鼎盛网

标题: 上海外高桥第三发电厂：用最少的煤发清洁的电 [打印本页]

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:14
标题: 上海外高桥第三发电厂：用最少的煤发清洁的电
上海外高桥第三发电厂：用最少的煤发清洁的电
2014-03-18 09:30　来源：中国科学报　我有话说

　　煤电等于大气污染——这是大多数人对中国传统火力发电厂的固有印象。不可否认的是，燃煤已经成为目前中国PM2.5的最大“贡献”者。

　　作为全球最大的煤炭生产国和消费国，2013年中国共消费煤炭39亿吨，其中用于火力发电的高达18.3亿吨。

　　但是，面对中国“富煤少油少气”的能源储量现状，与石油、天然气进口量的持续攀升，为降低污染而试图在中国大面积禁用煤电显然很难实现。

　　在必须“戴着脚镣跳舞”时，如何最大限度地提高燃煤效率并降低煤电的污染便显得尤为重要。

　　在这方面，上海外高桥第三发电厂有限责任公司（以下简称外三）走出了一条“绿电”之路。

　　开创节能新纪录

　　在外三位于上海浦东新区的厂区内，记者看到高高耸立的烟囱悠闲地吐着白色蒸汽，满目绿色的小桥流水与发电设备相得益彰。

　　成立于2005年的外三建有2×100万千瓦超超临界燃煤发电机组，是中国首批四个国产百万千瓦火力发电工程之一。始建于2005年7月的这两台机组，是目前国内单机容量最大、参数最高的100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组。

　　上海外高桥第三发电厂有限责任公司总经理冯伟忠告诉《中国科学报》记者，当时建设这两台机组的初衷是为了缓解上海“十一五”期间电力供需矛盾，并实现节能减排的目标。

　　“做这个项目，我的第一个责任是保证投资方的投资回报、保障社会电力供应，第二个是更为重要的历史责任。”冯伟忠说。

　　2008年上半年，两台机组先后建成投产，当年的低煤耗就创了世界纪录。而后，在持续创新的推动下，机组煤耗逐年大幅降低。与机组原设计相比，年节约标准煤32.4万吨、减排二氧化碳达87.5万吨。

　　这些年来，冯伟忠带领外三的科研团队攻克了“蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀综合防治”“节能型全天候高效脱硝系列技术”等十多项世界首创技术和“超超临界机组参数和运行方式优化”等6项国内首创项目，宣告了中国在电力节能和环保技术领域做到了世界领先。

　　随着近年来一批节能减排新技术的研发与应用，外三机组的净效率也不断提高。

　　来自中国电力企业联合会的数字显示，2013年我国火电供电平均煤耗为321克/千瓦时。

　　但在2012年时，外三两台超超临界机组在负荷率77％情况下，含脱硫和脱硝的实际运行供电煤耗已经达到276.14克/千瓦时。不仅远远低于原世界纪录保持者——丹麦NORDJYLLAND电厂3号机286.08克/千瓦时（2009年）和日本排名第一的矶子电厂1号机303.7克/千瓦时，而且效率水平已与国际尚在研发中的下一代蒸汽温度700℃等级高效超临界机组的期望效率相当。

　　在火电领域，每节约10克煤耗就等同于一代技术，对于百万千瓦级的大电厂而言，单位供电煤耗每降1克，成本的节省可以千万元计。排放数据领先

　　2012年，被称为“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始在新建机组实施，关于脱硝大大增加成本、存在技术难题等的叫苦声一直在业内充斥。

　　其中，作为雾霾元凶的氮氧化物，从原标准的450毫克/立方米骤降为100毫克/立方米，这一新标准将于2014年7月起在老机组实施，更被认为是一座难以翻越的高山。

　　不过，这些新标准对外三而言都不是太大的挑战。记者在外三的实时监测设备上看到，正在运行的8号机组二氧化硫排放浓度为41.2毫克/立方米，氮氧化物排放浓度为22.6毫克/立方米，烟尘排放浓度为12毫克/立方米。

　　为何当业内为减排新标叫苦不迭时，外三的排放数据却能领跑行业？以冯伟忠为主导的团队的自主研发与创新能力是外三制胜的关键。

　　以脱销为例，冯伟忠告诉记者，电厂采用的SCR（选择性催化还原技术）本身存在三大问题，即无法在低负荷情况下运行、会导致空气预热器结露产生积灰堵塞及酸腐蚀，以及催化剂使用寿命只有2至3年，更换成本非常高。

　　针对这些问题，冯伟忠开创了节能型全天候脱硝技术等一系列技术改造，将上述难题一一攻克。

　　例如催化剂延寿技术就解决了导致SCR催化剂活性下降的一系列问题，大大降低了催化剂的寿命损耗。

　　数据显示，外三使用了五年的催化剂，脱硝效率一直能稳定在90%的水平。

　　目前，该厂SCR的平均氮氧化物排放浓度不仅远低于100毫克／立方米国家最新标准，甚至远低于号称“清洁发电方式”的燃气轮机40~50毫克/立方米的排放水平。

　　“而这些改造的资金投入成本，3年多即可收回。”冯伟忠说。创新缘于需求

　　冯伟忠告诉记者，外三的每一项技术创新，都是经过深入研究、严格的论证、周密的计算，甚至计算机仿真模拟后才投入实践的。

　　“对降低机组可靠性的事我们绝不会干，相反，我们的改造都是以提高可靠性和效率为前提的。从投产以来，全厂设备缺陷率持续快速下降，目前已降至每台机组1条/天的极低水平。”冯伟忠说。

　　多年来，外三连续保持了在煤电技术和绿色火电领域的国际领先地位。

　　为了真正改变国内电力工业对美、日、欧发达国家亦步亦趋的历史，目前冯伟忠正在推进“一种高低位分轴布置汽轮发电机组”科技创新项目。

　　当前全球有一种设想是将火电厂蒸汽温度提升到700摄氏度，国外也已进行了10多年研究，但目前尚未突破材料及昂贵的造价等瓶颈的制约。

　　而冯伟忠设计的“一种高低位分轴布置汽轮发电机组”新方法则巧妙绕开了上述问题。这项技术可以在现有的材料和技术平台上，使目前超超临界机组在单位造价不变的前提下，能耗再降约5%。

　　若该项目得以实现，届时将能建成单机容量约130万千瓦等级的更高效、低碳的燃煤发电机组，这将使中国成为世界火力发电技术的领跑者。

　　目前，这一项目已获得国家发明专利授权并正在申请国际专利。据悉，不少国外发电装备制造巨头已表现出强烈的合作意向。

　　同时，外三还有全球首创的“火电机组变频总电源技术”和回热汽轮机等一批重大创新项目完成了理论研究、项目策划和实施。

　　其中，变频总电源技术的实施使两台机组额定工况的厂用电率从3.5%降至2%以下，节能超过50%。两台超超临界机组每年可节约2.3万吨标准煤，减排二氧化碳6.2万吨。

　　目前，冯伟忠兼任了上海申能能源科技有限公司总经理，拟通过市场经济的方法，将外三的节能技术服务于全国。他认为，中国煤电应该得到重新的审视，依托最先进的节能和环保技术，完全可以在城市中建设真正的绿色煤电。（贺春禄华洪）返回光明网首页

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:17
标题: 脱硫烟气热能回收装置每年可节约标准煤3万吨以上，节约喷淋用水75.6万吨，节电845万度。这使得脱硫系统竟成了电厂重要的经济增长点.
上海外高桥第三发电厂：重新定义“煤电”
2013/8/28 9:39:25 中国能源报贾科华

北极星火力发电网讯:“在全面消化引进技术的基础上、瞄准各项世界纪录……，对当代世界大型超（超）临界火电机组的锅炉……，有针对性地持续开展了18项重大技术创新项目，其中世界首创12项……，破解了诸如‘蒸汽氧化与固体颗粒侵蚀’等国际发电业几十年未曾突破的难题……，其机组的能效水平在世界上遥遥领先，在国际上引起了极大反响。”这是记者在上海外高桥第三发电有限责任公司（简称“外三”）了解到的该厂简介内容。

