超低排放是環保史上的重大技術突破
.jpg)
環境保護部等3部委2015年12月11日聯合下發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》提出，到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放。針對燃煤電廠實施超低排放的必要性和可行性，本版今日特刊登相關專家文章，以饗讀者。
作為畢生從事電力行業環境保護的科技工作者，筆者見證了中國電力行業環保取得的巨大成績。尤其是環保技術方面，從靜電除塵器、脫硫、脫硝等最初完全靠引進，到后來的消化吸收，以及目前依靠自主創新取得了重大技術突破的超低排放。在國家大力推行超低排放、電力企業正在進行大規模超低排放改造時期，有專家學者提出了質疑觀點，如煤質特殊要求、單位減排成本不合理、技術簡單羅列、增加社會負擔等。筆者希望專家學者到電力企業實地考察，以數據為依據，客觀公正地發表意見。
我國的煤電技術已經達到世界先進水平，如供電煤耗、可靠性和自動化控制等發電指標。但如果煙氣處理系統環保指標達不到世界先進水平，就不能成為名副其實的世界先進水平。發電系統和煙氣處理系統都是發電系統的組成部分，如果發電三大主機是“三雄”，而環保三大設施是“三矬”，就不能理直氣壯地宣告我國的煤電是世界一流。在我國煤電大規模走向世界的時候，超低排放顯得格外重要。坦誠地講，我國用10年時間將燃煤電廠安裝脫硫設施率由14%提高到99%以上，并基本上實現無煙氣旁路運行；用5年的時間安裝將脫硝設施率由12%提高到92%，取得了世界環保史舉世矚目的成績。可是，由于規模大、建設速度快，也難免遺留一些急需解決的問題，如煙塵超標、脫硫容量不足、低負荷脫硝退出、石膏雨、三氧化硫出現、氨逃逸和汞排放等。實施超低排放改造不僅是控制二氧化硫、氮氧化物、煙塵3種常規污染物的需求，也為解決這些問題提出的一攬子解決方案，以實現多污染物協同減排。
對于降低單一污染物減排成本等問題可以引起學術上的探討，如二氧化硫從2000毫克/立方米到200毫克/立方米，以及從200毫克/立方米到35毫克/立方米，減排1噸二氧化硫的成本后者遠高于前者。但筆者認為，在同時減排多種污染物時，用單因子減排成本來表征多因子的方法論評價超低排放有失偏頗。更何況，國家1.5分/kwh的加價政策是針對二氧化硫從2000毫克/立方米到200毫克/立方米的減排。而1.0分/kwh的加價政策是針對多種污染物減排。如果針對二氧化硫從200毫克/立方米到35毫克/立方米的減排，也要把1.0分/kwh中有多少用于脫硫的升級改造的百分比搞清楚。
2011年7月，環境保護部頒布了《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），此標準首次規定了燃氣輪機組與燃氣發電鍋爐大氣污染物排放限值。2012年9月，上海漕涇電廠提出燃煤機組滿足燃氣輪機組的排放標準，能否擴建兩臺百萬千瓦燃煤機組，并在現有百萬千瓦機組上進行了有益探索。與此同時，國內首個柔性電極濕式電除塵工程在湖南益陽電廠30萬千瓦機組上實施，并獲得重大成功。2014年6月，浙能集團嘉華電廠百萬千瓦燃煤機組超低排放改造工程、神華舟山電廠新建35萬千瓦機組超低排放工程順利投運。此后，在國家、地方、企業等各方力量的推動下，超低排放技術及工程應用得到了迅猛發展。目前，超低排放工程在從65噸/小時到3000噸/小時的燃煤鍋爐上均有應用。截至2015年10月，全國投運的超低排放機組總容量超過8000萬千瓦。
超低排放是環保史上的重大技術突破
在氮氧化物控制方面，清華大學牽頭完成的“燃煤煙氣選擇性催化脫硝關鍵技術研發及應用”是完全具有自主知識產權的重大突破。國家科學技術研究院自主開發的煙氣脫硝系統防堵及寬負荷脫硝技術，能夠經濟、安全地實現各種電力負荷條件下，氮氧化物排放濃度均小于50mg/m3，專家鑒定達到國際領先水平。
在煙塵控制方面，國電環境保護研究院自主開發的基于超微晶材料的高頻電源，在電除塵器上得到了廣泛應用，達到國際先進水平，被列為科技部等部委確定的“國家重點新產品”。福建龍凈研發的電袋復合除塵器可以實現除塵器出口煙塵濃度小于10mg/m3，甚至小于5mg/m3。國電環境保護研究院研發的濕式電除塵技術、福建龍凈開發的低低溫電除塵技術、浙江菲達環保開發的旋轉電極技術均是具有自主知識產權的技術，處于國際先進或領先水平。
