电力行业节能减排途径探讨

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环　境　工　程2008年第26卷增刊

电力行业节能减排途径探讨

马淑芹　于宏兵　蒋　彬　张　霞　闫春红　展思辉

(南开大学教育部“985”工程循环经济哲学社会科学创新基地,清洁生产研究中心,天津300071)

摘　要　为实现电力行业“十一五”节能20%,二氧化硫削减22%的行业目标,电力行业面临严峻的节能减排形势。根据清洁生产源头控制以及废弃物资源化利用的原理,介绍了七种具有明显经济效益和环境效益的节能减排技术,为电力行业清洁生产审核中节能减排方案的提出提供借鉴作用。关键词　电力行业“十一五”规划　节能减排　清洁生产

EXPLORATIONOFENERGY2REDUCTIONINELINDMa　Xia　YanChunhong　ZhanSihui

University,Tianjin300071)

Abstract　PowerindustryisoneofthemostimportantbasicenergyindustriesinChina’snationaleconomy,anditisalsoanindustrywithhighconsumptionofenergyandheavypollution1InordertoachievetheenergysavingandemissionreductiongoalsofEleventhFive2YearPlan,theelectricpowerindustryisconfrontedwithaseverechallengeonsavingenergyandreducingpollutantsdischarge1Basedontheprincipleofresourcere2ductionandtheutilizationofwastematerials,sevenenergysavingandemissionreductiontechniqueswithnota2bleeconomicandenvironmentalbenefitsareintroducedinordertoprovideabasisforcleanerproductionine2lectricpowerindustry1

Keywords　electricpowerindustry　EleventhFive2YearPlan　energysavingandemissionreduction　cleanerproduction

0　引言

节能减排是我国“十一五”规划的一项重要目标,根据全面建设小康社会的总体要求,到2010年单位国

内生产总值能源消耗降低20%左右,主要污染物排放总量减少10%。国家已将节能减排作为当前加强宏观调控的重点以及调整经济结构、转变增长方式的突破口[1]。

电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业,近年来随着我国经济的快速发展,对电的需求量不断扩大,电力行业发展迅猛。截至2006年底,全国发电装机容量达到6亿2200万kW,同比增长2013%[2]。电力行业又是我国二氧化硫排放的主要行业,在全国各行业中居首位,是国家控制酸雨和二氧化硫污染的重点行业。因此,如何降低能耗、减少污染物的排放,达到节能减排的目的,是电力行业面临的严重问题。1　电力行业的能源消耗和污染物排放情况

电力行业是一个生产清洁能源的大户,同时电力

又是消耗一次能源和污染物排放的大户。它具有两重性,它生产的产品是清洁的,但是生产过程中又消耗了大量的能源,排放大量的污染物。111　电力行业能耗现状

电力行业在生产过程中使用的能源主要有煤、燃料油、电等。其中,煤是电力行业最主要的消耗能源。由图1可以看出,1997-2007年间我国电力行业6000kW及以上电厂供电煤耗呈逐年下降的趋势。2007年全国供电煤耗平均值为357g/(kW・h),日本

火电机组供电标准煤耗为299g/(kW・h),韩国为300g/(kW・h),意大利为303g/(kW・h)。我国电力行业的供电煤耗较以上国际先进水平高50g左右。112　污染物排放现状

电力行业生产过程中产生的主要污染物包括:SO2、烟尘、废水、灰渣等。这些污染物不仅对环境产生一定的影响,而且严重地危害人体健康。

环　境　工　程2008年第26

卷增刊

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图1　1997-2007年我国电力行业6kW[3]

11211　二氧化硫1121大气,,2007年我国电力排放量为1227万t,比2006年下降911%。根据《国务院“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复》要求,到2010年电力行业二氧化硫排放应控制在95117万t[2]。由此可见,当前电力行业节能减排的形式十分严峻。2002-2007年二氧化硫排放情况见表1。

表1　2002-2007年二氧化硫排放情况[3]

年份

2002

[**************]6火力发电厂是用水大户,也是排水大户。目前火力发电厂的用水也由于水资源的过量开发而日趋紧张,枯水期经常出现用水告急现象。许多电厂的用水和排水仍处于自然和随意的状态,虽然废水中污染物的浓度不高,但由于排水量大使得排污总量较大,从而造成不同程度的环境污染[4]。2002-2006年全国火电厂废水排放绩效指标见表3。

表3　2002-2006年全国火电厂废水排放绩效指标[3]

年份

[***********]06

全国SO2

排放量/万t

[***********]89电力SO2排放量/万t

[***********]0电力SO2电力占全国

SO2排放排放绩效/量比例/%(g・kW-1・h-1)