敢于领先世界者，的确需要有两把刷子，有点真功夫。而“外三”似乎的确有，并且也的确做到了。

据了解，外三是申能公司旗下的发电企业，是中国首批国产百万千瓦火力发电工程之一，建设规模为2×100万千瓦超超临界燃煤发电机组，分别于2008年3月和6月投产。两台机组相继投产后至年底，在负荷率75%的情况下，实际运行供电煤耗为287.44克/千瓦时（净效率为42.73%），创造了世界纪录；随着投产后一系列新的重大技术创新的持续推进，2009年至2011年又连续刷新年平均供电煤耗世界纪录。2012年，在年负荷率下降4%的情况下，仍达276.14克/千瓦时。按目前外三两台机组的实际年平均运行效率推算至额定设计工况，其机组额定净效率已达到和超过了46.5%（含脱硫、脱硝），这与国外尚在研究的下一代700℃高效超临界机组的期望效率相当。

据介绍，外三两台机组目前的煤耗，仅是我国火电厂平均煤耗的82%，相当于其所发电量的18%是“零能耗”和“零排放”。按2012年外三的发电量推算，与全国平均水平相比，该厂年节约标准煤达60万吨，其节能和环保意义巨大。外三成绩的取得，离不开技术创新。外三确实也有一大批创新成果。如在脱硫方面，该电厂实现“零能耗”脱硫，颠覆了“耗能减排”的被动环保观念。

据介绍，近年来节能减排成为国际关注的焦点，但“减排”与“节能”往往就像鱼与熊掌一样不可兼得。事实上，对于二氧化硫等污染气体的减排是要付出相当能耗。发电厂传统的脱硫系统就是典型的“耗能减排”，其耗电量要达发电量1%甚至更多。

为此，外三研究出“零能耗”脱硫的系列技术，其基本思路是在烟气脱硫之前将其中的热能通过一种特殊装置加以回收，并送回热力系统再发电，以弥补脱硫系统的电耗，再辅以相应的节电技术，最终使脱硫系统的节能量与耗能量达到平衡甚至结余，实现“零能耗”脱硫的目标。该创新项目中最关键的部分——脱硫烟气热能回收装置分别于2009年6月和10月投运，到目前为止运行正常，酸腐蚀情况甚微，寿命损耗可忽略不计，节能效果显著，供电煤耗下降达2.71克/千瓦时。两台机组每年可节约标准煤3万吨以上，节约喷淋用水75.6万吨，节电845万度。

“这使得脱硫系统竟成了电厂重要的经济增长点，从而把原先视脱硫为负担的‘要我脱硫’被动环保观念，转变为‘我要脱硫’的主动环保观念。”外三负责人对记者表示，“上述技术属通用技术，原则上可适用于任何火电机组的新建配套或老机组改造。”该技术若能全面推广，将为我国火电脱硫的可持续发展带来极其深远的影响。

另外，在此基础上，为进一步降低二氧化硫的排放，2013年4-6月，第一台机组检修期间，外三又采用自主创新技术对脱硫系统进行了增效改造并取得圆满成功。装置投产一个月来，平均排放仅为20.38mg/m3，远远优于新版国标（原国标200mg/m3，新标准50mg/m3）。

此外，该厂在电除尘器优化改造、攻克SCR低负荷退运世界难题等方面的技术创新成果，也已通过实践考验。

另据介绍，目前该厂正在进行另外一项重大节能技术创新，该成果将于今年年底前面世。

当前，在公众印象中，燃煤火电总与高污染脱不了干系。政府相关部门一方面出台了号称史上最严的环保标准，另一方面采取了严控东部地区建设火电以及城市发展燃气轮机发电的一系列措施。但由于我国天然气资源有限，相当部分需要进口LNG。从8月起，每立方LNG上涨0.4元，使原本已高企的燃气轮机发电成本再次飙升。

但回头看，外三通过一系列自主创新，其烟气排放值已历史性地跨越了燃气轮机标准，其排放值与传统煤电相比几乎可以忽略不计。如作为雾霾主要元凶的NOx，外三得益其独特的高效脱硝技术，今年1-6月的平均NOx排放值仅为27.25mg/m3，远远低于50mg/m3的燃机标准。

外三的创新实践使煤电重新定义：它完全可以更清洁，与环境可以更友好；发电成本可以更低，更符合科学和可持续发展的理念。因此，我国应重新审视对煤电的认识，依托最先进的节能和环保技术，完全可以放心地在城市建设真正的绿色煤电。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:19
标题: 全国唯一一家烟囱不冒烟的“近零排放”电厂
探访三河燕郊“不冒烟的火电厂”

河北三河燕郊电厂

　　全国唯一一家烟囱不冒烟的“近零排放”电厂
　　国华三河电厂成立于1994年7月，地处河北三河市燕郊开发区，距离天安门37.5公里。作为首都东部的电源支撑点，三河电厂同时肩负河北燕郊、北京通州两地的供热任务，总装机容量1300MW。

　　一期工程两台350MW日本三菱燃煤亚临界发电机组，分别于1999年12月、2000年4月投产发电。二期工程两台300MW国产东方燃煤亚临界热电联产机组，分别于2007年8月、11月投产发电。

　　2013年10月至2016年，作为国华现役机组代表，以“近零排放”为目标，实施高品质绿色发电计划。对4台机组实施节能、脱硫、脱硝、除尘、废水和降噪为主的改造，目前1、2号机组改造已经完成。

　　什么是“近零排放”？国华三河电厂总工程师刘喆介绍，天然气发电被视为清洁能源，燃气机组的3个排放指标粉尘、二氧化硫以及氮氧化物的排放限值分别为每标方5毫克、35毫克以及50毫克；与之对比的是，按照国家规定，重点地区此3个指标的特别排放限值分别为每标方20毫克、50毫克以及100毫克；而今年7~9月，河北省环境监测中心站大气污染物排放监测报告显示，国华三河电厂全厂3个大气污染物排放指标均低于国家规定的重点地区特别排放限值，只有在粉尘方面略高于燃气机组的排放指标。

　　其中，经过改造的1号机组3个排放物指标分别为粉尘每标方3.38毫克、二氧化硫每标方10.72毫克、氮氧化物每标方27.98毫克，远远低于燃气机组的排放限值，可以说，做到了火电比天然气发电更“清洁”。

　　由于地处北京周边，三河燕郊电厂旁边人口居住密集。记者在现场看到，电厂大门口200米内就有3家幼儿园。63岁的张秀英住在电厂旁边行宫东大街的忆江南小区8年，她告诉记者，这旁边最大的小区居住人口就有10万，以前，脚下这片地是农村，火电厂振兴了这里的经济，也带来了人口。张秀英说，虽然火电厂就在小区旁边，但是平时对生活没有造成影响。

……………………………………………………………………………………………………………

*如果喜欢燕郊第一自媒体——北京燕郊网《这里》栏目，请收听

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:20
标题: 国华三河电厂一号机组投资１．９亿元实施环保改造后，粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放已达到并优于燃气机组大气污染物排放限值，实现“近零排放”目标。
国华三河电厂一机组实现“近零排放”　　
2014年08月20日 16:17:04 来源：新华网
分享到： 0
新华网石家庄８月２０日电（记者齐雷杰）记者２０日从国华三河电厂获悉，国华三河电厂一号机组投资１．９亿元实施环保改造后，粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放已达到并优于燃气机组大气污染物排放限值，实现“近零排放”目标。这也是雾霾频发的京津冀地区首台实现“近零排放”的燃煤机组，对区域大气污染治理具有重要示范意义。
国华三河电厂位于河北廊坊三河市燕郊，与北京通州只有一条潮白河相隔。电厂有４台机组，承担着为京冀两地提供电力的任务。
据三河电厂总经理张翼介绍，电厂１号机组“近零排放”改造项目是国华电力“高品质绿色发电计划”首个技改项目，也是燃煤大省、雾霾大省河北唯一被国家能源局明确的２０１４年煤电机组环保改造示范项目。
经过１６８小时试运行，１号机组“近零排放”燃煤发电机组改造项目日前完成验收并正式移交生产。河北省环境监测中心站大气污染物排放监测报告显示，试运行期间，１号机组粉尘排放浓度达到并优于燃气机组大气污染物排放限值，实现“近零排放”目标。
京津冀周边燃煤总量约１４．５亿吨，是重要空气污染源。作为耗煤大户，燃煤电厂消耗全国煤炭总量的４９％左右，实现煤炭清洁高效利用对治理雾霾意义重大。
近期，三河电厂将对２号机组实施环保技术改造，预计年底可实现１、２号机组双机“近零排放”。未来一年半内，３、４号机组也将进行改造，实现绿色发电。
张翼表示，短时间内，我国依靠燃煤发电的状况难以改变，燃煤火力发电仍是当前煤炭最经济、最环保的能源转换方式。通过环保改造项目实现煤炭清洁高效利用，是当前能源结构下积极有效的选择。环保改造后，不仅可节约用煤量、减少污染物排放，还能消除电厂烟囱冒白气等“视觉污染”。
专家表示，三河电厂成功实现“近零排放”，为国内火电机组环保改造提供了示范，为京津冀环境治理提供了可行路径。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:23
标题: 从投资和运行成本上测算，“近零排放”在达标排放度电成本2.7分钱(脱硫1.5分钱、脱硝1分钱、一般除尘0.2分钱)基础上，约增加0.5分钱
神华国华三河电厂煤电机组环保改造通过验收
　2014-08-18　中国电力网
8月15，京津冀首台“国家煤电机组环保改造示范项目”——神华国华三河电厂1号35万千瓦机组“近零排放”环保改造通过验收。中国工程院院士秦裕琨评价说，该项目从技术上看安全可行，经济投入也可以接受，改造后的污染物排放达到燃气机组排放标准，很有推广价值。

