燃煤发电企业范文

燃煤发电企业范文（精选9篇）

燃煤发电企业 第1篇

一、新时期发电企业人力资源优化的重要意义

随着国家经济快速增长, 同时也带来电力需求的高速增长, 各大发电集团飞速扩张;随着国内经济增速放缓, 电力需求增速也放缓, 新增的发电机组成为过剩产能, 导致各发电企业长期低负荷运行, 甚至单机运行;随着今年以来煤价大幅上涨, 更是加剧了经营形势的恶化程度, 大部分发电企业急转直下, 由盈利转为亏损。面对严峻的外部环境, 发电企业, 特别是人员冗余的发电企业, 积极进行人力资源优化, 开展人才开发工作尤为重要。

公司人力资源优化, 事关职工的切身利益, 同时对公司的长久发展也有重大意义, 燃煤发电企业需要认识到人力资源优化的重要性。为了适应社会发展需求, 新时期部分发电企业实现了一系列的内部改革, 但是往往将目光聚焦在外部经营环境与内部发电机组各项性能指标上, 对人力资源优化重视程度不够, 未能有效盘活企业人力量资源, 让每个员工都能人尽其才, 为企业发展贡献力量, 使企业发展受到了一定程度的限制, 影响企业长远目标达成。

二、新时期燃煤发电企业人力资源现状分析

1. 人员结构失衡。

现代经济建设取得了较大的成绩, 人们的生活水平也得到了显著的提升, 对发电企业的发展也提出了更高的要求, 电力需求的不断增加使得发电企业加快了扩大经营的速度。其对自身的人才开发及培训等工作也进行相应的调整, 获得了一定的效果, 但是仍然存在一些不足之处。一方面, 人员年龄结构不均衡。多数老发电企业多年未补充新员工, 平均年龄大多在40周岁以上, 年龄结构严重老化;而在经济高速发展的时期, 各大发电集团高速扩张时期, 新建的发电企业, 除了少数骨干人员外, 其余人员大多通过招聘高校毕业生予以补充, 平均年龄一般为30岁左右, 人员普遍年轻;另一方面, 区域结构失衡。随着新建机组逐渐增多和科技的不断进步, 单机容量逐渐提升, 部分老旧机组和小容量机组逐步关停, 导致老发电企业人员富余, 而我国经济经过改革开放三十多年的发展, 新建发电企业大多地处偏远地区, 些许的收入差距缺乏足够的吸引力, 人才引进困难, 长时间处于缺员状态;再者, 技能结构失衡。老旧企业由于人员富余, 又长期缺乏流动, 员工晋升缓慢, 从业时间普遍较长, 经验丰富, 技能水平较高;而新建企业由于人员紧缺, 人员流失严重, 员工晋升较快, 导致和老旧企业相比, 相同岗位层次的员工, 经验、技术技能水平均相差较大, 不利于安全生产稳定。

2. 创新型人才比较缺乏, 后备储蓄力量不足。

发电企业的发展进步离不开创新, 创新是发电企业在激烈的市场竞争中保持不败之地的一种重要支持, 创新型人才在发电企业发展中发挥着同样重要的发展作用。特别是在现阶段科技迅速发展的形势下, 在公司经营中需要更多的具备电力技术、精通电力管理规律等方面的人才, 不过我国的发电企业普遍存在创新型人才缺乏的现象, 使创新发展受到了限制。另外, 老旧企业的老龄化问题, 使公司生产经营活动中缺乏必要的活力, 人力资源配置与社会进步和企业发展不协调, 不利于发电企业的长期健康发展。

三、新时期发电企业人力资源优化对策

1. 加强人员流动, 调节区域失衡。

对于在区域内既有老旧企业、又有新建发电机组的区域公司, 可建立有序的人才流动机制, 通过人员调动和借用等方式, 从老旧企业抽调职工到新建企业工作, 既缓解了老旧企业人员富余人工成本过高的形势, 又能够发挥了老企业员工经验丰富、技术技能水平较高的优势, 帮助新建企业保持安全生产稳定, 还能够调节区域内人员结构失衡, 改善人员富余与短缺并存的局面, 可谓一举多得。

2. 分类因材施教, 促进人尽其才。

根据统筹规划、分级管理和分级实施的原则, 充分利用和整合公司内外教育培训资源, 建立健全教育培训管理的激励约束机制, 将公司对员工进行教育培训及员工接受教育培训的责任明确落实。针对新建燃煤发电企业人员年轻, 经验不足与技能水平偏低的特点, 应加强各专业技能培训, 提升年轻员工的电力专业知识与技能, 使其能够正确应对工作中的问题, 特别是突发问题, 提升其履责能力;针对老旧企业人员富余、年龄结构老化的特点, 应侧重适应性培训, 使其能够在企业的辅助岗位上发挥作用。同时省发电公司还可统筹谋划, 在省发电公司和基层电厂之间、基层企业之间以及基层企业内部等多个层次, 通过挂职、交流学习与轮岗学习等方式, 加强不同层次、不同岗位间的交流, 开拓员工的眼界, 丰富员工的阅历, 增长员工的工作经验与技术能力, 为公司培养更多优秀的复合型人才, 从而有利于企业的长远健康发展。

3. 拓展业务范围, 降本增效。

对于年龄较大, 不适宜外出工作的老旧企业员工, 可在经过适应性培训的基础上, 逐步使用在册职工从事一些常规业务范围外的工作。一是对于生产经验丰富、技术水平较高, 但已不适宜生产现场工作的老员工, 可安排及从事员工培训、监理监造和调试指导等岗位, 充分发挥他们的经验、技术水平, 还可为企业带来一定收益。二是对于其他年龄较大的员工, 可通过转岗培训, 安排从事一些对技术技能水平以及身体条件要求相对较低的辅助岗位, 如保卫和保洁等, 既能够使老员工发挥一定的作用, 又能够减少社会用工的使用数量, 降低企业成本。

4. 完善激励机制, 调动员工积极性。

要开展人力资源优化工作, 必须有配套的激励机制。一是薪酬方面, 要坚持按劳分配为主, 效率优先、兼顾公平的发展原则, 不断研究知识、技术和管理等生产要素参与分配的可行性, 逐渐形成与现代企业发展制度及类型、员工岗位特点相符合的薪酬激励机制, 从岗位责任、技能要求、劳动环境与劳动强度等方面予以考虑, 从而合理拉开驻外职工、骨干职工与一般员工的薪酬差距, 发挥薪酬分配的激励作用;二是在入党、岗位晋升、评优选先等方面, 切实向驻外职工、骨干职工予以倾斜, 提升他们的工作积极性, 同时激发其他员工的工作激情;三是对于外出工作的职工, 除了要在薪酬、岗位晋升等方面予以倾斜意外, 还要注重做好他们的后勤保障工作, 消除他们外出工作的后顾之忧, 使其在外出为公司做贡献的时候, 能够安心工作;四是对于调整到辅助岗位上的职工, 要加强对他们的交流, 给予足够的关心和帮助, 使其体会到企业的关怀, 增强企业的凝聚力。

四、结语

随着电力体制改革不断深入, 当前社会经济增速放缓, 煤价飙升, 燃煤发电企业发展形势十分严峻。面对严峻的经营环境, 燃煤发电企业需要认识到人力资源优化工作的重要性, 要通过加强人员流动, 调节区域失衡;分类因材施教, 促进人尽其才;拓展业务范围, 减少社会用工, 降本增效;同时完善各项激励制度, 充分发挥员工的积极性、与主动性, 提升企业的市场竞争力, 为国民经济发展以及社会生活生产对电力的需求提供保障。

摘要：随着电力体制改革的不断深化, 售电侧改革与大用户直供电等改革措施逐渐展开, 发电企业竞争日益激烈;而国内经济增速放缓, 电力需求的增速同步放缓, 导致电力产能过剩;今年以来煤价飞速上涨, 燃煤发电企业经营形势极为严峻;为应对严峻的发展形势, 燃煤发电企业应积极推进人力资源优化, 盘活现有人力资源, 人尽其才, 降本增效, 提升企业竞争力, 笔者对新时期燃煤发电企业人力资源优化进行探讨。

关键词：新时期,燃煤发电企业,人力资源

参考文献

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[3]张思军.“十二五”时期安徽省发电企业人才战略研究[D].北京:华北电力大学, 2012 (20) :319-320..

