越南永新项目2号机组顺利实现并网一次成功
/在： 技术文档/通过： admin2018年9月10日14时22分，由南方电网投资建设的越南永新燃煤电厂一期BOT项目2号机组实现首次并网一次成功！机组各系统参数正常，主辅设备运行稳定。越南永新项目2号机组并网一次成功，为机组下一步顺利通过168小时试运行奠定了坚实的基础，也标志着该项目进入实现2018年“双投”目标的冲刺阶段。
据介绍，越南永新项目2号机组自2018年9月7日20时40分首次点火，在各方工程技术人员的共同努力下，9月9日15时55分实现首次冲转一次成功，顺利达到额定转速3000转/分钟并成功定速。
9月10日，在得到越南国家电力负荷调度中心的许可后，运行人员随即执行并网前的各项检查工作，随着901开关的合闸成功，机组负荷升至32MW，成功并网带初负荷。汽机转速3000 r/min，主汽温度508.9℃，再热器温度478.9℃，主汽压力6.1MPa，并网期间机组声音、振动、轴承温度等均符合技术规范要求，各系统运行稳定。
燃煤电厂低投资高效能废水零排放技术有待研发
/在： 技术文档/通过： admin“适应废水零排放环境管理趋势，加强燃煤电厂废水利用的环境管理，指导燃煤电厂废水零排放技术路线的制订，积极推进节水增效工作。这是当前火电行业环保工作的重点。”日前，在内蒙古自治区包头市召开的燃煤电厂全厂废水综合利用及废水零排放技术交流研讨会上，中国电机工程学会热电专业委员会原秘书长郁刚表示。
燃煤电厂是我国工业用水的大户，其用水量和排水量十分巨大，在工业用水中约40%用于燃煤电厂，燃煤电厂每年的排放量约占全国工业企业排放量的10%。近年来，“减少电厂水耗”和“废水排放量”等关键词越来越频繁地进入更多火电厂的视野。
火电用水问题成下一步环保重点
“高效用水和深度节水型火力发电机组是未来10年燃煤火电机组设计、运行优化的重点之一。缺水地区燃煤机组运行面临取水指标低和取水价格高的问题，倒逼机组进一步减少用水。”中国能源建设集团规划设计有限公司高级工程师黄晶晶在上述会议上表示。
记者了解到，我国大型煤电基地主要集中于过度取水地区和干旱地区。超过50%的燃煤火电机组位于过度取水地区，高效用水和深度节水问题突出。
“近两年政府部门密集发布的环保政策表明，党中央、国务院高度重视生态环境保护工作，火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度节水和废污水零排放已成为必然选择。”郁刚在会上接受《中国电力报》记者采访时表示。
记者注意到，从2015年《水污染行动计划》发布以来，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》《控制污染物排放许可制实施方案》《“十三五”生态环境保护规划》《火电厂污染防治技术政策》等政策也陆续出台，这些政策要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时，也必须更加重视深度节水和废水零排放工作。其中，《水污染防治行动计划》更是明确指出，到2020年，电力等高耗水行业达到先进定额标准。
“火电耗水量2000年达到45亿吨，2011年达到峰值91.3亿吨，随后耗水量逐年下降，2016年降至55.8亿吨。火电单位发电量耗水量持续下降，由2000年的4.1千克/千瓦时降至2016年的1.3千克/千瓦时，降幅达到68%。”《中国电力行业年度发展报告2017》对火电用水进行了统计。
“应进一步推广燃煤电厂以城市中水为主要水源，将城市中水利用落到实处。加强燃煤电厂外排水对环境的影响评估，合理、有序推进燃煤电厂的节水降耗，有针对性地开展全厂废水零排放工作。重视电厂非计划用水，重视暴雨初期雨水的排放管理。”黄晶晶在会上作出建议。
从“脱硫废水零排放”到“全厂废水零排放”
记者注意到，2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计技术规程》明确指出，火电厂的脱硫废水处理设施要单独设置，优先考虑处理回用，不设排放口，必须实现废水零排放。
