中投顾问：协同治理促燃煤电厂减排达高标准

　　目前，我国约一半的现役燃煤电厂除尘设备需要进行除尘改造。今年的政府工作报告明确指出，要出重拳强化污染防治，推进燃煤电厂除尘改造1.8亿千瓦。

　　中投顾问环保行业研究员盘雨宏指出，针对我国日益严峻的大气污染治理形势，要经济、高效地实现燃煤电厂污染物 “近零排放”，必须从系统的角度考虑，充分利用各污染物脱除设备之间的协同能力。烟气协同治理技术路线，为我国燃煤电厂烟气治理及‘近零排放’开拓了一条新思路。

　　百万千瓦燃煤电站实现超净排放目标与实现排放限值相比，等容量电站每年将减排粉尘467吨。若燃煤电厂均减排至天然气机组排放标准，全国可减排二氧化硫831万吨，氮氧化物874万吨，烟尘144 万吨。 近零排放的概念不准确，是个相对概念，有的称燃煤排放达到天然气排放标准，有的称‘超净排放’、‘超低排放’，但不管叫什么，基本的含义是常规污染物的排放比现行的排放标准要求明显更低，但是‘近零排放’并不包括二氧化碳。

　　超低排放先进技术的高投资运维费用将严重影响火电行业利润。即使是在国外实现了超低排放的先进技术，也需要进行本土化改造，以适应我国的火电行业现状。相关研究显示，与达到火电厂排放标准的100万千瓦燃煤电厂相比，达到天然气燃气轮机排放标准预计增加投资成本6%，增加运行成本4%。

　　除尘应与上游脱硝、下游脱硫一体统筹、从源头起分段承担，协同治理。随着燃煤电厂环保治理措施技术的迅速发展和对环保的高度重视，日本在2002年就把脱硫、脱硝、除尘的三个规范合并成一个规范，这样便于非常系统地开展多污染物的协同减排。脱硝装置、除尘器、脱硫装置作为排烟处理系统的组成部分要考虑优化组合及选定的方法。在确定排烟处理系统的构成时，要考虑锅炉设备等的烟气特性及设计条件等，以保证系统内各装置相互协调及高可靠性。

　　国内燃煤电厂环保技术存在诸多问题，在生产实践中，这些问题经常被归结为某单项技术的问题。但是，这些单项除污设备串联在排烟系统上，其中任何一个设备都会对另外的设备产生影响。单项技术上的问题需要从多污染物协同脱除的角度才能彻底解决。

　　我国电力行业的特殊情况决定了火电燃煤机组负责电网调峰且煤种变换频繁。所以需要制定各种负荷下保留合理裕量的污染物均衡控制策略。同时，为应对脱汞新要求，还需要挖掘现有污染物控制设备的脱汞潜力。“协同脱除” 将综合考虑湿法脱硫对烟尘排放的影响，进行烟气综合治理，充分发挥湿法脱硫的除尘效应，至少保证脱硫系统不增加粉尘排放浓度。对于除尘和脱硫系统均需进行改造的火电机组，他建议可根据脱硫系统增容改造后新的除尘效率，适当放宽除尘器出口的烟尘排放浓度要求，以降低除尘器本体改造难度。

　　在烟尘排放标准大幅提高的今天，电除尘仍有着广泛的适应性。以达到30毫克/立方米烟尘排放标准，新建一套60万千瓦机组配套除尘设备为例，对多种除尘设备的经济性进行客观分析得出，从整机寿命30年来看，电除尘的经济性最好，运行时间越长经济性越显著。电除尘设备是能够同时达到低排放、高效率和低能耗的除尘设备。

　　除尘器本体改造时，优先应用高效电除尘器技术，在高效电除尘器改造空间受限或投资过高时，采用袋式除尘器改造方案。在对颗粒物排放有特殊要求的重点地区和敏感区域，可考虑应用湿式电除尘器。一般区域机组原则上暂不考虑应用湿式除尘器，可预留烟道嵌入式增设湿式电除尘器的位置。

　　各燃煤电厂应该综合考虑机组所处区域、燃用煤质、飞灰特性、改造场地、运行年限等情况，在能满足达标排放的情况下，综合比较，优先选择工程投资少、运维费用低的改造方案。比如循环流化床机组可优先考虑采用袋式除尘器。除尘技术路线选择应采取因地制宜、因煤制宜、因炉制宜和因标准制宜的方针。

　　中投顾问研究总监郭凡礼表示，建议国内湿式电除尘器不宜发展过快，待取得湿式电除尘器长期运行效果、主要参数合理、运行可靠性及防腐经验，完善标准后逐步发展。(作者系中投顾问产业与政策研究中心 环保研究员)