(一)节能技术改造、合同能源管理、高效电机、能源管理中心项目,正在加速新疆供暖方式的转型

上海市工业节能和合同能源管理项目专项扶持办法及流程图、资金分配结果第一条(目的和依据)为加快工业节能改造升级,推进合同能源管理模式,推广应用高效节能机电产品,加快能源管理中心和能源管理体系建设,根据《上海市节约能源条例》和《上海市节能减排(应对气候变化)专项资金管理办法》(沪府办发〔2017〕9号)规定,制定本办法。第二条(资金来源)本办法所称的上海市工业节能和合同能源管理项目专项扶持资金(以下称扶持资金),按照本市节能减排政策关于节能技术改造、合同能源管理、节能产品推广及管理能力建设相关要求,从市节能减排专项资金中列支。第三条(支持原则)扶持资金的使用与管理应当遵循以下原则:(一)有利于提高本市工业能源利用效率;(二)有利于提升本市工业节能管理水平;(三)有利于发展本市节能服务产业。第四条(支持对象)本办法支持的对象应当符合以下要求:(一)本市注册并具有独立承担民事责任能力的企事业单位;(二)经营状态正常,财务管理制度健全,信用记录良好;(三)具有完善的能源计量、统计和管理体系;(四)申报项目具有较好的经济、社会和环境效益。第五条(支持范围和条件)本办法的支持范围和条件是:(一)节能技术改造项目符合国家产业政策,对现有工艺、设备进行技术改造;实现年节能量300吨标煤(含)以上的节能技术改造项目。(二)合同能源管理项目本市节能服务机构在工业、建筑、交通以及公共服务等领域采取节能效益分享或者节能量保证模式实施的合同能源管理项目,单个项目年节能量在50吨标准煤(含)以上。支持新建工程项目采用合同能源管理模式。(三)高效电机应用本市企业购买使用列入国家“能效领跑者”目录或者2级及以上能效水平的高效电机,其中电动机拖动的风机、水泵、空压机必须达到2级能效水平。节能服务机构购买的高效电机必须在本市安装使用,单个企业购买总功率在300kW以上。(四)能源管理中心建设支持本市重点用能单位建立符合《钢铁、石油和化工、建材、有色金属、轻工行业企业能源管理中心建设实施方案》(工信部节〔2015〕13号)技术指标要求的能源管理中心。支持产业园区管理机构建设能源管理中心,实现园区及重点企业能源、环保数据计量传输与在线监控。其它行业和园区能源管理中心验收要求由市经济信息化委会同市发展改革委、市财政局另行制定。(五)能源管理体系建设支持本市企业按照GB/T23331-2012《能源管理体系要求》开展能源管理体系认证。第六条(支持标准和方式)本办法按照以下支持标准和方式:(一)节能技术改造项目按照600元/吨标准煤的标准给予扶持,单个项目最高不超过500万元,扶持资金不超过项目投资额的30%。(二)合同能源管理项目,节能效益分享型项目奖励标准为800元/吨标煤,节能量保证型项目奖励标准为600元/吨标煤;诊断费补贴标准为200元/吨标煤,最高不超过6万元。单个项目最高不超过500万元,扶持资金不超过项目投资额的30%。节能设备设施投资额1000万以上的新建合同能源管理项目,给予一次性奖励20万元。(三)符合支持范围(三)的高效电机,根据装机容量给予补贴(补贴标准见表1)。使用“能效领跑者”电机按照表1补贴标准基础上浮20%,新建项目节能评估中明确要求使用节能电机的不予补贴。单个项目补贴不超过500万元,扶持资金不超过项目投资额的30%。(四)符合支持范围(四)的能源管理中心建设项目,按照设备设施投资额(主要用于能源信息化管理及控制系统)的20%给予补贴。单个项目补贴不超过1000万元。(五)符合支持范围(五)的能源管理体系项目,首次通过能源管理体系认证的企业,每家补贴10万元。扶持资金主要用于工业节能和合同能源管理项目以及节能服务产业发展相关支出。同时符合支持范围(一)、(二)、(三)、(四)情况的同一项目只能选择一项给予扶持。已从其它渠道获得市级财政资金支持的项目,不得重复申报。第七条(申报程序和项目评审)符合要求的项目按照以下程序申报和评审:(一)节能技术改造、合同能源管理、高效电机、能源管理中心项目。由市经济信息化委发布项目申报通知,项目承担单位在项目完成并稳定运行6个月后(至少包括一个运行周期)通过市经济信息化委专项资金项目管理与服务平台提出申请,经各区县经委(商务委)或集团公司初审合格后,将书面材料报送至市经济信息化委。市经济信息化委委托第三方机构对项目情况进行现场审核,第三方机构根据至少1年的实际能源运行数据出具审核报告。(二)能源管理体系项目。由市经济信息化委会同相关部门每年发布项目申报通知,项目承担单位在首次获得能源管理体系认证证书后,通过市经济信息化委专项资金项目管理与服务平台提出资金申请,并将书面材料报送至市经济信息化委。(三)项目审核费用。涉及第三方机构审核的费用由市节能减排专项资金安排。审核费用支付标准为:节能技术改造、合同能源管理及高效电机项目设备设施投资额低于250万元的单个项目审核费用为2万元,250(含)~1000(含)万元的单个项目审核费用为3.5万元,高于1000万元的单个项目审核费用为5万元;能源管理中心项目单个审核费用为4万元。第八条(资金拨付)市经济信息化委会同市发展改革委、市财政局对第三方机构审核结果进行审定,并将审定结果在市经济信息化委网站上公示,公示期限为7天。市经济信息化委根据审定意见和项目公示情况,向市发展改革委(市节能减排办)提出财政奖励资金使用计划,并根据市发展改革委(市节能减排办)下达的财政资金使用计划,向市财政局提交拨款申请;市财政局收到拨款申请后,依据财政专项资金支付管理的有关规定,将财政奖励资金拨付给项目承担单位。第九条(监督和管理)市经济信息化委负责对工业节能和合同能源管理项目进行监督和管理,市发展改革委(市节能减排办)负责对工业节能和合同能源管理项目的实施情况进行抽查,市财政局负责对扶持资金的使用情况进行监督。扶持资金必须专款专用,任何单位不得截留、挪用。对弄虚作假、重复申报等方式骗取财政补贴资金的单位,除追缴财政补贴资金外,三年内将取消其财政专项资金申报资格,并按有关规定将相关单位及主要负责人的失信行为,提供公共信用信息服务平台,情节严重的将追究法律责任。第十条(参照执行)符合申报条件的通信、建筑、交通、公共机构等领域节能技术改造、合同能源管理、高效电机、能源管理中心、能源管理体系项目参照本办法执行。各区节能主管部门可结合实际情况,制定各区相应扶持政策。第十一条(应用解释)本办法由市经济信息化委、市发展改革委、市财政局负责解释。第十二条(实施日期)本办法自2017年6月1日起施行,有效期至2021年12月31日。原《上海市加快高效电机推广促进高效电机再制造实施细则》(沪经信法〔2012〕682号)同时废止。

