燃煤发电机组“超洁净排放”值不值

燃煤电厂是我国各种大气污染物的重要排放源，大约90%的SO2、67%的NOx、70%的粉尘来源于燃煤电厂。

随着大气污染防治行动计划逐步推进，燃煤电厂的排放改造开始列入议程。2014年10月，国家发改委、环境保护部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)的通知》，行动目标中提出“东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3)，即通常据说的‘超洁净排放’”。通知发布不久，我国多家燃煤电厂先后宣称实现了烟气中烟尘、SO2、NOx三项大气污染物的“近零排放”、“超清洁排放”或“超低排放”。

然而，燃煤电厂“超洁净排放”受到追捧的同时，质疑之声也不绝于耳。“超洁净排放”到底值不值?

烟气治理技术仍有短板

在电力行业烟气治理措施的机理和技术上，我国目前已经具备了相对成熟的经验。然而从烟气治理设施运行的情况来看，由于受系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，很多电厂烟气处理效率运行稳定性尚待提高。

以烟气脱硫为例，目前燃煤机组脱硫工艺主要为湿法脱硫，以石灰石-石膏法最为常见。湿法脱硫虽然是一项较为成熟的技术，但是部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值(电厂为节约成本，使用劣质煤)的情况，直接造成脱硫设施入口烟气量和SO2浓度超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行。而且在一些电厂，脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，大量烟尘进入脱硫塔，轻则降低脱硫效率，影响副产物的脱水性能，加剧系统的磨损，重则可引起吸收浆液的品质恶化，脱硫设施无法运行，被迫停运。

另外，由于烟气换热器(GGH)普遍存在积灰、堵灰，阻力剧增、漏风大引发SO2超标等问题，目前安装湿法烟气脱硫系统的燃煤发电机组普遍拆除了GGH。但取消了GGH后往往会出现烟囱排烟温度降低，容易出现夹带液态污染物的排放，导致正常天气情况下，烟囱附近区域经常出现下降小液滴的“石膏雨”现象。“石膏雨”产生的原因，还包括脱硫塔设计偏小、塔内流速较大、湿法脱硫系统运行效率降低、除雾器效果较差、烟囱内部冷凝液收集设计不合理等。

在脱硝方面，电厂脱硝主流工艺是选择性催化还原法(SCR)，约占脱硝机组总装机容量的95%以上，非选择性催化还原法(SNCR)占5%以下。脱硝系统存在的潜在问题主要包括：液氨的安全性问题、脱硝技术国产化问题、失效催化剂的再生与处置问题、氨逃逸问题等。此外，由于近年实体经济发展不足，电厂机组长期在低负荷状态运行，烟温下降，SCR烟气脱硝装置不能正常运行，NOx浓度是额定负荷的2～3倍，这个问题也亟待解决。

除尘工艺主要有电除尘、袋式除尘和电袋复合等，除尘的问题主要在于设计原因，目前运行的电除尘器比收尘面积偏小，其除尘器的除尘效率和烟尘排放浓度不能满足更严格的标准限值。加上电厂实际燃煤煤质经常偏离设计煤质，除尘设施不能适应煤质的变化，引起运行性能下降。设备的老化，运行维护不及时，也会影响除尘器的投运率等。

“超洁净排放”环保改造怎么做

在“超洁净排放”改造的热潮面前，我国各大发电集团、环保公司等对烟尘、二氧化硫和氮氧化物的超低排放控制进行了一系列的探索研究，逐步摸索出一些改造的技术路线图。

在除尘方面，主要采取包括低温电除尘、电除尘器配高效电源+湿式电除尘器和电袋复合高效除尘器+湿法脱硫+高效除雾器等工艺路线。

在脱硫技术上，相对于常规的石灰石—石膏湿法脱硫系统，实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术(包括单塔双循环、双塔双循环)、托盘塔技术(包括单托盘、双托盘)、增加喷淋层、增加性能增强环、提升石灰石品质、添加脱硫增效剂等。

脱硝技术上，一方面是在不影响锅炉效率与安全的前提下，控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面提高现有SCR的脱硝效率，通常通过增加SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积，改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂采用3+1层SCR催化剂等措施实现运行提效。

然而，从上述主要采用的“超洁净排放”技术来看，除尘、脱硫、脱硝的基本技术并没有重大突破，主要是通过多种技术的进一步组合(或串联)，对烟气治理过程的延长(或处理次数的增加)。概而言之就是提高处理强度，但是组合后设备增多，其整体效率和稳定性等都有待考究。

要算好“超洁净排放”经济与环境账

“超洁净排放”从产生一开始，就伴随着各种质疑声，其中异议最多的当属这种改造在经济上是否可行?其产生的环境效益是否被夸大?

