5月16日，由华中科技大学相关团队参与的“以空气为载体基于余热蒸发浓缩高盐废水及零排放技术”项目通过中国电力企业联合会鉴定。

鉴定现场，经质询答辩、资料审查、讨论评定等严格审议，11位行业专家组成的鉴定委员会一致认为，这项成果整体达到国际领先水平，同意通过科技成果鉴定。华中科技大学教授张军营估算，全国电厂如能广泛采取该技术，预计每年可减少二氧化碳排放量近4150万吨。

解决“脱硫废水零排放”最后一公里

该成果由华中科技大学张军营团队和天空蓝环保研发的“PM2.5团聚协同脱硫废水零排放技术”与青岛达能环保的“以空气为载体利用余热蒸发浓缩技术”组成。一举实现了脱硫废水零排放、细颗粒物（PM2.5）高效脱除和三氧化硫有效控制。

作为我国能源绿色低碳转型关键，如何发挥好燃煤电厂的调峰保障作用，同时兼顾煤炭低碳清洁化利用，是一项重要课题。

一直以来，脱硫废水是燃煤电厂处理难度最大的废水之一，其中含有大量重金属和氯离子，pH值偏酸性、固溶物含量高且具腐蚀性。最难解决的便是氯离子和腐蚀性问题。

为此，华电湖北发电有限公司黄石热电分公司，与华中科技大学等多家单位合作，尝试研发相关技术来破解这一难题。

研发团队介绍，他们通过团聚协同技术，以独有的高低温主烟道蒸发技术、使用钝化剂大幅降低减缓氯离子腐蚀速率，成功破解了脱硫废水零排放难题。

华电电力科学研究院检测数据显示，该技术满足不同工况下的脱硫废水处理，每小时能处理脱硫废水2立方米，除尘效率提升12.7%以上；实现非碱基三氧化硫脱除，脱除率达38%以上，各项指标均达到验收标准。

“该技术投入应用，可大幅降低减缓氯离子腐蚀速率，同时使细颗粒物团聚长大，提高除尘效率。此外，还能有效脱除三氧化硫，降低空气预热器的堵塞风险，提高炉效和机组负荷的适应性。”鉴定委员会副主任、华能集团湖南分公司总经理汪德良表示，该技术路线为解决相关问题提供了新思路，复合药剂可以抑制氯离子对系统的腐蚀。

监管持续趋严

据中电联统计，早在2017年，全国6000千瓦及以上火电厂平均供电标准煤耗就达到309克/千瓦时（折算成机组净效率约为39.8%），煤电机组供电煤耗指标持续处于世界先进水平；全国单位火电发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，近年来变化趋于稳定。

“排放指标一再趋严，让煤电减排难上加难”“发电企业环保压力与日俱增”……近日，不少燃煤发电企业向记者坦言，通过技术措施进一步减少温室气体排放的挖潜空间有限。在降碳目标下，煤电亟需升级换挡。

尽管煤电机组排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等常规污染物与燃气电厂排放水平相当，处于世界领先水平，但煤电企业仍面临着越来越严格的环保监管。

“今年7月1日起，江苏燃煤电厂将实施新排放标准，其限值评判标准规定为小时浓度。相比之下，美国为30天滚动平均值，欧盟也为月均值。”江苏省某发电企业工作人员告诉记者，不仅如此，当前燃煤机组深度调峰已成常态，环保负担只增不减，“低负荷下环保设备处于非正常运行状态，导致污染物超标排放，从而对企业合规经营造成不利影响。”

“我所在的电厂环保投入已接近2亿元，换算成度电成本大约在0.03元/千瓦时左右，环保电价0.05元/千瓦时尚能覆盖。但在很多欠发达地区，环保电价只有0.03元/千瓦时左右，只能覆盖部分成本，其余需地方政府用基础电量补贴，但若煤价一高，负担反而更重了。还有部分地区已经没有环保电价了，完全依托电力市场的交易价格，这样一来电厂的环保投入就成了纯支出。”上述发电企业工作人员向记者进一步解释。

采访中记者了解到，目前尚无成熟技术支撑煤电环保成本进一步下降。雪上加霜的是，现行政策要求机组在任何运行负荷状态下的氮氧化物排放浓度都要满足标准，包括非正常工况，但目前的技术根本无法实现。“发电企业为长期达标只能牺牲设备寿命，导致环保设备长期超负荷运行。”山西某发电企业工作人员对记者说。

除了对氮氧化物这类常规污染物排放的监管日趋严格，政府也高度重视非常规污染物的排放。“燃煤电厂不仅要控制好常规污染物，还需要研究汞及其化合物等重金属，以及三氧化硫等可凝结颗粒物的排放，但相关减排技术仍处于空白状态。”上述江苏发电企业工作人员说。

现有降碳方案经济性短板突出

据介绍，当前，煤电行业对常规污染物的处理工艺已经成熟，但对二氧化碳尚无经济控排之策。

去年11月，国家发改委、国家能源局出台《全国煤电机组改造升级实施方案》，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。然而据记者了解，这仅是火电降碳的“入门级”技术，远不能满足电力系统“零碳”排放目标需要。

