重磅：煤電超低排放技術(shù)經(jīng)濟(jì)與環(huán)境效益分析

　　回顧煤電超低排放的發(fā)展歷程以及超低排放限值與國(guó)內(nèi)外主要燃煤國(guó)家煤電機(jī)組大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)限值的比較，基本可以得出一個(gè)結(jié)論：結(jié)合煤質(zhì)條件，煤電機(jī)組在煙氣含氧量為6%的標(biāo)態(tài)干煙氣狀態(tài)下，煙塵排放小于10毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米，全面低于目前世界各國(guó)最嚴(yán)的煤電機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)限值，可以稱之為超低排放對(duì)于煙塵排放小于5毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米的煤電機(jī)組排放，可以稱之為超超低排放。

　　一、煤電超低排放的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

　　煤質(zhì)優(yōu)是實(shí)現(xiàn)超低排放的有利條件

　　根據(jù)國(guó)內(nèi)部分實(shí)現(xiàn)煙塵超低排放或超超低排放的煤電機(jī)組控制技術(shù)可以看出，要想實(shí)現(xiàn)煙塵的超超低5毫克/立方米的排放，濕式ESP是必不可少的配置，濕法脫硫(包括石灰石-石膏濕法脫硫、海水脫硫等)前可以采用電除塵器、袋式除塵器、電袋復(fù)合除塵器，如果單獨(dú)采用電除塵器，一般需配套采用電除塵器新技術(shù)，包括低低溫電除塵技術(shù)、旋轉(zhuǎn)電極技術(shù)、新型高壓電源與控制技術(shù)等。此外，目前實(shí)現(xiàn)超低排放電廠的燃煤灰分均不超過25%，其中有部分電廠燃煤灰分甚至低于15%。

　　二氧化硫控制技術(shù)方面，相對(duì)于常規(guī)的石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)超低排放的脫硫新技術(shù)主要有雙循環(huán)技術(shù)(包括單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán))、托盤塔技術(shù)(包括單托盤、雙托盤)、增加噴淋層、性能增強(qiáng)環(huán)、添加脫硫增效劑等。

　　至于氮氧化物控制技術(shù)，首先是采用先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，在不影響鍋爐效率與安全的前提下盡可能低的控制鍋爐出口煙氣中氮氧化物的濃度，然后采用選擇性催化還原SCR煙氣脫硝。與傳統(tǒng)的SCR脫硝相比，超低排放機(jī)組脫硝系統(tǒng)區(qū)別主要在于SCR催化劑的填裝層數(shù)或催化劑的體積，改造工程多將原有的2+1層催化劑直接更改為3層全部填裝，部分電廠采用3+1層SCR催化劑。改造后,系統(tǒng)脫硝效率可以達(dá)到85%～90%。

　　需要強(qiáng)調(diào)的是，要想實(shí)現(xiàn)超低或超超低排放，燃煤煤質(zhì)是有利的條件，最好是低硫、低灰、高揮發(fā)分、高熱值煙煤。如燃煤低位發(fā)熱量4000千卡/千克，灰分35%，除塵前煙氣中煙塵濃度約為53.8克/立方米，即使總的除塵效率高達(dá)99.99%，煙塵排放濃度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求又如，燃煤含硫量為3%的煤，其產(chǎn)生煙氣中二氧化硫的濃度在6900毫克/立方米左右，脫硫系統(tǒng)的脫硫效率即使長(zhǎng)期穩(wěn)定達(dá)到99%，其排放濃度仍高達(dá)69毫克/立方米，不能滿足超低排放35毫克/立方米的要求。

　　環(huán)保一次性投資需增加30%

　　對(duì)于新建燃煤機(jī)組，在煤質(zhì)適宜的情況下，同步實(shí)施超低排放，與執(zhí)行特別排放限值相比，即煙塵排放濃度從20毫克/立方米下降至10毫克/立方米(不增加濕式ESP)、二氧化硫從50毫克/立方米下降至35毫克/立方米、氮氧化物從100毫克/立方米下降至50毫克/立方米，污染物排放量下降30%～50%，平均下降44.1%，但環(huán)保一次性投資與運(yùn)行費(fèi)用增加基本都在30%左右。如果煙塵執(zhí)行超超低排放5毫克/立方米的要求，則必須在濕法脫硫后加裝濕式ESP，其環(huán)保一次性投資與運(yùn)行費(fèi)用又得在超低排放的基礎(chǔ)上再增加10%左右，且 消耗氫氧化鈉，產(chǎn)生廢水，可能有些得不償失。也正如此，濕式電除塵器作為燃煤電廠的煙氣凈化深度處理裝置，在國(guó)外使用并不普遍。