[4]刘健夫.我国电力企业人才资源开发战略与考评研究[D].保定:华北电力大学, 2004.

燃煤发电企业 第2篇

近年来，燃煤价格一路走高，供需矛盾十分突出。内江发电厂主供煤区域为距离160多公里外的四川省宜宾珙县及周边地区，目前主供煤区域内有华电、中电投、国家电网所属共6家燃煤电厂。在复杂严峻的形势面前，内江发电厂大胆创新、勇于探索、深入实践，紧紧围绕“大纪检”、“大监督”理念下足功夫，燃煤管理指标控制良好，连续保持华电集团公司燃料管理优秀企业。2010年，燃煤管理成效突出，一举完成国家十一五千家节能企业节约2.7万吨标煤的节能目标任务。企业燃煤从业人员多年来未发生违纪违法行为，连续多年被评为四川公司党风廉政建设优秀等次，获得集团公司2008―2009年纪检监察工作先进单位等荣誉。

一、理顺燃煤管理体制，建立燃煤监督长效机制

2010年5月，内江发电厂在四川公司系统燃煤发电厂中率先实施燃煤管理体制改革，将燃煤采购供应、厂内燃煤管理、燃煤监督“三权”分离，实现了燃煤全过程管理的“三权分立”，充分凸显出相互制约、相互监督的管理思路，改革后各职能部门分工更加明确。

党政齐抓，机构健全。成立以厂长为组长、纪委书记为副组长、相关厂领导为成员的燃煤效能监察工作领导小组，负责效能监察工作的组织和工作指导。领导小组下设办公室，纪检监察部具体组织实施。

持续改进，制度完善。为建立燃煤监督的长效机制，充分发挥好燃煤管理各项监督工作，有效防范燃煤从业人员风险，燃煤管理监督制度体系涵盖各个方面，各项工作做到标准化、规范化、制度化。

二、狠抓过程管理控制，建立燃煤“大监督”机制

燃煤管理工作中，人是最重要的因素。严峻的燃煤供应形势下，部份供煤单位使用各种掺杂使假手法谋取不法利益，采取种种手段对燃料从业人员威胁、利诱和拉拢。面对复杂形势，仅仅依靠思想教育工作，难以抵御诸多诱惑，必须立足于“大纪检”理念，建立“大监督”机制。

三、创新燃煤监督管理举措，扎实开展工作出成效

专门的燃煤监督工作是近年来伴随着燃煤供应的严峻形势逐步建立起来的，开展工作时间不长。由于各个企业内外部实际情况的不同，燃煤监督工作也各具特色，难以寻求到统一的模式和标准。要让监督工作真正发挥作用、体现价值，业务工作既要延伸到燃煤管理业务流程中重要关键环节，又要确保监督工作的独立性。因此，一定要重点做好燃煤监督工作的过程管理和控制。

监督理念新。内江发电厂把流程管理引入到燃煤监督中，制定《燃料管理监督工作流程图》、《燃料管理监督组入厂煤验收监督工作流程图》。通过制定工作流程，对燃煤管理、入厂煤验收全过程管理实行流程再造，梳理出监督的重要和关键环节，分析确定廉政风险重点防范范围，确定燃煤监督形式、内容和环节。在流程的关键环节实施风险点防范管理，制定《入厂煤验收危险点分析及对策措施》，使燃煤监督工作更具针对性和可操作性，监督环节和监督重点突出，监督任务明确。

监督依据足。为指导监督组把握好监督职责权限，保证监督效果，制定《燃料管理监督组入厂煤验收监督工作指导手册》，明确监督职责范围、工作原则、工作重点和目的，对验收重要关键环节的操作内容进行细化分解，对监督内容和要求做出规定。根据形势的发展变化进一步丰富和延伸监督内容和范围，制定《入厂煤验收监督指导行为30条》，针对具体情况下监督人员的工作规范性进行明确，加强对监督具体工作的管理和控制。通过有力、有序、有效的监督管理，为监督工作提供了制度支持和监督依据，燃煤监督管理工作制度化、规范化，确保了监督人员有效发挥监督作用。

监督效果好。采制工作实现双重、全程监督。燃煤监督工程师对采制工作进行24小时全程监督，电子监控系统对采制化重点环节、重点场所实现全覆盖，燃煤监督组专人负责监控系统实时和回放。为指导监督人员规范性地开展好工作，制定“燃煤管理监督组入厂煤验收监督工作流程处理记录”，将监督内容范围和监督标准列入每一批来煤的监督工作记录中，流程处理记录与流程管理的相互配套，使监督人员掌握了每一步操作环节的内容和标准，工作的完成情况都能清楚地记录在案，工作中也能及时发现问题，提出监督意见，纠正偏差。

面对不利环境和局面，内江发电厂在创新燃煤监督管理，突出监督实效工作中主动进行深入思考，在立足于“大纪检”理念，建立燃煤管理“大监督”机制中进行了许多有益的探索和实践，取得了比较好的效果。特别是在燃煤入厂验收监督方面总结出了一套体系完整，行之有效，富有特色的工作方法和工作经验可供借鉴和参考。同时，应该清醒地看到，“大监督”的理念远比我们所认识到的要深远得多，仅就目前我们所做的工作来说，还有许多地方需要不断健全和完善。内江发电厂将认真总结，持续改进，不断提高，为不断深化燃煤“大监督”的深度和广度，切实提高燃煤监督工作水平而继续努力。

燃煤发电节能技术浅析 第3篇

1 燃煤发电行能耗存在的问题及节能发电的意义

(1) 我国虽然是燃煤使用大国, 但是在燃煤机组方面整体使用水平与科学技术, 与当今世界范围内先进的国家相比依旧存在较大的差距。所以只有通过发展高效率的煤电设备才能从根本上提升我国煤炭能源的使用效率, 减少能源上不必要的消耗[1]。

(2) 加强燃煤发电节能技术的开发与应用, 是社会发展的必然趋势, 电力产业当中, 发电机组的主要电能都来自于煤炭。据不完全统计, 发电厂每年的财政支出中, 有80%以上的经济支出都用在煤炭采购上, 如果能从根本上提升煤炭的使用效率, 那么必然就会降低煤炭的使用量, 从而为燃煤发电企业带来巨大的经济效益。而且近些年来, 我国提倡绿色可持续发展, 燃煤发电技术从诞生以来, 给环境带来的巨大的负面影响, 造成影响的主要原因就是因为煤炭在发电过程中没有完全燃烧, 粉尘较多。燃烧掉的部分会释放出大量的热量, 给全球经济变暖提供了一份助力。在燃烧的过程中, 煤炭会产生较多的硫化气体以及二氧化碳气体, 这两种气体排放到空气中以后, 给环境带来的影响要远高于燃气以及燃油给环境带来的影响。所以为了满足我国绿色可持续发展观的要求, 也要对燃煤发电节能技术进行深入的研究[2]。

