王志轩：科学修订火电厂大气污染物排放标准-第4页-北极星电力新闻网

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超越了火电企业的经济承受能力

火电企业因电煤价格持续上涨而煤电联动不能及时到位，行业大面积亏损，生产经营困难，有些企业资金链甚至有断裂的危险，排放标准提高所需要大量的资金和成本难以消化。初步估算，要实现标准修订稿的要求，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000~2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组2.5亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900~1100亿元，折算电价应增加0.02~0.025元/千瓦时（不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价）。如我国脱硫装机容量已逾5亿千瓦，其中90%以上是近5年建成投产的。这些脱硫装置均是按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计的，脱硫装置使用寿命基本与机组同步。近年来受电煤质量变差，含硫量普遍升高的影响，电力企业已耗费巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。如果再大幅度降低现役机组SO2排放限值，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组的脱硫改造，甚至部分设施要推倒重建，火电企业难以承受。

电煤质差难以稳定地达到排放标准要求

我国电煤质量与国外比差距较大。有关资料表明，近年来美国电煤平均灰份小于9%，澳大利亚和欧盟约13%，而我国在25%以上，这对烟尘控制而言，如果是同样的标准限值，我国的除尘效率要求更高，对除尘技术、设备及运行水平要求更高，投入更大，设备能耗更大。另一方面，我国电煤稳定性差，大部分电厂燃煤硫份、灰份、发热量波动大，运行值与设计参数偏差较大，严重影响装置运行稳定性，从火电厂脱硫工程后评估的47家电厂分析，约60%的电厂燃煤含硫量超出设计值。如湖南某电厂，设计硫份0.77%，实际平均硫份1.17%，2007~2009年最高硫份均超过5%。

限制了电除尘技术的应用

我国电除尘技术处于国际领先水平，属火电厂烟尘控制的最佳实用技术，其应用比例约占我国火电装机容量的94%。由于我国燃煤灰份较高，煤质和机组负荷变化较大，要稳定达到30mg/Nm3的烟尘排放限值，需采用6电场以上的电除尘器。而现役机组以采用4电场电除尘器为主，绝大多数现役机组电除尘器增加电场已没有空间。上世纪90年代末，袋式除尘器在我国火电厂进入商业运行。截至目前，火电厂袋式（含电袋）除尘技术应用比例约占6%。但从运行效果看，部分袋式（含电袋）除尘器存在技术不稳定的问题，难以保证长期稳定达标排放。

无改造空间的机组和燃用贫煤、无烟煤的机组NOx难以达标排放

按二次修订稿要求，2004年后所有新建机组NOx排放要达到100 mg/Nm3、2004年前机组要达到200 mg/Nm3的要求，使几乎所有机组必须采用SCR烟气脱硝技术，而我国烟气脱硝关键技术、原料、仪表等仍需进口，尚难以支持如此大规模高要求的烟气脱硝建设。仅从催化剂来看，其使用量与排放标准的宽严密切相关。对于如此严的排放标准，催化剂缺口很大，即便是国际市场也难以满足要求，而且难以保障催化剂的质量。不仅对于无改造空间的现有机组难以达到标准要求；而且对于燃用贫煤、无烟煤的锅炉——锅炉出口NOx排放浓度通常在1200~1500mg/Nm3，要达到100mg/Nm3排放限值，脱硝效率须在92%以上——目前的SCR技术无法实现。且大幅提高排放限值水平需大量增加催化剂和还原剂，在运行中氨逃逸控制难度加大，并可能引起锅炉空预器堵塞等影响运行安全性的问题。当机组低负荷运行时，烟气温度容易低于脱硝催化剂的反应窗口温度，致使SCR系统无法正常工作，也难以达到标准限值要求。

CFB等清洁煤发电技术将受到严重打击

循环流化床（CFB）清洁煤发电技术的优势在于劣质煤的高效利用和低SO2、低NOx排放的特点，尽管我国CFB技术处于国际先进和部分技术国际领先水平，但仍然满足不了排放标准修订稿中排放限值的要求。如果一定要满足排放限值，则必须加装FGD和SCR装置，不仅有悖于CFB技术开发的初衷，大大限制了CFB的适用范围和应用前景，同时也造成资源和资金的浪费。

汞排放限值的增加与现行法律要求不符，科学依据不足，特别排放限值的规定与相关要求与法规政策不协调

我国空气环境质量标准中并未规定汞及其化合物的浓度要求，因此，确定火电厂汞排放限值与《大气法》抵触或法律依据不足。同时，由于目前对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，环保部门和电厂目前对汞排放都没有监测和监督，故提出的汞排放限值的科学依据不足，薄弱的技术基础也无法支撑火电厂烟气汞排放控制。

特别排放限制值的规定也缺乏相应的法律支持，需要进一步探讨。

改造难度大，改造周期过短，影响电网安全运行

近几年为实现达标排放和总量控制要求，电力企业对现役机组广泛开展除尘和脱硫技术改造，为此投入了大量资金，占用了几乎所有可用场地，刚完成了除尘和脱硫的技术改造。根据标准修订稿要求，2014年前须对现役机组再进行新一轮的改造，场地条件更困难，技术难度更大，改造范围也更宽（除对环保设施本身进行改造外，还须对辅机进行改造，如引风机、空预器、烟囱等）。部分电厂受场地限制，必须采取关停重建措施才能达标排放。

根据改造工程合理技术要求，单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50 ~300天、单台脱硝装置改造周期约90~300天。环保设施改造在机组大（小）修周期内无法一次性完成，必须专门停机改造。机组的集中停运，将造成电网运行不稳定。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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