煤电治污应加强协同控制

　　10月23日，由中国电力企业联合会主办的2014燃煤发电环保技术应用交流会召开，会场座无虚席。原本主办方只计划提供320个座位，后来因为报名人数太多，座位扩增至近400个。但记者在现场看到，还是有很多人没能进场参会。

　　“会场的火爆也从侧面反映了国内燃煤电厂对环保技术的关注。”业内人士称，自《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）、《大气污染防治行动计划》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》等政策出台后，燃煤电厂正在面对越来越严苛的环保要求，但是目前技术方面也有很多值得探讨的空间，“如何才能更好地实现环保改造目标，燃煤电厂有点懵。”

　　除尘改造是主要议题

　　这场交流会名为“2014燃煤发电环保技术应用交流会”，其实会上讨论最多的是燃煤电厂的除尘改造技术。

　　上述业内人士认为，这是因为目前国内脱硫和脱硝技术相对成熟，且大部分电厂已经完成脱硫改造，脱硝改造也在稳步推进中。中电联统计数据显示，截至2013年底，已投运火电厂烟气脱硫机组容量约7.2亿千瓦、脱硝机组容量约为4.3亿千瓦，分别占全国现役燃煤机组容量的91.6%、50%。

　　相比之下，火电厂除尘改造还有很大空间。中电联统计数据称，截至2013年底，火电厂袋式除尘器、电袋复合式除尘器装机容量超过1.6亿千瓦，占全国燃煤机组容量的20%。对这两项技术使用的情况，中电联也做了相关统计：袋式除尘器容量约为0.7亿千瓦，占全国燃煤机组容量的9%左右；电袋复合式除尘器机组容量超过0.9亿千瓦，占全国燃煤机组容量的11.5%。

　　“再加上现在要求的超低排放，烟尘排放浓度要稳定达到10mg/m3，目前的电除尘难以满足要求，湿式除尘器可能成为选择方向。但国内也有很多除尘改造技术方案。”上述业内人士表示，“目前这块市场很大，很多环保企业都想来分一杯羹，电厂应根据自己实际情况选取适合的技术路线。”

　　协同控制

　　科行（北京）环保技术研究院院长魏彧表示，随着国家环保标准的不断提高，对大气污染物治理力度也日趋严格，前期一些被人忽略的微量污染物也已经成为影响大气排放质量的重要因素。大气污染物治理已从末端控制、单一污染物控制、控制一次污染向全过程多措施并举、多污染物协同控制、同时控制二次污染物的前体物的新理念转变。

　　“燃煤电厂污染物协同控制已是国、内外环保专家的共识。但如何做到并做得更好，要求我们系统地考虑，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜、因标准制宜，对未来环保可能的变化应提出前瞻性规划。”中国电力工程顾问集团公司研发中心副主任龙辉说。

　　龙辉建议，建立炉后大系统概念，加强协同，对所有污染物的脱除进行一体化考虑。对于新上的燃煤电厂，不光要考虑脱除粉尘、氮氧化物、二氧化硫、三氧化硫、PM2.5，还需要把汞也考虑在内，提出整体环保技术路线，“有些装置可以考虑预留。”

　　对于国内燃煤电厂普遍采用的湿式电除尘器，龙辉坦言，要适量开展，不断总结，既要充分考虑湿式电除尘适合解决什么样的排放问题，也要考虑使用后带来的废水、腐蚀和材料选择困难等问题。

　　魏彧也表示，达到燃气轮机排放的技术路径并没有统一标准，要根据不同的煤种，不同的烟气成分和电厂的实际条件采用不同的技术组合，选取不同的技术路径。

　　兼顾环境和经济效益

　　中电联秘书长王志轩曾发文称，不宜进行环境效益很小、经济代价太大的环保改造，建议以“最佳可行技术”作为超低排放的依据，鼓励企业积极采用低费用或者无费用的超低排放技术和方法。

　　“但就目前来看，超低排放技术和方法并未实现大的突破，国外也很少有相关经验可以借鉴。”一位不愿意具名的电厂人员称，“要实现这一目标， 还有很长的路要走。”

　　王志轩也曾表示，大型燃煤电厂大气污染控制所采用的除尘、脱硫、脱硝主流技术和主体工艺、设备，近几十年来并没有重大突破，世界范围内基本上都是采用上世纪中后期开发的成熟技术。从已经“实现”“近零排放”电厂所采用的技术看，主要是对已有技术和设备潜力（或者裕量）的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。

　　“在现在这种情况下，只能摸着石头过河，不断探索和实践，创新环保技术或技改方案，来实现环保和经济效益双赢。”上述电厂人员表示。