[***********][**************]17单位发电量的废水排放量(kg・kW-1・h-1)

[***********]85

11214　灰渣

锅炉灰渣包括煤燃烧后的煤灰、炉渣和电除尘器收集的飞灰。由于我国燃烧用煤含灰分较高,所以排出的粉煤灰量很大,按全国平均计算,每增加10MW装机容量,每年增加近万t粉煤灰的排放量。大量的粉煤灰如不加以处理,会产生扬尘,污染大气,对人体健康危害很大;排入河道水系会造成河流淤塞,污染水质[5]。2002-2006年火电厂燃煤量及粉煤灰产生量与综合利用率见表4。

表4　2002-2006年火电厂燃煤量及粉煤灰产生量与综合利用率[3]

年份

2002

[**************]12　烟尘

2002年以来,全国发电企业不断加大烟尘治理力

度,火力发电机组采油电除尘器的比例逐年增长,除尘器效率不断提高,全国6000kW及以上燃煤电厂平均除尘器效率由98%提高到9815%以上。但是随着火电装机容量的增长,烟尘排放量仍呈逐年上升的趋势(见表2)。

表2　2002-2006年火电厂烟尘排放情况[3]

年份

2002

[**************]6

烟尘排放量/万t

[**************]

烟尘排放增度/%

[***********]78

烟尘排放绩效(/g・kW-1・h-1)

214

[1**********]6

原煤消耗量/万t

[***********]654粉煤灰产生量/万t

[***********]91综合利用率/%

66656566

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2　电力行业节能减排的途径与措施

环　境　工　程

2008年第26卷增刊

从以上对我国电力行业能源消耗现状和污染物排放情况分析可以看出,我国电力行业节能减排工作取得了很大的进步,全行业的能耗、单位发电量污染物排放量都呈逐年下降的趋势。但是由于电力行业的生产规模和现状决定,每年能源消耗、排放污染物的绝对量仍然很大。要达到国家要求,实现行业“十一五”节能减排目标,电力行业推行清洁生产,实现“节能减排”迫在眉睫。

下面分别从节能、减排两方面介绍电力行业典型的节能减排途径。211　电力行业节能措施21111　安装煤质在线监测设备

运行。

目前,我国已有多家电厂安装煤质在线检测装置,如云南省小龙潭发电厂安装的TN-2000型在线快速煤质监测仪、天津大港发电厂MJA型煤质成分在线检测装置的应用、郑州某电厂应用WMZF-1型锅炉煤质在线分析仪等[6]。煤质在线监测仪节能效果见表5。

表5　某电厂煤质在线监测仪节能效果

(2台300MW机组、年耗煤150万t)

项目节能效果降低煤耗1g/(kW・h)降低制粉电耗119kW・h/t煤合理掺烧劣质煤和优质煤4166t/经济效益/(万元・a-1)

[**************]

由于目前燃煤市场的变化,为大幅度降低煤价,数电厂开始改烧低质煤或混配煤。,,而且由于煤种变化造成锅炉出力不足、热效率下降、制粉能力降低,锅炉受热面结焦、积灰等情况,煤质变化导致的锅炉事故也屡见不鲜[6]。

过去,通过采制样化验煤质的方法尽管具有很高的分析精度,但存在较大的采样误差,而且至少要数小时才能分析出结果,测试结果滞后,对实时燃烧调整和优化运行的促进作用非常有限。使电厂的煤质评价、发电煤耗控制、降低发电成本以及燃料管理工作带来了很大的困难[7]。因此,我国火力发电厂需一种能够快速、准确检测入炉煤煤质成分的分析装置,让运行人员实时地掌握煤成分,在调节风煤比、投油稳燃、调节冷热风门前做到心中有数,真正实现锅炉安全、经济

211火电机组锅炉的启停及低负荷稳燃消耗大量的燃

料油,据统计燃煤电站锅炉的启、停及低负荷稳燃每年要耗费燃油600万t以上。随着燃煤锅炉装机容量的快速增长,调试、启停及稳燃的用油还会增加[8]。目前电力市场逐渐充裕,峰谷差逐渐增大,低谷深调峰几率增多,再加上煤炭市场紧张,煤质不稳定或发热量大幅下降,助燃油价逐年上升,为保证机组深峰稳定运行,适应当前市场形势,降低运行成本,电厂有必要对点火系统进行改造,采用先进的无油点火技术可以节省甚至避免目前的助燃油消耗(见表6)。

