按月份存档： 2月, 2018

日前，国家发改委、国家能源局联合发布 发改能源〔2017〕1901号 《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，这是继今年3月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知征求意见稿》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件,本政策将对分布式发电产生极大的促进作用!
根据通知中的描述，参与分布式发电市场化交易的项目主要分为两类：
1) 单体容量不超过20MW，接网电压等级在35KV及以下;
2) 单体容量在20~50MW之间，接网电压等级不超过110KV并在电压等级范围内实现就近消纳。
交易模式分为以下几类：
1) 分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付过网费;
2) 分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去过网费后转付给分布式发电项目单位;
3) 电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
电力交易组织：
1) 建立分布式发电市场化交易平台，主要依托省级交易中心，在市县级电网区域设立分布式发电交易平台子模块;
2) 符合准入条件的分布式发电项目向当地能源主管部门备案，经电力交易机构进行技术审核后，与就近电力用户按月或年签订电量交易合同
过网费征收标准：
1) 过网费由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价;
2) 当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准。超过时执行上一级电压等级的过网费标准。
有关政策支持：
1) 除收取过网费外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用;
2) 光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;
3) 单体容量不超过20MW的，度电补贴需求降低比例不得低于10%;
4) 单体容量在20~50MW之间的，度电补贴需求降低比例不得低于20%;
5) 分布式发电市场化交易的可再生能源电量部分视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量，对应的节能量计入购电方。在实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电量计入当地电网的可再生能源电力配额完成量;
6) 国家发改委和国家能源局将在回复试点方案论证意见时一次性确定试点地区到2020年底前的总建设规模及分年度新增建设规模。试点地区的新建50MW以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。
试点地区方案：
1) 电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域;
2) 2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。国家发改委和国家能源局对试点方案进行论证后将论证意见回复有关省级能源主管部门;
3) 2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易;
4) 2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。试点顺利的地区可向国家发改委和国家能源局申请扩大试点或提前扩大到省级区域全面实施。

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煤炭和电力两个行业再次陷入了冰火两重天的境地。
日前，国家统计局发布消息称，1月份-10月份，煤炭开采和洗选业实现主营业务收入23496.3亿元，同比增长32.9%；实现利润总额2506.3亿元，同比增长628.8%。
前不久，中国煤炭协会会长王显政表示，在全国煤炭产量增加，价格回升的基础上，今年前9个月全国规模以上煤炭企业主营业务收入2.01万亿元；90家大型煤炭企业利润总额（含非煤）1041亿元。
中国华电集团公司副总法律顾问、企业管理与法律事务部主任陈宗法在2017上海能源创新论坛上指出，继2015年总利润冲破1000亿元之后，占据中国发电装机半壁江山的五大发电集团眼下正面临全行业的业绩掉头向下。
