我近十几年来和欧洲的一些公司，和日本的公司打过一些交道，和大家稍微介绍一下，不当之处请大家指正。首先介绍一下欧洲电厂的污染物控制情况。大家知道欧盟近几年对于二氧化硫和氮氧化物的控制标准在不断提高，最新的标准是10毫克，二氧化硫是150毫克。我们跟欧洲国家接触主要是德国、丹麦、荷兰。德国大家都知道，2013年总装机容量是1.89亿，人均装机容量是2.3千瓦，火电装机容量占总装机容量的46%，其中燃煤火电是5200万千瓦，它的燃煤火电机组的比例并不高，占27%。在东西德合并了以后，电厂建设的程度还是非常大的，97年建成了两台80万机组，以后的电厂都是在09年、11年、12年陆续建成的，机组容量都非常高，有75万的，最高是110万机组，现在占燃煤火电机组主要的部分。

　　德国的燃煤电厂主要技术路线，从90年代开始建设，80万到110万机组全部采用的是NOX燃烧器、SCR烟气脱硝工艺加高效电除尘器，还有石膏湿法脱硫工艺，他们烟气处理设备的相关要求包括两方面，第一方面是要求脱硫装置的高可靠性，德国要求机组每年附带FGD运行是110-120小时，可以分几次运行，但是最多一次最多可以停72小时。第二是要求提高机组环保装置的效率，比如说电除尘器，他们要求增大比集尘面积、对电除尘器电源的改进等等，这种情况下他们电除尘器的效率是99.9%以上，保证出口的烟尘含量只有20毫克。大家可以看到他们的除尘器入口的烟道的优化和我们国内是不一样的，这个都是他们的一些细节。另外大多数电厂通过冷却塔进行喷烟。我和德国的电厂探讨了除尘器设计的问题，它选了17种灰样，最高灰份是26%，这种情况下怎么保证出口浓度是20毫克？他们做了大量相关的比较。

　　第二个是丹麦，它的总装机容量是1500万千瓦，除了可再生能源是550万以外，973万是燃煤机组、燃气机组。他们机组的情况是污染物控制分两个阶段。第一阶段是早期的阶段，早期阶段是两种路线，一个是脱硝正常的NOX燃烧器加SCR，它的脱硫有一部分是半干法脱硫和布袋除尘器，另外一部分是石灰石膏湿法脱硫之后，在90年代以后大多数采用的石膏湿法脱硫多一些。他们的旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺主要是上世纪80年代末90年代初发明的，当时是转让给美国的一个公司，实际上美国发展了将近20%半干法，脱硫效率最高是95%，机组容量是35万和41万，在美国有93.7万和80万的机组在运营。这个就是湿法脱硫工艺的应用情况，主要是90年代以后。他们超超临界机组用湿法脱硫了以后，保证XNX和二氧化硫降到200毫克，这是当时欧洲的一些标准。

　　另外就是丹麦我们比较熟悉的超超临界机组，就是北日德兰电厂的机组，这个时候它也是采用了石膏湿法烟气脱硫的工艺，他们的NOX排放是146毫克，二氧化硫是13-18毫克。再一个给大家介绍一个最新的技术，就是荷兰的MPP3电厂。这个电厂是15年新建成的电厂，110万机组，这个电厂最大的特点就是净效率高，也是采用低NOX燃烧器加SCR脱硝，电除尘加石灰石膏湿法脱硫工艺。它达到什么效果呢？大家看二氧化硫是40毫克，NOX是65毫克，烟尘是3%，基本上和我们超低排放是接近的。另外它最大的特点是混烧30%的生物质，还有区域供热，再加上25%的二氧化碳复剥，这个是代表火电厂今后主要的发展方向。第二个就是日本燃煤电厂的大气污染物控制情况。日本发电装机容量和燃煤火电机组装机容量情况是这样的，2008年发电装机容量是2.7亿，其中火电机组是1.7亿，占比64.62%，燃煤火电机组是4662万千瓦，占比16.8%，比较低一些。

　　日本执行的标准主要是遵循日本固定源的一般排放标准，他们的特定排放总量及总量的限值标准，但是在日本地区有些标准要高于国家标准，日本的东京特别区排放限制是8毫克，二氧化硫限值是39PPM，NOX是30PPM。日本的电厂基本上是97年到04年建成的，这些电厂都是日本的电力公司的超超临界机组。他们的超临界和超超临界机组占的比重是70%。根据我掌握的资料，除尘的燃煤电厂采用了活性焦干法烟气脱硫一个是35万吨，两个是60万吨的电厂，少数的小机组循环机组，其余的燃煤火电机组全部采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。日本的燃煤电厂以石灰石石膏湿法脱硫工艺技术路线发展的历程是什么呢？主要是有一个带湿式电除尘器的技术路线，前面都是NOX燃烧器加SCR、加ESP，当时是为了满足5毫克烟气排放的要求。第二次就是97年以后采用的低低温湿电除尘器。到2009年建电厂的时候要求2毫克的含量，这个时候又加上了湿式电除尘器。这个时候大家可以看到，这个电厂的湿式电除尘器出口是5毫克，氮氧化硫的浓度也很低。

　　97年以后因为大量采用了低低温电除尘器，在除尘领域得到了一定的应用，包括三菱、日立都大量的采用了这种技术，大约20台机组，1500万吨容量。（见图）这个光野电厂的5号机组，也是采用低NOX燃烧器加SCR烟气工艺，它的NOX是42毫克，二氧化硫是58毫克，烟尘排放浓度是6毫克。橘弯电厂也是采用了这个技术，NOX是小于92.25，二氧化硫是小于165，烟尘排放是10毫克。再一个就是碧南，要求烟气产生量更低。除了以石灰石石膏脱硫法工艺以外，还有干法脱硫工艺，他们的新集子电厂一二号机组前边采用了NOX加SCR加电除尘传统脱销工艺，后边加上了活性焦干法脱硫工艺，当时建设的情况是这样的，他们的一号机组脱销效率达到了87.5%，二号机组的效率是91.9%，除尘装置是99.97%，脱硫装置是95%和97.8%，实际情况NOX是41毫克，粉尘是10毫克，二号机组是27.5和28.6。这个是当时我们看到的一号机组和二号机组的情况。

　　活性焦干法脱硫工艺我们分析了一下，他们的使用条件是在二氧化硫浓度2288情况下用这种技术可以保证95%的脱硫下面。因为这是一个限制值。在咱们国家，我们多情况下是高于这个情况。实际上可能脱硫效率达不到。另外可能出现更多着火的情况，这是一个很大的问题，另外就是包括再生和其他混凝焦本身问题，他们在日本的推广也不是很大。我就介绍这些，谢谢大家。（本文内容根据新华网文字实录整理）