燃煤電廠還能更低排放？
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“除了藍天，什么也看不到，就像空氣一樣。”揚子石化熱電專家朱忠益通過林格曼黑度檢測儀（一種高倍望遠鏡）觀察廣州石化動力事業部CFB鍋爐煙囪頂部的煙色后說。通過肉眼觀察，幾乎看不出煙囪有冒煙的跡象，但設備運行一刻也沒有停止。
日前，中國環保產業協會在廣州舉辦燃煤煙氣低排放技術研討會，來自國內燃煤電廠的百余位代表參觀了廣州石化動力事業部CFB鍋爐的運行情況。
據介紹，廣州石化動力事業部這兩座CFB鍋爐的主要燃料是煉油過程中產生的石油焦，其含硫量高達6.7%。廣州市建環環境監測有限公司出具的監測報告顯示，煙氣出口氮氧化物、二氧化硫和粉塵濃度分別為28.5mg/m3、2.85mg/m3和4.62mg/m3，完全能夠滿足廣州市“50355”的要求。
國家發改委、環境保護部和國家能源局聯合發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》，提出了讓燃煤機組達到燃氣機組排放限值的要求。但是，很多地方仍不滿足，提出了更為嚴格的要求。壓力之下的燃煤電廠該何去何從？
不斷加嚴的標準，停不了的改造
燃煤機組排放要求不斷加嚴，企業改造面臨資金、場地、技術選擇等困難
所謂“50355”，源于廣州市政府在今年2月通過的《廣州市燃煤電廠“超潔凈排放”改造工作方案》。這一方案提出燃煤電廠煙氣排放中的氮氧化物濃度小于50mg/Nm3、二氧化硫濃度小于35mg/Nm3、煙塵濃度小于5mg/Nm3的升級改造目標，簡稱“50355”要求。
顯然，這一要求嚴于《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》的“503510”，即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。同時，這一行動計劃還支持同步開展大氣污染物聯合協同脫除，減少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。
在大氣污染治理的壓力下，廣州的“50355”不是特例。比如，根據《山西省人民政府辦公廳關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見》，到2020年，全省單機30萬千瓦及以上常規燃煤、低熱值煤發電機組大氣主要污染物排放確保達到超低排放標準Ⅰ、Ⅱ。超低排放標準Ⅰ為常規燃煤發電機組達到天然氣燃氣輪機排放標準，即氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、煙塵5mg/Nm3；超低排放標準Ⅱ為低熱值煤發電機組基本達到天然氣燃氣輪機排放標準，即氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、煙塵10mg/Nm3。
而山西晉煤集團更是在“50355”的基礎上，對汞及化合物、三氧化硫提出了要求，其排放濃度分別不能超過3ug/Nm3和5mg/Nm3。
不斷加嚴的標準限值，讓火電企業的環保改造一直沒有停止。一位不愿透露姓名的火電企業環保負責人告訴記者：“剛剛完成‘十一五’脫硫的收尾工作，就又開始了新一輪的達標改造。我們電廠建設的時候，二氧化硫排放標準是400mg/Nm3，我們預留的空間可以滿足200mg/Nm3的要求，但沒想到，限值一下就加嚴到了100mg/Nm3以下。”
讓火電企業苦惱的不僅是資金和技術選擇，還有狹小的空間。“標準越來越嚴格，環保設施越來越多，電廠前面就是鍋爐和汽輪機，后面的環保設施隊伍卻越來越長，不僅有脫硫、脫硝、除塵，要滿足超低排放要求，還要增加新的設備。”這位負責人告訴記者。