2 改善燃煤发电节能技术的措施

2.1 对煤粉燃煤技术进行改进

煤粉炉因为自身燃烧效率比较高, 并且便于大型化生产, 所以在近些年来被我国各大燃煤发电企业广泛应用。但是在实际使用过程当中, 会因为煤种波动、煤炭质量下降等诸多外界因素的问题, 给设备造成一定的损坏, 最终导致燃烧的效率明显下降, 增大了企业的用电量, 从经济的角度影响了企业的发展。笔者认为, 想要对这一问题进行改进, 首先可以从煤炉型号方面进行选择, 可以选择R型的火焰炉、W型的火焰炉等。在射流配置方面, 可以选择反吹风、12次风反向切圆等手段。因为煤粉在稳焰以及燃尽等方面, 都取决于初始阶段的实际情况, 所以在创造新思路的时候就要在燃烧器出口位置少量的增加烟气回流, 为煤炉提供出足够的火热。让煤粉的浓度实现局部富集, 从根本上减少燃烧过程中需要用到的火热。在燃烧过程中会产生高温区, 便于煤粉加热。如果该方式不适合实际生产过程中使用, 那么还可以根据实际情况将改进措施转变为热电联产技术。所谓的热电联产技术, 从本质上说就是使用抽气机将气体抽出, 转用到供热方面, 尽量的减少冷源损失情况。使用热电联产技术进行改造, 不仅可以从根本上提升煤炭资源使用效率, 与此同时还可以最大化的减少煤炭燃烧对环境造成的污染, 使用范围比较广泛。使用该方法进行改造, 不仅能降低发电过程中燃煤的损耗数量, 也可以扩增燃煤炉整体的容量, 从根本上提升煤炭资源的使用效率[3]。

2.2 集成优化

可以通过集成和优化火力发电机组系统的方式, 尽量的回收高温的烟气, 降低燃烧过后排出烟的温度, 可以通过该方式将余热进行回收, 从而提升机组实际发电效率, 降低燃煤消耗量, 在机组运行的过程中实现节能。这一方式不仅限于纸上谈兵, 在现实生活中, 上海的外高桥三期使用广义的回热系统, 将1000MW的超超临界机组彻底的进行了一次系统集成及其优化。通过实际工作检验发现, 在集成优化之后, 该企业实现了机组不发生变化的前提下, 整体耗能减少了6%[4], 从侧面加速了超临界机组的升级速度。以外高桥三期的实际年生产实力上分析, 经过改造的机组, 每年大约可以为企业节省下20104t的煤炭, 经过计算我们可以得出, 减少20104t的煤炭也就代表着每年向空气当中排放出的二氧化碳量减少了55.7104t。该厂在机组用电效率方面, 单位产值内的用电效率要明显低于我国平均水平, 通过企业自身的实际改进方式论证了集成优化在燃煤发节能工作中的实际应用效果与可行性。

2.3 空冷发电

本文将以2600MW为主要论述点, 对大型空冷发电技术进行分析。2600MW的湿冷机组整体耗水情况大约为2950m3/h, 但是相同情况下的空冷机组每小时的耗水量仅为750m3, 从上述数据当中我们便可以发现, 空冷机组在耗水量方面性能要明显优于湿冷机组。为了从根本上实现大型且直接的空冷系统设计自主化, 我国发改委曾经将辽通电厂三期工程视为我国大型空冷系统工作的一个示范工程。这个工程投资方在我国电力投资集团公司, 内部主要组织成分为电力工程的顾问公司以及位于哈尔滨的空调股份公司[5]。两家公司从企业内部的系统设计到相关机械设备供应等方面要进行沟通决策, 保证空冷系统自身的实用性。经过一段时间的研究之后, 明确了空冷凝汽器的面积、器械迎面风速等诸多房现代的关键技术, 攻克了学术上较多的难题, 并且将相关技术成功的应用到实际工程当中。目前位于大同的第二发电厂空冷机组成功的投入使用, 而且运行情况比较好。但是相关技术人员并没有就此止步, 又从现在掌握的技术角度入手, 进行了深层次的研究, 研究出了超临界机组, 而且在应用到实际工作中的时候我们可以总结发现, 超临界机组自身的热耗数量要明显的低于亚临界的机组, 每年没个机组可以为所在企业节省下来900万左右的资金, 而且节水效果比较明显, 符合当今我国绿色可持续发展的国情。从社会大背景的视角下进行分析, 使用空冷机进行发电, 可以从根本上避免因为燃烧过程中产生的蒸汽蒸发给环境带来的影响[6], 以及循环水方面对工厂所在地区的影响, 节省大量的可用水资源, 缓解了人类和工业用水之间的矛盾, 保持当地生态环境, 符合燃煤发电节能目标。

2.4 燃煤联合循环

想要提升燃煤发电的节能技术, 不仅可以使用上述三种方法进行改造完善, 同时也可以使用燃煤联合循环的发电技术进行生产。燃煤联合循环属于近些年来刚刚兴起的一种发电技术, 可以通过该技术来提升发电厂燃煤使用效率, 降低煤炭燃烧给环境带来的污染, 从而达到降低施工成本, 降低发电能耗的目的。我国传统的电力工厂都会使用煤碳粉来燃烧, 算是一种煤炭内部能量的转换方式, 使用水为介质, 帮助能量进行转换, 但是这一方法已经明显不符合当前我国发展的要求, 而且与时代拖过, 所以要使用燃煤联合循环的发电技术进行发电。将燃烧物脱硫, 并且对粉尘比较多的燃烧物进行除尘处理, 减少工厂对水资源的依靠, 提升燃煤使用效率的同时也减轻了煤炭燃烧给环境带来的污染, 从而提升了煤炭发电节能工作的发展。

3 结束语

近些年来我国不断的在强调绿色发展、可持续化发展。燃煤发电属于对环境影响比较大的一种发电方式, 所以在这一社会背景下, 就更应该注重节能技术的开发与应用, 而且可以通过完善燃煤发电技术的方式来减少煤炭消耗量, 不仅促进企业自身经济的增长, 同时也可以为我国其余行业省下一份煤炭资源。本文主要从燃煤发电存在的问题、节能技术存在的意义以及如何进行节能三方面进行分析。

参考文献

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[3]张栓柱.如何加强燃煤发电节能[J].科技论坛, 2012 (11) :77~79.

[4]张蓓.浅论火力发电厂如何加强锅炉燃煤节能质量管理[J].市场周刊 (理论研究) , 2011 (11) :222~224.

[5]马晓茜.我国燃煤发电节能的意义与途径[J].华南理工大学电力学院, 2012 (07) :145~147.