　　“煤炭完全可以转化为清洁能源。”这是中国工程院院士、神华集团董事长张玉卓做出的判断。神华国华电力研究院总经理孙平在接受新华社《经济参考报》记者采访时表示，“如果我国燃煤机组都进行‘近零排放’环保技术改造，全国的粉尘排放量将降低95%、二氧化硫排放将降低94%、氮氧化物排放将降低92%。煤炭成为清洁能源便不再是梦想。”

　　通过验收：燃煤机组排放优于燃气机组

　　8月15，河北三河燕郊镇，蓝天白云，阳光明媚。京津冀首台“国家煤电机组环保改造示范项目”投产院士专家座谈会及新闻发布会在神华国华三河电厂召开。在发布会上，河北省能源局宣布，国华三河电厂1号机组通过验收，成为京津冀首台达到燃气机组排放标准的“近零排放”燃煤机组。

　　国华三河电厂1号机组环保改造示范项目，是国家能源局确定的2014年13台煤电机组环保改造示范项目之一。河北省发改委与省环保厅组织的专家组一致同意该环保改造示范项目通过验收。验收意见称：一、该示范项目“技术路线可行”；二、项目大气污染物排放达到并优于《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)表中重点地区火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值要求；三、项目对京津冀等国家重点管控区域煤电机组环保改造起到了典型的示范作用，可在燃煤机组推广应用。

　　由河北省环境监测中心站发布的环保排放监测报告(冀环站测字[2014]153号)显示，三河电厂1号机组项目改造后大气污染物排放实测数据为：粉尘排放浓度5.0mg/m3，二氧化硫排放浓度9.0mg/m3，氮氧化物排放浓度35.0mg/m3，达到并优于《火电厂大气污染物排放标准》重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值要求，设备投运后连续安全稳定运行。

　　据神华集团新闻宣传部主任、新闻发言人孟坚介绍，三河1号燃煤机组的“近零排放”环保改造工程，既是国家煤电机组环保改造示范项目，也是神华集团履行社会责任的重要实践。他说，面对日益严峻的环境问题，神华集团全力推进“煤炭清洁高效利用”，通过系统集成国内外先进的环保减排技术，推动燃煤机组“近零排放”发展目标。

　　“国华三河1号机组‘近零排放’技改项目的投产，是神华集团自国华舟山电厂4号机组作为国内首台新建‘近零排放’燃煤机组投产之后，对现役机组实施环保改造的又一重要成果。”孟坚说，至此，神华国华新建机组和现役机组改造两条“近零排放”技术路线全面打通，这标志着神华集团“煤炭清洁高效利用”技术取得重大突破。

　　示范意义：神华“近零排放”技术值得推广

　　“今年6月27日，能源局在全国范围选定了13台煤电机组作为环保改造示范项目。作为示范项目之一，神华国华三河1号机组的改造最为迅速。”来自国家能源局官员孙鹤透露说，今年底，国家能源局会将对所有示范改造机组的技术路线进行比较，择优向全国推广应用。

　　记者在采访中注意到，国华舟山电厂4号新建机组和三河电厂1号现役机组，单机容量均为35万千瓦，其“近零排放”技改路线对全国装机规模各不相同的燃煤机组是否都具有示范意义和推广价值？神华国华电力研究院总经理孙平给出了肯定的回答。

　　据孙平介绍，三河电厂1号机组在环保改造中创造性集成了多项行业领先的节能环保技术，确立了“加装低温省煤器、电除尘高频电源改造、脱硫增容提效改造、湿式电除尘器改造和排烟方式改造”的总体技术路线，通过对除尘、脱硫、脱硝等设施的协同控制，实现了污染物近零排放的目标，这对所有煤电机组环保改造都具有参考和借鉴价值。

　　“三河电厂1号机组改造项目意义非常重大。”这是中国工程院院士秦裕琨、哈尔滨工业大学燃煤污染物减排国家工程实验室主任孙绍增等多位专家作出的评价。他们认为，在国家大力开展大气污染治理的大背景下，相比新建机组的投产，对于现役燃煤机组实施环保改造是一项投资更大、规模更大、难度更大的工程。三河电厂1号现役机组“近零排放”环保改造技术路线的打通，不仅为京津冀一体化环境治理提供了可行路径，而且为国内火电机组环保改造提供了示范样板。

　　秦裕琨说，一方面，从中国的能源结构看，天然气是稀缺资源，应优先用于百姓生活，中国发电还主要靠煤；另一方面，中国面临严峻的环境压力。因此，解决当前能源与环境问题的唯一途径就是煤炭的清洁高效利用。神华的“近零排放”煤电技术是解决能源环境问题的一大突破。三河电厂1号机组的环保改造已经具有相当高的水平，从技术上看是可行的，经济上的投资也是可以接受的，很有推广价值。

　　央企责任：煤炭完全可转化为清洁能源

　　“煤炭完全可转化为清洁能源。”这是中国工程院院士、神华集团董事长张玉卓做出的判断。他在今年7月21日召开的神华集团上半年经济分析会上指出，从国际上看，在很多环保要求极高的发达国家——比如美国和德国，也都在大量利用煤炭，关键是要做到清洁利用；而从神华在“近零排放”燃煤机组的实践上看，煤炭也完全可以做到高效利用清洁转化。

　　谈及“近零排放”技术的推广价值和环保效益时，神华国华电力研究院总经理孙平告诉记者，“如果我国燃煤机组都进行‘近零排放’环保技改，全国的粉尘排放量将降低95%、二氧化硫排放将降低94%、氮氧化物排放将降低92%。”

　　然而，煤炭的清洁利用特别是燃煤机组的环保改造需要资金投入。据神华国华三河电厂总经理张翼介绍，三河1号机组“近零排放”环保技改总投资约为1.9亿元。从投资和运行成本上测算，“近零排放”在达标排放度电成本2.7分钱(脱硫1.5分钱、脱硝1分钱、一般除尘0.2分钱)基础上，约增加0.5分钱。

　　“度电成本增加0.5分钱，不是一个小数目。”孟坚告诉记者，但神华集团积极履行社会责任，持续加大环保投入，在电力板块全面启动了“高品质绿色发电计划”，按此计划在未来三年内，对所有现役机组实施“近零排放”技术改造，为实现神华“打造国际知名的清洁能源供应商”的目标而努力。

　　对此，一位出席三河电厂1号机组环保改造座谈会的专家指出，神华集团的“绿色发电计划”值得赞赏。但要实现“近零排放”煤电机组环保改造在全国推广的目的，还需要相应的政策支持。他说，在国家经济发展结构性调整和大气污染治理力度不断加大的新形势下，推广“近零排放”燃煤高效清洁利用技术，对于整个煤电行业将是一场革命。

　　据了解，浙江省作为全国最早提出煤电“近零排放”的省份，在于今年5月22日出台了《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法》。《办法》明确提出激励政策：“省统调燃煤发电机组当年可达到超低排放标准的，年初按超低排放机组平均容量预安排奖励年度发电计划200小时。”

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:23

mm6fan 发表于 2015-3-3 15:20
国华三河电厂一机组实现“近零排放”　　
2014年08月20日 16:17:04 来源：新华网
分享到： 0

所有大机级都必须这样的。。。。。事实上也是这样的。。。。。

作者: 田舍郎 时间: 2015-3-3 15:23
标题: 作为半个业内人士，我早就了解外高桥电厂了。成本！成本！你能忍受目前2-3倍的电价么？不仅仅是你家的用电，而是全社会用电成本增加1-2倍。

作者: zzzzzzzzzzzzzzz 时间: 2015-3-3 15:23

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:28
标题: 一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元
“近零排放”要靠性价比支撑
2015-01-03 00:00:00 中国经济导报
姜克隽

