雾霾下的火电减排挑战

最新的《火电厂大气污染物排放标准》使火电厂开始了大规模的环保改造，但成本压力和技术瓶颈成为它们在改造过程中普遍面临的难题。

进入四月，火电企业相继公布2013年一季度业绩。从已公布的数据看，火电一改前几年接连亏损的境遇，出现了较高的利润增长。

持续低迷的煤价，似乎给了电力行业一个彻底翻身的机会。国电电力(股票代码：600795)4月11日发布2013年第一季度报告，公司归属于上市公司股东的净利润14.22亿元，同比增长384.34%。

较高的利润增长，使火电厂生产经营部的压力骤减。但对于安全环保部的工作人员来说，压力却与日俱增。在记者对多家火电厂进行走访的过程中发现，一年多前电厂普遍反映的问题是煤价上涨太快;“市场煤，计划电”，以致企业亏损严重，而目前的焦点则是环保改造带来的压力。

此前全国范围的雾霾事件，再一次将火电企业推向风口浪尖。火电是否是空气污染的罪魁祸首?虽然业内尚存争议，但不容置疑的是，公众对于火电环保的关注度愈加提高，对火电厂的环保、减排要求更加严苛。

2012年1月1日起，我国开始实施《火电厂大气污染物排放标准》，这被称为“史上最严标准”。按照标准，自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机对烟尘、SO2、NOx和烟气黑度必须达到排放标准。标准公布后，国内火电厂被迫投入到对火电机组进行大规模烟气脱硫、脱硝设施的改造工作中。

如今，已过将近一年半，离最后的强制执行标准日期也只剩一年多时间。虽然多家火电企业均表示，能够在最后期限前提前完成各项环保设施的改造，但对于改造以及运行过程中的压力，尚存在抱怨。

成本压力

天津国电津能热电有限公司(又名天津东北郊热电厂，以下简称“津能热电厂”)位于天津市东丽区，由国电华北电力有限公司和天津市津能投资公司共同投资组建，装机容量为66万千瓦(2×33万)。

津能热电厂于2007年11月开工建设，2009年底投产发电。相比老电厂，其厂区环境呈现出现代化电厂的特色。因为“烟塔合一”技术的应用，使得厂区内甚至看不见火电厂的“烟囱”。

“目前，电厂各项排放指标，均能达到最新的火电排放标准。”津能热电厂副总经理席爱民对记者说，“这都是靠大量的资金投入，才能有的效果。”

据了解，津能热电厂在其建设时就已安装脱硝设施，是天津地区首个建设脱硝工程的电力项目。其采用烟气SCR脱硝，安装了低氮燃烧器，综合脱硝效率达到70%以上。虽然每年可减排氮氧化物6000吨，达到了环保要求，但约7000万元的总投资对于当时的津能热电厂来说，是一笔巨大的资金压力。

席爱民告诉记者，津能热电厂自2009年投产以来连年亏损，至2011年底已累计亏损上亿元。虽然2012年盈利约1100万，但只能弥补亏损资金的10%。

另一方面，则是环保设施运行成本的压力。举例而言，津能热电厂自投产以来就实施了脱硝，直到2012年才拿到国家0.8分/千瓦时的补贴。“而且这0.8分钱的补贴，经常不能及时到位。”津能热电厂计划营销部一工作人员对记者直言。

按照电厂测算，脱硝的成本在1.2-1.3分/千瓦时，相当于每千瓦时的电量需电厂自行投入0.4-0.5分。“去年光实行的脱硝成本，除去补贴的资金，我们厂约亏损1500万元。”席爱民告诉记者。

对于环保改造和设施运行的压力，并非只有津能热电厂才有。同样作为五大发电集团之一的大唐，其下属的火电厂面临同样的境况。大唐国际发电集团一位不愿意透露姓名的工作人员对记者表示，大唐下属电厂的脱硝成本，高的能达到1.5分/千瓦时，每度电的差额达到0.7分钱。