在电站节油技术中,等离子点火是成熟的技术之一,已采用这种技术的电厂在实际运行中,可节约燃油90%左右。近两年燃用烟煤的新建机组80%都安装了等离子点火装置[8]。

表6　无油点火节能减排效果及经济效益(某电厂4台300MW机组)[9]

投资费运行费用

点火及稳燃用煤煤制粉耗电等离子装置耗电维护成本总计

经济效益

投资回收期

1680万元

用煤:7851t/a,按400元/t计,总费用:314万元/a

耗电:337636kW・h,按013元/(kW・h)计,电费:1011万元/a耗电量:466720kW・h,按013元/(kW・h)计,电费:1410万元/a

812万元/a34613万元/a

燃油消耗量4000t/a,按4000元/t计,经济效益:1600万元/a

117a

21113　除氧器余汽回收

锅炉给水的除氧通常采用热力除氧方式。在机组运行中,有相当多的蒸汽随着废气排至大气中,导致能源的浪费和环境的污染[10]。如果能将这部分具有低位热能的蒸汽有效回收利用,不仅可以减少对环境的

热污染还能为企业带来可观的经济效益[11]。

除氧器余热回收主要有两种方式:一种是安装换热器,利用除氧器乏气的热量加热除盐水或其他生产生活用水;另一种方式是利用热泵技术提升低压乏气参数,从而将除氧器的乏气进行充分回收。目前多数

环　境　工　程2008年第26卷增刊

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电厂采用第一种方式对乏气进行回收(见表7)。

表7　除氧器乏气回收节能效果及经济

效益(某电厂2台266t/h锅炉)

项目节水节热总计

节能效果

17500t/a51350GJ/a

面,采用大刮板捞渣机和钢带干式输渣机技术。目前已有多个电厂投入使用,都取得了良好的经济效益和环境效益[13]。21313　废水的处理回用

电厂废水来源主要有化学水处理废水、设备排污和部分设备的冷却水、冷却塔排污水、厂内外的生活污水等。建议对这些污水在源头上清污分流,满足回用标准和要求的直接回用,不满足的经处理后回用(见图2)

。

经济效益/(万元・a-11015

809015

21114　大功率设备变频调速

电厂大型用电设备的耗能在交流电动机总耗能中占很大的比重,这些设备都是根据生产中能出现的最大负荷条件来选择的,但实际运行中往往比设计的要小的多。如果电机不采用变频调节控制,流量只能通过调节挡板来控制,造成很大的能量损耗。

通过安装变频调速装置可以根据系统的需要,调节电机转速,消除节流损失,,行效率和可靠性。目前,风机等用电设备20%以上,以一台430kW,年节电70万(kW・h)左右,经济效益2616万元/a。212　电力行业减排措施21211　修建挡风墙目前,多数电厂储煤场中煤露天堆放,在风力的作用下,露天煤堆会产生大量的粉尘,造成电厂一定量的存煤损失,并且对电厂周围环境造成污染。为解决煤场粉尘污染问题,电厂多使用水喷淋装置对煤场进行定期喷淋以抑制工作时的粉尘污染,但是不能彻底解决大风天气下煤场对环境的污染问题。在煤场增加挡风抑尘墙,可以通过挡风墙削减煤场的风力,降低大风天气下的粉尘污染和存煤损失。

挡风墙一般分为三部分:基础、支护结构和挡风抑尘板。挡风抑尘板用无机非金属材料经模压一次成型,自重很轻,墙体上的孔可以让风通过,降低风压,达到“挡风”的效果[12]。

某电厂投资400万元修建挡风墙,年减少飞扬煤尘约2000t,按燃煤500元/t计,可节约燃料成本100万元。21312　干除灰渣

图2　某电厂污水处理回用流程

3　电力行业节能减排潜力311　脱硫石膏资源化处理

电厂脱硫石膏脱水后直接外售用作水泥缓释剂,产品的附加值不高,利润较低。可以利用锅炉或燃煤设备产生的余热作为脱水设备的热源进一步加热脱水,制备纸面石膏板或半水石膏,拓展脱硫石膏的资源化利用途径,提高经济效益和环境效益。312　太阳能预热锅炉给水器

利用清洁的自然能源-太阳能加热给水,在锅炉房屋顶上安装真空管太阳能热水器和软水箱,采用自然循环方式预热软水,提高锅炉的给水温度。降低锅炉的煤耗以及发电成本。

313　进一步提高循环水的浓缩倍率

电厂循环水的浓缩倍率是影响冷却水排污水量的主要因素,采用新型阻垢缓蚀剂,进一步提高循环水的浓缩倍率,降低循环水的排污水量。

山东某电厂通过采用SDF-3阻垢缓蚀剂,将浓缩倍率从原来的315倍提高到510倍;东北某电厂采用阻垢缓蚀剂SQ-228,将浓缩倍率从216提高到813[14];河北某发电有限公司采用除硬弱酸水和地下