李敬伟/制图
姜克隽李敬伟/制图

骆建华

李敬伟/制图
骆建华李敬伟/制图

柴发合

李敬伟/制图
柴发合李敬伟/制图

张开元

李敬伟/制图
张开元李敬伟/制图

颜炳利

李敬伟/制图
颜炳利李敬伟/制图

一年多来，燃煤电厂大气污染物“近零排放”已成热点话题。雾霾“锁城”下，部分电力企业开始对燃煤电厂探索“近零排放”，某些新建电厂已按“近零排放”进行建设，为数不少的现役燃煤机组已列入“近零排放”改造计划。一时间，“近零排放”建设或者改造，正由浙江、广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等省向全国推进……但是，何为“近零排放”？“近零排放”在推行中遇到怎样的难题？又该如何解决？本期我们请到在近日召开的2014年中国环保上市公司峰会上相关业内人士对上述问题进行解析，以期为读者答疑解惑。

主持人：陈阳
本期嘉宾：
姜克隽国家发展改革委能源研究所
能源系统分析研究中心研究员
骆建华全国工商联环境商会秘书长
柴发合中国环境科学研究院副院长
张开元北京国电清新环保技术股份有限公司董事长
颜炳利中国博奇环保科技股份有限公司副总裁

“近零排放”势在必行

中国经济导报：可否解释何为火电“近零排放”？
骆建华：火电“近零排放”，也叫火电“超低排放”，就是提出以天然气发电机组的排放标准来要求燃煤火电机组。按照燃气轮机组的排放限值，烟尘排放浓度不大于5mg/m3、SO2排放浓度不大于35mg/m3、NOX排放浓度不大于50mg/m3。
自从2014年上半年国家层面提出京津冀等地区实行特别排放限值、沿海地区实行“近零排放”的要求后，“近零排放”几乎一夜之间成为一个时髦词汇，也成为火电厂竞相追逐的目标。
2014年6月19日，浙江省发展改革委发布浙能嘉兴电厂8号机组实现“近零排放”的消息，成为我国投产的首套包万千瓦燃煤机组烟气超低排放装置。紧接着，神华国华舟山电厂4号机组正式移交生产，据称是国内首台新建的“近零排放”燃煤发电机组。此后，一股“近零排放”的建设或改造风，迅速席卷至广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等地，“星星之火”渐成“燎原”之势。
中国经济导报：您认为发展火电“近零排放”的原因何在？
姜克隽：在雾霾“锁城”的背景下，国家把控制煤炭消费总量提到一个非常重要的位置。但从目前的经济数据来看，即便是到2016年，煤炭的消费总量也难以出现拐点。在这种情况下，如何推动煤炭的清洁消费，就成为眼下解决大气污染的一个重要措施。而在这其中，火电作为煤炭使用的主要方式之一，推动火电清洁化甚至“近零排放”，也逐渐走入政策制订者和企业的视线。
2014年5月，国家发展改革委、国家能源局、环保部共同印发《能源行业加强大气污染防治工作方案》，提出在试验示范基础上推广燃煤大气污染物超低排放技术。
2014年6月27日，国家能源局印发《关于下达2014年煤电机组环保改造示范项目的通知》，明确2014年煤电机组环保改造示范项目名单，要求13个环保改造示范项目原则上将在2014年底前完成改造。
2014年9月12日，国家发展改革委、环保部、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）》，明确了新建煤电机组的节能目标：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/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。
政策扶持方面，山西、浙江分别对达到近零排放标准的机组给予每年低于200小时的电量奖励，同时山西省还对现役机组一次性改造投资给予5%~10%的资金支持。
目前，地方政府积极推动“近零排放”主要出于两个原因：一方面，对作为大气污染主要来源的火电进一步提高标准，缓解大气治理压力；另一方面，我国天然气资源匮乏且发电经济性远低于煤电，部分地方政府每年对于燃气发电补贴压力较大，推广煤电超低排放可缓解地方政府补贴压力。

边际成本或成发展阻碍

中国经济导报：有这样一种观点，认为火电“超低排放”会增加很多成本。对此，您有何看法？
颜炳利：作为企业，个人认为在成本方面，火电脱硫达到“近零排放”的标准是完全可以实现的，但付出的代价也非常大。
从2004年开始，我国政策对于火电脱硫给出的排放标准经历400mg、200mg、100mg、50mg几个台阶后，控制到现在的35mg，有个别地区和企业“自我加压”，追求20mg甚至10mg。从400mg到35mg，每一轮指标提高意味所有火电厂脱硫设施进行一次较大升级改造，从2004年每千瓦200元，到现在的每千瓦100元。按这笔账算下来，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。
而脱硝则是近几年才刚刚兴起，我国首轮脱硝要求到2014年7月截止，这批企业NOX排放要达到100mg/m3以下。这意味好多企业刚完成100mg的指标，马上就要面临50mg的挑战。50mg指标对发电厂，不仅仅是催化剂简单加层的问题，还要对锅炉系统进行升级改造，如等离子点火技术等才能实现。
不仅如此，众所周知，火电机组环保改造除了投入大之外，能耗也高，仅脱硫过程中的耗电率一般就在1.2%左右。
另外，如今脱硝普遍使用的钒钛类催化剂，这方面也是一笔不小“开销”。这类催化剂的使用寿命2.5万小时，即使经过一次再生处理也不会超过5万小时，此外关于这类催化剂的无害化处理，政府和行业还没有好办法。可能治理了烟气污染，却又造成另一种污染。
关于粉尘处理，如今普遍采用的除尘技术，即湿式电除尘，实际上是电除尘器的演变，在并未经过充分实验的情况下就直接用于工业产品，实用性如何，使用寿命多少，未来长期运行当中会不会有问题，目前尚未可知。截至目前，我国对于20mg以下的粉尘还没有精密仪器去准确测量，也就是说，到底是20mg，还是18mg都很难确定。对于“近零排放”的标准要在技术标准和检验标准方面进行规范，这样才能减少重复投资，才能够保证“近零排放”指标真正实现。

寻找最佳“性价比”减排技术

中国经济导报：当下火电“超低排放”有没有高性价比技术？
柴发合：“近零排放”当下之所以比较热，有两个原因：第一，一些企业和单位确实研究出相应超低排放技术。这些技术用现有监测方法监测前后对比发现的确各种污染物的脱除效率有大幅提高。第二，是减排政策不断“加码”使得地方政府和企业不得不对此产生关注。目前“近零排放”多技术并举，各方都在寻求技术和投资性价比最高技术。毕竟火电“近零排放”会大幅增加火电厂边际生产成本，因此如何降低边际成本就成关键，也是企业竞争力核心。
张开元：2014年12月20日，国电清新自主研发的单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）在京召开专家评审会。评审代表来自国家发展改革委环资司、环保部科技司和环评中心等机构。这项技术不同于以往的“串糖葫芦”式脱硫脱硝改造，而是只需要在原来的脱硫塔内部换掉脱硫塔芯即可，其他地方基本不用动。
在此之前，我国火电厂所进行的脱硫脱硝改造，都必须“一个设备再套一个设备”，久而久之企业承受不了。按照业内人士的说法，如今的火电厂要做到“超低排放”或“近零排放”，每度电成本要增加0.01元。国电清新的这项技术，在建设过程中能减少约40%的成本，运行过程中不仅能做到能耗更低、更能通过系统优化节省运营成本70%以上。目前该技术已在山西大唐国际云冈热电有限公司一套30万千瓦机组上成功运行并进行现场测试。结果显示，4台泵同时启动时，新技术SO2排放达到20mg/m3以下，粉尘排放达到3mg/m3左右。在国内这项技术可谓是先进，但其他企业要想达到这种标准，的确要付出很大代价。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:29
标题: 依照7月1日起执行的新标准，脱硫脱硝除尘补贴共计2.5~2.7分/kwh，再加上地方性的政策鼓励，基本可以覆盖“近零排放”的改造和运营成本。
环保政策倒逼火电企业“近零排放”改造
2014/08/19 10:08:45来源：电缆网分享到：
【电缆网讯】在环保部7月份出台了号称“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》以及超过9亿元“骗取脱硫、脱硝、除尘电价补贴”的罚单，政策正在强力推动火电企业真正投入清洁煤改造。
尽管核电、风电、光伏等新能源正大面积铺开，但煤炭依然是中国最主要的能源，占一次能源比重的60%以上。煤炭是中国能源安全的“保护神”，同时又是资源浪费大户和环境污染的主要源头。

