有些火电企业新标大考不过关，被罚;而有些技术领先、实力雄厚的火电企业，借着排放标准提升的契机，实现了排放的“蜕变”。

号称“近零排放”的神华集团国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组，日前顺利完成168小时试运，并正式移交生产。

火电“近零排放”尚无一致标准

燃煤机组排放水平在燃气机组的排放标准限值以下，全部达到难度大

据业内人士介绍，“近零排放”这一概念目前在我国业内仍未达成一致标准，国家相关法律法规中也没有参考依据。而神华国华电力将目光瞄准了燃气机组排放标准：燃煤机组排放达到燃气机组排放限值以下。

这就意味着，达到“近零排放”的燃煤机组必须达到5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3以下。业内专家表示，这是一个相当高的排放标准，目前，燃煤机组达到燃气机组其中一项排放限值尚不容易，同时达到3项限值，难度非常大。

高效技术组合大幅降低排污

建设了高效烟气脱硝装置、高效静电除尘装置、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置

据介绍，4号机组在试运行期间，浙江省环境监测中心现场取样监测数据显示：粉尘排放2.46mg/m3、二氧化硫排放2.76mg/m3、氮氧化物排放19.8mg/m3，3项指标均远低于燃气发电机组大气污染物排放限值。

正式投产当天，记者在机组运行中集控室看到4号机组显示的实时排放数据：烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放值分别为1.75mg/m3、1.78 mg/m3、18.12 mg/m3。

这台新建燃煤机组为何能达到如此低的排放值?据神华国华电力总工程师陈寅彪介绍，4号燃煤机组按照国华电力“清洁高效近零排放工程”的要求，同步配套建设了高效烟气脱硝装置(低氮燃烧器+SCR催化还原)、采用高效静电除尘装置(高频电源、旋转电极)、烟气海水脱硫装置、湿式电除尘装置，最终实现了“近零排放”。

在烟气除尘方面，除尘器采用高频电源、旋转电极技术，大幅提高电除尘器供电效率、节约电能，并提高除尘效率。在此基础上，使用了湿式电除尘器，在相同条件下可达到更低的排放浓度。湿式电除尘器除尘效率大于或等于70%，PM2.5去除率大于或等于70%，雾滴去除率大于或等于70%，实现5mg/m3以下的“近零排放”。

在烟气脱硫方面，神华国华舟山电厂是首个获得环境保护部环评中心评审通过的，脱硫效率达到97%的海水脱硫项目。海水脱硫工艺是利用机组循环水中的海水天然碱度吸收，并中和烟气中二氧化硫的脱硫方法。海水脱硫后烟气中的二氧化硫浓度低于35 mg/m3。

在烟气脱硝方面，采用低氮燃烧器+SCR催化还原脱硝技术。低氮燃烧器采用上海锅炉厂先进的低氮燃烧器，基本实现机组负荷75%~100%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于160mg/m3，负荷50%~75%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于200mg/m3。在锅炉省煤器后布置SCR装置，锅炉烟道内喷入氨气，在一定温度下将烟气中氮氧化物选择性催化还原为氮气，同时生成水。SCR选择性催化还原技术脱硝效率高，氨逃逸率低，脱硝效率达80%，保证机组排放氮氧化物排放浓度小于50 mg/m3。

陈寅彪还向记者表示，舟山四号机组的正式投产，只是神华国华向“近零排放”绿色发电迈出的第一步。“对于未来国华电力所有新建燃煤机组，都将采用‘近零排放’技术路线，计划全部实现低于燃气发电机组的排放限值。”

清洁火电是否前景广阔?

运行成本约增加了0.004元/千瓦时，煤炭在我国能源结构中占到7成，需要实现清洁、高效燃煤

据神华国华舟山电厂总经理朱江涛介绍，舟山电厂4号35万千瓦机组静态总投资13.48亿元，除尘、脱硫、脱硝环保设施投入共1.4亿元，如果只做到达标排放，则可少投入2900万元，实际上，为了实现“近零排放”增加的投入并不庞大，运行成本约增加了0.004元/千瓦时。

在现场采访时记者注意到一个细节：舟山电厂所在海域海水碱度较大，那么海水碱度问题是否会影响海水脱硫的效果呢?

神华国华电力研究院总经理孙平向记者解释，舟山附近海域海水碱度大，确实是4号机组能够达到如此排放水平的一个积极因素，但这不是决定性因素。不同海域海水碱度不同，对海水脱硫效果有影响，但都可以通过延长烟气与海水接触时间来解决，并不会制约这一技术路线的大范围使用。

神华集团总经理凌文在工程现场表示，神华国华电力接下来将全力推进高品质绿色发电计划，经过技术改造，到2017年底，目前在运行的61台发电机组，其中46台将实现“近零排放”，新建机组要全部实现“近零排放”。

统计数据显示，我国2013年燃煤发电量达3.95万亿千瓦时，占全国发电量的73.8%。随着雾霾天气频发，多地开始推行“煤改气”、压煤减产等方式来控制燃煤的使用。但相当一部分业内人士认为，这只是权宜之计，我国作为煤炭大国，煤炭在我国能源结构中占到7成，如何实现清洁、高效燃煤，才是应该考虑的主要问题。