2015年将是我国燃煤电站锅炉新技术应用丰收的一年，到年底将有300余台锅炉烟气实现超低排放改造，会有许多节能减排新技术同时推广应用。”在5月21~23日召开的2015年全国电站锅炉受热面吹损防治技术交流研讨会暨2015年全国锅炉烟气SCR(选择性催化还原)脱硝催化剂再生技术交流研讨会上，中电联科技服务中心刘春文表示。

    随着国家持续推进燃煤电厂的超低排放改造，在出台了脱硫脱硝除尘等电价补贴政策的同时，排放标准也渐趋严格。在减排重压下，燃煤电厂也在不断加大环保资金的投入。据中电联初步测算，仅2014年脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用就超过500亿元，而每年用于煤电环保设施运行的费用也超过了800亿元。在新的发展机遇和市场环境下，电厂等企业对新技术也更加关注。

    一体化协同脱除在技术经济上可行

    就目前的政策来看，燃煤锅炉烟气污染物超低排放势在必行，不光是东部地区，就是中西部也同样制定了相当严格的政策。今年年初山西省政府就要求现役单机30万千瓦及以上燃煤机组在确保正常电力生产供应的同时，全部完成超低排放的时间由2020年提前至2017年底。中国电力报记者在采访中得知，地处山西南部的大唐阳城电厂要实现上述目标具有一定的难度，由于该厂的设计是以无烟煤为燃料的坑口电站，采用W型火焰炉，而目前国内尚无W型火焰炉低氮燃烧改造成功的案例，当下该厂正在为实现超低排放进行技术攻关。

    “目前，我国追求燃煤电站的超低排放是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气主要污染物排放标准达到燃气机组的排放标准，但低成本超低排放技术还需突破。”刘春文说。

    西安热工研究院有限公司主任牛国平认为，一体化协同脱除技术是在传统分体脱除技术基础上发展而来，在脱除主污染物的同时脱除其他污染物或提供有利于脱除的条件，由此实现燃煤电厂烟气污染物的超低排放在技术经济上是可行的。

    据本报记者了解，业内专家倡导的一体化协同脱除策略从技术经济角度而言，氮氧化物、粉尘、硫化物、汞等多个设备协同脱除，烟气净化系统应进行一体化设计和优化。协同脱除技术策略简单概括如下：氮氧化物协同脱除策略：炉内低氮燃烧+烟气SCR脱硝;粉尘协同脱除策略：干式电除尘器(低低温、高效电源、分区供电、振打优化、流场优化等)+湿法脱硫+湿式电除尘器;二氧化硫协同脱除策略：控制煤硫分+湿法脱硫+取消回转式烟气换热器(GGH);三氧化硫协同脱除策略：控制煤硫分+低氧化率SCR催化剂+烟冷器+干式电除尘器+FGD(烟气脱硫)+湿式电除尘器;汞协同脱除策略：汞氧化脱硝催化剂+烟冷器+静电除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器。

    催化剂再生技术是大势所趋

    在实现超低排放过程中势必要增加环保投入，而脱硝的投入就是一个不可忽视的领域。目前，我国燃煤电厂的脱硝普遍采用SCR技术。虽然脱硝催化剂再生处于起步阶段，但SCR脱硝装置大量使用再生催化剂是大势所趋，催化剂再生将成为催化剂更换的必由之路。

    记者了解到，截至2014年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组容量约6.8亿千瓦，占全国火电机组容量的75%，占全国煤电机组容量的83.2%。按中国每兆瓦发电机组SCR脱硝催化剂初装量(两层)为 0.81~1.1立方米，SCR占95%以上估算，脱硝催化剂保有量约60万立方米。

    中耐控股集团公司董事长蒋曦初告诉本报记者，催化剂的化学寿命一般按24000小时设计，所