燃煤发电企业 第4篇

常规火力发电燃煤电厂按照《GB 21258-2013常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》 600MW超临界机组单位产品能耗限定基础值306g/kW·h、先进值302g/kW·h，300MW机组不可能达到每千瓦时平均煤耗低于310克。600MW超超临界限定基础值297克、先进值284克，国务院总理李克强12月2日主持召开国务院常务会议，决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放；会议指出，按照绿色发展要求，落实国务院大气污染防治行动计划，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，是推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束的重要举措。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。改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。会议要求，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，中央和地方予以政策扶持，并加大优惠信贷、发债等融资支持。中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。同时，要结合“十三五”规划推出所有煤电机组均须达到的单位能耗底限标准。

“在燃煤电厂的超低排放问题上，这次国务院常务会议在《行动计划》的基础上提出了更高的要求。”环保部总量控制司司长刘炳江对记者解释。

在华北地区刚刚送走令人心悸的重污染天气之后，国务院再出重拳，治理雾霾。

12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。

所谓超低排放，即燃煤电厂的主要污染物排放低于我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》这一法定标准，而接近或达到天然气燃气轮机组的排放标准。

国务院常务会议指出，按照绿色发展要求，落实国务院大气污染防治行动计划，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，是推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束的重要举措。“这是一个积极的信号，体现了国务院坚决治霾的决心。”中国环科院副院长柴发合对21世纪经济报道记者分析，全面实施燃煤电厂的超低排放和节能改造，意味着我国燃煤电厂污染治理水平有望达到世界先进水平。

超低排放“提前”和“扩围”

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。

此前，2014年5月，发改委、环保部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》)，针对燃煤电厂的超低排放和节能改造，曾提出过具体的目标。

其中，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时：东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

“在燃煤电厂的超低排放问题上，这次国务院常务会议在《行动计划》的基础上提出了更高的要求。”环保部总量控制司司长刘炳江对21世纪经济报道记者解释。

其中，现役燃煤机组的超低排放改造由原来的东部地区扩围至东中部地区，同时东部和中部地区的燃煤机组超低排放改造时间大大提前，由原来的2020年分别提前至2017年和2018年底。

刘炳江进一步解释，对现役燃煤机组的超低排放改造做了具体安排，东部地区10万千瓦以上的燃煤机组都要在2017年年底实现超低排放，中部地区30万千瓦以上的燃煤机组都要在2018年年底实现超低排放。

加大政策激励

根据预计，燃煤电厂超低排放和节能改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

国务院常务会议要求，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，中央和地方予以政策扶持，并加大优惠信贷、发债等融资支持。

21世纪经济报道记者获悉，各地为了鼓励和推广超低排放，在对达到超低排放标准并通过绩效审核的燃煤机组，在原有脱硫、脱销、除尘共计2.7分钱/度的环保电价补贴的基础上，根据国家有关规定再进行奖励、电价补贴和发电量鼓励。

柴发合强调，对燃煤机组的超低排放改造要加强监管，确保其真实、持续达到超低排放，要防治燃煤电厂以超低排放之名骗取政府补贴的事情发生。

国务院要求，中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。同时，要结合“十三五”规划推出所有煤电机组均须达到的单位能耗底限标准。

超超临界燃煤发电技术 第5篇

我国一次能源结构决定了发电以煤电为主, 当前国内火力发电行业需要解决的两大突出问题是高能耗和严重的环境污染。2013年全国发电机组平均供电煤耗321g/ (k W·h) , 距国际先进水平还有一定差距[1]。大力发展新型高效节能性火力发电技术, 对进一步提高我国火力发电机组的发电效率, 减少燃煤大气污染物排放具有十分重要的意义[2]。超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力的机组, 即压力大于等于22.12MPa。发达国家正积极发展更高参数的超超临界火力发电技术 (600℃/700℃) , 我国也把“超 (超) 临界燃煤发电技术”列入“863计划”。可以预见, 在我国电力事业的发展中, 会把发展更高参数的超临界技术作为火电建设的主要方向。

1 超超临界技术的发展现状

近10多年来, 发达国家积极开发应用高效超临界参数发电机组。美国和前苏联是超临界机组最多的国家, 而发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。国际上超超临界机组的参数已经达到27~32MPa, 蒸汽温度为566℃~600℃, 热效率可以达到45%~47%[3]。

20世纪90年代以来, 我国先后从国外引进了容量为350MW、600MW、900MW的超临界机组, 同时引进了一些设计制造技术。国内有关研究院所和高等院校等单位在超临界和超超临界火电技术方面亦进行过多年跟踪研究, 建立了一批相当规模的试验研究基地和试验装置;在诸如气液两相流和超临界压力传热研究、高效污染新型燃烧器研究、煤燃烧特性和炉膛选型等方面开展了许多试验和研究工作。

2 超超临界发电技术发展存在的问题

2.1 高温高压高强度材料研制和加工

600℃等级新型耐热钢尚未实现国产化, 超超临界机组的大型铸锻件和关键原材料目前还依赖进口, 对新型耐高温材料的加工工艺性能和应用性能还未完全掌握。与欧盟、日本和美国等先进国家相比, 我国缺乏自主产权的高温材料基础数据, 成为约束超超临界发电技术发展的瓶颈。虽然近年来, 在国内钢铁生产公司、锅炉制造企业及相关研究院所的联合攻关下, 在模拟国外高温材料的基础上, 基本实现锅炉用高温材料的国产化, 但与欧盟、日本和美国等先进国家相比, 材料研究的差距仍很大[4]。试验研究装置和技术落后, 不能满足超超临界高端产品的要求。相对国外由政府组织各制造公司、毛坯、原材料制造厂和电力公司联合进行大规模高温部件的工艺及材料性能试验研究模式, 国内目前存在着各自分散研究、相互保密等问题, 无相关组织联合的方式很难完成如此大规模超超临界技术的研究。

2.2 超超临界机组的关键单元设计

目前超超临界机组仍须由国外厂商进行性能设计, 国内制造企业按图生产。1000MW级超超临界锅炉、汽轮机和发电机是超超临界发电技术的三大关键单元, 这些关键单元的设计, 我国对于国外还存在很大的依赖度。

在超超临界锅炉方面, 国内尚未掌握超超临界锅炉水冷壁的传热和水动力特性、过热器和再热器热偏差特性、超厚壁大口径受压元件及刚性梁结构设计关键核心技术。超超临界压力锅炉由于参数本身的特点只能采用直流锅炉。一般直流炉较易产生局部超温 (水冷壁) , 因直流炉中间点温度 (上辐射或水冷壁出口) 较难控制, 这些都影响了超超临界锅炉水循环系统的安全性。超超临界锅炉蒸汽温度变化具有更大惯性, 直流锅炉中没有汽包, 蒸发与过热受热面之间没有固定的分界线, 给水量或燃料量变化都会引起蒸发量、汽温和汽压的同步变化, 相互牵制, 关系密切, 这些都给运行控制增添了复杂性和困难[5]。

在超超临界汽轮机方面, 汽轮机的气动设计、冷却技术、强度与振动研究、末级长叶片设计和热力系统优化等设计核心技术未开展相应的自主研究。通过对高温高压部件结构特性、汽流激振、轴系稳定性、高温部件冷却技术研究, 通流部分和末级长叶片设计优化, 解决超超临界汽轮机关键核心技术, 提高设计自主化水平, 这是我国在超超临界汽轮机设计方面亟待解决的问题。这些都将为继续开展先进叶型开发及通流部分优化技术, 700℃等级超超临界汽轮机技术预研究等高超超临界燃煤火力发电技术提供一定的技术支持[6]。

2.3 整体机组的设计标准

关键共性技术研究体系尚不完善, 各发电设备制造企业引进的超超临界技术来源不同, 形成了不同的技术流派。对关系到行业技术发展的共性技术尚未有效地组织起开发体系, 核心技术自主创新能力不足, 缺乏共性技术研究平台, 在超超临界机组的高温高强度材料研发、超超临界锅炉和汽轮机关键共性技术未能组织起有效的试验研究。