国内部分电厂灰、渣的输送采用水力除灰渣的方式,环境污染严重,耗水量大,设备维护量大。采用干除灰渣的方式可以消除水力冲渣灰浆的处置带来的环境和社会问题,并且可以减少水的消耗。

国内干灰输送技术具有代表性的是国网北京电力建设研究院的双套管密相气力输灰技术和英国CLIDY公司小仓泵单管密相气力输灰技术;在除渣方

水按比例加入循环水系统作为补充水,加入以磷酸盐、四元共聚物为主要成分的阻垢剂、非氧化性杀菌灭藻剂以两性季铵内盐为主要成分的水处理药剂配方,循环水的浓缩倍率接近510倍。4　结语

推行清洁生产,加强节能和污染防治工作是企业

(下转第251页)

环　境　工　程2008年第26卷增刊

251

表1　各主成分的特征值、方差贡献率及累计贡献率

主成分

123456

特征值

[***********][***********]方差贡献率[***********][***********]649

累计贡献率[***********][**************]51

100

电子产品中污染的综合评价指标。

在第三主成分中,可看成是镉、多溴联苯在电子产品中污染的综合评价指标。3　讨论

通过应用发现,主成分分析在电子产品有毒有害物质评价的应用中有简单、快捷和符合实际的优点。然而,在查阅文献时也发现,对电子产品有毒有害物质的分级标准的研究很少。到现在为止,我国《电子信息

(中国版RoHS)仅仅规定了产品污染控制管理办法》

某些指标的最大含量。所以如果存在类似其他有关污

染明确的分级标准,,在对电子产品进行评价时不能完全取代以电子产品质量标准为依据的评价方法。尽管如此,主成分分析方法仍然是较为有效的电子产品有毒有害物质污染定量评价工具。

参考文献

[1]RoHS专题.中国RoHS加速本土电子产业绿色化进程.电子产品世

表2　各主成分的特征向量

A[1**********]5-[**************]47

A[***********][1**********]3

A301035-019972-[***********]00498

A4-010156-010265-019930-00062

A5010225

A6010084

-010169-010287-010509

010029-[1**********]4

[1**********]8

010289-019988

-011128-019911

00618-09967

可。则其对应的主成分为:

y1=019986x1+2-010193x4+016

y2y3

=010283x1=010350x1

+010262x2---

019988x3010239x3

++

010250x4+010065x5+010143x6

019972x2

010129x4+010343x5+010498x6

从上述公式中可以看出,在第一主成分的表达式中第一项指标系数最大,且与其他5项指标系数相差较大,可以将第一主成分看成是铅为电子产品有毒有害物质污染情况的主要评价指标;

在第二主成分中,第二、第四、第六项指标影响最大,所以可将之看成是反映汞、六价铬、多溴二苯醚在　　(上接第199页)

实现经济效益和环境效益“共赢”、走可持续发展道路的重要途径。电力行业是能源消耗大户和污染物排放大户,应大力加强节能减排工作,为实现“十一五”节能和污染防治目标,建设资源节约型、环境友好型社会做出积极贡献[15]。

参考文献

[1]吴雪樵1浅谈建材行业节能减排.建材发展导向,2007(6):

18-21

[2]徐凤刚1电力行业节能减排形式与对策.环境保护,2007(9):

38-40

[3]电监会12007年电力行业节能减排情况报告1国家电力网,2008[4]田秀君,李进,李志军,等1火力发电厂废水处理的现状与展望.

环境污染治理技术与设备,2005,3,6(3):1-4[5]耿春香1粉煤灰的环境污染与综合利用.上海环境科学,2004,23

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[6]徐军伟,崔国圣,宋兆龙1煤质成分在线检测装置.江苏电机工

程,2005,24(1):1-3[7]宋兆龙,金键1煤质成分在线检测技术的最新进展.热能动力工

界,2006(11):61-62

[2]何晓群1多元统计分析.北京:中国人民大学出版社,2004[3]葛新权,王斌1应用统计.北京:社会科学文献出版社,2006作者通信处　王涛　100192　北京市海淀区清河小营东路12号　北京机械工业学院41号信箱研0605E2mail　wangtao_cn@1631com

2008-05-20收稿

程,2002,9,(17):458-461

[8]杨楠1等离子无油点火技术的应用.四川电力技术,2007,8,30

(4):89-90

[9]林四成,李军,叶永松,等1锅炉无油点火技术改造可行性研究.