目前，业内正将“高阶降碳技术”瞄向CCUS（碳捕获、利用与封存）技术。“束手无策。”谈及这一技术，不少发电企业工作人员向记者坦言，受制于成本高昂、技术不成熟，当前CCUS仍处于示范阶段，并不能满足煤电大规模碳减排的现实需要。

中国能源研究会理事陈宗法指出，在现有技术条件下，我国CCUS技术成本约在500元-1000元/吨二氧化碳，度电增加成本0.26元-0.4元，能耗水平增加14%-25%。此外，还需要规避地质封存时泄漏的风险。

上述山西省发电企业工作人员对此表示赞同，目前，国家层面尚未明晰火电降碳路径，降碳技术研发各自为政。同时，我国对发电行业的要求已经较为严格，节能空间逐步缩小，碳减排潜力挖掘难度大。“虽然相关学者进行了低碳技术的研究，但目前先进技术的能耗与成本仍较高，尚难以大规模推广应用。”

陈宗法进一步指出，煤电长期低负荷运行，造成设备损耗增加。环保政策日益严苛，需对机组进行超低排放改造，这将增加CCUS技术开发和装置投入。随着碳市场启动运行，在碳排放配额约束、碳价逐年上升的大背景下，碳市场履约成本也将持续上升。

变被动为主动探索增值路径

一头是环保，一头是效益，发电企业该如何主动求变，在两者之间找到平衡？

采访中记者了解到，当前，发展综合业务已成共识。“煤电企业应根据用户多样化需求，结合机组实际能力，提供冷、热、气、用能管理等多元化的综合能源服务。以传统发电业务为中心，结合周边用户的采暖、工业蒸汽、压缩空气等其他用能需求，进一步拓展能源供应市场。”上述江苏省发电企业工作人员说，同时也要进行数字化转型，提升煤电安全智能水平。

发电企业参与碳市场也应变被动为主动。“积极建立健全碳排放管理体系，研究技术节能的途径，加强能力建设和人才储备，将低碳发展理念切实融入到企业发展中。同时，关注碳债券、碳质押、碳借贷、碳托管、碳期货等碳金融形式，探索不同的碳资产保值增值途径。”上述山西发电企业工作人员说。

“生态环境部首选电力行业执行碳排放配额制度，煤电企业在作出投资或改造决策时就应更多关注碳排放成本、现行碳价及未来走势。同时，建议政府推出煤电新政，建立容量市场与两部制电价机制，完善煤电逐步退出的公平、长效机制。”陈宗法进一步指出。

另有业内人士建议，应明确煤电降碳目标，推动上下游产业链深度融合，同时要完善政策激励机制，“如从设备补贴、电价制度、碳市场交易等方面给予支持或鼓励，为降碳技术研发提供坚实保障。”

据悉，在当前废水零排放技术成为燃煤电厂“刚需”技术背景下，脱硫废水零排放领域显示出巨大推广价值。目前，该成果已在华电集团、湖北能源集团、国家能源集团等大型电力集团成功应用，为燃煤电厂末端脱硫废水零排放提供指导及技术支持。

助力煤电节能改造和“双碳”目标实现

“发展清洁电力是企业减轻环保压力、保证环保安全、贯彻落实低碳发展既定目标的长期使命。废水零排放课题组从理论研究到实践探索都取得了可喜的成果。”华电湖北发电有限公司黄石热电分公司副总经理范青松对项目成果充分肯定。

燃煤电厂烟气中的三氧化硫严重影响了电厂机组运行的经济性和稳定性，成为火电企业减碳途中的“绊脚石”。三氧化硫与脱硝系统中的氨生成硫酸氢铵凝结物会造成空气预热器的腐蚀和堵塞，额外增加机组能耗，尤其不利于调峰机组运行。

“煤电发挥托底调峰保障作用，机组中低负荷运行趋多。此工况会造成更加严重的堵塞和腐蚀，因此三氧化硫治理更为迫切。”张军营介绍，“团聚协同多污染物治理技术”突破单一污染物治理技术屏障，创新“以废治废”环保新思路，可从源头治理PM2.5逃逸难题。

同时，该技术还能根据煤电灵活调峰需求，达到不同的三氧化硫脱除率，切断硫酸氢铵形成条件，降低空气预热器堵塞风险。降低空气预热器出口烟气酸露点，提高炉效，突破性解决一直困扰燃煤电厂空气预热器堵塞和设备腐蚀的难题，真正达到节能减排增效的目的。

“在煤电调峰升级背景下，该技术改造灵活、提效可调的优势，一举实现了强化减排和废物资源化利用，为燃煤电厂绿色低碳转型提供了灵活多样的选择和整体解决方案。”张军营表示，此次通过技术鉴定，是该技术继年初被列入《环保装备制造业高质量发展行动计划（2022—2025年）》后，再次得到肯定。如果能在全国广泛推广，其将有力支撑“双碳”目标实现。

文章来源： 中国能源报，科技日报