以往脫硫留下多少隱患？
以往火電脫硫只關注二氧化硫脫除率，未考慮到三氧化硫排放后會直接生成氣溶膠
我國燃煤電廠大規模脫硫改造始于“十一五”期間，大量工程迅速上馬為削減二氧化硫排放、改善環境質量做出了重要貢獻，但“蘿卜快了不洗泥”，加之惡性競爭、工程質量參差不齊，留下了很多隱患。
2012年8月，國務院印發的《節能減排“十二五”規劃》中提出，“十一五”時期，全國燃煤電廠投產運行脫硫機組容量達5.78億千瓦，占全部火電機組容量的82.6%。同樣是這份文件中，所羅列的節能減排重點工程之一，就是對已安裝脫硫設施但不能穩定達標的4267萬千瓦燃煤機組實施脫硫改造，這一數字占已投產運行脫硫機組容量的比例超過7%。
隨著“503510”超凈排放要求的推廣，脫硫改造規模將更大。據了解，我國絕大部分電廠脫硫的設計指標為小于200mg/m3，若要滿足50mg/m3的排放要求，幾乎所有濕法脫硫塔都要推倒重來，或者采用雙塔結構，不僅工程量大，而且技術難度高。用福建龍凈脫硫脫硝有限公司總經理張原的話說，現在，很多電廠的脫硫改造都是“螺絲殼里做道場”。
一直以來，我國的火電脫硫都是關注二氧化硫脫除率。但是，原國電南京環保所研究員馬果駿提醒，三氧化硫的治理對于近地污染非常重要，因為三氧化硫排放到空氣中后，能夠更快地與正離子反應生成氣溶膠，也就是PM2.5顆粒，可很多人還沒有意識到這個問題。
我國90%以上的火電機組采用了濕法脫硫工藝，一個重要原因是，濕法脫硫不僅脫硫效率高，而且具有一定的除塵作用。但監測表明，濕法脫硫對二氧化硫的脫除率可以達到95%以上，對三氧化硫的脫除率僅20%左右。增加SCR脫硝設施后，脫硝催化劑的作用使得二氧化硫向三氧化硫的轉化率進一步提高。
我國早期的濕法脫硫裝置嚴格按照國外技術的規范，均安裝了脫硫煙氣再熱裝置——GGH，其作用是將脫硫后50攝氏度的脫硫煙氣，與經電除塵器凈化后未脫硫的高溫煙氣進行熱交換，將脫硫后煙氣加熱到80攝氏度左右排放，以提升煙氣排放的抬升高度，降低煙氣中未凈化污染物的落地濃度。
但由于電力企業對脫硫前電除塵器的維護不夠重視，加之電除塵器選型偏緊，甚至偏小，遇到煤種變化或建設、運行維護不當，電除塵器效率大幅下降，造成GGH裝置堵塞、結垢嚴重，導致脫硫裝置運轉率大幅度下降。當時考慮到GGH的作用僅是抬升煙氣高度，對脫硫效率沒有影響，取消GGH的建議被采納。
GGH堵塞實際上起到一個物理監管除塵器效率下降和濕法脫硫除霧器效果差的作用，提醒企業重視對除塵器和濕法脫硫裝置的維護。GGH拆除后，堵塞的細微顆粒只能直接排向大氣。
為了解決三氧化硫問題、降低粉塵排放濃度，國內一些項目選擇了濕式電除塵器，滿足了超低排放要求。但記者在與一些電廠代表交流時了解到，投資大、場地緊張等問題都讓他們對采用濕式電除塵存有疑慮，而且其還會帶來廢水處置問題。“如果政府再要求廢水零排放，我們該怎么辦？”一位電廠環保負責人向記者說出了他的顧慮。
運行費用也是電廠必須考慮的因素。“濕式電除塵器的廠用電率太高，有可能達到0.5%。有些電廠為了批項目拼命提高標準、增加環保設施，但廠用電率提高就要多燒煤，如果多燒1%的煤，脫硫效率提高1%，就相當于什么都沒干，這不是排放指標的問題。”馬果駿直言。
超低排放還有其他選擇嗎？
只要循環流化床半干法脫硫系統能夠穩定、連續、可靠運行，其脫硫效率能夠得到專家組的認可
“當初選擇循環流化床半干法，我真為你們捏了把汗，得知實現超潔凈排放的消息，我還半信半疑。現場看過后，我感到非常振奮。”燕山石化副總工程師、首席專家姜琳在參觀完廣州石化動力事業部的CFB鍋爐后說。