为让天空更蓝、空气更新,新疆正推进加快实施“电化新疆”工程。今年预计在全疆实现40亿元人民币的电能改造和锅炉改造项目。为期三天的“2017‘一带一路’新疆暖通展览会”3月24日在此间开幕。来自中国各地的200余家知名企业,以及来自阿塞拜疆、土库曼斯坦、乌兹别克斯坦等国的40多家参观采购团推介新科技、新产品,寻找新商机。当日,新疆锅炉行业协会会长裴红飚表示,“电化新疆”正在加速新疆供暖方式的转型,加快电能代替煤能源供热方式转变,新建筑采用电锅炉供暖,原天然气集中供暖区域改为“气电互补”的方式供热。预计今年新疆实现电能改造和锅炉改造40亿元项目。目前,新疆电采暖比例仅有3%左右,乌鲁木齐距此比例还有一定距离。据悉,乌鲁木齐今年将继续优化供热能源结构,新增电采暖面积50万平方米。计划到2020年,乌鲁木齐中心城区电等清洁能源供热面积比例将提高到10%左右。是次展会,来自各地的企业展出更方便、智能化更高的电锅炉、电采暖、空气能供暖等设备。此外还有先进的供暖技术,例如无需人力控制的自动排气暖气阀门,能够远程利用手机进行设置、调节的壁挂炉等。

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。

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