改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,及时化解公众疑虑

国际节能环保网讯:近日,国际节能环保网从甘肃省人民政府网站获悉,《甘肃省固定资产投资项目节能审查实施办法》已经印发,具体内容见下文:各市、自治州人民政府,兰州新区管委会,省政府各部门,中央在甘有关单位:《甘肃省固定资产投资项目节能审查实施办法》已经省政府同意,现印发给你们,请遵照执行。甘肃省人民政府办公厅2017年1月22日(此件公开发布)甘肃省固定资产投资项目节能审查实施办法第一章
总 则第一条
为加强固定资产投资项目节能工作,促进合理利用能源,从源头上杜绝能源浪费,提高能源利用效率,根据《中华人民共和国节约能源法》、《甘肃省节约能源条例》、《固定资产投资项目节能审查办法》(国家发展改革委令第44号)和《甘肃省投资项目报建审批事项清单》(甘政发〔2016〕85号),结合我省实际,制定本办法。第二条
本办法适用于本省行政区域内审批、核准和备案的固定资产投资项目。第三条
本办法所称节能审查,是指根据节能法规、标准,对项目节能情况进行审查并形成审查意见的行为。项目节能情况,是指根据节能法规、标准,对固定资产投资项目的能源利用是否科学合理进行分析,并编写固定资产投资项目节能报告,以及按照相关节能标准、规范建设的行为。各级政府发展改革部门负责固定资产投资项目节能审查工作。第四条
固定资产投资项目节能审查意见是项目开工建设、竣工验收和运营管理的重要依据。政府投资项目,建设单位在报送项目可行性研究报告前,需取得节能审查机关出具的节能审查意见。企业投资项目,建设单位需在开工建设前取得节能审查机关出具的节能审查意见。未按本办法规定进行节能审查,或节能审查未获通过的固定资产投资项目,建设单位不得开工建设,已经建成的不得投入生产、使用。第五条
省发展改革委负责开展节能审查业务培训,依据各地能源消耗总量和强度目标完成情况,对各市州新上重大高耗能项目的节能审查工作进行督导。第六条
固定资产投资项目节能评审、业务培训、监督检查,以及标准指南编制等工作经费,按照国家有关规定纳入发展改革部门预算,并按照规定程序向同级财政部门申请。第二章
节能审查第七条
固定资产投资项目按照项目用能量实行分级管理。年综合能源消费量5000吨标准煤以上(改扩建项目按照建成投产后年综合能源消费增量计算,电力折算系数按当量值,下同)的固定资产投资项目,其节能审查由省发展改革委负责。年综合能源消费量不满1000吨标准煤,且年电力消费量不满500万千瓦时的固定资产投资项目,以及用能工艺简单、节能潜力小的行业(具体行业目录由国家发展改革委制定并公布)的固定资产投资项目应按照相关节能标准、规范建设,不再单独进行节能审查。其他固定资产投资项目,其节能审查管理权限由市级发展改革委依据实际情况自行决定。第八条
由国家发展改革委核报国务院审批以及国家发展改革委审批的政府投资项目,建设单位在报送项目可行性研究报告前,需取得省发展改革委出具的节能审查意见。国家发展改革委核报国务院核准以及国家发展改革委核准的企业投资项目,建设单位需在开工建设前取得省发展改革委出具的节能审查意见。第九条
建设单位可自行编制或委托专业机构编制固定资产投资项目节能报告。项目节能报告包括下列内容:分析评价依据;项目建设方案的节能分析和比选,包括总平面布置、生产工艺、用能工艺、用能设备和能源计量器具等方面;选取节能效果好、技术经济可行的节能技术和管理措施;项目能源消费量、能源消费结构、能源效率等方面的分析;对所在地完成能源消耗总量和强度目标、煤炭消费减量替代目标的影响等方面的分析评价。第十条
节能审查机关受理项目节能报告后,要委托有关机构进行评审,形成评审意见,作为节能审查的重要依据。接受委托的评审机构应在节能审查机关规定的时间内提出评审意见。评审机构在进行评审时,可以要求项目建设单位就有关问题进行说明或补充材料。第十一条
节能审查机关主要依据以下条件对项目节能报告进行审查:(一)项目是否符合节能有关法律法规、标准规范、政策等;(二)项目用能分析是否客观准确,方法是否科学,结论是否准确;(三)节能措施是否合理可行;(四)项目的能源消费量和能效水平是否满足本地区能源消耗总量和强度“双控”管理要求等。第十二条
节能审查机关应在法律规定的时限内出具节能审查意见。节能审查意见自印发之日起2年内有效。第十三条
固定资产投资项目如出现申请重新审批、核准或申请核准文件延期的,应一同重新进行节能审查或按节能审查意见延期审核。第十四条
通过节能审查的固定资产投资项目,建设内容、能效水平等发生重大变动的,建设单位应向节能审查机关提出变更申请。第三章
监督管理第十五条
在固定资产投资项目设计、施工及投入使用过程中,节能审查机关负责对节能报告及其节能审查意见的落实情况进行监督检查。在项目竣工验收中必须包括节能验收内容。凡按照相关规定,达不到节能标准的,或节能审查意见未落实的,工程竣工验收不予通过。第十六条
固定资产投资项目节能审查应纳入投资项目在线审批监管平台统一管理,实行网上受理、办理、监管和服务,实现审查过程和结果的可查询、可监督。第十七条
节能审查机关应加强节能审查信息的统计分析,强化事中事后监管,对节能审查意见落实情况进行监督检查,或委托第三方专业技术机构进行核查。市级节能审查机关应按季度向省发展改革委报送本地区节能审查实施情况。第十八条
省发展改革委实施全省节能审查信息动态监管,对各市州节能审查实施情况进行督导,对重大项目节能审查意见落实情况进行不定期抽查,对违法违规问题进行公开,并依法给予行政处罚。第十九条
节能审查机关对建设单位、中介机构等的违法违规信息进行记录,将违法违规信息纳入全国信用信息共享平台和投资项目审批监管平台,在“信用甘肃”网站向社会公开。第四章
附 则第二十条
市级节能审查机关可根据《中华人民共和国节约能源法》、《甘肃省投资项目报建审批事项清单》(甘政发〔2016〕85号)和本办法,制定具体实施办法。第二十一条
用能工艺简单、节能潜力小的行业目录,国家发展改革委未制定并公布前,所有固定资产投资项目节能审查按照本办法第七条规定的年综合能源消费量要求执行。第二十二条
本办法自发布之日起施行,有效期五年。原《甘肃省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法》(甘政办发〔2010〕211号)同时废止。节能审查
能源利用 甘肃