为了解答这两个问题，笔者以广东省116个12.5万千瓦以上燃煤机组为样本，从珠三角与非珠三角两个层面对燃煤发电机组实施“超洁净排放”进行了评估。

在经济可行性方面，对于现役煤电机组的环保改造，不同电厂环保设施基础不同，环保改造的内容也有所不同，因此改造的经济费用不尽相同。从特别排放限值到实现燃机标准，技术改造工作需要较大的投资。改造费用主要来自于湿式电除尘器的建设费用，当前国内1000、600、300MW湿式电除尘器投资中标价，分别相应≥48-60、≥60-70、≥80-90元/千瓦。珠三角地区62台12.5万千瓦以上燃煤机组，按125～350MW机组改造费90元/千瓦，600～700MW(1MW=1000千瓦)机组70元/千瓦，1000MW机组60元/千瓦进行估算，珠三角燃煤机组的改造投资约19.22亿元。非珠三角地区54台12.5万千瓦以上燃煤机组机容量为2414.5万千瓦，从现有锅炉标准达到燃机排放限值的改造费用，按300元/千瓦的废气治理设施改造投资计，共需投资约72.44亿元。

投入巨资改造达到的“超洁净排放”，能够给环境减少多少的负担呢?笔者根据广东省116个12.5万千瓦以上燃煤机组2013年废气排放情况，采用额定烟气量对燃煤发电机组达到“超洁净排放”环境效益进行评估，结果可以看出，珠三角地区62台燃煤机组实施该排放限值后，与特别排放限值相比，烟尘、SO2和NOx的减排效果不明显，改造后其减排比例分别为1.84%、1.07%和2.27%。

与珠三角地区相比，全省116台燃煤机组实施该排放限值后，烟尘、SO2和NOx的减排效果较为显著，改造后其减排比例分别为5.26%、12.06%、4.37%，其主要原因是非珠三角地区目前执行的大气污染物排放限值相对宽松。

由此可见，煤电机组满足“超洁净排放”技改工作，应有条件、有选择性地稳步推进。鼓励部分重点区域(企业)根据环境空气质量、经济发展情况、区域大气改善要求，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜确定合适的技改工艺路线。

笔者手记

未来，燃煤发电机组将全面实现“超洁净排放”限值，已经成为大势所趋。纵观现有“超洁净排放”技术，并没有实现技术的创新或者出现重大突破，更多的是通过多种技术的组合(或串联)，实质是对烟气治理过程的延长(或处理次数的增加)。这种通过设备叠加带来处理效率提升的技术改造，增加了设备运行的阻力以及不稳定性，产生过度治理的问题。因此，未来的改造中，需要加大研发力度，实现精准治污，而不是简单的技术叠加。同时，要综合考虑经济因素，既要实现减排目标，也要兼顾经济可行。

另外，以广东省116个12.5万千瓦以上燃煤机组为例，按珠三角与非珠三角对燃煤发电机组达到“超洁净排放”环境效益进行评估，结果表明，煤电机组满足“超洁净排放”技改工作，应有条件、有选择性地稳步推进。这就说明，“超洁净排放”不能够一拥而上，而应该鼓励部分重点区域(企业)根据环境空气质量、经济发展情况、区域大气改善要求，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜确定合适的技改工艺路线。

广东省环境科学研究院清洁生产中心主任王刚对本文的撰写也提出过珍贵的意见，在他看来，“超洁净排放”一定要遵循因地制宜，要从实际情况出发寻找技改路线，避免生搬硬套。