【摘要】目前，我國約一半的現役燃煤電廠除塵設備需要進行除塵改造。2014年的政府工作報告明確指出，要出重拳強化污染防治，推進燃煤電廠除塵改造1.8億千瓦。

    目前，我國約一半的現役燃煤電廠除塵設備需要進行除塵改造。2014年的政府工作報告明確指出，要出重拳強化污染防治，推進燃煤電廠除塵改造1.8億千瓦。
 
　　中投顧問環保行業研究員盤雨宏指出，針對我國日益嚴峻的大氣污染治理形勢，要經濟、高效地實現燃煤電廠污染物 “近零排放”，必須從系統的角度考慮，充分利用各污染物脫除設備之間的協同能力。煙氣協同治理技術路線，為我國燃煤電廠煙氣治理及‘近零排放’開拓了一條新思路。

　　百萬千瓦燃煤電站實現超凈排放目標與實現排放限值相比，等容量電站每年將減排粉塵467噸。若燃煤電廠均減排至天然氣機組排放標準，全國可減排二氧化硫831萬噸，氮氧化物874萬噸，煙塵144 萬噸。 近零排放的概念不準確，是個相對概念，有的稱燃煤排放達到天然氣排放標準，有的稱‘超凈排放’、‘超低排放’，但不管叫什么，基本的含義是常規污染物的排放比現行的排放標準要求明顯更低，但是‘近零排放’并不包括二氧化碳。
 
　　超低排放先進技術的高投資運維費用將嚴重影響火電行業利潤。即使是在國外實現了超低排放的先進技術，也需要進行本土化改造，以適應我國的火電行業現狀。相關研究顯示，與達到火電廠排放標準的100萬千瓦燃煤電廠相比，達到天然氣燃氣輪機排放標準預計增加投資成本6%，增加運行成本4%。
 
　　除塵應與上游脫硝、下游脫硫一體統籌、從源頭起分段承擔，協同治理。隨著燃煤電廠環保治理措施技術的迅速發展和對環保的高度重視，日本在2002年就把脫硫、脫硝、除塵的三個規范合并成一個規范，這樣便于非常系統地開展多污染物的協同減排。脫硝裝置、除塵器、脫硫裝置作為排煙處理系統的組成部分要考慮優化組合及選定的方法。在確定排煙處理系統的構成時，要考慮鍋爐設備等的煙氣特性及設計條件等，以保證系統內各裝置相互協調及高可靠性。
 
　　國內燃煤電廠環保技術存在諸多問題，在生產實踐中，這些問題經常被歸結為某單項技術的問題。但是，這些單項除污設備串聯在排煙系統上，其中任何一個設備都會對另外的設備產生影響。單項技術上的問題需要從多污染物協同脫除的角度才能徹底解決。
 
　　我國電力行業的特殊情況決定了火電燃煤機組負責電網調峰且煤種變換頻繁。所以需要制定各種負荷下保留合理裕量的污染物均衡控制策略。同時，為應對脫汞新要求，還需要挖掘現有污染物控制設備的脫汞潛力。“協同脫除” 將綜合考慮濕法脫硫對煙塵排放的影響，進行煙氣綜合治理，充分發揮濕法脫硫的除塵效應，至少保證脫硫系統不增加粉塵排放濃度。對于除塵和脫硫系統均需進行改造的火電機組，他建議可根據脫硫系統增容改造后新的除塵效率，適當放寬除塵器出口的煙塵排放濃度要求，以降低除塵器本體改造難度。
 
　　在煙塵排放標準大幅提高的今天，電除塵仍有著廣泛的適應性。以達到30毫克/立方米煙塵排放標準，新建一套60萬千瓦機組配套除塵設備為例，對多種除塵設備的經濟性進行客觀分析得出，從整機壽命30年來看，電除塵的經濟性最好，運行時間越長經濟性越顯著。電除塵設備是能夠同時達到低排放、高效率和低能耗的除塵設備。
 
　　除塵器本體改造時，優先應用高效電除塵器技術，在高效電除塵器改造空間受限或投資過高時，采用袋式除塵器改造方案。在對顆粒物排放有特殊要求的重點地區和敏感區域，可考慮應用濕式電除塵器。一般區域機組原則上暫不考慮應用濕式除塵器，可預留煙道嵌入式增設濕式電除塵器的位置。
 
　　各燃煤電廠應該綜合考慮機組所處區域、燃用煤質、飛灰特性、改造場地、運行年限等情況，在能滿足達標排放的情況下，綜合比較，優先選擇工程投資少、運維費用低的改造方案。比如循環流化床機組可優先考慮采用袋式除塵器。除塵技術路線選擇應采取因地制宜、因煤制宜、因爐制宜和因標準制宜的方針。
 
　　中投顧問研究總監郭凡禮表示，建議國內濕式電除塵器不宜發展過快，待取得濕式電除塵器長期運行效果、主要參數合理、運行可靠性及防腐經驗，完善標準后逐步發展。