“我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚。但是随着环境保护的法律和监管越来越严格，燃煤电厂废水零排放越来越多地被提及。”郁刚表示。
近年来，随着环保技术的不断进步以及环保理念的革新，一些走在环保前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划，不惜在环保上投入大量资金，但即便如此，目前国内真正实现全厂废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。
“燃煤电厂废水综合利用及零排放工程性能试验，是近年来新近兴起的一门性能试验项目。由于其工艺路线的多样性，试验性质与试验内容也五花八门。”国电科学技术研究院化学技术研究所陈钢表示。
华北电力大学副教授刘松涛告诉《中国电力报》记者，火电厂除脱硫废水外，各类废水经处理后基本能实现“一水多用、梯级利用”，废水不外排。因此，实现废水零排放的关键是实现脱硫废水(包括流入脱硫系统的循环冷却排污水和反渗透产生的高盐废水)零排放。
电力规划设计总院水务环保处主任工程师韩宇超针对脱硫废水零排放的路线给出建议，相关技术路线的选择可以因地制宜，如西北部地区可以采用蒸发塘的方式实现零排放;石膏综合利用不畅的地区可以考虑采用再循环的方式;同时有湿发脱硫和喷雾半干法脱硫的电厂可以采用两者结合的方式，有湿式出渣系统的电厂可以考虑将脱硫废水处理后用工作出渣系统补水。
“全厂废水零排放技术方向趋向于低运行成本，高适应性和可操作性，降低环保运营负担，同时兼顾对水量、水质的适应性和可靠性，基于在脱硫废水排放系统、电厂热力系统等方面全方位的深厚功底，制订最适合电厂零排放技术路线。”北京国电龙源环保工程有限公司设计部总工程师陈鸥在接受《中国电力报》记者采访时谈道。
低投资高效能的废水处理技术有待研发
“低投资、高效能的废水处理回用技术有待研发与推广应用。标杆电厂节水工程实际上以付出巨大经济利益为代价，脱硫废水、反渗透浓水等高含盐废水处理代价较高，不仅初期投资成本较高，而且运行和设备维护成本更是需要付出巨大投入。如‘预处理+蒸发结晶’的工艺在部分电厂投运，但其成本极高，目前国内已建设的工程造价每吨水约为300万元，每吨水运行成本在100～150元。”相关专家在上述会议上表示。
“目前来看来各种处理方法在技术上都是可行的，工程投资相差不大，差异主要体现在运行成本上，相对于蒸发结晶，烟道蒸发在运行成本上具有一定的优势，也是目前各个电厂选择较多的技术路线。”韩宇超表示。
来源:中国电力新闻网 作者:冯义军 张玉坤
火电大气污染面临的挑战与对策
/在： 技术文档/通过： admin尽管中国燃煤发电大气污染物控制技术处于世界领先水平，常规三大污染物（烟尘、SO2、NOx）实现了燃煤电厂与燃气电厂同等清洁，但未来火电发展仍然面临挑战，主要表现在以下6个方面。
1温室气体排放量巨大
燃煤发电机组单位发电量产生的CO2排放量约0.76~0.92kg/(kWh)，而燃气发电单位发电量产生的CO2排放量仅占燃煤发电的45%~66%。我国燃煤发电量占火电发电量的93%，产生的温室气体排放量巨大。尽管温室气体CO2是不是污染物存在疑义，但我国是《巴黎协定》的坚定支持者，将继续履行对国际社会的承诺，因此，未来一方面应通过技术研发进一步减少燃煤发电煤耗，如国家正在安徽淮北平山实施“251工程”（即新建燃煤机组供电煤耗小于251g/(kWh)），比目前全国平均供电煤耗310g/(kWh)要低19%，但单位发电量的CO2排放量比燃气机组仍要高出25%左右。因此，中国需要进一步降低供电煤耗，同时大力发展可再生能源，以满足《巴黎协定》的要求，此外，也需在CO2贮存和利用方面开展研究与示范。
2环境改善需要进一步削减火电大气污染物