廣州石化鍋爐改造項目于2013年11月正式實施。但在實施過程中，恰逢《廣州市燃煤電廠“超潔凈排放”改造工作方案》出臺。在時間緊、任務重的情況下，他們修改原設計方案，按超潔凈要求進行改造。
“循環流化床半干法技術除塵沒問題，但脫硫效果有待驗證；濕法技術脫硫效果好，但煙塵控制難度較大，而且會帶來設備腐蝕和廢水處理等方面的難題。”廣州石化副總工程師余薔說，在改造技術選擇上，廣州石化經過多次考察交流和試驗研究論證，最終確認選擇龍凈環保的循環流化床脫硫除塵一體化裝置，可實現二氧化硫濃度小于35mg/Nm3，粉塵濃度小于5mg/Nm3。
相比濕法脫硫，國內采用循環流化床半干法脫硫的火電機組尚屬少數。但是，因為工程設計不合理、運行管理不到位等問題，影響了其脫硫效率。
根據環境保護部2011年12月發布的《“十二五”主要污染物總量減排核算細則》，煙氣循環流化床、爐內噴鈣爐外活化增濕、噴霧干燥等（半）干法煙氣脫硫工藝，在安裝脫硫劑自動投加和計量系統、DCS能反映出脫硫系統運行實際情況時，根據在線監測煙氣出口與入口二氧化硫平均濃度確定綜合脫硫效率，綜合脫硫效率原則上不超過80%。
這樣的脫硫效率認定，讓背負減排壓力的電力企業增加了對循環流化床技術的顧慮。華南環保督查中心的何向紅是環境保護部總量核查專家組成員之一，多家火電企業負責人與他交流都圍繞同一個問題：循環流化床半干法脫硫的效率認定是否只有80%？他的回答給很多負責人吃了定心丸：“只要循環流化床半干法脫硫系統能夠穩定、連續、可靠運行，其脫硫效率肯定能夠得到專家組的認可。”
效率、成本是否合算？
能調節脫硫效率，適應煤種變化，并協同處置三氧化硫
據余薔介紹，廣州石化的提效改造技術路線包括：脫硫增加消石灰制備系統，提高消石灰活性，改造尾部脫硫消石灰下料系統，提高脫硫劑下料量和設施自控率水平；除塵技術路線為升級超細PPS纖維濾袋及其配套設備；脫硝增設SNCR及COA脫硝裝置。
今年6月，廣州石化完成兩臺CFB鍋爐的改造，內部運行監測數據顯示，顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放平均值為1.81mg/m3、8.2mg/m3和19.4mg/m3，實現超潔凈運行。不僅環保效果顯著，實際運行表明，廣州石化CFB鍋爐的單位脫硫成本為1.4元/千克，單位脫硝成本為2.42元/千克，脫硫脫硝單位小時發電成本為0.0124元/kw.h。
余薔說：“爐內脫硫使用石灰石煅燒生產生石灰進行脫硫，大量未反應的生石灰隨飛灰進入布袋除塵器，通過布袋進行除塵收集。而濕法脫硫采用先除塵再脫硫的技術路線，因此無法對其進行再利用，只能隨灰排至灰庫導致浪費。而半干法脫硫采取先脫硫后除塵的技術路線，可以對爐內脫硫過剩的氧化鈣進行再循環利用，降低生石灰消耗量。”
在交流中，多位火電企業負責人告訴記者，很多循環流化床工藝的運行效果不盡如人意，但龍凈的循環流化床卻不一樣。
張原說，濕法脫硫效率高的關鍵就在于其是離子型反應，也就是說，氣態二氧化硫溶于水中，以H2SO3的形式逐級電離出氫離子、亞硫酸根和硫酸根，與溶液中的堿性吸收劑進行酸堿中和反應。
“龍凈的新型干法工藝通過噴水降溫，在顆粒表面形成存在一定時間的液膜，使較慢的純氣固反應變為較快的離子型反應。”張原說，與濕法脫硫主要依靠噴淋層的數量來調節脫硫效率不同，新型流化床反應器主要通過顆粒密度來調節脫硫效率，也就是通過加入吸收劑，就能調節脫硫效率，適應煤種變化。同時，這一工藝能夠高效協同脫除三氧化硫，避免了硫酸霧排放直接形成二次PM2.5，進而抵消二氧化硫減排的成效。
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