3 超 (超) 临界燃煤发电技术的发展前景

随着超临界火电机组的国产化, 我国在近期以及今后新增的火电装机结构中必将以超临界和超超临界机组为主, 其中超超临界机组由于与超临界机组相比效率有较大幅度的提高, 从而具有更大的竞争优势。预计到2020年, 我国超超临界机组的装机容量在燃煤发电机组总装机容量中将达到25%以上的份额。因此, 加快建设和发展超 (超) 临界火电机组是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重的最现实、最有效的途径[7]。超 (超) 临界发电技术是我国电力工业升级换代, 缩小与发达国家技术与装备差距的新一代技术, 在未来20~30年是我国电力工业装机主要技术。超 (超) 临界火电技术的发展还将带动制造工业、材料工业、环保工业及其他相关产业的发展并创造新的经济增长点, 是我国电力工业可持续发展的战略选择。

摘要：中国是世界上能源消费以煤为主的国家, 中国未来电力工业可持续发展的首要任务是要解决煤电的可持续发展问题。超超临界发电技术是高效利用燃料资源的一项技术, 其水蒸气工质的压力、温度均超过以往任何参数的机组, 可大幅度提高机组热效率。它把高效、大容量、清洁、节水等技术结合在一起, 已成为目前燃煤火电机组发展的主导方向, 是满足中国电力可持续发展的重要发电技术。

关键词：超超临界,燃煤发电,发展

参考文献

[1]中电联.2014年度全国电力供需形势分析预测报告[Z].

[2]李君, 吴少华, 李振中.超超临界燃煤发电技术是我国目前发展洁净煤发电技术的优先选择[J].中国电力, 2004, 9, 9 (37) :13-17.

[3]姚燕强.超 (超) 临界燃煤发电技术研究[J].华电技术, 2008, 4, 4 (30) :23-26.

[4]金利勤, 王家军, 王剑平.我国1000MW级超超临界燃煤发电技术的瓶颈浅析[J].华东电力, 2011, 6, 6 (39) :0977-0979.

[5]李明亮, 邱亚林, 陈红.超超临界锅炉技术研究[J].云南电力技术, 2010, 38 (3) :87-90.

[6]沈邱农, 严宏强.超超临界机组核心技术自主创新问题的研究[C]//中国动力工程学会600/1000MW超超临界火电机组研讨会.中国, 大连, 2008.

燃煤发电厂减排技术路线研究 第6篇

我国大部分燃煤发电厂的减排技术来源于国外, 经过20多年的技术引进、吸收和改进, 这些技术帮助我国燃煤电厂减少了大量污染物的排放。燃煤电厂最为常规的减排技术路线是“低氮燃烧器+SCR+静电除尘+湿法脱硫”。但是针对当前国内要求洁净排放的要求, 即要求在基准氧含量6%条件下, 烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10 mg/Nm3、35 mg/Nm3、50 mg/Nm3, 这些常规的、单一的技术路线已经很难满足新的减排需求。

由于脱硝SCR技术已经非常成熟, 脱硝效率可以稳定达到90%以上, 因此, 本文仅对高效除尘和脱硫技术进行研究。

2 新型烟气治理技术路线

2.1 无泄漏换热器 (MGGH) 和低低温电除尘技术

无泄漏换热器 (MGGH) 和低低温电除尘技术即在除尘器入口设置管式换热器 (MGGH) , 使烟气温度降至酸露点温度附近, 降低烟气体积、飞灰比电阻, 提高电除尘器收尘能力。同时除尘器采用高频电源, 提高除尘效率。

MGGH和低低温电除尘器为统一系统, 由“热回收器+电除尘器+脱硫装置+再加热器”组成。其中, 热回收器 (MGGH-H/E) 布置在空预器和电除尘器之间, 再加热器 (MGGH-R/H) 布置在吸收塔与烟囱之间。

其中静电除尘器为三通道五电场, 可采用零风速断电振打技术场1。5个电场为相互独立的室, 而在连接烟道上又相互连通, 并且每个室的前面和后面出口喇叭上, 均设计了挡板门, 分时段对某个室进行监控, 促使其在隔断气流和电厂断电的情况下, 对电极进行振打清灰, 促使清灰能够更好的脱落, 达到二次除尘的目的。

2.2 无泄漏换热器和低低温电除尘技术优点

该技术很大程度上提高了除尘效率并实现节水节能。将MGGH配置在烟气治理系统上, 可使进入低低温除尘器的烟气体积流量, 电场风速, 和烟尘比电阻降低;使进入脱硫系统的烟气温度下降, 减少吸收塔内用水量, 达到节省能耗和水耗目的, 提高了脱硫和除尘效率。这是因为烟气温度在从115℃变为90℃度之后进入吸收塔, 这种温度正好与最佳脱硫效果相符合, 从而能够很大程度上节省脱硫吸收塔内部的工业冷却水, 并且能够防止电除尘下游设备腐蚀等一系列问题;其次, MGGH和常规GGH对比, 前者中不出现任何烟气泄露等问题, 从而能够防止净烟气和原烟气相互融合, 避免产生二次污染等问题, 保障了脱硫效率。

2.3 液柱塔脱硫工艺技术

液柱塔脱硫技术来源于日本三菱, 其基本原理与喷淋塔脱硫工艺一样, 采用的脱硫剂同为石灰石 (主要成分为Ca CO3) , 在吸收塔内, 烟气中的SO2与石灰石浆液反应生成亚硫酸钙并落入浆池内, 在浆池内与氧化风机鼓入的空气强制氧化为石膏, 石膏经脱水系统处理后作为副产品外售。

液柱塔脱硫工艺的基本流程为:烟气从锅炉烟道引出, 经过MGGH吸热段后进入除尘器, 然后进入吸收塔, 原烟气在吸收塔内与浆液液柱接触反应, 并落入塔底浆池。脱硫后的净烟气经除雾器除去携带的液滴后 (一般液滴浓度控制在≤50mg/Nm3) , 从吸收塔侧出来再经MGGH加热段加热后通过烟囱排至大气。

液柱塔工艺的烟气从下部进入塔内, 先与向上喷射的浆液液柱顺流接触, 浆液柱到达最高点后散开形成向下落的液滴, 再与烟气自上而下逆流接触。在整个脱硫塔吸收区液滴的破碎和凝聚一直发生, 新表面不断产生。根据表面更新理论, 新产生表面的吸收能力非常强, 这能够大大促进SO2的吸收。

2.4 液柱塔脱硫工艺技术优点

随着吸收塔技术的不断发展, 格栅填料塔由于严重的结垢问题已基本被淘汰, 鼓泡塔由于内部结构较复杂, 安装难度、维护量和占地面积大, 应用较少。液柱塔脱硫工艺技术成熟, 已经在日本得到了非常普遍的应用, 其脱硫系统非常简单, 运行稳定可靠, 维护工作简单快捷, 并且可以将吸收塔模块化, 方便扩建增容, 可使烟气经过多次喷淋吸收, 使传质效率提高, 脱硫效率可达99%以上。

3 结语

喷淋塔和液柱塔是湿法烟气脱硫工艺中较为先进的两种塔型, 喷淋塔是传统塔型, 应用广泛, 目前我国脱硫绝大多数都采用该塔型。液柱塔是新兴塔型, 在国内应用相对少些。针对当前国内要求洁净排放的要求, 采用“热回收器+低低温静电除尘器+液柱塔脱硫装置+湿式电除尘器+再加热器”不失为一种新型减排技术路线。

参考文献

[1]王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术.科技与创新, 201, 05 (20) .