华中电力,2006,19(3):41-44

[10]范文锋,荣庆善,官民建1670t/h高压除氧器乏汽的回收再利

用.节能,2007(9):29-30

[11]高峰1除氧器乏汽的回收利用.节能与环保,2006(6):35-36[12]潘苏,于大海1电厂煤场挡风墙研究.山东电力技术,2006(6):

45-48

[13]刘振强1电厂节水重要举措.电力设备,2006,7(9):100-101[14]刘辉,盛春林,王福平,等1循环水高浓缩倍率在火力发电厂的

应用.工业水处理,2003,23(8):67-69[15]舒型武1简析钢铁工业节能减排的途径.冶金能源,2008,27

(3):6-9

作者通信处　于宏兵　300071　天津市南开区卫津路94号　南开大学清洁生产研究中心电话　(022)23502756E2mail　nkpu@nankai1edu1cn

2008-09-02收稿

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马淑芹　于宏兵　蒋　彬　张　霞　闫春红　展思辉

(南开大学教育部“985”工程循环经济哲学社会科学创新基地,清洁生产研究中心,天津300071)

摘　要　为实现电力行业“十一五”节能20%,二氧化硫削减22%的行业目标,电力行业面临严峻的节能减排形势。根据清洁生产源头控制以及废弃物资源化利用的原理,介绍了七种具有明显经济效益和环境效益的节能减排技术,为电力行业清洁生产审核中节能减排方案的提出提供借鉴作用。关键词　电力行业“十一五”规划　节能减排　清洁生产

EXPLORATIONOFENERGY2REDUCTIONINELINDMa　Xia　YanChunhong　ZhanSihui

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Abstract　PowerindustryisoneofthemostimportantbasicenergyindustriesinChina’snationaleconomy,anditisalsoanindustrywithhighconsumptionofenergyandheavypollution1InordertoachievetheenergysavingandemissionreductiongoalsofEleventhFive2YearPlan,theelectricpowerindustryisconfrontedwithaseverechallengeonsavingenergyandreducingpollutantsdischarge1Basedontheprincipleofresourcere2ductionandtheutilizationofwastematerials,sevenenergysavingandemissionreductiontechniqueswithnota2bleeconomicandenvironmentalbenefitsareintroducedinordertoprovideabasisforcleanerproductionine2lectricpowerindustry1

Keywords　electricpowerindustry　EleventhFive2YearPlan　energysavingandemissionreduction　cleanerproduction

0　引言

节能减排是我国“十一五”规划的一项重要目标,根据全面建设小康社会的总体要求,到2010年单位国

内生产总值能源消耗降低20%左右,主要污染物排放总量减少10%。国家已将节能减排作为当前加强宏观调控的重点以及调整经济结构、转变增长方式的突破口[1]。

电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业,近年来随着我国经济的快速发展,对电的需求量不断扩大,电力行业发展迅猛。截至2006年底,全国发电装机容量达到6亿2200万kW,同比增长2013%[2]。电力行业又是我国二氧化硫排放的主要行业,在全国各行业中居首位,是国家控制酸雨和二氧化硫污染的重点行业。因此,如何降低能耗、减少污染物的排放,达到节能减排的目的,是电力行业面临的严重问题。1　电力行业的能源消耗和污染物排放情况

电力行业是一个生产清洁能源的大户,同时电力

又是消耗一次能源和污染物排放的大户。它具有两重性,它生产的产品是清洁的,但是生产过程中又消耗了大量的能源,排放大量的污染物。111　电力行业能耗现状

电力行业在生产过程中使用的能源主要有煤、燃料油、电等。其中,煤是电力行业最主要的消耗能源。由图1可以看出,1997-2007年间我国电力行业6000kW及以上电厂供电煤耗呈逐年下降的趋势。2007年全国供电煤耗平均值为357g/(kW・h),日本

火电机组供电标准煤耗为299g/(kW・h),韩国为300g/(kW・h),意大利为303g/(kW・h)。我国电力行业的供电煤耗较以上国际先进水平高50g左右。112　污染物排放现状

电力行业生产过程中产生的主要污染物包括:SO2、烟尘、废水、灰渣等。这些污染物不仅对环境产生一定的影响,而且严重地危害人体健康。

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图1　1997-2007年我国电力行业6kW[3]

