上述电厂管理人员的一番话反映了当前山东电厂在环保治理过程中的压力和困惑。

　　在环保标准的倒逼下，作为污染治理重点的燃煤电厂该如何通过环保升级实现达标排放，花最少的钱实现最有效的减排效果？

　　当日，这场由山东省环保厅主办，省环保技术服务中心、省环境科学学会承办的技术论坛，吸引了全省100余家燃煤电厂、发电公司、热电厂的代表到场参会，寻求减排“灵丹妙药”。

　　会上，“燃煤污染物超低排放”的概念被提出来，在目前气源短缺的状况下，通过系统的环保治理，实现污染物超低排放，成为与会专家和环保技术供方单位的共识。

　　超低排放势在必行

　　“二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘等是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物。去年我国这3项污染物排放总量分别约2044万吨、2227万吨和1500万吨，均位居世界第一。而燃煤发电上述3项污染物排放量占总排放量的40%左右，是大气污染主要源头之一。”会上，燃煤污染物减排国家工程实验室教授、山东大学能源与动力工程学院副院长董勇表示。

　　燃煤污染物超低排放技术是指通过先进的综合治理技术，使燃煤装置的污染物排放达到燃气装置的排放水平。其意义在于从根本上解决燃煤污染问题和能源环境矛盾瓶颈，打开煤炭能源利用的枷锁，对大气环境质量改善和经济社会发展至关重要。

　　根据测量数据，董勇分析称，小型层燃工业锅炉产生的PM2.5的质量浓度和大型层燃工业锅炉相当，但PM2.5粒数浓度偏大，可能是未燃尽的炭黑粒子引起的。

　　董勇向参会者展示了各种锅炉在环保治理前后的污染排放差异，1台未经处理的小型10t/h锅炉所产生PM2.5，是1台大型加装治理设备的300MW机组的3倍。“实行超低排放势在必行。”董勇说。

　　对这一观点，浙江大学能源工程学系教授高翔深表赞同。他认为，我国多地在实行“煤改气”工程，但是单纯的“煤改气”会使能源安全面临挑战。他表示，我国的煤炭消费行业分散，治理难度大。面对这种现状，他建议，煤炭集中用于污染治理情况较好的燃煤电站，可实行超低排放，其他散烧煤炭用天然气替代，提高燃煤烟气污染物治理水平。

　　政策奖惩分明

　　本月3日，《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》颁布，更是给燃煤企业的超低排放治理算了一笔明白账。

　　《办法》规定，对安装环保设施的燃煤发电机组，在现行上网电价基础上实行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策加价每千瓦时2.7分钱。发电企业必须安装运行烟气排放连续监测系统并与环保部门和电网企业联网，环保电价按单项污染物排放浓度小时均值进行考核。对达不到国家和地方规定的污染物排放限值的发电企业，没收环保电价款，并视超标情况处以5倍以下罚款。

　　“一个装机100万千瓦、年发电量50亿千瓦时的燃煤发电机组，若安装脱硫、脱硝、除尘设施，可享受环保电价加价每千瓦时2.7分钱；如果其正常运行该环保设施并达标排放，每年可获环保电价款1.35亿元；如果其一年中有20%的时段超过规定排放限值1倍及以上的，不仅要被没收超标时段环保电价款2700万元，还将面临最高1.35亿元的罚款。”董勇分析说。

　　超低排放还需系统治理

　　在超低排放势在必行的当下，如何运用技术手段，实现电厂污染物排放的下降？

　　“做环保必须要求系统。”环保技术供方单位山东国舜建设集团有限公司董事长吕和武举例说，即使前段将颗粒物的减排指标设定到小于5毫克/升，如果不是系统治理，后期也很难做到颗粒物小于5毫克/升的实际减排效果。

　　“对颗粒物来讲，不是终端治理，对后续湿法脱硫工艺造成的颗粒物升高，也无能为力。”董勇表示，“因环保排放标准不断加严，原有环保设施的改造势在必行。在改造工艺选择上，要综合考虑。”

　　由于原排放标准对排放指标要求不全面，仅侧重二氧化硫治理，未涉及石膏雨、细颗粒物、汞等二次污染物的治理，很多企业在治理中由于欠缺综合考虑而导致了严重的二次污染，这在一定程度上加剧了污染。董勇称，很多企业在环保治理中走进了这样的误区。

　　此外，董勇还历数了企业在技术选择、施工、运行等环节存在的其他问题。在设计上，没有系统优化，运行成本高；在脱硫工艺路线选择上出现因技术细节不成熟而不能稳定运行或根本不能运行的脱硫装置，致使综合净化效率低等。

　　“燃煤烟气要系统性治理，各控制单元互相影响，设计、建造、施工、运行全过程控制。”董勇表示。

　　上述提问的电厂人士表达了对多个技术供方单位选择难的困惑：“面对多个技术流派，我们该选择哪一个呢？”

　　董勇建议，应在深入调查研究现有脱硫、除尘装置运行效果的基础上，对成熟、先进、稳定的脱硫、脱硝、PM治理工艺，列入山东省推荐目录，推广应用，建立环保工程工艺技术方案审查制度，防治不成熟的工艺流入市场，建立环保企业黑名单制度，对问题严重的环保公司，列入黑名单。