[2]王喜军.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术.科技传播, 2013, 07 (23) .

[3]周建国.燃煤电厂烟气脱硝补偿电价研究.华北电力大学, 2013, 03 (01) .

燃煤发电脱硝技术分析与应用 第7篇

NOx是空气主要污染物之一, 大量NOx的排放不仅能形成酸雨, 还能形成光化学烟雾, 对环境造成严重的污染。火电厂是NOx排放的重要来源, 所占比重很大, 因此控制火电厂NOx的排放, 加快火电厂脱硝技术的研究与应用, 能有效减少NOx的排放, 降低NOx对环境的污染。2011年7月29日公布的《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) , 规定自2012年1月1日起, 新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、SO2、NOx和黑烟排放浓度;自2014年7月1日起, 现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行新规定的烟尘、SO2、NOx和黑烟排放浓度。其中, 对各种燃煤发电锅炉NOx最高排放限值有明确的规定以及测定方法标准。新标准的执行, 有助于加快中国火电厂烟气脱硝的进程。

1火电厂脱硝技术发展概况

控制火电厂NOx排放的措施分2类。通过燃烧技术的改进 (包括采用先进的低NOx燃烧器) 降低NOx排放量和在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。近几年中国对低NOx燃烧技术的研发与应用取得了很大的进步。在2003年以后投建的燃煤发电锅炉大都使用了先进的低NOx燃烧技术。但是仅仅采用低氮燃烧技术还不能满足NOx的排放要求, 还得通过烟气脱硝来进一步降低NOx的排放量。目前, 中国自主研发的SCR脱硝核心技术已广泛应用于大型燃煤发电厂, 其脱硝效率很高[1]。

2火电厂脱硝技术与应用

2.1采用先进的流化床燃烧技术

目前, 中国燃煤发电厂采用最多的是循环流化床燃烧锅炉, 采用先进的低氮燃烧技术, 可降低NOx的排放量, 同时把高价氮变为低价氮, 降低了烟气脱硝的难度。采用流化床燃烧锅炉其特点为:

a) 燃烧清洁, 脱硫率可达80%~95%, NOx排放可减少50%;

b) 燃料适应性强, 特别适合中、低硫煤;

c) 燃烧效率高, 可达95%~99%;

d) 负荷适应性好, 负荷调节范围30%~100%。

2.2烟气脱硝技术

燃煤电厂烟气脱硝技术一般分为干法脱硝和湿法脱硝。其中, 湿法烟气脱硝是指利用化学试剂将烟气中的NOx吸收转化为稳定的物质, 但是存在很多问题:

a) 采用化学试剂和低价氮转为高价氮的过程成本太高, 不易推广;

b) 生成的中间产品硝酸盐和亚硝酸盐不好处理;

c) 脱硝过程中会产生大量的废水, 处理难度极大;

d) 净化后的烟气需要再热后才可以排放。因此, 湿法脱硝技术还没有在实际发电项目得到应用, 仍处理研究阶段。

干法脱硝主要包括:选择性催化还原法简称SCR、选择性非催化还原法简称SNCR、电子束脱硝和直接催化分解等。

2.2.1选择性催化还原法 (SCR) 脱硝

选择性催化还原法是指在催化剂的作用下, 利用还原剂 (如NH3、液氨、尿素) 来“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。

其基本原理为:

燃煤电厂选择性催化还原系统, 一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成, SCR反应器一般安装在锅炉省煤器与空预器之间, 此处为高粉尘高温布置, 此区间的烟温利于SCR脱硝还原反应, 氨则喷射于省煤器与SCR反应器之间烟道内的适当位置, 使其与烟气混合后通过催化剂在反应器内与NOx反应。催化剂安放在一个像固体反应器的箱体内。催化剂单元通常垂直布置, 烟气由上向下流动。其特点:

a) NOx脱除效率高, 脱除NOx效率可达70%~90%, 排放浓度可降低至100 mg/m左右;

b) 二次污染小, 生成物N2和H2O不会造成二次污染;

c) 技术相对较成熟, 应用广泛;

d) 投资费用高, 运行成本高。

2.2.2选择性非催化还原脱硝法 (SNCR)

选择性非催化还原法是一种不用催化剂, 在850℃~1 100℃范围内还原NOx的方法, 还原剂通常使用氨或尿素。

采用NH3作为还原剂。其原理为:

采用尿素作为还原剂还原NOx, 其原理为:

SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为25%~35%, 且大多用作低氮燃烧技术后的二次处置。在燃煤电厂脱硝效率要求不是太高的情况下可使用, 其特点有:

a) 系统简单, 不需要改变现有锅炉的设备设置, 而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽, 氨或尿素喷射装置及其喷射口即可, 系统结构比较简单;

b) 系统投资小, 由于系统简单以及运行中不需要昂贵的催化剂, 其投资费用比SCR法低;

c) 阻力小, 对锅炉的正常运行影响较小;

d) 系统占地面积小, 需要较小的氨或尿素储槽, 可放置于锅炉钢架之上而不需要额外地占地;

e) 脱硝效率比SCR法低40%~50%。

2.2.3电子束脱硝技术

电子束脱硝技术是利用电子加速器产生的高能电子束辐照烟气, 将烟气中的NOx转化成硝酸胺的一种技术。其脱硝原理为:在电子束辐照下, 烟气中的主要成份被电离激发, 产生氧化性很强的自由基, 自由基将烟气中的NOx氧化, 生成高价态的NOx, 高价态的NOx与烟气中的水分及反应器中注入氨反应, 形成NH4NO3。同时还能将烟气中的硫氧化物转化成 (NH4) 2NO4。

其特点有:

a) 能同时实现脱硫脱硝, 脱硫效率可达95%以上, 脱硝效率也可达70%以上, 可避免二次投资;

b) 属于干法脱硝技术, 不产生废水, 也不产生固体废弃物;

c) 脱硝脱硫过程产生的副产品是有用的氮、硫肥料;

d) 投资与运行费用低;

e) 操作容易简捷, 负荷跟踪能力强。电子束脱硝技术已在中国部分电厂被使用, 并取得了良好的效果。随着技术的进一步成熟, 越来越多的燃煤电厂会使用电子束脱硫、脱硝法。

2.2.4 NO直接催化分解法脱硝技术

NO直接催化分解是利用催化剂将NO直接分解为N2和O2。从热力学来分析该反应在低温下可行, 但从化学动力学上来分析, 反应速率非常慢, 所以需要采用合适的催化剂, 提高分解速度, 该法不需要还原剂, 所以很有市场吸引力。但是技术还是不太成熟, 由于NO的分解会受到O2在催化剂表面脱附的控制, 因此需要在很高的温度下进行, O2对NO的分解具有抑制作用, 在实际操作中还有很多问题没有得到很好的解决。

3脱氮技术的最新应用

以上脱硝技术都有一定的局限性。理想的脱硝技术应该是投资少、效率高、废物能够循环利用不产生二次污染, 发展循环经济, 实现可持续发展。脱硫脱氮除尘三位一体技术很好地解决了这一问题, 脱硫脱氮除尘三位一体技术已被国家列为重点科技攻关项目。该技术实现了一种介质、三种功能, 同时在一个容器内完成, 达到脱硫、脱氮、除尘, 同时无废渣和废水排放。废弃物综合利用可合成氨化肥, 变废为宝, 可形成电力、煤炭、化肥产业链。实现更大的经济效益[2]。