在二氧化硫控制方面，國電科學技術研究院牽頭開發的凹凸環雙相提效技術、雙pH值循環脫硫技術，清新環境開發的以旋匯耦合為主的脫硫除塵一體化技術，福建龍凈開發的一塔雙區技術等，均是國內自主研發技術，工程應用效果處于國際領先水平。
系統集成各種先進技術，統籌考慮污染物協同減排，在實現超低排放的同時，達到節能降耗的目的，更是環保技術組合上的重大突破。回首“十二五”，電力環保人可以很自豪地說，國內的污染控制技術、裝備、指標已經與國際先進水平并駕齊驅甚至處于領先地位，關鍵技術和裝備實現了國產化。
劣質煤電廠也可實現超低排放
統籌考慮節能與減排的雙重目標，同時還要考慮經濟性，實現燃煤電廠大氣污染物超低排放的確難度很大。因此，2012年~2014年，超低排放技術率先在優質煤電廠實施示范工程，而這也讓一些人產生錯覺，就是只有優質煤電廠才可以實現大氣污染物超低排放。
通過示范工程的實施，超低排放技術得到不斷改進與完善。進入2015年，在統籌考慮節能、減排、經濟等多重目標的前提下，多地劣質煤電廠實現了超低排放。如山西大同云岡電廠300MW的煤粉爐燃煤發電機組，煤質灰分35%左右，采用選擇性催化還原煙氣脫硝、5電場低低溫電除塵器和旋匯耦合脫硫除塵一體化技術，經濟、穩定、高效地實現了超低排放。再如，山西平朔煤矸石發電有限公司的3號與4號機組、山西昱光發電有限公司的2號機組、山西宏光發電有限公司的2號機組等，均是以煤矸石、煤泥等劣質煤為燃料的循環流化床鍋爐30萬千瓦的發電機組，2015年全部實現了超低排放，并通過了山西省環境保護廳組織的竣工驗收。
超低排放的協同減排效果
超低排放的協同減排是指污染治理設施在去除某種主要污染物的同時，也去除其他污染物。這在超低排放工程中表現得尤為明顯。
低低溫電除塵器在去除煙塵的同時，可以去除煙氣中80%左右的三氧化硫，在國內外許多工程中得到驗證。根據燕山鋼鐵公司兩臺220噸/小時的循環流化床鍋爐電袋復合除塵器的測試結果，在超低排放條件下，嵌入式電袋復合除塵器對三氧化硫的協同脫除效果高達90.042%，前電后袋的電袋復合除塵器對三氧化硫的協同脫除效果達86.933%。濕法電除塵器對三氧化硫的協同脫除效果一般都在70%以上，效果較好時可達到85%以上。此外，濕式電除塵器對汞、細顆粒物的協同脫除效果一般也在70%以上。
根據山西大同云岡電廠30萬千瓦超低排放工程的測試報告，旋匯耦合脫硫除塵一體化裝置在實現脫硫效率99.1%~99.4%的同時，協同脫除粉塵效率高達82.5%~87.6%，協同脫除PM2.5高達48.5%~74.4%。
超低排放的協同節能節水效果
要想實現燃煤電廠大氣污染物超低排放，其煙氣治理工程必須統籌考慮，且工程質量不能太差。同時，需加強運行管理，否則就難以保證超低排放長期穩定的效果。但也正因為采取了這些工程措施與管理措施，超低排放在節能節水方面效果顯著。
根據66萬千瓦機組的實際測試結果，與原來的靜電除塵器相比，采用低低溫靜電除塵器，在同樣除塵效率的前提下，可降低電除塵器的比集塵面積20%以上，減少電除塵器的設備投資；節約脫硫系統水耗40噸/小時，年節水超過20萬噸；降低整個煙氣系統約10%的引風機電耗。同時，煙氣余熱的利用，可降低電廠的供電煤耗1.85克/千瓦時。僅此一項，一臺機組每年就可節約標煤6105噸，相當于減排二氧化碳2.2萬噸。
用高頻電源供電基本上是電除塵器實現超低排放的標準配置。國電環境保護研究院控股公司生產的高頻電源在上海外高橋第三發電有限公司100萬千瓦機組上的首次應用表明，實現了電除塵器節能69.5%，提效51.5%。近年來，累計投運的國電環境保護研究院的電除塵器高頻電源就達5000套，降低煙塵排放30％～70％。同時，降低電除塵器能耗50％～80％甚至更高，累計節電5.7億千瓦時，相當于減排二氧化碳67萬噸。