英国利兹大学的一份研究报告则指出，煤炭燃烧是京津冀地区雾霾的最大根源，对二氧化硫和氮氧化物的贡献率分别达到82%和47%。

7月1日，环保部出台的号称“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行，这意味着2012年之前建成的火电厂开始执行新版大气污染物排放标准。这个标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值作出极为严苛的规定，与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下，甚至在某些方面更加严格。

六七月间，发改委、环保部对燃煤电厂的环保“作弊”行为——骗取脱硫、脱硝、除尘电价补贴，对燃煤电厂不正常运行环保设施或不按照规定标准排放——开出了超过9亿元的罚单。

虽然现在国家层面还没有针对近零排放的直接补贴，但是依照7月1日起执行的新标准，脱硫脱硝除尘补贴共计2.5~2.7分/kwh，再加上地方性的政策鼓励，基本可以覆盖“近零排放”的改造和运营成本。

从政府层面看，包括山东、浙江、广东等很多省市已开始出台文件，全省都要做近零排放，并会给出优惠政策。

中国环境污染如此严重，排放要求必须是全世界最严，火电企业不应抱怨，而是要去改变。随着国家政策逐步落实和地方补贴到位，“近零排放”指日可待。

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:31

田舍郎发表于 2015-3-3 15:23

荒谬。。。。。。。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:34
标题: 全社会用电成本增加1-2倍----外三的成本这么高？您有依据么？

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:39

叶尤仁发表于 2015-3-3 15:33

大电厂大机组，即使煤价最高的时候，还是有钱赚的。至少能保本。。。。。大机组，煤耗才310克左右，好的在300克以下。。。。

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:40

mm6fan 发表于 2015-3-3 15:34

他是胡说八道。。。。

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:44

叶尤仁发表于 2015-3-3 15:39

广东电厂是没有这些补贴的。。。。。是从上网电价上体现的（所有机组都有脱硫脱硝）。。。。。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:44
标题: zt 脱硝补贴的行业机会
脱硝补贴的行业机会
【原创: 观察者 2013-01-16 16:22 只看楼主(-1) 浏览/回复2547/43 】

   作为一名电力行业从业者，对于火电厂的脱硝稍微有些了解，大概谈些自己的理解，欢迎真正的从业者做补充，权当抛砖引玉吧。
首先说下国家电价脱硝补贴标准，0.8分/全瓦，这个大家都是知道的。需要说明的是这个电价是脱硝后的上网电价，就是说一个火电厂上网的电量并不是全部都以脱硝电价计算的，他必须扣除电厂没有投运脱硝所发电量及环保局认为电厂脱硝不合格的发电量。火电厂脱硝装置SCR并不是一直投运的，在低负荷时候他是要退出的。原因很简单，低负荷时排烟温度低，不利于SCR运行，并容易产生一些负面效果，比如加剧火电厂空预器积灰堵灰，因此电厂在低负荷都会退出SCR运行，确保设备安全。另外环保局对脱硝投运的要求是很严格的，电厂没有达到要求的脱硝效果，该部分发电量是没有脱硝电价补贴的，现在大型火电厂的环保数据都是实时监控的，火电厂一般不敢造假，因为处罚很严重，被确认是环保造假的电厂可能全年的环保补贴就全没了。

         其次说下火电厂脱硝装置运行的成本，看下这个0.8分/全瓦，火电厂到底能到手多少，没钱挣火电厂没动力啊（就像我多年没码字，发个帖子没油票没动力啊，开个玩笑开个玩笑）。火电厂脱硝装置SCR运行主要包含了两部份成本，一个是投资脱硝装置的设备折旧成本，一个是脱硝装置运行所需液氨成本。目前一套脱硝装置的改造成本要好几千万，具体多少我也不是太清楚，欢迎知道的从业者说明下，脱硝装置核心部件是有寿命的，一般寿命在8年左右，但一般电厂都是用到不能用为止。另外一个是液氨成本，我大概计算了下是0.3分/全瓦（不是很准确），火电厂有钱挣没？有，但不会太多，各个电厂因运行成本不一样会有差别。以我厂为例估计能挣个0.3分/全瓦，全年以150亿千瓦脱硝电量计，大概应该有4500万补贴收入，估计会更多。不然我们厂估计也不会那么积极进行脱硝装置改造，私企，老板肯定算得比我精确。国有电厂成本应该会高于私企，因此你看到新闻上有人在叫这个0.8分/千瓦要提高啊，不然火电厂没有积极性性改造啊，这群国企的败家子。泡杯茶去，==继续。
国家对于这个所谓的脱硝电量有什么要求呢？不是发电厂脱硝装置投运了，你的发电量就有补贴了，鼻子插根葱就装大象，小JJ插入沙子就说你在强奸地球，你以为国家是大白痴啊，便宜不是这样子占的。各个省份可能不一样，我就说下福建去年对脱硝电量的补贴政策。两个标准，一个是脱硝装置投运后，脱硝效率达到40%以上，另一个是你控制锅炉排烟的NOX在35毫克/立方以下。这个标准严格不？很严格，一般火电厂的排烟NOX在400毫克左右。顺便给大家普及下火电厂这个NOX污染有多严重，以一台600MW的火电机组为例，他的额定排烟流量在200万立方/H，没有脱硝的一台600MW机组一天的NOX排放在19.2吨，吓人不？所以现在的大气污染很严重，领导食品有特供，但这个空气要特供有难度啊，你看标哥开始卖空气了，你看人家多有眼光。陪老婆小孩出去，先到这里，晚上继续。
谈谈目前国内火电厂的脱硝状况，新建的大型火电机组一般配有脱硝装置（SCR），但是他们的脱硝效率一般都不合格，旧的的火电机组根本就没有配置这个。以我厂为例，原先机组建造时配套的SCR效率无法达标，效率只能达到20%左右，因此必须进行改造，以便达到环保局要求的脱硝效率40%的要求，伸伸手努力下把脱硝补贴拿到手。胡萝卜就在眼前，你想吃还是要费点力气的。国家的这个脱硝电价补贴就是个大萝卜，引诱各火电厂去吃。前几年的环保改造侧重脱硫，目前大型火电机组的脱硫一般都配置了，不然国家不让你发电。以后新建火电机组估计脱硝装置会成为标配，省的后期重新改造，费时费力费钱。
  接下来谈谈火电厂是如何控制排烟NOX的，一般两个方面入手。第一个是控制锅炉燃烧过程中产生NOX的生成量，从源头控制，这个技术一般由锅炉生产厂家掌握，比如CE公司的锅炉分级燃烧控制等。因此锅炉定型后，你这个控制NOX生成量的能力一般也就固定了，改善余地不是特别大。现代锅炉燃烧NOX控制量较好的水平大概能达到400毫克/立方左右，而这个NOX生成量是远达不到国家的排放标准的。因此第二个方法便出来了，那就是排烟脱硝技术，通过脱硝装置除去烟气中的大部分NOX，以便达到各个国家的排放标准。现在成熟的脱硝装置(SCR),脱硝效率一般都可以达到80%以上。需要说明的是现代的脱硝技术及SCR核心部件都掌握在国外大型公司的手中，国内的公司没这个技术。但是国内的脱硝市场是个大蛋糕啊，很多人眼红啊，谁都想要来一口。于是技术换市场来了，就像那个不争气的汽车一样，国内有许多环保公司引进了国外的脱硝技术及其生产工艺。现在国内引进的脱硝技术及其生产工艺消化到什么程度，我不是很清楚，希望有这方面的从业者或者知道的人士能交流下。
国内的电力脱硝市场是个大蛋糕，很多人盯着看呢，环保脱硝行业孕育着比较大的机会，下面我们来分析下哪些公司有比较大的机会。由于本人只是个小小的电力从业者，手头资料很少，人也懒，不想费力气去查找资料。因此我的分析难免不客观，还希望各位达人们多提供资料，多补充，以免误导别人。目前电力行业的环保公司主要有五大电力集团下属的环保公司，一些介入环保行业较早的民营公司，还有由环保设备公司发展以来的环保公司。稍微百度了下，国内市场的大型环保公司主要有四类:一是五大电力集团下属的环保公司，包括龙源、远达、大唐、华电等，这类公司的业绩大都来自其投资集团；二是其他电力集团及地方能源、投资公司出资成立的环保公司，如浙江天地、凯迪、中环环保等；三是介入脱硫市场较早的专业环保公司，如博奇等；四是设备厂家拓展业务进入烟气脱硫领域，如福建龙净、东锅环保等。
  下面主要分析下，五大电力集团下属的环保公司。这个行业是有壁垒的，一个是技术及生产工艺壁垒，一个是各个电力集团中的天然壁垒。技术及生产工艺壁垒不说，都掌握在国外公司手中，电力集团下属的环保公司都是技术引进者，具体各个公司引进哪家国外公司的技术自己去百度，因为我也不知道。电力集团之间的壁垒简单的说就是都会照顾集团下的环保公司，因此国电的环保公司很难拿到中电投下属火电厂的环保项目，关系企业嘛。至于民营环保公司估计也很难拿到五大电力集团下属的火电产环保项目，他们会把目标定在五大集团外的火电厂项目，竞争是残酷的。目前我知道的五大集团下属的环保公司主要就只有两家，国电的龙源技术和中电投的远达环保。其余的大家补充，我顺便也学习下。
前面都是废话，没人看。下面涉及到具体上市公司估计才有人关心下，人心不古啊。首先我们来看下国电的龙源技术，国电下属的龙源环保公司好像做了细分，单独上市的好像是烟台的龙源技术，这个公司主要做等离子点火器，推广低NOX燃烧技术，做锅炉低NOX燃烧改造。前面说过，低NOX燃烧技术控制在锅炉制造厂家手中，后期的低NOX燃烧改造余地有限，属于小修小补范围，我是不相信国内原先生产的无低NOX燃烧技术的锅炉，在龙源技术的改造下能达到国家环保要求的。国电的脱硝技术好像放在江苏龙源手中，我查了下上市的龙源技术好像是没有包含江苏龙源这块资产的，国电集团大大的坏啊，挣钱的放在手中啊。江苏龙源这块资产如果放在国电电力，小虾米入大海，对于整个国电电力影响小。如果国电集团能将江苏龙源放入上市的烟台龙源技术，那龙源技术将是国内脱硝技术的龙头啊。控制燃烧过程产生NOX的技术，加上燃烧后烟气的脱硝技术，想不成为龙头都难。当然目前的龙源技术也是个很不错的股票，但缺少了江苏龙源的脱硝技术，我觉得以后以后脱硝市场的大蛋糕中争夺中将大打折扣。当然市场可以期待他收购江苏龙源，或者国电集团将这块资产注入烟台龙源。
喝杯茶继续五大电力下属的另一家环保公司，中电投的远达环保。查了下远达环保由中电投集团及上市公司九龙电力控股，中电投远达环保工程有限公司成立于1999年，是中国电力投资集团公司、重庆九龙电力股份有限公司等单位出资组建的高科技环保企业，注册资本金7500万元。对于这个控股我搞不清楚啊，到底是中电投和九龙电力分别出资控股，还是因为中电投是九龙电力控股股东，然后中电投也成了远达环保的股东。如果是按出资比例控股，并且九龙电力的出资比例低于中电投，我觉得九龙电力的脱硝行业地位要打个折扣，如果是九龙电力的全资子公司或者九龙电力出资比例大于中电投，那就很完美。这个环保公司的控股情况很重要，有知道的说下，我百度了下没看出啥来，水平有限啊。

