟电厂中实现碳循环利用。以虚拟电厂收益最大为目标,以CO₂捕集率、热电比、热电厂电出力以及电转气功率为决策变量,建立虚拟电厂优化运行模型。仿真结果表明,这种聚合模式的虚拟电厂,可获得更高的经济效益、更好的风电消纳效果、更低的碳排放。这种虚拟电厂及其碳循环利用方式,是一种有效的减少弃风、降低排放、增强碳利用的能源运转途径,具有显著经济及社会效益。     

中国火电大气污染防治现状及挑战

在对中国火电厂大气污染物排放标准的发展历程进行回顾与总结的基础上,分析不同阶段排放标准或要求对中国燃煤电厂大气污染控制技术发展的推动作用及其产生的环境效果,特别是超低排放。目前中国火电行业大气污染物控制处于超低排放阶段,燃煤电厂大气污染防治技术处于国际领先水平,烟尘、SO₂、NO_x三大常规污染物排放浓度实现了燃煤发电与燃气发电基本同等清洁。尽管如此,中国火电环保在CO₂控制、常规大气污染物进一步减排、湿法脱硫对生态环境的影响、危险废物废弃脱硝催化剂的处置、非常规污染物的控制、烟气治理设施的运行优化等方面仍然面临诸多挑战,提出了需要研发的重点领域及相应目标。     

燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析

为研究燃煤电厂开展大规模碳捕集的可行性,以某100万t/a的典型碳捕集装置为例,对国内外碳捕集装置的技术路线和经济敏感性进行了分析。结果认为:我国开展大规模碳捕集示范,选择技术路线时,应以改进的化学吸收法碳捕集技术为主;选择吸收剂时,应以得到工业验证的改进型复合胺吸收剂为主,同时可适当考虑未来采用其他吸收剂体系的备用措施;选择节能工艺时,应结合投入和产出比,优先选择烟气预冷、级间冷却、贫富液分流、闪蒸压缩等成熟工艺;投资成本中设备购置费占比高达83.8%,应重点做好关键设备的优化和选型;运行成本中蒸汽和电耗成本占比达到72.8%,项目建设中应优先选择蒸汽和用电成本较低电厂;在敏感性参数波动范围为±10%时,投资成本、单位捕集能耗、蒸汽价格、电价、吸收剂单价对最终碳捕集综合成本的敏感性影响大小分别为6.2、12.4、12.5、8.3、2.0元;蒸汽价格、单位捕集能耗、电价是影响碳捕集成本的显著因素,其次是投资成本、吸收剂单价等。     

中国燃煤电厂烟气汞的减排潜力研究EI北大核心CSCD

为研究燃煤电厂烟气汞在未来不同情景下的减排潜力,统计并计算中国原煤中汞的平均含量以及超低排放控制下中国燃煤电厂治理设施对汞的平均综合脱除效率,并对不同情景模式下中国未来燃煤电厂发电煤炭消耗量进行预测,最后通过排放因子法估算出中国燃煤电厂在目标年份的烟气汞的排放量。结果表明:中国原煤中汞的平均含量为0.201g/t;在超低排放下的燃煤电厂治理设施对汞的平均脱除效率达到了88.44%,不同的超低排放治理设施组合在对烟气中的汞都具有较好的脱除效果;在既有政策和强化政策两种情景模式下,预测在2025、2030年,中国燃煤电厂煤炭消耗量分别在18.85亿~21.30亿t和18.47亿~24.40亿t;与2018年中国燃煤电厂55.98t烟气汞的排放量相比,2020年的减排幅度为2.07%,两种情景模式下,2025年减排幅度为7.15%和17.85%,2030年减排幅度为20.35%和34.35%。     

绿色华能:秉承责任 推进超低排放

李克强总理在今年的政府工作报告中提出,要全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,提高清洁能源比重。关于燃煤电厂超低排放和节能改造,中国华能集团公司的成绩突出:经国家技术组审核,中国华能集团公司2015年二氧化硫、氮氧化物两项污染物排放总量分别比2010年下降60.18%、64.47%,分别完成"十二五"减排任务的376%、170%。华能集团公司副总经理、党组成员叶向东就华能的超低排放改造情况做了如下分析。     