4结语

“十二五”期间, 中国火力发电厂NOx减排总量依然严峻。目前采用的主流技术选择性催化还原 (SCR) 技术, 满足了NOx的排放标准要求, 但也有缺陷, 其投资和运行成本太高。因此, 加大脱硫脱氮除尘三位一体技术的研究与应用, 随着该技术的成熟, 逐步应用于实际项目中, 火电行业将会有实质性的变化。

摘要：燃煤发电产生的NO x污染物, 在发电过程中, 通过采用先进的液化床锅炉、低氮燃烧技术和烟气脱硫装置, 能大大减少NO x的排放量。简单介绍了中国火力燃煤发电厂目前常用的脱硝技术, 对中国脱硝行业的发展进行了展望。

关键词：NOx,脱硝,低氮燃烧,SCR

参考文献

[1]朱冲.SNCR技术在中小燃煤锅炉烟气脱硝中的应用[J].电站信息, 2012 (12) :44-45.

燃煤发电机组超低排放监测问题探讨 第8篇

燃煤发电机组环保改造,实现污染物超低排放,是2015年国家环保部为落实《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》《国家能源局综合司关于做好2014年煤电机组环保改造示范工作的通知》要求提出的任务,山西省政府早在2014年即对山西省单机30×104k W以上燃煤发电机组提出实施烟气超低排放,烟气超低排放是推动能源生产和消费革命的具体行动,是实现山西省电力建设健康、快速、可持续发展的必由之路,是落实大气污染防治行动计划的重要抓手,是深化改革建设山西国家资源型经济转型综合配套改革试验区的重要举措,对山西省和周边地区实现大气污染防治和环境保护具有重要意义。山西省省级环保部门要求2015年—2017年底,全省燃煤发电机组要全部完成超低排放改造任务,发电企业完成燃煤机组超低排放改造后,应委托设区市级以上环境保护部门环境监测机构对超低排放设施进行验收监测。因此,超低排放烟气监测方法、评价标准、监测结果的准确性会直接影响燃煤发电机组是否实现超低排放。

1 概述

燃煤发电机组要实现超低排放,需要改造的工程一般主要包括:SCR区(脱硝区)新增一层催化剂、脱硫新增一级吸收塔系统、新增湿式电除尘系统。

燃煤发电机组烟气超低排放的主要工艺原理为:在选择性催化剂作用下(选择性是指在催化剂的作用和O2存在条件下,NH3优先和NOx发生还原脱除反应,生成N2和水,而不和烟气中的O2进行氧化反应)向温度约280℃~420℃的烟气喷入NH3,将烟气中的NOx还原成N2和水。经过脱硝的烟气进入电袋除尘器除尘,通过初步除尘的烟气进入脱硫吸收塔,与自上而下喷淋的碱性石灰石浆液雾滴逆流接触,其中的酸性氧化物SO2及其它污染物HCl、HF等被吸收,烟气得以充分净化。净化后烟气经湿电除尘器除尘后,洁净的烟气通过烟道和烟囱排向大气。图1中第一个管式烟气换热器的作用是使烟气降温至110℃左右后,进入两级吸收塔系统,湿式电除尘系统,第二个净烟气换热器是对烟气进行加温至75℃以上,目的是提高烟气的抬升高度。

2 燃煤发电机组超低排放验收监测存在的主要问题

目前,燃煤发电机组超低排放改造技术已趋于成熟,但超低排放改造验收监测方面尚存在一些问题,主要包括以下几个方面:

a)国家尚未制定燃煤电厂超低排放污染物排放评价及监测方法国家标准。仅在《山西省人民政府办公厅关于推进我省燃煤发电机组超低排放的实施意见》、国家环保部和国家能源局《关于做好煤电机组达到燃机排放水平环保改造示范项目评估监测工作的通知》及省环保厅《关于印发现役燃煤发电机组超低排放改造环保验收及比对监测技术方案的通知》等文件中对超低排放评价及监测方法标准做了要求[1,2];

b)现行的固定源气态污染物及烟尘国标监测方法检出限高,监测仪器设备的灵敏度低,读数不稳定,烟尘采样装置及滤尘材料对低浓度样品采集均存在一定缺陷,尚不能达到超低浓度监测的要求,而且山西省对超低排放烟尘的标准要求,严于国家环保部和国家能源局发文要求的一倍,对采样及分析方法的要求应更加严格。在现有已认证的监测技术条件下,很难实现有效对电厂排放的超低浓度污染物进行准确监测;

c)企业预留的监测点位和监测操作平台均不满足现行监测采样技术规范要求,直接影响到所采集样品的代表性。

3 燃煤发电机组超低排放验收监测有待完善的方面

目前,山西省对已完成燃煤发机组超低排放改造任务的山西瑞光热电有限公司1#机组、山西大唐国际云岗热电有限责任公司3#机组两台试点机组分别开展了监督性监测,以了解机组的超低稳定达标情况,为山西省电厂全面实施超低排放改造提供技术依据。全省需要进行超低排放改造的机组共有60余台,超低排放改造验收监测任务任重道远,为此,超低排放改造验收监测技术有关问题急需进行完善:

a)国家或地方应尽快制定两个标准。燃煤电厂污染物超低排放标准和污染物监测方法标准,并正式颁布实施。目前,国内仅有山东省制定了燃煤电厂污染物超低排放标准,其余各省市均未制定相应标准,为此,国家应根据各省市超低排放监测情况,尽快制定燃煤电厂机组污染物超低排放标准和污染物监测方法标准,明确污染物相关监测技术要求,以便各省市遵照执行;

b)现行的固定源气态污染物测试仪器、烟尘测试仪器及滤尘材料均存在一定缺陷,不能满足超低排放监测的需要,相关仪器及滤尘材料生产厂家应根据污染物测试要求,尽快对其仪器及滤尘材料进行改进,以满足超低排放监测的需要;

c)为使采集的样品具有代表性,燃煤发电机组CEMS(烟气排放连续监测系统)装置的改造应严格按照山西省环保厅晋环函[2015]339号文件及环保部环办[2015]60号文要求进行,采用高精度的CEMS装置。现场手工采样及CEMS装置安装点位应符合GB/T 16157—1996固定污染源排气中颗粒物和气态污染物采样方法和HJ/T 75—2007固定污染源排放烟气连续监测技术规范的规定。具体为:采样位置应设置在距弯头、阀门、变径管下游方向不小于4倍直径和距上述部件上游方向不小于2倍直径处;手工采样点应位于自动监测设备采样点位下游,且在互不影响的前提下尽可能靠近、应有通往平台的Z字梯/旋梯/升降梯等。

4 结语

自2016年以来,燃煤电厂机组超低排放改造在山西省全面展开,如何确定燃煤电厂机组实现超低排放,必须通过监测数据定性及相关的排放标准进行评价,要使监测数据准确且具有代表性,必须具备完善、规范的监测方法,因此,燃煤电厂机组超低排放标准、监测方法的制订、现行监测仪器、滤尘材料的改进及企业监测平台的规范设置显得尤为重要。建议国家或地方相关管理部门、仪器生产企业及燃煤电厂等尽快完善相关方面的工作,以确保超低排放监测工作科学、规范和统一。

摘要：结合工作实际情况,就燃煤发电机组超低排放监测遇到的具体问题进行了探讨,并根据问题找出燃煤发电机组超低排放验收监测有待完善的方面,以期为相关工作提供借鉴。

关键词：电厂,超低排放,监测技术

参考文献

[1]国家环保部办公厅,国家能源局综合司,环办[2015]60号.关于做好煤电机组达到燃机排放水平环保改造示范项目评估监测工作的通知[S].2015-06-15.