数据显示，截至今年三季度，五大发电集团的利润总额仅258亿元。
从去年下半年开始，煤价开始止住连年跌势，强势反弹。秦皇岛5500大卡动力煤价在2016年11月份超过600元/吨，并在此后基本维持在高位。
由于煤炭成本占火电行业经营成本的70%以上，大幅上扬的煤价使得火电行业经营成本持续攀升。自2016年10月份开始，五大发电集团煤电板块开始出现整体亏损，并且亏损额持续扩大。
陈宗法还指出，五大发电集团经营业绩经历了2015年的置顶、2016年的腰斩，今年马上要掉到地板上了。目前煤电行业约有三分之二陷入亏损，其中山西的亏损面已达88%。2018年-2020年，发电企业面临的形势也不容乐观。
中电联在发布《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》时就指出，下半年，全国电力供应能力将呈现总体富余、部分地区相对过剩的走势。电煤价格继续高位运行，市场交易电量降价幅度较大、且规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，预计煤电企业将持续亏损，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。
由于煤电矛盾愈发尖锐，发改委等有关部门不断采取相关措施控制煤价。包括从煤企端控制价格较快上涨，要求煤企签订中长期合同，打击哄抬煤价等行为，竭力抑制煤价处于过高状态。
11月29日，《证券日报》记者了解到，发改委发布了《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，旨在指导煤炭产运需三方做好2018年中长期合同签订履行工作，促进煤炭稳定供应和上下游行业健康发展。
通知指出，支持企业自主签订合同。各地区有关部门要减少对微观事务的干预，充分尊重企业的市场主体地位，支持依法依规生产、经营的煤炭和用户企业自主签订合同。鼓励供需双方直购直销。在签订中长期合同中，鼓励支持煤炭供需双方多签直购直销合同，减少中间环节，降低交易成本。
其中，中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，铁路、港航企业对中长期合同在运力方面要予以优先安排和兑现保障。
发改委副主任连维良日前表示，目前市场煤价处于相对高位，要引导煤价下行并处于合理区间，煤价处于高位既不利于落后产能退出，也不利于全社会用能成本下降，更不利于上下游的协同。
随着煤价逐步回落至合理区间，火电行业盈利水平或有所提高。
兴业证券研究报告指出，由于电力总体过剩，火电行业正迎来深层次的结构调整。火电经营主要受煤炭价格、市场电价各类政策和用电量需求等多维因素的影响。
需要一提的是，发改委等部门正在试图通过煤电联营的方式来解决煤电矛盾。
中宇资讯分析师徐时楠向《证券日报》记者表示，现阶段，一方面当前煤价长时间高位运行，另一方面国家“降成本”的政策方向使终让电价难以再调，煤电双方企业只能通过不断博弈缓慢推进供给侧改革的道路。由于我国煤炭电力两个行业市场化程度存在较大不同，煤炭市场化和用电靠计划，煤电矛盾长期不能彻底化解。
他还指出，未来煤电联营是整个产业发展的大趋势，内部结构的优化调整，能够提升公司的整体经营效益。同时，煤炭企业涉足火电业务的趋势也在加强。
证券日报 李春莲

2016年底全国已有60％以上火电机组完成烟气超低排放标准要求，到2017年10月估计全国(上网电厂)大约完成80％左右烟气超低排放的要求。目前，相当多的电厂正进行或完成烟气超低排放灵活性控制改造，使机组能在超低排放的基础上，机组可以全负荷调峰，满足社会不同时段电负荷要求，同时可以配合风电、太阳能供电、水电等可再生能源充分发挥作用。另外，火电厂为了进一步清洁生产，已经有几十台机在改造或已完成在运行的脱硫废水零排放技术装备。
最近，电力系统不负众望，又出新招，使火电厂逐渐成为清洁能源一个重要组成部分，又踏入烟气深度超低排放技术，使烟囱看不到白烟、告别石膏雨，进一步使烟气中的硫酸盐、硝酸盐、S03以及氨逃逸的气溶胶等再减少，使烟气中一次生成的污染物更少，也就是小于PM2.5um以下颗粒物更少，使大气更清洁，使我们都有更健康的身体。
这不是幻想，上海外高桥三厂7号1000MW机组在脱硫后使用烟气冷凝除水技术，在2016年8月投运后完全消除了白烟，回收烟气水份约50t/h，在达到设计温度和额定负荷时预计可回收约80t/h。每年可減排多种污染物约200纯。另外还有大唐托克托6号600MW机组小型试验装置也采用了烟气冷凝除水技术，也可以消除白烟，折算到600MW负荷回收水量将达到60t/h，回收污染物没做检测。