         百度了下这个公司的脱硝技术及生产工艺，2006年意大利TKC公司正式将选择性催化还原法（SCR）技术转让给远达，F10查了下控股重庆远达催化剂制造有限公司，这个很重要，脱硝技术核心就是催化剂（触媒）的生产。下面该催化剂制造公司的资料，重庆远达催化剂制造有限公司成立于2008年4月，是一家由中电投远达环保工程有限公司独资设立的国有控股企业。公司一期脱硝催化剂生产线设计能力10,000 m3/年，总投资约3亿元，净用地82.5亩，已于2008年9月在南岸茶园长江工业园区开工建设，2009年9月正式投产，是亚洲目前规模最大的脱硝催化剂生产厂之一。公司员工总数150人，其中各类专业技术人员66人，包括博士2人，硕士12人。各类管理人员和专业技术人员均已参加在美国的培训，包括生产线设计与建设、产品设计与研发、运行调试、实验室操作等。目前，公司已经引进世界知名公司美国科美特克公司（CORMETECH）脱硝催化剂专有技术。科美特克蜂窝式催化剂制造技术全球领先，产能全球第一，拥有丰富的生产经验。与美国科美特克公司的技术合作必将为远达催化剂未来的成功奠定良好的基础。公司独立股东远达环保公司是中国电力环保行业的优秀企业，拥有国家级企业技术中心，设立了博士后科研工作站，建立有国内最大的原烟气综合实验基地，引进了意大利TKC公司的SCR脱硝技术和丹麦FLOW VISION公司的流场模拟技术，建立了完善的售后工程服务网络，为远达催化剂公司向客户提供优质的SCR催化剂产品和售后服务提供了强有力的保障。看介绍不止引进意大利一家的技术啊。
         休息下，继续。
综上研究，远达环保的脱硝业务将迎来一轮爆发，背靠中电投，至少中电投下属的火电厂脱硝装置加装或者改造项目远达环保应该都能轻松拿下，肥水不留外人田嘛。这个就是前面说的电力集团之间的壁垒，国电的江苏龙源技术估计抢不到中电投的脱硝改造工程，当然远达也别打国电集团下属电厂的脱硝改造项目注意。由于其余三大集团下属的环保公司，要么没资料要么没上市，这里不说了。

         下面再看下九龙电力F10里面的一些内容，我觉得也是很重要的。主营构成分析，环保工程及服务首次超出了电力销售，并且贡献了大部分利润。因此九龙电力以后将成为一支纯粹的环保股，并且在国家脱硝补助的刺激下，他的脱硝环保业务将迎来极快发展，有望在今后的几年贡献比较的利润，估计市场会对他作出重新定位并重新估值。
         五大电力集团下属的环保公司就到这里结束，其实我也就大概知道两家，另外三家不清楚，希望大家补充完善。其余的环保公司在脱硝这一块业务知道得不多，没有发言权。有空再谈下龙净环保，这个公司在福建老家，也算知道一点。
刚跑到远达催化剂公司主页去溜达了下，还不错，比想象中的要好。由于我们公司的SCR直接采购国外的产品，一直不知道国内的SCR触媒生产情况。九龙电力以后在脱硝市场应该竞争力还是很强的，值得持有。

http://www.taoguba.com.cn/Article/735026/1

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:48
标题: 翻了一些文章，也有人对国家推广近零排放不满，原因是原来的排放标准其实很高了，排放标准再提高，代价不低，环保投入/产出边际效益相对过去比较差。

作者: 沧浪之子1969 时间: 2015-3-3 15:49
标题: 国家的高铁就没赚钱过，事到如今，我们在环保上已经选择不多，花些钱是必须的

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:52
本帖最后由 alex 于 2015-3-3 15:59 编辑

这个商业机会只能在内陆电厂。。。。。沿海地区电厂正逐步采用海水脱硝技术。。。。。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 15:54
标题: 怎么说呢？我们的国家很大，又处于转型期。
不同地区的情况不同。
对于东部沿海发达地区来说，由于经济水平较高，能承受相对高一些的环保投入成本。通俗的说，有钱了，愿意多花钱买命。
对于中西部相对不发达地区来说，经济水平有限，对环保投入的承受力也比东部差。
一刀切，可能有问题。

此外，不同人群的需求，可能是矛盾的。

比如说，提高环保投入，对于环保产业的相关人员，肯定是利好。对于高污染产业，落后产能产业的人来说，就是噩梦了。对于污染企业来说，污染算什么？但随着国家建立越来越完善的全民医保体系，污染造成的健康费用支出，又由谁来买单呢？

最后，说穿了，首先是生存权。要把日子过下去优先，在日子越过越好的时候，逐步把环境搞好，也是趋势。这其中，有个度的问题。

作者: alex 时间: 2015-3-3 15:56

叶尤仁发表于 2015-3-3 15:47

广东居民用电电价（城乡一律），第一档是0.615元/千瓦时。。。。。一般工业用电比这个高，商业用电最高（虽然最近降了0.10元。。。。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 16:01
标题: 　IGCC即整体煤气化联合循环发电系统，是把洁净的煤气化技术与高效的燃气循环发电系统结合起来。
实现煤电近零排放
字号
评论邮件纠错 2015-02-04 01:13:20 来源：科技日报
我国首座整体煤气化联合循环IGCC电站—华能天津IGCC电站
我国首座整体煤气化联合循环IGCC电站—华能天津IGCC电站
　　1月28日，中国石油(601857,股吧)经济技术研究院在京发布《2014年国内外油气行业发展报告》。报告显示，煤炭消费占一次能源消费比重虽比上年下降2.1个百分点，仍达到63.9%。