近段时间,山西临汾二氧化硫浓度“过千”爆表引发高度关注。9日,临汾市环保局官方网站针对公众关心的问题,给出了回应。10日,记者查询中国环境监测总站空气质量实时发布平台,临汾二氧化硫的浓度已大幅下降,但在网络上,质疑之声仍未平息。质疑主要在两方面。一是政府信息发布迟缓。此事最早引起关注,并不是通过官方的信息平台发布,而是一名研究者在社交网络上曝光的。对市民健康如此重要的信息,当地环保部门却没有发布提醒,难免引人不满。二是对污染源给不出有说服力的结论。临汾环保局回应中称,居民燃用散煤占到了市区燃煤二氧化硫总排量的7成以上。这个结论,很多人表示“不信”,可由于现有的源解析还是2013年做的,并且不是针对二氧化硫,官方也拿不出有力依据回应质疑。其实,面对空气重污染,临汾并非毫无作为,采取了市区重点区域散煤整治、改造和关停焦化企业、纯电动公交全覆盖等措施。然而,信息公开的缺位与迟缓,让政府工作陷入被动。有足够的信息表明,这本该是一起可以避免的环境危机事件。作为一个北方典型资源型城市,临汾二氧化硫超标并不是突然爆发的。监测数据表明,2016年12月临汾市区二氧化硫浓度就已经超标了4.8倍。此前,环保部督查组和山西省大气污染防治工作领导组都曾给予提示和通报。如果当地能充分重视,把工作做到前面,做好应急预案,及时解疑释惑,提醒居民做好健康防护,即便污染一时难以化解,也不至于因为沉默失语而成为众矢之的。环境质量涉及公众切身利益,信息公开透明至关重要。很多时候,公众焦虑的不仅是污染本身,还担心有关方面应对能否及时、有效。从这个意义上说,政府部门要做环境问题的“第一知情人”,及时化解公众疑虑。

2015年12月2日召开的国务院常务会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,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。对超低排放和节能改造要加大政策激励,改造投入以企业为主。超低排放的概念对于超低排放,目前国内比较普遍的概念是指,燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3),但在该标准中,天然气燃机与燃煤锅炉排放限值所对应的烟气氧含量分别为15%、6%,如果折算到相同氧含量条件时,天然气燃机排放限值实际上是燃煤机组限值的2.5倍,由此可见,完成超低排放改造后,燃煤机组的排放标准比燃气机组的还低。改造技术路线脱硝技术路线目前被燃煤电厂广泛采用的脱硝技术主要为“低氮燃烧器+选择性催化还原法”,低氮燃烧技术主要是通过调整二次风和燃尽风的配比,增加燃尽风的比例,大幅减少燃尽风区域产生的NOX,目前最新的低氮燃烧技术可将锅炉出口烟气中的氮氧化物浓度控制在200mg/m3左右,烟气进入脱硝反应器后烟气中的氮氧化物和氨气进一步反应,将烟气中的氮氧化物浓度降低至100mg/m3以下。要达到超低排放标准,主要通过两条途径来实现,一种是增加脱硝反应器中催化剂面积,增加喷氨量提高脱硝效率来降低氮氧化物的排放浓度;另一种是对锅炉的燃烧器进行低氮燃烧改造(对燃烧器已改造过的锅炉只能采取前一种)。目前在各大电厂超低排放改造中基本将两种途径结合起来进行实施,先对燃烧器进行低氮改造,尔后再适当增加脱硝催化剂面积,尤其在对四角切圆燃烧方式的锅炉被广泛采用。对于对冲布置的旋流燃烧器的锅炉,一般多采用只增加脱硝催化剂的面积,增加喷氨量实现降低氮氧化物的浓度。脱硫技术路线现役燃煤机组在2014年7月1日开始执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中的二氧化硫达标改造中,一般通过增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石浆液的喷淋层等工艺来实现。在进行超低排放改造中,脱硫系统主要采用以下几种方法:一是脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上,除尘效率90%以上,满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备,应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。如图1所示。二是单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔,浆液采用双分区浆液池设计,将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区),上层主要负责氧化,下层主要负责吸收,同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果,并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。三是双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘,双托盘比单托盘多了一层液膜,气液相交换更为充分,从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。四是双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔,利用双循环技术,同时设置喷淋层和除雾器,使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大,不适合布置比较紧凑的电厂,且辅机增设较多,运营成本高。除尘技术路线现役燃煤机组为达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准,对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场、末电场小分区供电等被广泛应用。在进行超低排放改造中,除尘系统主要采用以下几种方法:一是湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同,其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质,除尘效率高,运行也较可靠。二是电袋复合除尘。