总之，在脱硫后加装烟气冷凝除水装置可以消除烟囱上的白烟，可以深度减排多种污染物，可回收大量水，一举三得，值得推广应用，现已有电厂在调研，有些电厂已打算改造采用。下面介绍主要的案例。
1.外三＃7机组烟气冷凝除水技术
1.1 外三电厂概况
上海外三7号1000mw超超临界机组，锅炉为2953t/h，当前的燃煤烟气量853.2m3/s，采用三层除雾器湿法脱硫装置，烟气污染物排放指标已达到超低排放要求，NOX、SO2和烟尘的平均排放浓度分别19.27mg/m3、14.83mg/m3和2.42mg/m3，符合国家超低排放排放要求。因经湿法脱硫后的出口烟气是饱和湿烟气，含有大量的水蒸汽，经烟囱排出后，在低温下空气凝结成含有其它污染物微小的液滴，从而造成烟囱“白烟”现象。
1.2 烟囱消除白烟方案选择
外三电厂一台1000MW机组烟囱外排100t/h水量，同时还产生视觉污染的白色烟羽和部分的污染物。采用湿式电除尘可以进一步可深度除去烟气中的污染物，不节水还增加耗水，维护较麻烦；采用MGGH只能减轻白烟和使烟气抬升高度增加，使污染物稀释扩散更大的范围，对减少用水量没有作用。经过调研以及技术经济比较论证后，采用冷凝法烟气除水减排法技术；
1、可以回收大量凝结水、回收水处理后可供脱硫系统使用并消除白烟；2、通过凝结水的过程同时回收部分烟气中的PM2.5、Hg、S03、氨的气溶胶等多污染物联合脱除，并对大气造成二次污染生成物得到减少；3、消除烟羽的视觉污染。这是一举三得可行方案。
1.3 冷凝除水减排技术
在脱硫塔出口水平烟道加装冷凝换热器（相变凝聚器）。冷凝器内是由数量众多的柔性冷凝管排组成，管束采用高导热性耐腐蚀CAC改性塑料构成换热器，和省煤器结构相似，管外通过要冷却的饱和湿烟气。
其原理是进入除湿器内的饱和湿烟气被管束进行降温，使得饱和烟气中的水蒸气发生相变，由汽态冷凝成液态，从而增加局部区域内的雾滴浓度，促使烟气中含尘的微细颗粒物长大并脱除。较大粒径颗粒由于自身惯性碰撞到柔性管排被拦截，而被壁面水膜粘附脱除。
系统通过循环泵采用长江水开放式降温，达到除水、污染物减排、消除白色烟羽的深度超低排放目的。
1.4 冷凝法除湿减排工程投运后技术经济分析
2016年8月投入运行后，由于当时环境温度较高，循环冷却水温高于设计温度，机组负荷也没有达到额定设计值，所以性能试验没有完成。仅提供当时测试报告得出以下几点结果；
（1）消除烟囱白烟效果明显
2016年8月份投运，当仅投入冷凝系统之后，“大白烟”现象明显减轻，烟羽颜色很淡且很短。9月份烟气加热系统投入之后，仅提高温度6℃，“大白烟”即完全消除，效果显著！
（2）节水明显
节水效果已经非常明显，冷凝收集烟气中水份约50t/h；预计在设计温度下运行时，收水可达80t/h以上。脱硫实际蒸发水量约为70-80t/h，可实现脱硫零水耗。
（3）去除多污染物效果
根据电厂烟囱冷凝水测试报告，冷凝法除湿减排工程投运以后，按年利用小时数5500小时计算，可减排多污染物（含可溶性盐分）约200吨。
（4）技术经济效果分析
本技术革新项目总体投资费用为4553万元。年运行费用约为79万元.
（5）系统简单，设备少便于维护操作。
（6）不足之处，效率和效果受环境温度影响。用一次性开放式大量冷卻水，缺水地区使用有一定难度
1.5、冷凝除水减排技术从以上的简要分析，投资和年运行费用与节水和减少多项污染物排放比较具有较好的经济效益和社会环境效益，全国第一家推出的革新成果，适合条件的电厂有推广价值。希望尽快做出该系统性能试验。
2.托克托6号机组烟气冷凝除水
（冷却水与烟气接触+空冷）技术
大唐托克托电厂6号600MW机组，采用的是清新环境公司开发的湿法脱硫零补水技术，即烟气冷却除水技术。是通过在传统脱硫吸收塔后串联冷却凝结塔的方式，回收脱硫净烟气中的饱和水汽，从而达到脱硫零补水的效果。冷却塔采用―旋汇耦合‖技术后，在极小的液气比条件下即可实现气液的充分接触换热，提高了换热效率。
同时旋汇耦合装置拥有良好的气液接触功能也保证了烟气中夹带的尘和石膏液滴的捕集，再经过管束除尘器进一步除尘。系统整体不但能够回收水分，同时可以对污染物进行二次脱除。所以，在传统的脱硫塔后搭建了满负荷约20000Nm3/h烟气量的热态试验台架。进行工程试验。
2.1 烟气冷凝除水技术
脱硫塔排出的饱和净烟气进入冷却凝结塔，经过旋汇耦合装置与喷淋的冷却循环水进行剧烈的汽水混合，实现换热降温冷凝，大颗粒的冷凝液被循环喷淋水捕集直接进入冷凝塔底水池，其余的细小液滴被管束式除尘除雾器捕集后进入水池。冷却凝结塔内也设置管束式除尘、除雾器，用于减少冷凝烟气的夹带水量。