　　在日前举行的“2015中国煤炭高峰论坛”上，国家能源局煤炭司司长方君实指出，“十二五”期间, 随着经济发展的三期叠加，煤炭行业也走上了结构调整阵痛期。从2012年开始，煤炭价格持续下降，企业亏损面扩大，经济效益下滑，结构产能过剩，煤炭行业进入了相对困难时期。如何使煤炭行业脱困？恐怕实现煤炭能源清洁开发利用和近零排放，与可再生能源协同发展，才是未来中国能源与煤炭发展的唯一道路。

　　“华能集团煤基清洁能源国家重点实验室在绿色煤电技术、二氧化碳减排技术、700℃先进超超临界燃煤发电技术、煤的清洁燃烧技术等方面进行了长期自主研发，研究成果已在华能天津250兆瓦（MW）IGCC示范电站、华能北京热电有限公司3000吨/年二氧化碳捕集装置等项目中得到成功应用。”华能集团清洁能源技术研究院院长、实验室主任许世森在接受科技日报采访时介绍，如绿色煤电技术涵盖的大型高效煤气化技术、燃烧前CO2捕集与封存技术、燃料电池发电技术、系统集成技术等，实验室均开展了自主研究，为绿色煤电计划的实施提供了技术支持和经验积累。

　　首座IGCC电站实现绿色煤电

　　华能集团煤基清洁能源国家重点实验室研发的绿色煤电技术，是开发以煤气化制氢和氢能发电为主，并对二氧化碳进行分离处理的煤基清洁能源系统，可实现燃煤发电污染物和二氧化碳的近零排放。

　　据悉，当前世界上仅美国、欧盟、日本等少数国家和地区有能力进行绿色煤电技术的研究及示范。而我国在“九五”科技攻关、“十五”和“十一五”863计划的持续支持下，于2006年开始实施“绿色煤电计划”。

　　IGCC即整体煤气化联合循环发电系统，是把洁净的煤气化技术与高效的燃气循环发电系统结合起来。相对常规燃煤机组，IGCC电站技术可在能量转换的同时以较低代价实现二氧化碳的捕集。IGCC电站节水性能良好，比同容量同种冷却方式燃煤机组耗水量少1/3—1/2。IGCC技术还可与煤制天然气、煤制油、煤气化制氢、化学产品生产等过程结合组成多联产系统，根据市场需要进行调节，联产热、电、燃料、氢气及化工产品。

　　华能天津250MWIGCC示范电站是我国第一座IGCC示范电站，也是世界上为数不多的几座大型IGCC电站之一。电站关键设备的研制、设计和建设均由国内提供和完成，基本实现了IGCC电站技术的国产化。其中，实验室开发出的具有自主知识产权的2000t/d两段式干煤粉加压气化炉实现工业化。与现有气化技术相比，该气化炉具有煤种适应性好、转化效率高、耗氧量低、环保性能好、可靠性高的特点，达到了同类技术的国际先进水平。该气化炉后续还在煤化工项目中得到推广应用并出口美国，进入发达国家能源市场。

　　2014年，华能天津IGCC电站机组总发电量10.8亿千瓦时，累计运行时间5543小时。气化、净化、燃机和空分系统已基本达满负荷，全厂实现了长周期稳定运行。据测试，华能天津IGCC电站的实测硫排放与粉尘排放都小于1毫克/立方米，脱硫效率超过99.99%，氮氧化物排放在燃气轮机机组设计工况运行时小于50毫克/立方米，低于我国燃机排放限值。若辅助配合脱硝装置，氮氧化物排放可进一步控制在10毫克/立方米以下。另外，电站可实现将煤中的硫全部回收为副产品硫磺，不会形成二次污染。

　　“华能天津IGCC运行的可靠性和可用率均优于国外IGCC的水平。今后，实验室还将继续开展绿色煤电计划后续阶段的工作，重点研究大型IGCC机组、3000吨/天级干煤粉气化炉、熔融碳酸盐燃料电池发电系统等核心工艺和工程、运行以及控制技术，不断推动我国在绿色煤电领域的技术进步。”许世森说。

　　开我国燃煤电厂二氧化碳捕集先河

　　碳捕集、利用与封存（CCUS）是一项大规模温室气体减排技术，据亚洲开发银行研究，如不采用CCUS技术，我国碳减排成本将多付出30%。在2014年北京APEC会议期间，我国承诺将二氧化碳排放峰值控制在2030年左右。碳减排峰值目标的确定也意味着在2030年以前，我国CCUS技术需完成产业化布局以完成减排任务。

　　近年来，国际范围内非常重视CCUS技术创新及项目示范。当前全球已建、在建和计划建设的CCUS项目，包括单一的捕集、利用或封存环节项目和同时考虑捕集、利用与封存的全流程项目超过200个，其中全流程项目约60个。

　　许世森介绍说，我国CCUS技术起步相对较晚，总体上仍处在研发和早期技术示范阶段。特别是与国际先进水平相比，我国CCUS技术在核心技术、关键装备研制、系统集成与全流程工程规模等方面仍有差距。华能集团煤基清洁能源国家重点实验室通过技术研发及多个示范项目的建设和运行积累了宝贵的经验，具备了规模化捕集系统设计能力。

　　据悉，实验室研发团队于2008年建成华能北京热电厂3000吨/年二氧化碳捕集试验示范装置，并投入商业运行。该装置作为我国第一套工业级的燃煤电厂烟气二氧化碳捕集系统，全部采用国产设备，捕集到的二氧化碳纯度为99.5%，进一步精制后产出的液体二氧化碳纯度为99.997%，达国家食品级标准。

　　“该项目标志着我国在燃煤发电领域，二氧化碳捕集技术首次得到应用。”许世森说。

　　2009年12月，实验室研发团队建成当时世界上最大的燃煤电厂二氧化碳捕集工程—华能上海石洞口电厂12万吨/年烟气脱碳工程，该装置的能耗有了大幅降低，标志着我国在该技术领域达到了世界领先水平。

　　2012年11月，实验室采用专利技术并承担工程设计的榆林煤化5万吨/年二氧化碳提纯工程建成投产，纯度达99%，并进行了利用二氧化碳提高石油采收率的先导性试验。

　　2012年，实验室参与挪威石油公司百万吨燃机烟气二氧化碳捕集工程的投标，建成了我国第一套燃气烟气二氧化碳捕集装置，规模为1000吨/年，完成了3000小时的连续运行测试，保证系统运行和排放满足北欧最为严格的质量环保体系要求。

　　“围绕该研究方向，实验室未来还将研制出具有自主知识产权的高效、低能耗、大型二氧化碳捕集、利用及封存一体化核心技术和成套技术，在世界范围内引领行业技术进步。”许世森说。

　　超超临界燃煤发电技术与国外基本同步

　　700℃超超临界燃煤发电技术是目前世界上最为先进的火力发电技术，机组净效率可达50%以上，能显著降低燃煤电站的煤耗、污染物排放水平。

　　据了解，华能集团煤基清洁能源国家重点实验室的研发团队承担了国家能源领域重点项目《国家700℃超超临界燃煤发电关键技术与设备研发及应用示范》的牵头组织工作，并负责我国首个关键部件实炉挂片试验平台的建设及运行工作。该项目对于完成我国火电结构优化和技术升级，实现我国火力发电行业的跨越式发展具有重要意义，将带动我国发电设计、装备制造业、高端材料生产企业的技术进步，提高相关企业的国际竞争力。

　　经攻关研究，在试验平台建设和材料研究方面，实验室已完成700℃试验验证平台技术设计和施工设计，掌握了目前国内外有望应用于700℃机组的主要材料的相关技术特性，试验平台各主要部件正在进行制造加工，计划于2015年完成平台建设并投入试验运行。在系统优化方面，实验室创新性地提出了“M”型布置和倒置布置的700℃先进超超临界燃煤锅炉结构形式，已获得国家发明专利和美国专利。

　　目前，我国700℃超超临界发电技术研发进展与国外基本同步。

　　“未来，实验室将紧密结合700℃验证试验平台的建设和运行，与相关研发单位紧密配合，完成700℃超超临界燃煤发电机组高温镍基合金材料的选择、研制和挂片试验研究，开发具有自主知识产权的锅炉设计技术，为我国率先在世界上建设和运行世界首台700℃超超临界发电示范机组提供技术支持。”许世森说。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 16:14
标题: 和想象的相反，外三作为世界上供电煤耗最低的电厂，由于常常得以最低负荷运行，外三的煤耗有所上扬。为啥？主要是西电东送、上海买了太多的外来电，导致上海本地的电厂运行负荷率不断走低，常处于最低负荷运行。
“近零排放”或使输煤比送电每年节省近千亿元
2014-09-22 09:32:00　来源: 澎湃新闻网(上海)　有0人参与分享到


