“2017年全国公共机构能耗总量1.84亿吨标准煤,用水量124.69亿吨,与2015年相比,2017年公共机构的人均能耗同比下降了5.03%,单位建筑面积能耗下降了4.09%,人均水耗下降了6%,较好地完成了‘十三五’节约能源资源进度目标。”在今天下午举行的全国公共机构能源资源节约和生态环境保护工作会议上,国家机关事务管理局副局长陈建明公布了公共机构节约能源资源“十三五”规划实施中期评估情况。在收集整理各地区、各部门近两年能源资源消费统计数据及工作信息的基础上,国家机关事务管理局对公共机构节约能源资源“十三五”目标、开展绿色行动、实施节能环保工程的进展及问题进行了分析评估。“总体来看,‘十三五’规划确定的各项工作进展顺利。”陈建明指出,两年来,全国公共机构实现节能量975.32万吨标准煤,减少二氧化碳排放2298.61万吨、二氧化硫73.15万吨、氮氧化物36.09万吨。陈建明肯定了全国公共机构在能源资源节约和生态环境保护上的工作,同时,指出了存在的主要问题。“部分工作落实与预期目标还有差距。”陈建明认为,这中间既存在一些目标定的过高的原因,也有一些工作推进缓慢的原因,比如节水型单位建设目标、数据中心改造后PUE值定的过高,需要结合实际进行调整。节能改造面积前两年仅4千万平方米,与“十三五”末完成1.6亿平方米节能改造任务差距还较大,另外绿色数据中心建设、能源资源消费信息公开、计量器具配备等还需加快进度。“市场化机制应用仍然不足。”陈建明指出,近两年,虽然公共机构实施节能、节水改造釆用合同能源管理、合同节水管理模式有了一定进展,但仍未成为主流。一些地方政府集中组织实施公共机构合同能源管理、合同节水管理项目的成功经验还未得到有效推广。此外,还存在公共机构节约能源资源纳入政府绩效考核地区较少等问题。

近年来,海盐正进行着一场大规模的“绿色运动”,越来越多的企业厂房顶上安装了光伏板,农村居民房顶、碧波荡漾的鱼塘上,成百上千的光伏板整齐划一地排列着……光伏产业在这片土地上积极谋求更大的发展空间。其中,嘉兴奥力弗光伏科技有限公司是这场“绿色运动”的中坚力量。起步至今,“奥力弗”一路成长,从最初的组件封装,到涉足光伏产品的研究、开发、设计、制造以及发电系统的安装,公司不断壮大,产能不断提升,正昂首阔步向着光伏全产业链方向迈进。从服装到光伏在摸爬滚打中不断壮大2008年,海盐新兴制衣有限公司的董事长许敏良决心转型,他在考察了多个行业后,最后将眼光定在了太阳能光伏产业,这成就了后来的嘉兴奥力弗光伏科技有限公司。“光伏产业是个朝阳产业,它的发展前景非常广阔,我很有信心。”许敏良说。2008年下半年,嘉兴奥力弗光伏科技有限公司正式成立。随后,公司厂房顺利建成,正式投入使用……正当许敏良全身心投入到光伏产业,决心铆足劲大干一场的时候,美国、欧盟纷纷对中国光伏产品发起了“双反”(反倾销、反补贴),给了全国光伏企业狠狠一击。“刚刚采购完产品,生产后价格马上下跌,比成本还低。”许敏良遭受了巨大困境,这是他在开始之初始料未及的。怎么办?“奥力弗”硬生生闯出了一条路:以品质做保障,为客户量身定制产品,满足客户的多种需要,通过精心设计、严格质量控制体系、完善生产工艺,光伏组件销往全国各地,并远销欧洲、美国、加拿大、东南亚等国家和地区。2015年,公司更是进行了大手笔的“机器换人”,配备国内顶尖全自动流水线生产设备和尖端检测仪器,将劳动力全面解放出来,生产能力也大大提升,公司组件年产能从2013年的50MW增长至2015年的250MW。瞄准市场空白走企业自己的发展之路早期,“奥利弗”接到过一张意大利的单子,客户要求光伏组件为多晶硅,但当时国内采购很难,最终公司错失了一笔大单。在许敏良的发起下,2010年他与几个合伙人共同成立了浙江中晶新能源有限公司,生产太阳能多晶电池片,这也为他的全产业链王国奠定了坚实基础。在公司成立之初,许敏良就对市场进行了充分调研,他脑子里有着清晰的光伏产业版图:“大公司造大屋顶,我们可以瞄准中小屋顶,包括一些小厂房以及家庭屋顶,这是市场空白,还有很大的一块蛋糕可以做。”2015年8月,嘉兴奥力弗电力工程有限公司成立,致力于光伏发电系统设计、安装、技术咨询,目前已成功建成多个工厂和家庭电站。数据显示,奥利弗电力工程公司的太阳能光伏组件使用占到奥利弗光伏科技有限公司的20%左右。至此,“奥利弗”的光伏全产业链基本形成。去年底,“奥力弗”与海盐县信用联社签署了合作协议,共同推出“洁能贷”,为家庭用户建设光伏发电系统提供金融支持,大力推广家庭光伏电站。与此同时,通元镇的五金渔光互补项目顺利竣工,这也是全县首个渔光互补光伏发电项目。“目前,公司发展已经步入正轨,接下去我们计划成立新的子公司,对新建电站进行运营和维护,将终端产业做好,打通未来发展道理,助推企业实现新一轮跨越。”许敏良表示。

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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