冷却凝结塔内利用气液直接接触的高效换热，冷却循环液通过空冷器间壁气液换热，换热效率高，可有效保证和控制净烟气的降温凝结过程。调整喷淋量，调整运行温度，调整冷却空气流量等，来保证烟气冷凝水量的稳定；凝结水质呈酸性PH≈2.7，塔内衬玻璃鳞片防腐，塔内喷淋水管采用FRP管道。
塔外阀门、管道等均按防腐蚀衬胶管道，冷却循环泵按耐酸腐蚀泵选型，空冷器通流部件选用316材质。冷却凝结塔下部可储存大量的凝结水，用冷却水泵送入空冷器冷郤后送回冷凝塔循环喷淋冷卻使用。系统中为了供水稳定，加装缓冲箱。
2.2 运行较果
该项主要目的是脱硫零补水试验，该系统其满负荷烟气量约为20000m3/h，其相当于600MW机组满负荷烟气量的1%。在固定空冷器工况以及循环冷却水流量的工况下，逐步的增加节水系统负荷。由于节水效率跟环境温度有一定的关系，一天中的各个时间段温度变化的数据。试验结果可以看出，回收水量平均量为0.618m3/h，折合成600MW机组回收水量将达到60m3/h，可以满足单台600MW机组脱硫系统用水量。
空冷器是装置中最容易受结垢影响甚至堵塞的试验装置，试验运61天，空冷器进出口差压在160Kpa以内，有可能可以长时间运行。经测试各项指标都达到预想的目的，阻力、能耗、回收水质等项目进行系统分析，表明对节水效果非常好
第三方检测单位的检测结论：能实现湿法脱硫净烟气中冷凝液回收，实现高效脱硫除尘以及湿法脱硫系统废水零排放。
2.3 今后的发展趋势
（1）上面介绍只是一种小型试验装置，放大到300MW、600MW、1000MW机组上使用，首先是体绩很大，在工程应用方面确实存在一些局限性。首先装置需要一定的占地空间。装置主体包括了几乎和脱硫吸收塔同样尺寸的冷却凝结塔，工程应用中的空冷器组同样需要充分的场地，此外需要增加冷凝水缓冲箱。
（2）在大机组使用时阻力、能耗、流速都会影响到换热效率，能否在工程应用还有大量工作要做。
（3）与上海外三电厂有很大的差别，没有做到一举三得，消除白烟、大量节水、去除烟囱排放污染物等，目前，只是小型工程试验。
（4）效率环境温度影响较大。
3.高性能旋流式分离深度净化器
高性能旋流式分离器是一种静态设备，运行过程中无需用电和用水，本技术具有稳定性高、无二次污染等优点，是解决燃煤电厂尾部烟气石膏雨、硫酸雨排放以及粉尘超低排放并减缓烟囱腐蚀的先进专利技术。
烟气进入净化器壳体内的分离涡管，分离涡管把净烟气中的烟尘（包括石膏颗粒和硫酸雾滴）进行分离，且通过对涡管的特殊设计将分离下来的雾滴及颗粒与主流隔离，避免烟尘的二次携带，当脱硫塔出口烟气雾滴浓度≤75mg/Nm³时，设备出口可达到≤20mg/Nm³。收集系统则将分离出来的雾滴及尘颗粒进
行收集并排入集水箱，然后送入脱硫塔内。冲洗系统采用脱硫系统的工艺水，仅在启停机时对核心分离装置进行冲洗，避免装置结垢。
安装在脱硫塔出口和烟囱之间的水平或垂直烟道上，其截面尺寸基本与烟道一样大小，长度约为四米，可以看成为烟道的一部分，安装方便，现场施工只需停机10天便可完成。
据报导已在：
（1）山东章丘电厂145MW1号机组使用，烟尘二氧化硫、氮氧化物出口平均排放浓度分别为1mg/m3、27mg/m3、33mg/m3。
（2）长沙电厂1号660MW机组在50％以及100％负荷测试出口排放结果；烟尘分別为2.4mg/m3、1.7mg/.m3。
（3）淄博热电200t锅炉在负荷167t/h时烟尘排放浓度1.51mg/m3。
由于结构原理没有得到详细介绍，测试结果不全面，从系统和结构看没有深度除水作用，所以没有脱水状况没有测试结果，目前来看，只能说是超低排放深度治理的一种手段，尚未有“脱白”功能。
4.结语
(1)目前制定大气环境地方标的有河南、河北、上海、山东、淅江等省市，现天津、上海、淅江又下文规定应采取温度控制及有效措施消除石膏雨、有色烟羽等现象。即通过采取相应技术降低烟气排放温度和含湿量，收集烟气中过饱和水蒸汽中水分，减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。可能很快就出现烟气深度超低排放治理出现日程上。
(2)采用MGGH只能减轻白烟和使烟气抬升高度增加，污染物没有减少，只起到稀释扩散更大的范围，对节水量没有作用，投资也不低。建议不再采用。
(3)用消除烟囱白烟较为通俗，但用烟气深度超低排放较为全面适合，所以，标题采用后者。
(4)上面只介绍了两种案例，一种水冷、一种空冷，其他技术尚未收集到。在应用中要根据电厂环境和周边的条件因地至宜考虑方案。
作者简介
江得厚，原河南电力试验研究院副总、总工程师，教授级高级工程师。1993年荣获政府特殊津贴有突出贡献专家。近25年从事火电厂烟气污染物排放治理等试验研究工作。