“自去年9月国家三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》后，如何实施节能和环保改造，实现煤炭的清洁利用，备受煤电行业关注。”中国电机工程学会热电专委会前秘书长郁刚深有感触。日前，该专委会在合肥召开“燃煤电厂节能减排升级与改造先进技术经验交流研讨会”，会场异常火爆。据该专委会技术服务中心主任朱小朋介绍，“原本计划200人参加的会，实际到场人数超过300人，电厂和环保企业参与热情很高。”
据郁刚介绍，随着我国经济步入新常态，环境问题频发，国家环保要求日趋严格，原本粗放的能源消费方式亟需改变，“但通过什么方式改变，还需要行业进行深入交流和探讨。”
1超低排放是有条件的
自去年6月国内首台超低排放机组——国华电力舟山电厂4号机组投运以来，煤电行业刮起一阵超低排放风，国内陆续出现了多台“超低排放”达标机组。
“这说明目前国内技术可以实现煤电机组超低排放改造，但超低排放也是有条件的。”国电科学技术研究院副院长朱法华称，“首先是对煤种有要求，最好是低硫、低灰、高挥发份、高热值烟煤。”
朱法华列出了一组数据：如果燃煤低位发热量4000kCal/kg、灰份35%，那么除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求;燃煤含硫量为3%的煤，其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69 毫克/立方米;燃用无烟煤的W型火焰锅炉，采用先进的低氮燃烧技术，锅炉产生的烟气氮氧化物浓度可长期稳定控制在1000 毫克/立方米左右，即使SCR脱硝效率提高至90%，氮氧化物排放浓度仍达到100 毫克/立方米。
“除了对煤种有要求外，煤电机组实现超低排放或超低低排放的成本中，投资和运行成本也较高。”据他介绍，烟尘排放浓度从20 毫克/立方米下降至10 毫克/立方米(不增加湿式ESP)、二氧化硫从50 毫克/立方米下降至35 毫克/立方米、氮氧化物从100 毫克/立方米下降至50 毫克/立方米，污染物排放量下降30%-50%，平均下降44.1%，但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。
“如果烟尘执行超超低排放5 毫克/立方米的要求，则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP，其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右，可能有些得不偿失。”朱法华表示，“如果没有相应的奖惩措施，燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放。”
2应有序推进
据国家能源局电力司火电处处长康国珍介绍，初步统计，至2014年底，全国总发电装机容量13.5亿千瓦，其中火电装机9.1亿千瓦;全国总发电量5.54万亿千瓦时。
由上述数据可以看出，我国燃煤机组的节能减排任务艰巨，如果想全部实现超低排放，还有很长一段路要走。康国珍也表示，部分现役煤电机组建设时期早，能耗高、污染大，升级改造有一定困难。
朱法华认为，目前超低排放技术虽可行，但应有序推进，“就地区来说，先重点、后一般，先东部、后西部，先集中、后分散;就锅炉来说，先大后小，先新后老，先煤粉炉后其他炉;就煤种来说，低硫、低灰、高挥发份、高发热量优先。”
即便如此，朱法华对通过燃煤电� | 