2017年尽管全国环境空气质量得到进一步改善，重污染天气明显减少，全面实现了大气污染防治行动计划确定的目标，京津冀、长三角、珠三角地区PM2.5年均浓度分别下降至64、44、34μg/m3，但与发达国家和世界卫生组织制定的环境空气质量标准要求还有很大差距。
中国煤炭用于发电（含热电联产）的比例逐年增加，从1980年的20.6%增加到2013年的51.3%，发电耗煤量从1980年的1.26亿t增长到2013年的21.8亿t，但煤炭用于发电的比例远低于美国、德国等发达国家，为了进一步改善环境空气质量，未来应加大燃煤清洁利用，进一步增大燃煤用于发电的比例。
国际能源署根据当前的技术发展情况，制定了2020年与2030年的燃煤电厂污染物排放目标，2020年目标：烟尘为1~2mg/m3，SO2为25mg/m3，NOx为30mg/m3；2030年目标：烟尘＜1mg/m3，SO2＜10mg/m3，NOx＜10mg/m3。目前，我国已有部分电厂稳定实现了国际能源署2020年的目标，但与2030年的目标尚存在差距。可见，中国燃煤发电大气污染物控制还有很长的路要走，需要在技术上继续突破，进一步减少火电大气污染物的排放。
3湿法脱硫对生态环境的影响
中国火电行业烟气脱硫方法以石灰石-石膏湿法脱硫为主，据统计2016年火电行业采用石灰石-石膏湿法脱硫的装机容量占比93%，每年石灰石消耗量5000万t左右，相当于每年有150个水立方体积的石灰石山体被夷为平地，石灰石开采对生态环境会产生一定的负面影响。石灰石-石膏湿法脱硫的脱硫副产物石膏的利用率随着建筑业的萎缩在逐渐减少，废弃石膏的堆存处置也会对生态环境产生一定的负面影响。因此未来应加大对资源化脱硫新工艺、新方法的研发与示范。
4废弃脱硝催化剂危险废物处置难
中国火电行业烟气脱硝方法以SCR为主，据统计2016年火电行业采用SCR的装机容量占比95%以上，由此产生大量的废弃脱硝催化剂，属于危险废物，如何处理与处置废弃脱硝催化剂是火电行业面临的重大挑战。应积极开发废弃脱硝催化剂的回收及其资源化利用技术的研发。
5非常规污染物的控制需要新的技术突破
2017年京津冀地区PM2.5年均浓度下降至64μg/m3，全面完成了大气污染防治行动计划的目标，举国振奋，但我们必须清醒地看到，64μg/m3与环境空气质量标准35μg/m3的要求还有很大的差距，与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标2（IT-2）25μg/m3、过渡时期目标3（IT-3）15μg/m3、空气质量准则值（AQG）10μg/m3要求差距更大。随着人们对环境空气质量要求的不断提高，我们不仅要控制好燃煤电厂烟气中的常规污染物，而且需要控制Hg及其化合物等重金属、SO3等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等，以及环境敏感地区、严重缺水地区湿烟气中气态水的回收利用（同时可消除“白色烟羽”）。需要研发非常规污染物控制技术并进行工程示范。
6烟气治理设施的优化与节能
燃煤电厂的烟气治理设施是一个复杂的系统工程，锅炉的负荷波动与低氮燃烧、烟气脱硝、除尘、脱硫、深度净化等装置之间，既相互独立，又相互联系。目前各装置之间基本处于独立的运行状态，由不同专业的运行人员在运行，没有体现各装置之间的联系性，烟气治理设施的潜能没有得到充分发挥，特别是节能潜力。需要培养烟气中污染物控制的全面人才，加强电厂烟气治理设施的统筹协同，利用互联网、物联网、大数据等技术手段优化烟气治理设施的运行管理，实现节能减排双赢。
7结语
中国火电厂大气污染物排放标准经历了七个发展阶段，日益严格的排放限值不断推动治理技术的进步，目前的烟气治理水平已领先世界，实现了燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。但中国火电行业大气污染仍然面临诸多挑战，需要在相关领域加强技术研发与工程示范。
本文节选自《中国电力》第51卷第6期