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“在电力领域，中国清洁电力发展规模领跑全球。截至2018年底，中国可再生能源发电装机突破7亿千瓦、核电在建装机1218万千瓦，均居世界第一。同时，中国已建成世界上规模最大的清洁高效煤电系统，煤电超低排放机组超过8亿千瓦，排放标准世界领先。” 国家能源局局长章建华日前在“2019清洁电力国际工程科技高端论坛暨国家能源集团清洁能源国际高端论坛”上表示。不过，记者在该会议上了解到，尽管已取得规模化进展，我国煤电“清洁化”仍有巨大提升空间。
煤电“清洁化”成效显著
历经多年来的快速发展，截至2018年，我国发电装机19亿千瓦时，火电装机11.4亿千瓦时，占总装机的53%，发电量占全口径发电量的70.39%，占世界火力发电量的28.84%。煤炭大规模利用支撑了我国经济社会的高速发展，但燃煤高强度排放导致的大气污染也带来了生态环境问题。其实早在2015年12月，国务院常务会议决定，2020年前对燃煤发电机组全面实施超低排放和节能改造。
煤电超低排放和节能改造，主要是对燃煤机组的烟气排放进行治理，降低烟尘、二氧化硫和氮氧化物的排放水平。据国电环境保护研究院院长朱法华介绍，我国燃煤电厂的烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放水平，已与燃气电厂相接近，这些排放限值比世界上其他发达国家的排放要求大概严50%以上。
中国科学院院士贺克斌统计，2013年至2017年5年间，全国二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量下降幅度分别达59%、20%和29%。在全国范围及5年尺度以上，燃煤锅炉整治、电厂超低排放改造对污染物减排效果显著。中国能源建设集团规划设计有限公司副总经理龙辉介绍，煤电机组供电煤耗目前已从2012年的325克/千瓦时降至308克/千瓦时，达到世界先进水平。
技术先进成本可负担
近年来，我国燃煤清洁高效发电技术发展迅猛。国家能源集团副总经理米树华介绍，该集团目前已有91%的燃煤机组实现了超低排放。特别在对海南乐冬电厂实施环保设施改造之后，其1号机组烟尘、二氧化碳、氮氧化物平均排放仅为0.38毫克/立方米、2.75毫克/立方米、4.4毫克/立方米，而燃气机组每立方米的标准分别是5毫克、35毫克和50毫克，实现了近零排放。
据了解，我国超超临界、二次再热超超临界发电技术已达到世界先进水平，其中超临界CFB锅炉技术已达到国际领先水平，并研发形成了完整的技术体系。国内首台1000MW超超临界机组玉环电厂的供电煤耗为292.2克/千瓦时，华能1000MW莱芜电厂采用的二次再热超超临界机组供电煤耗仅为266.18克/千瓦时。
燃煤火电机组实现超低排放后，经济性如何？
据朱法华介绍，执行超低排放时的发电成本为0.466元/千瓦时，而燃气发电成本为0.932元/千瓦时。1000千瓦时的煤电和气电排放污染物比较，燃煤机组二氧化硫、氮氧化物排放值与燃气机组相当。
业内专家指出，超低排放改造的成本电价约为0.5分/千瓦时至2.5分/千瓦时，国家对超低排放的电价加价是0.5分/千瓦时至1分/千瓦时，煤电超低排放改造后的发电成本仍低于燃气发电。
重金属污染防治不力
“尽管火电超低排放已取得重大进展，但重金属和废水废渣问题还未得到彻底解决，以煤电为主的发电结构决定了二氧化碳排放强度大。” 米树华坦言。
国家能源集团国华电力公司总工程师陈寅彪对此深有同感。他表示，随着超低排放或近零排放技术的推广应用，我国燃煤电厂常规大气污染物控制日趋完善，但重金属污染防治仍不乐观。“研发高效低成本的重金属控制技术迫在眉睫。国际上燃煤烟气脱汞技术以活性炭喷射脱除为主，但运行成本高，且影响飞灰综合利用，难以推广。对于其他重金属，高效吸附剂的开发多处于基础研究和实验验证阶段，工程实践案例少。”
此外，我国西南地区高硫无烟煤机组实现超低排放仍存在一定困难，有待继续开展技术研发。由于近年来整体负荷率偏低、参与电网调峰等因素，煤电的能效水平和烟气治理系统稳定性受到一定影响。
对此，米树华建议，电力工业要清洁发展，首先，要实现煤炭等传统化石能源清洁化利用，降低污染物排放；其次，要不断提高新能源和可再生能源利用效率，大幅度降低成本，实现更大规模的利用新能源；最后，能源系统要智能化，要打造多能偶合互补，高效利用的智能能源系统。
中国科学院院士倪维斗认为，先进火电厂的效率已接近50%，某种意义上而言已接近于极限，提高限度有限。“大量的火电将来还要生存，就火电自身而言，用生物质燃料来替代煤炭，欧洲在这方面已经做了大量工作，这是一个可行的方向。”
（编辑：Wendy）