11211　二氧化硫1121大气,,2007年我国电力排放量为1227万t,比2006年下降911%。根据《国务院“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复》要求,到2010年电力行业二氧化硫排放应控制在95117万t[2]。由此可见,当前电力行业节能减排的形式十分严峻。2002-2007年二氧化硫排放情况见表1。

表1　2002-2007年二氧化硫排放情况[3]

年份

2002

[**************]6火力发电厂是用水大户,也是排水大户。目前火力发电厂的用水也由于水资源的过量开发而日趋紧张,枯水期经常出现用水告急现象。许多电厂的用水和排水仍处于自然和随意的状态,虽然废水中污染物的浓度不高,但由于排水量大使得排污总量较大,从而造成不同程度的环境污染[4]。2002-2006年全国火电厂废水排放绩效指标见表3。

表3　2002-2006年全国火电厂废水排放绩效指标[3]

年份

[***********]06

全国SO2

排放量/万t

[***********]89电力SO2排放量/万t

[***********]0电力SO2电力占全国

SO2排放排放绩效/量比例/%(g・kW-1・h-1)

[***********][**************]17单位发电量的废水排放量(kg・kW-1・h-1)

[***********]85

11214　灰渣

锅炉灰渣包括煤燃烧后的煤灰、炉渣和电除尘器收集的飞灰。由于我国燃烧用煤含灰分较高,所以排出的粉煤灰量很大,按全国平均计算,每增加10MW装机容量,每年增加近万t粉煤灰的排放量。大量的粉煤灰如不加以处理,会产生扬尘,污染大气,对人体健康危害很大;排入河道水系会造成河流淤塞,污染水质[5]。2002-2006年火电厂燃煤量及粉煤灰产生量与综合利用率见表4。

表4　2002-2006年火电厂燃煤量及粉煤灰产生量与综合利用率[3]

年份

2002

[**************]12　烟尘

2002年以来,全国发电企业不断加大烟尘治理力

度,火力发电机组采油电除尘器的比例逐年增长,除尘器效率不断提高,全国6000kW及以上燃煤电厂平均除尘器效率由98%提高到9815%以上。但是随着火电装机容量的增长,烟尘排放量仍呈逐年上升的趋势(见表2)。

表2　2002-2006年火电厂烟尘排放情况[3]

年份

2002

[**************]6

烟尘排放量/万t

[**************]

烟尘排放增度/%

[***********]78

烟尘排放绩效(/g・kW-1・h-1)

214

[1**********]6

原煤消耗量/万t

[***********]654粉煤灰产生量/万t

[***********]91综合利用率/%

66656566

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2　电力行业节能减排的途径与措施

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2008年第26卷增刊

从以上对我国电力行业能源消耗现状和污染物排放情况分析可以看出,我国电力行业节能减排工作取得了很大的进步,全行业的能耗、单位发电量污染物排放量都呈逐年下降的趋势。但是由于电力行业的生产规模和现状决定,每年能源消耗、排放污染物的绝对量仍然很大。要达到国家要求,实现行业“十一五”节能减排目标,电力行业推行清洁生产,实现“节能减排”迫在眉睫。

下面分别从节能、减排两方面介绍电力行业典型的节能减排途径。211　电力行业节能措施21111　安装煤质在线监测设备

运行。

目前,我国已有多家电厂安装煤质在线检测装置,如云南省小龙潭发电厂安装的TN-2000型在线快速煤质监测仪、天津大港发电厂MJA型煤质成分在线检测装置的应用、郑州某电厂应用WMZF-1型锅炉煤质在线分析仪等[6]。煤质在线监测仪节能效果见表5。

表5　某电厂煤质在线监测仪节能效果

(2台300MW机组、年耗煤150万t)

项目节能效果降低煤耗1g/(kW・h)降低制粉电耗119kW・h/t煤合理掺烧劣质煤和优质煤4166t/经济效益/(万元・a-1)

[**************]

由于目前燃煤市场的变化,为大幅度降低煤价,数电厂开始改烧低质煤或混配煤。,,而且由于煤种变化造成锅炉出力不足、热效率下降、制粉能力降低,锅炉受热面结焦、积灰等情况,煤质变化导致的锅炉事故也屡见不鲜[6]。

过去,通过采制样化验煤质的方法尽管具有很高的分析精度,但存在较大的采样误差,而且至少要数小时才能分析出结果,测试结果滞后,对实时燃烧调整和优化运行的促进作用非常有限。使电厂的煤质评价、发电煤耗控制、降低发电成本以及燃料管理工作带来了很大的困难[7]。因此,我国火力发电厂需一种能够快速、准确检测入炉煤煤质成分的分析装置,让运行人员实时地掌握煤成分,在调节风煤比、投油稳燃、调节冷热风门前做到心中有数,真正实现锅炉安全、经济