超低排放形势下SCR脱硝工程改造现状的调查

为达到“煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）”要求,超低排放改造工作在燃煤电厂全面展开。对49个电厂已完成烟气超低排放改造的132台机组安装的SCR脱硝催化剂现状进行了调查,对脱硝机组的类型、烟气温度、入口粉尘浓度、入口NO_x浓度和超低排放要求下脱硝催化剂的改造方案进行了统计和分析,并对超低排放改造前后SCR脱硝催化剂不同催化剂层间体积的变化进行了比较,同时结合部分改造案例分析了超低排放改造设计过程中值得注意和改进的事项,以进一步保障脱硝系统的达标排放和安全经济运行,给后续开展烟气脱硝超低排放改造机组的设计和建设提供借鉴。     

安徽省煤电机组超低排放改造及CEMS验收问题分析

对安徽省已提前完成超低排放改造任务的67台（36 490 MW）煤电机组的SO₂、NO_x和烟尘超低排放改造技术路线、改造的经济性、改造后排放浓度及减排量以及改造后3种污染物在线监测系统（CEMS）验收中的问题进行分析。研究表明：安徽省燃煤电厂超低排放改造主要以湿式电除尘、低低温电除尘和超净电袋为核心的3条典型技术路线。1000MW机组改造经济性最高,其次为600MW和300MW机组。超低排放改造对全省电厂烟气污染物减排显著,污染物之间协同脱除效果良好。现行的气态污染物监测仪器、滤尘材料及测试方法均不能很好地满足改造后污染物CEMS验收的测试准确度要求,建议超低排放改造机组的烟尘验收选用低浓度粉尘测量自动取样系统和设置空白实验修正;SO₂验收需采用紫外或红外烟气分析仪,采样管路需要高温伴热;NO_x验收应根据SCR脱硝出口和总排口NO_x浓度测试数据相互佐证。     

燃煤电厂超低排放的减排潜力及其PM2.5环境效益

燃煤机组在燃用低硫优质煤的基础上采用先进的大气污染控制技术设备,实施主要大气污染物的超低排放,在新建机组与改造机组上均是可行的。长三角、京津冀的燃煤电厂实施超低排放环保改造后,与现有燃煤电厂排放的污染物相比,SO₂、NO_x和烟尘以及烟尘中一次PM_2.5减排比例均在90%以上,SO₃减排幅度也达到70%左右。采用MM5+CULPUFF耦合模型,以江苏省为例,定量模拟研究了2012年江苏省火电厂排放的大气污染物对各地级市PM_2.5的影响,结果表明,对各市贡献的日均浓度最大值介于27.3~42.9 μg/m³,平均为35.28 μg/m³,其中二次PM_2.5占87.4%;实施超低排放后对各市贡献的日均浓度最大值介于6.2~12.5 μg/m³,平均为9.43 μg/m³,其中二次PM_2.5占91.7%。     

燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术研究及应用

为实现超低排放与深度节能,以某电厂为例,采用系统协同处理方法,研究分析了烟气超低排放与深度节能综合技术路线,提出了锅炉低氮燃烧器改造、电除尘器低低温与脉冲电源协同提效、电除尘器蒸汽加热与热风吹扫、脱硫托盘与交互喷淋协同提效、湿式电除尘器及其废水零排放、MGGH与凝结水加热器耦合节能等技术方案,结果表明,超低排放改造效果优于国家超低排放限值要求,同时机组能耗降低,烟气余热回收,机组对煤种的适应性也得到提升,可为同类项目提供参考。     

超净电袋复合除尘技术的研究应用进展

为了实现燃煤电厂的超低排放,在常规电袋复合除尘技术的基础上,突破了电区与袋区的耦合匹配、高均匀流场、高精过滤、微粒凝并等关键技术升级而形成了超净电袋复合除尘技术。超净电袋复合除尘技术具有排放长期稳定、工艺流程简单、煤种适应性广、投资省、占地少、运行费用低、不产生废水等优点,近2年来在燃煤电厂超低排放工程中得到快速推广应用,配套国内燃煤电厂总装机容量超过30 000 MW,其中1 000 MW机组有8台套,排放质量浓度均小于10 mg/m³或5 mg/m³,平均运行阻力663 Pa。超净电袋除尘已成为燃煤机组实现超低排放的主流技术路线之一,将在西部地区劣质煤电厂超低排放改造工程中发挥更大作用。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。