燃气电厂不是减排惟一选择

　　◆本报记者周雁凌 季英徳

　　华能淄博白杨河发电有限公司6号机组改造完成，实现超低排放，其关键所在是采用了二级脱硫吸收塔和湿式静电除尘器一体化结构。负责设计、采购、施工到试运行的，是山东国舜建设集团有限公司。

　　这一技术组合有何必要性？其对实现超低排放有何帮助？与新建燃气电厂相比，经济环境效益如何？带着这些问题，记者日前专访了山东国舜建设集团有限公司董事长吕和武。

　　湿法脱硫后烟气必须再处理？

　　所有湿法脱硫必须加装湿式静电除尘器，即使已达标项目也必须加装

　　记者：有关湿法脱硫工艺近期存在争议，认为会产生二次污染，是这样吗？

　　吕和武：湿法脱硫工艺确实存在一定弊病。湿法脱硫工艺是将120℃左右的烟气经脱硫塔喷淋处理后，经烟囱直接排放。在脱硫塔喷淋处理过程中，脱硫浆液滴随烟气被夹带，一部分可被除雾器收集，一部分随烟气排出，形成湿法脱硫后烟囱长长的烟尾，严重的形成酸雨、石膏雨。

　　被夹带的脱硫液滴在高空中受自然作用，随着水分的蒸发，脱硫相关产物会结晶析出形成粉尘。而且其中以可吸入颗粒物、细颗粒物为主。

　　湿法脱硫虽然可以通过喷淋洗涤脱出部分灰尘，但其本身也会在脱硫的同时产生二次颗粒物污染，会向大气中排入大量雾化水分。因此，湿法脱硫后的烟气必须再处理。

　　我们通过对已完成的20余个湿法脱硫烟气再处理项目，进行工程应用总结分析，采用湿式静电除尘技术可有效的避免因湿法脱硫产生的二次颗粒物污染、石膏雨、酸雨等现象，大量减少雾化水分向大气中的排放。

　　记者：现在社会上对超低排放有不同的声音，反对的声音认为环境效益和经济效益的投入产出比太低，属于劳民伤财。对此，你怎么看？

　　吕和武： 目前，超低排放技术主要由湿式静电除尘技术+脱硫、脱硝提效改造技术构成。

　　湿式静电除尘技术在湿法脱硫工程中的应用，是通过高压静电吸附作用，完成了对脱硫后烟气的再处理，有效吸收了烟气夹带的液滴中溶解的脱硫产物，避免液滴中溶解的脱硫产物在大气中结晶析出造成二次颗粒物污染，同时减少了湿法脱硫向大气中排入大量水汽。

　　由此可见湿式静电除尘器+湿法脱硫才是完整的工艺系统，所有湿法脱硫必须加装湿式静电除尘器，即使已达标项目也必须加装。

　　脱硫、脱硝提效改造技术与目前应用的脱硫、脱硝技术原理相同，因此脱除单位污染物所需投入的水、电、脱硫剂、人工等资源投入费用变化不大，因此不存在环境效益和经济效益的投入产出比太低的问题。

　　超低排放技术通过工程实际应用，已得到广泛认可，此技术解决了煤炭能源的清洁利用问题，与“煤改气”方案对比，环境效益、经济效益显著。

　　煤差也能实现燃气排放水平

　　运用双塔双循环脱硫增效技术和湿式静电除尘技术实现超低排放

　　记者：据了解，华能淄博白杨河6号机组监测期间入炉煤含硫量为1.40%~1.45%，这样的煤含硫量能够实现超低排放采用了哪些技术组合？还有没有成功实践？

　　吕和武：我们根据百余台烟气治理项目经验，独立研发出脱硫、除尘增效技术，就是运用双塔双循环脱硫增效技术和湿式静电除尘技术实现超低排放。

　　“双塔双循环脱硫增效技术”，就是利用脱硫、氧化不同属性，采用双塔、双PH值、双循环结构，对高浓度二氧化硫烟气采用双吸收塔技术高效脱除二氧化硫，达到天然气燃气轮机组排放标准。

　　湿式静电除尘技术，我们于2011年就成功应用于火电机组、烧结机烟气湿法脱硫工程中，突破了多项关键技术，已升级到4代产品，实现了对烟气颗粒物（PM10、PM2.5）、酸性雾滴、重金属（Hg、As等）等多种污染物的深度净化，提高了工业尾气的排放品质。

　　到目前为止，深度净化技术已实施了华能淄博白杨河2×300MW机组、日照新源2×300MW机组、日照钢铁600平方米、4×180 平方米、2×360 平方米烧结机等共计20余个烟气深度净化项目，都能达到超低排放。

　　记者：通过燃煤机组在超低排放方面的实践，其经济性和环境效益如何？其发展还需要哪些政策支持？

　　吕和武：燃气发电成本是燃煤发电成本的3~4倍左右，上述技术的应用发电成本只增加了2分/kwh~3.5分/kwh，燃煤机组+超低排放技术经济效益显著。

　　项目实践证明，通过超低排放技术，燃煤污染物排放达到甚至优于天然气燃气轮机组的排放标准；将有限的天然气资源用于民用，逐步取消民用散户燃煤，更有利于污染减排和控制。

　　为推动燃煤机组在适宜地区应用超低排放技术，建议政府部门加大资金扶持投入，使企业加大研发力度，使技术持续改进。

　　同时，建议政府部门出台超低排放技术应用的相关补贴政策，如电价补偿，优先弥补超低排放机组的发电成本等