211火电机组锅炉的启停及低负荷稳燃消耗大量的燃

料油,据统计燃煤电站锅炉的启、停及低负荷稳燃每年要耗费燃油600万t以上。随着燃煤锅炉装机容量的快速增长,调试、启停及稳燃的用油还会增加[8]。目前电力市场逐渐充裕,峰谷差逐渐增大,低谷深调峰几率增多,再加上煤炭市场紧张,煤质不稳定或发热量大幅下降,助燃油价逐年上升,为保证机组深峰稳定运行,适应当前市场形势,降低运行成本,电厂有必要对点火系统进行改造,采用先进的无油点火技术可以节省甚至避免目前的助燃油消耗(见表6)。

在电站节油技术中,等离子点火是成熟的技术之一,已采用这种技术的电厂在实际运行中,可节约燃油90%左右。近两年燃用烟煤的新建机组80%都安装了等离子点火装置[8]。

表6　无油点火节能减排效果及经济效益(某电厂4台300MW机组)[9]

投资费运行费用

点火及稳燃用煤煤制粉耗电等离子装置耗电维护成本总计

经济效益

投资回收期

1680万元

用煤:7851t/a,按400元/t计,总费用:314万元/a

耗电:337636kW・h,按013元/(kW・h)计,电费:1011万元/a耗电量:466720kW・h,按013元/(kW・h)计,电费:1410万元/a

812万元/a34613万元/a

燃油消耗量4000t/a,按4000元/t计,经济效益:1600万元/a

117a

21113　除氧器余汽回收

锅炉给水的除氧通常采用热力除氧方式。在机组运行中,有相当多的蒸汽随着废气排至大气中,导致能源的浪费和环境的污染[10]。如果能将这部分具有低位热能的蒸汽有效回收利用,不仅可以减少对环境的

热污染还能为企业带来可观的经济效益[11]。

除氧器余热回收主要有两种方式:一种是安装换热器,利用除氧器乏气的热量加热除盐水或其他生产生活用水;另一种方式是利用热泵技术提升低压乏气参数,从而将除氧器的乏气进行充分回收。目前多数

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199

电厂采用第一种方式对乏气进行回收(见表7)。

表7　除氧器乏气回收节能效果及经济

效益(某电厂2台266t/h锅炉)

项目节水节热总计

节能效果

17500t/a51350GJ/a

面,采用大刮板捞渣机和钢带干式输渣机技术。目前已有多个电厂投入使用,都取得了良好的经济效益和环境效益[13]。21313　废水的处理回用

电厂废水来源主要有化学水处理废水、设备排污和部分设备的冷却水、冷却塔排污水、厂内外的生活污水等。建议对这些污水在源头上清污分流,满足回用标准和要求的直接回用,不满足的经处理后回用(见图2)

。

经济效益/(万元・a-11015

809015

21114　大功率设备变频调速

电厂大型用电设备的耗能在交流电动机总耗能中占很大的比重,这些设备都是根据生产中能出现的最大负荷条件来选择的,但实际运行中往往比设计的要小的多。如果电机不采用变频调节控制,流量只能通过调节挡板来控制,造成很大的能量损耗。

通过安装变频调速装置可以根据系统的需要,调节电机转速,消除节流损失,,行效率和可靠性。目前,风机等用电设备20%以上,以一台430kW,年节电70万(kW・h)左右,经济效益2616万元/a。212　电力行业减排措施21211　修建挡风墙目前,多数电厂储煤场中煤露天堆放,在风力的作用下,露天煤堆会产生大量的粉尘,造成电厂一定量的存煤损失,并且对电厂周围环境造成污染。为解决煤场粉尘污染问题,电厂多使用水喷淋装置对煤场进行定期喷淋以抑制工作时的粉尘污染,但是不能彻底解决大风天气下煤场对环境的污染问题。在煤场增加挡风抑尘墙,可以通过挡风墙削减煤场的风力,降低大风天气下的粉尘污染和存煤损失。

挡风墙一般分为三部分:基础、支护结构和挡风抑尘板。挡风抑尘板用无机非金属材料经模压一次成型,自重很轻,墙体上的孔可以让风通过,降低风压,达到“挡风”的效果[12]。

