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空气压缩机网资讯：严峻的环保形势、火电的困难时刻、火电清洁发电技术的推广，围绕着清洁火电的主题，6月23日，作为2011年中国清洁电力论坛的组成部分，由中国电力企业联合会等机构主办的火电清洁发展论坛召开。
“尽管今天来人不多，但是我觉的要想真正做好节能环保，火电的清洁发电才是最为关键的因素。只有火电做好了，我们的节能环保才能算是成功。”中国工程院院士、清华大学教授倪维斗在论坛开场时一直强调火电清洁发电的重要性。
清洁火电为环保关键
强调火电清洁发电的不仅仅是倪维斗。在之前的论坛开幕式上，国家电力监管委员会市场监管部主任刘宝华也表示，由于历史、技术、经济等方面的原因，清洁能源所占比例总体上还十分有限。尽管清洁能源发展的技术空间和市场空间都十分巨大，但是就近期而言，相当长的时期内，还必须充分重视依靠火电的主体和基础地位，尤其要重视煤电的基础地位。
“所谓煤电的主体地位是指我国大部分电能需要煤电提供，所谓基础地位是指其他电源，包括风和光伏甚至水电都要建立在火电基础的可靠有效运行的基础之上，才能更好地发挥作用，二者不可偏废。”刘宝华强调说，“因此我们在讨论推动新能源、清洁能源发展的同时，也还要立足国情，高度重视火电的可持续发展的政策问题。通过规划、政策、监管等手段，把火电的清洁发展也作为清洁能源发展的重要内容，下决心实现火电更为清洁的健康发展。”
由于中国的能源结构，决定了今后很长一段时间内，中国的电力构成仍然会以煤电为主。2010年中国火电煤炭需求量为12亿吨左右，而2015年大概能达到25亿吨左右。“所以，提高电煤的利用效率、高效发电，是我们进行节能环保的重要环节。”国电环境保护研究院副院长朱法华表示。
据相关统计，2010年全国火电装机装机容量比重为73%，而火电的发电量却占到了80%左右。“估计到7月中旬，中国的装机容量就可能突破10亿千瓦。所以对中国这样的能源大国来说，优化发展火电清洁技术，做好火电的节能减排，其意义不亚于发展新能源。” 中国电力企业联合会科技中心主任李斌也赞成加强火电的清洁发展。
环保标准不会放宽
对于业内普遍关注的《火电厂大气污染物排放标准》的即将出台，环保部总量司大气处处长吴险峰在论坛上表示，标准已经通过了最后一次内部讨论，从国家角度来讲，排放标准不可能放宽。“为完成既定目标，必须要从严制定执行排放标准，存在困难的都是小的技术性问题和个别机组的问题，不会影响大局。”
据介绍，在“十二五”期间，电力行业的减排贡献率所占比重仍然很高，其中二氧化硫应该到达24%左右，而氮氧化物应该在73%左右。
作为曾经的标准制定的参与者，朱法华对本报记者表示，目前有争论的都是一些适用范围的内容，“作为排放物的标准，应该不会再变动。”
朱法华还解释说，中国目前的环保形势依然严峻，尽管取得了一定的成就，但由于总量增长，形势进一步恶化。“我当时建议提出排放标准的出发点就是希望到2020年，我们的环保水平可以保持在2000年的水平上而不再恶化，所以我觉的标准不会再变动。”
“但是，我们认为过高的脱硝要求是不经济的，而且环保效益也很差。所以我们建议节能环保不能脱离技术，不能脱离经济。我们要要加快电价改革和投融资的机制。”中电联环境资源部副主任潘荔同时建议。
但是，吴险峰也承认“十二五”期间重点工作之一的脱硝开展的并不顺利，“未来五年，全国有5亿千瓦机组需要进行脱硝建设，目前已经建成的有9700万千瓦左右，但是很多机组的脱硝系统并没有运行。”
所以针对“十二五”环保发展，吴险峰表示，要把总量控制作为环保审批前提，要全面推动低氮燃烧技术，新建火电项目要实现80%以上的脱硝效率，要在全国范围内全面推动30万千瓦以上的火电机组脱硝改造，重点区域推动20万以上的火电脱硝改造。
“我们要推动能源结构优化，严格控制新增量。要以总量定项目，以总量定产能，以总量作为环保审核环节的前提条件。重点地区燃煤总量控制，要实行等量替代。”吴险峰说，“具体措施方面，我们仍然要和各地方政府和电力公司签订目标责任书，要制定合适的脱硝电价，脱硫旁道要拆除，要推动电力行业的脱硝和脱硫的有偿使用和交易。”
对于即将出台的脱硝电价补偿政策，吴险峰也做了澄清：“关于脱硝补偿电价，目前正在计算成本，由于火电厂脱硝成本低于脱硫成本，所以其价格应该比脱硫要低。”而之前执行的脱硫补贴电价为1.5分/千瓦时。
清洁发电技术有待发展
“清洁发电技术是节能环保的重要手段。”李斌在会议上表示，“我国目前在现有设备上还有进一步的节能潜力。”
据介绍，目前的清洁燃烧技术为燃烧前、燃烧中、燃烧后处理以及燃料的转化技术等，主要包括IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）、CFB（循环流化床锅炉）以及烟气脱硝脱硫等技术。
“尽管在国际上IGCC技术并没有大规模应用，但是由于我国的特殊国情、我建议大力发展IGCC技术，这样很多环保问题就能有效解决。而且我们应该发展CFB技术，高效利用劣质燃料。”朱法华强调说。
“目前我们火电机组的目标是大力发展28兆帕、600度高温以上、装机容量120万千瓦的超超临界机组。”李斌介绍说，“目前我们60万千瓦的循环流化床项目建设也已经进入了准备阶段。”
“由于中国计划到２０２０年非化石能源占一次能源消费比重达１５％左右，单位国内生产总值二氧化碳的排放比２００５年下降４０%－４５％。所以，CCS技术也是我们火电需要着重对待的挑战。”华能集团清洁能源技术研究院院长许世森表示，“由于火电厂的CO2排放约占排放总量的50%，所以，CCS技术要和其它方式共同发挥作用推动节能减排发展。”
许世森介绍说，2007年，华能建团在北京高碑店热电厂建立了全国第一个CCS项目，年捕集量仅为3000吨。2009年上海世博会前夕，华能集团在上海石洞口热电厂建立了第二个CCS项目，CO2年捕集量为12万吨，这也是全球在运行的CCS项目中CO2年捕集量更大的一个。
“尽管我们捕捉的CO2纯度已经达到食品级，但是我觉的我们这些CO2更大的发展需要用于油田驱油。”许世森说。
由于一般油田的实际采集量只能达到勘探量的一半，还会有大量的石油夹杂在岩层之中，油田勘探公司会把水蒸气灌入地下，“挤”出那里面的石油。而二氧化碳驱油技术可以取代水，且还能让40%的CO2代替藏在岩层里石油留在缝儿里，起到了部分碳封存的效果。
“但是，如果实现这个项目，还需要建设百万吨级的CCS项目，而且需要国家相关支持。”许世森这样展望CCS的前景。
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作者:德耐尔@德耐尔空压机 空压机修订日期：2011-07-04
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