电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点,通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器,具有效率高、稳定性强的优点。但是存在布袋寿命较短、维护费用高等缺点。在近两年的超低排放改造中,往往是将以上几种技术路线组合后用于对现役机组的改造,主要有以下几种:脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源。单机投资5000万-1亿,同时运行维护成本低,停机工期最短可以控制在40天以内,属于近两年的新型技术,运行可靠性有待检验;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。性能稳妥、投资和运维成本相对较低。单台机投资大约1-1.5亿,停机工期40天,同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘。单台机投资约1-1.3亿,停机工期50天,终端除尘效果会更明显,但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题;单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。投资与路线与(1)接近,停机工期50天,该技术既能达到超低排放要求,还能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题,但除尘效果相对较差。技术路线的选择自2014年开始,国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造,从已完成改造的电厂来看,选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主,随着超低排放改造工作的全面推进,新型的超低排放技术将快速发展,结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化,超低排放技术将会越来越成熟,同时改造成本也会逐渐降低。以“十一五”末投产的某电厂为例,该电厂单机容量为600MW,锅炉为前后墙对冲燃烧方式,采用低氮燃烧技术,同步建设脱硫设施,按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后,该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统,对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造),通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。超低排放改造工作启动后,该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察,结合现场设备系统情况,改扩建空间小等实际情况,并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出,在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求,重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择,通过对以上改造技术路线的比较,“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点,被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元,完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下,可满足超低排放的要求。改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,对电厂本身产生不了经济效益,但是,改造产生的环境效益非常明显,对改善区域环境空气质量意义重大。经济效益以上述电厂为例,1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期),进行超低排放改造后,典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh,因此,进行超低排放改造不仅要投入大量的资金,而且增加了电厂的运营成本,对电厂产生的经济效益是负值。环境效益根据有关资料统计,按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准,以单机容量600MW的机组参数为参照,经初步测算,与达标排放限值相比,达到超低排放情况下,全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右,其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例,该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较,三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。由此看出,该电厂完成超低排放改造后,一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨,污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计,实际每年减排三项污染物693.2吨,减排效果非常显著,有效改善区域的环境空气质量,尤其烟尘的减排比例高达68.4%,对降低区域空气中的PM2.5贡献重大,将产生良好的环境效益。“十三五”是我国环保工作的关键时期,环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本,影响了电厂效益,但是,做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理,我们要不计成本打造绿色环保企业,为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。