某电厂投资400万元修建挡风墙,年减少飞扬煤尘约2000t,按燃煤500元/t计,可节约燃料成本100万元。21312　干除灰渣

图2　某电厂污水处理回用流程

3　电力行业节能减排潜力311　脱硫石膏资源化处理

电厂脱硫石膏脱水后直接外售用作水泥缓释剂,产品的附加值不高,利润较低。可以利用锅炉或燃煤设备产生的余热作为脱水设备的热源进一步加热脱水,制备纸面石膏板或半水石膏,拓展脱硫石膏的资源化利用途径,提高经济效益和环境效益。312　太阳能预热锅炉给水器

利用清洁的自然能源-太阳能加热给水,在锅炉房屋顶上安装真空管太阳能热水器和软水箱,采用自然循环方式预热软水,提高锅炉的给水温度。降低锅炉的煤耗以及发电成本。

313　进一步提高循环水的浓缩倍率

电厂循环水的浓缩倍率是影响冷却水排污水量的主要因素,采用新型阻垢缓蚀剂,进一步提高循环水的浓缩倍率,降低循环水的排污水量。

山东某电厂通过采用SDF-3阻垢缓蚀剂,将浓缩倍率从原来的315倍提高到510倍;东北某电厂采用阻垢缓蚀剂SQ-228,将浓缩倍率从216提高到813[14];河北某发电有限公司采用除硬弱酸水和地下

国内部分电厂灰、渣的输送采用水力除灰渣的方式,环境污染严重,耗水量大,设备维护量大。采用干除灰渣的方式可以消除水力冲渣灰浆的处置带来的环境和社会问题,并且可以减少水的消耗。

国内干灰输送技术具有代表性的是国网北京电力建设研究院的双套管密相气力输灰技术和英国CLIDY公司小仓泵单管密相气力输灰技术;在除渣方

水按比例加入循环水系统作为补充水,加入以磷酸盐、四元共聚物为主要成分的阻垢剂、非氧化性杀菌灭藻剂以两性季铵内盐为主要成分的水处理药剂配方,循环水的浓缩倍率接近510倍。4　结语

推行清洁生产,加强节能和污染防治工作是企业

(下转第251页)

环　境　工　程2008年第26卷增刊

251

表1　各主成分的特征值、方差贡献率及累计贡献率

主成分

123456

特征值

[***********][***********]方差贡献率[***********][***********]649

累计贡献率[***********][**************]51

100

电子产品中污染的综合评价指标。

在第三主成分中,可看成是镉、多溴联苯在电子产品中污染的综合评价指标。3　讨论

通过应用发现,主成分分析在电子产品有毒有害物质评价的应用中有简单、快捷和符合实际的优点。然而,在查阅文献时也发现,对电子产品有毒有害物质的分级标准的研究很少。到现在为止,我国《电子信息

(中国版RoHS)仅仅规定了产品污染控制管理办法》

某些指标的最大含量。所以如果存在类似其他有关污

染明确的分级标准,,在对电子产品进行评价时不能完全取代以电子产品质量标准为依据的评价方法。尽管如此,主成分分析方法仍然是较为有效的电子产品有毒有害物质污染定量评价工具。

参考文献

[1]RoHS专题.中国RoHS加速本土电子产业绿色化进程.电子产品世

表2　各主成分的特征向量

A[1**********]5-[**************]47

A[***********][1**********]3

A301035-019972-[***********]00498

A4-010156-010265-019930-00062

A5010225

A6010084

-010169-010287-010509

010029-[1**********]4

[1**********]8

010289-019988

-011128-019911

00618-09967

可。则其对应的主成分为:

y1=019986x1+2-010193x4+016

y2y3

=010283x1=010350x1

+010262x2---

019988x3010239x3

++

010250x4+010065x5+010143x6

019972x2

010129x4+010343x5+010498x6

从上述公式中可以看出,在第一主成分的表达式中第一项指标系数最大,且与其他5项指标系数相差较大,可以将第一主成分看成是铅为电子产品有毒有害物质污染情况的主要评价指标;

在第二主成分中,第二、第四、第六项指标影响最大,所以可将之看成是反映汞、六价铬、多溴二苯醚在　　(上接第199页)

实现经济效益和环境效益“共赢”、走可持续发展道路的重要途径。电力行业是能源消耗大户和污染物排放大户,应大力加强节能减排工作,为实现“十一五”节能和污染防治目标,建设资源节约型、环境友好型社会做出积极贡献[15]。

参考文献

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2008-05-20收稿

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作者通信处　于宏兵　300071　天津市南开区卫津路94号　南开大学清洁生产研究中心电话　(022)23502756E2mail　nkpu@nankai1edu1cn

2008-09-02收稿