据中电联的数据显示，我国新建机组的平均脱硝成本约为1.2分/千瓦时，现役机组约为1.5分/千瓦时;一些特殊设计的机组，可能高于2分/千瓦时。“除了脱硫、脱硝设备改造时的一次性前期投入，后期巨大的运行成本，也是电厂最担忧的费用之一。”上述业内人士均对记者表示。

国电集团安全生产部主任王忠渠在接受记者采访时，给出这样一组数据：按年利用小时5000和最低脱硝成本测算，扣除目前补贴后，国电集团现有脱硝机组(指3082万千瓦)每年需要自身消化的运行成本高达6.1亿元;预计到2015年，每年增加的运行成本将达到18亿元。“对于如此高的运行成本，企业将难以独自承受。”王忠渠说。

在记者的调查中发现，由于连年亏损，一部分电厂甚至出现无力支付改造费用的现象，筹集资金成为电厂负责人的高压任务。

技术瓶颈

距离2014年7月1日的强制执行期限越来越近，多家火电厂负责人对记者表示，除了资金压力外，环保设施改造的工期亦十分紧张。

据中电联发布的2012年度火电烟气脱硫、脱硝产业信息显示，2012年新投运火电厂烟气脱硝机组容量为9000万千瓦;截至2012年底，已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28%。

也就是说，除了新增的火电机组，尚有72%的现役机组需要在未来一年多时间内完成全部脱硝改造。由于脱硫、脱硝的改造需要较长的周期，必须停机才能安装设备，电厂只能在不影响发电的情况下，合理安排停机检修的工期。

而另一个影响工期进程的因素，则是技术上的问题。据王忠渠介绍，目前脱硫普遍采用的石灰石—石膏湿法脱硫装置，应对原先的400mg/m3 的标准，难度不大;但要符合400mg/m3 排放标准，则有点力不从心。

“对煤质比较好的地区，实现的难度不大;但对于煤质较差的地区，尤其是西南等高硫煤质地区，采用目前的脱硫技术方法，达标的难度就非常大。”王忠渠说，但是，目前还没有成熟高效的脱硫工艺可供选择，所以只能等科研机构的技术研究。

据记者了解，在已经安装脱硫装置的火电厂中，部分设备已经出现故障，急待进一步改进。

同样，对于除尘技术，现役机组烟气排放要达到新标准，部分技术仍需要经过实践，并进一步检验。目前来说，我国大多数电厂采用的电除尘器均需进行改造。从效果上看，采用布袋除尘技术、电袋复合除尘技术或移动电极、高频电源等新工艺，更利于减排。但由于缺乏广泛的应用，这些新技术还不稳定，如布袋除尘出现多起短期运行布袋破损的情况。

对于脱硝技术，目前，我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其原料仍需要大量进口。“脱硝催化剂本身就是新事物，配方工艺等技术在国内一些地方还没有完全消化吸收。”王忠渠坦言，电力企业也难以根据烟气成分等科学选择催化剂。

由于短时间内集中大规模的脱硝改造，使得脱硝催化剂在国内一度供不应求。尤其是前两年，因为对催化剂市场预估不足，部分电厂已经完成了脱硝改造，却因缺乏催化剂而无法运行。

“我国在较短时间内对火电排放提出了严格的标准，这时，技术上的短板就暴露出来了。”上述大唐工作人员对记者说。

尤其对一些老电厂而言，根据目前的设备、技术工艺，节能减排能达到的效果似乎已经到了顶端。津能热电厂副总经理、党委书记赵胜军告诉记者：“电厂每年都有减排和降低煤耗的指标，但是对于老电厂而言，达到现在的目标已很困难。如果没有新的技术跟进，要想进一步节能减排，就只能推倒重建了。”

“虽然受改造时间限制，但电厂仍要合理安排建设火电厂污染控制设备的时序，避免环保设施建设一哄而起、质量下降，出现建成后未运行先改造的境况。”王忠渠建议道。