燃煤发电企业 第9篇

生命周期评价(Life Cycle Assessment,LCA)方法是一种对产品、工艺或活动整个生命周期能耗以及污染物排放进行系统分析、评价的方法。本文对燃煤发电和垃圾发电进行分析,收集整理相关数据,根据污染物排放数据,运用生命周期分析方法,对发电过程中的外部成本进行估算, 得出估算值。

一、LCA研究对象、系统边界及时空边界

1、文献综述

(1)国外研究概况。20世纪60年代末至70年代初, 受石油危机引起的能源短缺影响,人们开始关注能源和资源节约、生态保护的问题。欧洲研究人员提出以能源、物料平衡和生态实验为基础,对产品生命周期对环境的所有输入、输出进行核算的“生态衡算”方法。20世纪80年代中期到90年代初,关于城市生活垃圾的LCA研究快速增长,发达国家推行环境报告制度,对LCA的研究开始从实验室阶段转变到实际运用中。目前,对城市生活垃圾的研究已由传统管理方法逐步转移到对垃圾整个生命阶段的研究。

(2)国内研究概况。我国将LCA应用于垃圾回收利用领域起步较晚。随着我国生活垃圾问题日益严峻,近年来我国学者在构建模型及案例研究方面取得较大进步。中国科学院徐成和杨建新等,在国家自然科学基金的资助下, 以四川省广汉市为案例,率先开展生活垃圾管理系统的清单分析、影响和改善评价研究,得出综合处理模式优于单一处理模式的结论。

2、研究对象

本文选取国内采用二段式垃圾焚烧炉工艺模式的某垃圾焚烧发电企业和某使用1000MW超超临界发电机组的燃煤电厂为例,搜集垃圾焚烧工艺流程和燃煤发电生产相关资料,进行两者生命周期评价。本文选取的垃圾发电企业从我国垃圾高水分、低热值实情出发,采用以炉排炉为基础的成熟技术,具有较好的代表性;选用的燃煤发电企业拥有国内较为领先的发电技术和污染防治措施。

二、系统边界

垃圾发电生命周期涉及的产业链主要分为三个阶段, 即垃圾焚烧发电、余热发电和项目污染处理措施。本项目仅考虑燃煤发电阶段的外部性。

1、垃圾焚烧发电

垃圾焚烧发电从垃圾回收到项目污染处理主要经历了五个阶段。本文选取的企业其生产过程采用分散性控制系统(DCS),提高能源及资源利用效率、企业清洁能源生产水平。其烟气净化处理通过高效的焚烧烟气净化系统设计和运行管理,防止二次污染,实现达标排放。

2、燃煤发电

燃煤发电阶段采用“零能耗脱硫”等技术,解决了“低温热能回收时的硫腐蚀”等问题。工业废水和生活污水经废水处理系统处理后由电厂重复利用。通过专用运营公司经营,将渣用作路基,灰用作水泥,石膏用作石膏制品,实现固体废弃物零排放。

三、生命周期评价

1、生命周期评价方法及分类

本项目在获取燃煤发电和垃圾发电环节污染物排放清单的基础上,进行垃圾焚烧发电和燃煤发电生命周期评价。

2、环境影响潜值

环境影响潜值表示各种环境排放物质对各种环境影响类型的潜在贡献。本项目中环境影响潜值主要包括全球变暖、酸化、富营养化、粉尘等类型。环境影响潜值计算公式为:

Q(j)i为第i种物质排放量;YEP(j)为第i种物质对第j种潜在环境影响的当量因子。

依据上述计算公式得到环境影响潜值,再除以相应的基准值进行数据标准化,然后进行环境影响加权得到相应影响类别的加权平均值,最后计算总环境影响潜值。本文依据为中国科学院生态环境研究中心建立的适合中国特定条件的标准化基准和权重因子。

据计算知,垃圾焚烧发电和燃煤发电的环境影响潜值测算结果如表1、表2所示。测算结果表明,酸化影响在垃圾焚烧发电生命周期中影响潜值最大,为5.21E-05;粉尘影响在燃煤发电生命周期中的影响最大,为3.24E-04;垃圾焚烧发电和燃煤电厂发电生命周期总环境影响潜值分别为5.95E-05、4.41E-04,二者之间相差一个数量级。因而相较于燃煤发电,垃圾焚烧发电环境影响较小,从其生命周期看,可作为清洁能源。与此同时,垃圾焚烧发电过程中的环境影响也不能忽视。

四、外部成本内部化的政策性建议

根据上述研究,得出以典型案例为代表的2012年垃圾焚烧发电和燃煤发电外部成本估算值。本项目结合经济学原理,提出以下政策性建议。

1、推动我国电力价格机制优化升级

国家发改委自2005年开始推动煤电价格联动机制, 削弱了煤炭市场竞争。煤电联动机制使煤炭行业将煤炭市场竞争压力转嫁给发电企业,导致煤炭价格扭曲。令煤炭的社会总成本与现行煤价之间存在严重背离的外部性问题。

电力价格在考虑自身耗费时要虑及外部性成本,尽快推出计量环境外部性成本的标准,提高发电外部性成本估算的准确性;建立健全相关规章制度,推动电力市场真正实现市场化,形成以供需决定煤炭和电力价格形成机制。

2、完善税收机制

垃圾发电具有公益事业性质。我国发展垃圾发电根本目的是为了综合处理城市垃圾和防止二次污染。其公益性特征决定了垃圾发电企业目前主要利润来源不同于一般营利性企业,主要来自政府核定的优惠电价和垃圾补偿费。可考虑依据“污染者付费”原则,对发电企业征收总量相当于发电外部性成本的税收,实现外部成本内部化。各地区政府结合自身情况,将征收的费用摊销到每吨城市生活垃圾处理费中,由政府按照年处理垃圾总量对垃圾发电厂进行补贴。在实施征税时,在增收能源税等新税种的同时,减少诸如增值税等间接税从而实现整个社会平均税负水平不变情况下,能源税功效未被削弱且由于间接税减少而给经济增加动力的经济效益。

3、建立健全排污权交易相关法律法规

建立健全排污权交易法律法规,明晰产权归属。以法律保障排污权交易的合法性和权威性;充分发挥有关部门在创造价格交易制度和弥补市场市场失灵方面的作用,在加强对发电企业污染情况监测与管理的基础上,建立相应激励机制。通过多方举措真正实现发电外部成本管理有法可依、执法必严,充分实现排污权交易机制在矫正外部成本方面的作用。

摘要：本文运用生命周期理论计算发电外部成本,对电力行业现行价格体制下燃煤发电及垃圾发电的经济效益进行动态比较分析,得出垃圾发电在降低能源消耗、减轻环境污染等方面的优势,为现行价格体制下发展垃圾发电提出可行性建议,为我国发电产业的产业调整和结构优化提供科学决策的依据。

关键词：环境外部性约束,生命周期理论,燃煤发电,垃圾发电,经济效益分析

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