國電科學技術研究院開發的凹凸環雙相提效脫硫技術在實現綜合脫硫效率提高5%～10%的同時，綜合能耗降低5%～8%。雙pH值循環控制脫硫技術（包括單塔雙循環、雙塔雙循環、一塔雙區技術等）、旋匯耦合脫硫除塵一體化技術等技術均可在較低液氣比的前提下，大幅度提高脫硫系統的脫硫效率。如大同云岡電廠僅運行3臺漿液循環泵（3層噴淋層）就可達到99%以上的脫硫效率，而不是靠增加噴淋層、增加液氣比、增加能耗來提高脫硫效率。當然也不排除少數電廠由于不了解超低排放技術，采用措施不當的方法去實現超低排放。
據不完全統計，2014年全國實現超低排放的至少有14個電廠的19臺機組，總容量834.5萬千瓦，其中有3臺百萬千瓦燃煤機組。表1顯示全國電力行業污染物排放及煤耗指標。
從表1中數據可以看出，2014年與2013年相比，由于實施超低排放等環保改造，電力行業大氣污染物排放量大幅下降。與此同時，發電煤耗、供電煤耗、廠用電率也均下降，說明超低排放等環保改造沒有造成耗能的明顯增加。
表2給出的是上海外高橋第三發電有限公司超低排放改造前、改造后的能耗與排放情況。由表2可見，2015年實現超低排放后，大氣污染物下降幅度很大，在全廠負荷率略有下降的情況下，發電煤耗與供電煤耗不但沒有上升，反而有所下降。
上海外高橋第三發電有限公司燃用的主要是神華煤，煤質較好。但使用不同煤質的山西大同云岡電廠也同樣證明了這樣的節能效果。電廠于2014年對3號300MW煤粉爐燃煤機組實施了超低排放改造，工程于2014年10月投入運行。與改造前相比，由于采用了低低溫電除塵器，除塵系統能耗從0.41%下降至0.25%，脫硫系統能耗從0.92%上升至1.02%。兩者合計從1.33%下降至1.27%，煙氣凈化系統廠用電率有所下降。低低溫省煤器的應用可使發電煤耗下降2g/kWh左右。
由此可見，不論是從單一電廠看，還是從整個電力行業看，在超低排放改造時，統籌考慮節能效果，可以實現節能與減排雙贏。
超低排放全面實施的必要性
我國是發展中國家，2014年人均能源消費量為2.2噸油當量，遠低于加拿大的9.4、美國的7.1、俄羅斯的4.8、德國的3.8、法國的3.7、日本的3.6，甚至低于南非的人均水平2.4噸油當量。2014年我國的人均用電量約是韓國的1/2，美國的1/3。可見，能源與電力的增長在我國仍然是剛性需求。
2014年我國探明的資源儲量，石油僅是世界人均水平的1/17，天然氣是世界人均水平的1/10。如果為了改善環境，全面實施煤改氣，那么，天然氣消費將達到世界人均水平且以自產氣為主，我國天然氣將在5年之內全面開采完畢。顯然這是不現實的，將嚴重影響我國的能源安全。
根據測算，假定標準煤炭價格以600元/噸計，超低排放后的電價成本為0.466元/kWh；燃氣價格以3.6元/m3（標況）計，9F燃氣蒸汽聯合循環發電成本為0.932元/kWh，燃氣鍋爐發電成本則為1.0836元/kWh。可見，在我國以天然氣代替燃煤發電來改善環境，經濟上不具可行性。
統籌考慮能源安全、環境形勢和經濟承受能力，在我國全面推行燃煤電廠的超低排放是現實、可行的選擇。隨著燃煤電廠超低排放的普遍實施，電力行業大氣污染物排放量將進一步大幅下降，但我國的環境空氣質量可能仍不會滿足人民群眾的需求，主要是因為有50%左右的煤炭在非電行業使用，遠遠高于其他用煤國家。霾源于煤而止于電，這是世界主要用煤國家的共識，必須大幅度提高煤炭用于發電的比例，在其他領域與行業實施“以電代煤”是改善環境的根本出路。
仍需研究與完善的問題
盡管我國燃煤電廠超低排放技術取得了一系列重大突破，但仍有許多問題值得研究。如燃用無煙煤電廠NOx的控制、低溫SCR的工程應用，電除塵器高頻脈沖電源的推廣應用，活性焦、有機胺等資源化煙氣脫硫技術，煙氣中可凝結顆粒物、可溶解顆粒物的脫除，低濃度污染物檢測，煙氣治理系統的節能、降低運行費用等。
由于超低排放的技術路線較多，不同電廠應根據自己的特點進行合理的選擇，不能照搬照套。
推動電力環保事業健康良性發展，體制機制創新必不可少。因此，需要開展相應的配套法律、法規、政策、標準及環保激勵機制研究。通過建立和完善市場手段，推進電網環保調度，引導和鼓勵企業自主自覺減排。而對于企業，基于現有條件，通過精細化運行、規范化管理實現環保設施持續、可靠、經濟運行，也是最切實可行的發展途徑。
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環保網”
