博弈节能减排 火电还有几道难题待解？【2】

　　煤质下降增大技术难题

　　要达到国家制定的严格的环保标准，技术的提升是必要的保证，也是节能减排实施中的一个难点。“尤其是脱硫技术上还有一定的难度，按照国家规定，200毫克/立方米的标准对于煤质比较好的地方问题不大，但对于煤质比较差的地方难度还是很大的。”王忠渠介绍说，含硫量高的煤需要经过很多的程序才能达到200毫克/立方米标准，技术要求很强。国电集团在南京的电科院正在进行这方面的研究，也有一些专利技术，但目前看在西南的高硫区，云南、贵州、四川、重庆等地，完成起来还有一定的难度。

　　说到煤质问题，王忠渠显得很无奈。由于煤电价格传导机制不畅，多年来电煤价格持续上涨，煤质在不断下降。“我国的煤含硫量、含灰量要比国外的高好几倍，国外很多煤烧完看不到灰，但我们的含灰量有的达到50%。这种煤烧起来对设备破坏性很大，对环保设施也是不小的负担。”

　　王忠渠介绍，在国外环保责任的压力是从煤炭企业开始，在开采煤的环节承担一定的环保责任，在烧之前也进行一定的环保处理，但现在我们没有这个要求，而且往往是好煤多用于钢铁等企业，次的煤才供应给电厂烧，这给电厂也带来很大的负担。“如果我们的煤质能够好一些，采出来的煤先经过洗的环节，去除一部分硫、灰，这样发电环节的污染会进一步减小，火电减排的效果也会更好。”

　　检修工期挑战减排难度

　　根据国家新标准要求，30万千瓦以上的机组需要全部加装烟气脱硝装置，整改完成的最后期限是2014年6月底，工作量大、工期长。机组脱硝技术改造的同时，还要保证正常发电，给电厂带来挑战。“比如一个省，3000万的装机，大家都需要改造，发电的任务就会非常紧，那样我们只有先将不停机的外围工作干完，尽量压缩工期。”王忠渠介绍。

　　此外，由于短时间集中大规模的脱硝改造，使得脱硝催化剂在短期供不应求，再加上国内电煤煤源、煤质的极不稳定，电力企业也难以根据烟气成分等科学选择催化剂，催化剂生产商短期内大起大落的生产供应形势也不可避免，对脱硝产业的健康发展造成很大伤害。

　　对此，王忠渠提出，适当调整部分减排治理工程的进度计划，保证合理工期要求。对有较大环境容量地区的电厂合理配置环保设施及制定合理的排放标准，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、建成后未运行先改造的境况。

　　在整个SCR脱硝系统中其核心装置是脱硝反应器中的催化剂。前两年，因为国内制造能力不足，催化剂主要依靠进口，价格也比较高。去年，因为催化剂生产不足，导致不少脱硝装置不能按时投入。今年国内不少催化剂厂进行扩能，资源供应短缺情况将有所改观。