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7月份已经来临,离新版《火电厂大气污染物排放标准》所要求的现有火电厂执行新的烟尘、二氧化硫、氮氧化合物排放限值的日期(2014年7月1日),还有整整一年时间。该新标准在过去的一年半的执行期间内,脱硝改造进度缓慢,一直为人们所关注。事实上,该标准一经推出,便因其严格程度而被冠以“史上最严”,而随后出台的0.8分/千瓦时的电价补贴标准,则被广泛认为是“标准太低”。而据介绍,热电联产企业因其同时生产热力和电力,与纯发电机组存在较明显差异,也一直存在希望得到补贴标准及减排政策相应倾斜的声音。
脱硝改造进度慢
“目前我国制定的脱硝标准由于过于苛刻,在可执行性方面,各类电厂面临不小困难。”据福建省东锅节能科技有限公司总经理方桂平介绍,当地大型电厂已经陆续动工进行脱硝改造,“但在小型电厂方面,仍然只是相关部门在催工,电厂方面还未普遍开展起来。”
而据一位黑龙江热电行业人士介绍,该省热电行业的脱硝工作,进展同样缓慢。“大型电厂在脱硫脱硝等环保改造方面走在了前头,而多数小型电厂还只是在进行相关脱硫改造,脱硝改造工作还未开始实施。”
标准严格,热电脱硝成本骤增
据江苏连云港亚邦供热有限公司总经理屈红彬介绍,目前机组的脱硝主要采用选择性非催化还原(SNCR)和选择性催化还原(SCR)技术。其中,SNCR是将脱硫药剂直接喷入锅炉,相对简单且便宜,而SCR则需要安装改造其他设备,同时需要增加催化剂,所以成本较高。
另据了解,热电企业原本就多采用循环流化床锅炉(CFB),这种锅炉本身就是低氮燃烧的。但是目前的排放标准限值定得太低,例如,我国绝大部分地区火电厂执行的氮氧化合物排放标准为100毫克/立方米,所以在采用SNCR方法时,电厂不能满足排放要求。
对此,方桂平表示:“如果排放限值略微提升一点,例如达到150毫克/立方米的话,那么电厂只要采用CFB与SNCR的组合,便能轻松达到排放要求。由于目前标准为100毫克/立方米,所以为了能达到排放要求,电厂只能采用SCR技术。因为SCR多了一个催化药剂,其脱硝效率能在80%以上,能满足排放要求,但这也使得脱硝成本骤增。”
理应获得更高脱硝补贴
另据介绍,热电行业的主要特征之一便是“以热定电”,首先需要确定的是供热量,在此基础上确定发电量。热电联产的主营业务应该是热力,而电力只是副产品,占热电联产企业产出的很小比例。然而脱硝补贴却只补贴电力生产部分,而不补贴热力生产部分,所以该政策存在明显漏洞。
此外,据中国电机工程学会热电专委会顾问王振铭介绍,在没有热电企业的地方,当地供暖、供汽主要靠小锅炉。“在许多地方,这种小锅炉可谓遍地都是。但是这类小锅炉没有办法搞脱硫、脱硝等环保改造,这对于当地环境造成了不小的挑战。”王振铭说,而热电厂的出现,则大大缓解了以上情况。
“热电厂可以取代大量的小锅炉,并且能源利用效率更高,在提供同样供热量的情况下,减少了大量煤炭消耗;同时,热电厂可以采取除尘、脱硫、脱硝等改造,环保效果好。”王振铭说,“这是一举多得的能源利用方式,理应得到更多的政策扶持和鼓励,以使得其充分发挥优势并得到更好的发展。”
但据王振铭介绍,目前在脱硫脱硝方面,相关部门并没有给予热电企业更多的补贴,存在补贴量不到位的情况。事实上,并不只是因为热电企业表现好,就应该得到更多的补贴作为奖励,而更主要的是热电企业确实面对着更高的脱硝改造成本。“与大型纯发电机组相比,装机容量相对小得多的热电机组,其单位千瓦时的脱硝改造成本要高于大型纯发电机组,所以热电企业期望较高的脱硝补贴的以弥补较高的脱硝成本,这确实有其合理性。”王振铭说。
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