燃煤电厂一直是产生雾霾的重要原因之一。赵昀澎湃资料


      雾霾笼罩下，燃煤电厂一直备受诟病。中国煤炭资源及消费分配不均，出于化解东部能源生产过度密集和环境容量瓶颈的矛盾，目前能源布局原则是，大力发展坑口电厂+长距离跨区域输电。但这可能让供电煤耗每度陡然上升60克左右，如果全面推行，或导致中国每年浪费数百亿元。
      9月16日，在上海国际会议中心召开的第三届高效清洁燃煤发电技术国际会议（下称“清洁煤大会”）上，北京国能中电节能环保技术有限责任公司常务副总裁江浩提出了另一个观点，在燃煤电厂“近零排放”的前提下，负荷中心建电厂更节能更经济。燃煤电厂“近零排放”是在现性排放标准的情况下，通过技术优化和改造，将排放标准进一步提高至燃气排放标准，并能够降低气溶胶等污染物的排放。
      根据江浩测算，若将煤电方式从“燃煤+负荷中心电站（湿冷）+近零排放+热电联产”改为“坑口电站（空冷）+长距离输电”煤耗增长约60克/度。
      60克，不是小数目，这意味着中国煤电行业近10年来的节能努力付诸东流。中电联提供的数据，2013年，中国火电的供电煤耗降为321克/度，比2003年下降了59克/度。
      60克，还相当于世界最高效电厂、上海外高桥第三发电有限责任公司（下称“外三”）供电煤耗（276克/度，2013年）的1/4。在煤电界，10克煤耗，一代技术。坑口气冷+远距离输电，相当于把煤电技术拖后了好几代。按2013年全国发电量52451亿千瓦时、煤电占比73.8%，假设煤电全部来自坑口电厂来计算的话，则意味着每年将损失2.32亿吨煤，单从煤炭使用这块浪费资金近千亿元。
      “坑口建电厂，所建的地方一般比较缺水，采用的空冷机组比湿冷机组的供电煤耗要高约克/度。”江浩介绍说，“去年看到的统计数据，国家电网主网架的线损大概在6.3%左右。相对来说，若是采用供煤的方式，如果100%的铁路运输能耗在0.5%，如果是采用一半铁路一半汽车运输能耗在2%左右。”
      除了线损之外，长距离送电，一般采用的是超高压和特高压的方式，特高压的投资仍是一个大头，而所建设的电网仅能用来输电，其他什么也做不了。仅“十二五”期间，国家电网就规划投资近5000亿元，建设特高压输电线路4万公里、变电（换流）容量4.3亿千伏安。
      另外，坑口电厂的热电联产条件较差，负荷中心要实现的可能性较大。而且，负荷中心，废气、废渣的利用率高，若是在中西部，堆积的可能性较大。
      目前之所以推崇坑口电站+长距离跨区域输电，是迫于雾霾的压力。不过，随着更严环保标准的出台，煤电也能做到和燃气发电一样清洁。
      事实上，中国的煤电环保已经走在了世界前列。截至2013年，全国已投运烟气脱硫机组容量约7.15亿千瓦，占全国煤电机组容量的91%，比2005年提高了75个百分点，比美国高30个百分点；如果加上循环流化床锅炉的话，几乎100%具备了脱硫能力。
      烟气脱硝机组容量达到4.3亿千瓦，煤电脱硝比例达到55%，比美国高5个百分点，仅2013年建成脱硝容量就接近美国火电脱硝总容量，预计2015年该比例将达到85%以上。所有煤电机组都配置高效除尘设施，除尘设施平均效率由2005年的98.5%上升到2013年的99.65%。
      其中，单位千瓦时二氧化硫排放量水平世界先进。煤电单位发电量的二氧化硫排放量（排放绩效）从2007年就开始低于美国，达到世界先进水平。2013年煤电二氧化硫排放绩效降至1.96克/千瓦时，比美国2012年低0.48克/千瓦时。
      在此基础上，中国还在继续提升煤电厂的环保指标。今年7月1日，号称“史上最严”的火电排放标准开始实施。而更高排放标准的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》（下称“行动计划”）全文也于9月19日公布。行动计划称，东部地区11省市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。
      越来越严的燃煤机组排放标准，使得燃煤电厂排放更清洁，能满足环保的要求。江浩在接受澎湃新闻（www.thepaper.cn）采访时说，“近零排放”每度电最高增加1分钱的成本，还是能够接受的，排放能够达到燃机机组的排放指标，“既然燃机都能建，为什么燃煤电厂不行呢？”
      目前，中国的电力由各级电力调度中心进行调配，外来电和本地电若不能较好协调，也会大大影响本地电厂运行效率。
      以外三为例，作为世界上供电煤耗最低的电厂，由于常常得以最低负荷运行，外三的煤耗有所上扬。就在清洁煤大会外三参观时，有国外专家问为什么外三以这么低负荷运行，高效节能的电厂，应该发挥最大的价值才对。外三总经理冯伟忠笑称，这个负荷已经是高的了，“这还是跟他们（电力调度中心）说今天让我们多发点电，有老外要来参观。平时的话，更低。”
      “现在有各种各样的原因，主要是西电东送、上海买了太多的外来电，导致上海本地的电厂运行负荷率不断走低，常处于最低负荷运行。我们100万千瓦机组以最低负荷40万千瓦运行，与满负荷运行的煤耗差不多要到15克以上。今年煤耗我估计277也撑不住。有好几天，煤耗大幅度上升都到了290多克，都是因为要低负荷运行。”冯伟忠抱怨说，“低负荷运行，使我们降低的煤耗又增加了，相当于我们又自废了武功。”
      将雾霾的板子打在煤电上，并不公正。雾霾的主要贡献者，其实是散烧煤。中国的电煤占煤炭消费的比重多年来一直在50%左右，远低于国外甚至是世界平均水平（美国约占93%、加拿大85%、德国84%、英国75%、俄罗斯64%，世界平均比例约78%）。电力是实现燃煤高效、清洁利用的最佳方式。但现实中，中国仍存在大量煤炭被直接燃烧利用（如居民分散燃煤供暖），这部分煤炭使用排放的污染物对环境质量的影响远远大于电力行业。
(原标题：“近零排放”或使输煤比送电每年节省近千亿元)

作者: polarbear 时间: 2015-3-3 16:19
党八股报道，也别全信

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 16:24
标题: 你这都啥阅读能力啊，丫的技术先进的很，就算低负荷，煤耗也是先进水平。
今年煤耗我估计277也撑不住。有好几天，煤耗大幅度上升都到了290多克，都是因为要低负荷运行。

在2012年时，外三两台超超临界机组在负荷率77％情况下，含脱硫和脱硝的实际运行供电煤耗已经达到276.14克/千瓦时。不仅远远低于原世界纪录保持者——丹麦NORDJYLLAND电厂3号机286.08克/千瓦时（2009年）和日本排名第一的矶子电厂1号机303.7克/千瓦时，而且效率水平已与国际尚在研发中的下一代蒸汽温度700℃等级高效超临界机组的期望效率相当。

作者: alex 时间: 2015-3-3 16:28

叶尤仁发表于 2015-3-3 16:12

广东的煤主要从澳大利亚进口。。。原因是进口煤比到港的国产煤便宜很多。。。

作者: alex 时间: 2015-3-3 16:29

mm6fan 发表于 2015-3-3 16:01
实现煤电近零排放
字号
评论邮件纠错 2015-02-04 01:13:20 来源：科技日报

这个太贵了，大约近1元一度电。。。。

作者: mm6fan 时间: 2015-3-3 16:37
标题: 国网有协调的，尤其是西电东送的电，要保障的。

作者: alex 时间: 2015-3-3 16:40

叶尤仁发表于 2015-3-3 16:34

我说TGCC。。。。。。

作者: 龙塘 时间: 2015-3-3 16:45
标题: 2013年我国火电供电平均煤耗为321克/千瓦时。两台超超临界机组在负荷率77％情况下，含脱硫和脱硝的实际运行供电煤耗已经达到276.14克/千瓦时。不仅远远低于原世界纪录保持者

mm6fan 发表于 2015-3-3 15:17
上海外高桥第三发电厂：重新定义“煤电”
2013/8/28 9:39:25 中国能源报贾科华

欢迎光临鼎盛网 (http://www.top81cn.cn/)