　　對(duì)于現(xiàn)役煤電機(jī)組的環(huán)保改造，不同電廠環(huán)保設(shè)施基礎(chǔ)不同，環(huán)保改造的內(nèi)容也有所不同。如表1給出了江蘇省3家電廠3臺(tái)煤電機(jī)組的改造方案與投資比較。

　　從表1可以看出，對(duì)于現(xiàn)役沒有安裝煙氣脫硝SCR裝置的煤電機(jī)組，裝機(jī)容量越大，其單位千瓦環(huán)保改造的投資越低，改造效益越顯著。對(duì)于60萬千瓦級(jí)及以上的現(xiàn)役煤電機(jī)組，實(shí)現(xiàn)超超低排放，其環(huán)保改造單位千瓦的投資額在345元～439元。另外，根據(jù)部分煤電機(jī)組的環(huán)保改造與運(yùn)行費(fèi)用測(cè)算，從特別排放限值到實(shí)現(xiàn)超超低排放，對(duì)于100萬千瓦機(jī)組，需要增加的成本為0.96分/千瓦時(shí)對(duì)于60萬千瓦機(jī)組，需要增加的成本為1.43分/千瓦時(shí)對(duì)于30萬千瓦機(jī)組，需要增加的成本為1.87分/千瓦時(shí)。

　　需要指出的是，煤電機(jī)組實(shí)現(xiàn)超低排放或超低低排放的成本中，運(yùn)行成本較高，如果沒有相應(yīng)的獎(jiǎng)懲措施，燃煤電廠不太可能使煤電機(jī)組長(zhǎng)期穩(wěn)定地實(shí)現(xiàn)超低排放，因?yàn)闊煔饷撓酢⒊龎m、脫硫系統(tǒng)都可以通過改變運(yùn)行方式來降低運(yùn)行費(fèi)用，僅滿足排放標(biāo)準(zhǔn)限值要求。如目前能夠?qū)崿F(xiàn)超低排放的某33萬千瓦煤電機(jī)組，采用的是單塔雙循環(huán)石灰石-石膏濕法脫硫，共設(shè)置5層噴淋層，一般僅運(yùn)行3層噴淋層，即可滿足特別排放限值50毫克/立方米的要求，有人參觀時(shí)，可隨時(shí)投入另外2層噴淋層，實(shí)現(xiàn)超低排放。這種情況下，超低排放設(shè)施的建成只是為滿足特別排放限值提供了更大的裕度。

　　二、煤電超低排放的環(huán)境效益分析

　　總量減排意義不大

　　對(duì)于全國(guó)而言，電廠用煤平均含硫量超過1%、灰分近30%。對(duì)于位于重點(diǎn)區(qū)域的燃煤電廠，煤質(zhì)則相對(duì)較好，假定至2020年全國(guó)重點(diǎn)區(qū)域內(nèi)約4億千瓦的煤電機(jī)組實(shí)現(xiàn)超低排放，燃煤平均含硫量1%、灰分25%、低位發(fā)熱量4800千卡/千克，機(jī)組平均年利用5000小時(shí)，發(fā)電標(biāo)煤耗降至300克/千瓦時(shí)，煙氣量為3.5立方米/千瓦時(shí)，氮氧化物產(chǎn)生濃度300毫克/立方米，實(shí)施不同的排放要求，其總量污染物減排效果見表2。

　　從表2中可以看出，2020年全國(guó)重點(diǎn)區(qū)域內(nèi)4億千瓦的煤電機(jī)組全部執(zhí)行特別排放限值后，其煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放量分別低于14萬噸、35萬噸和70萬噸，僅占屆時(shí)全國(guó)相應(yīng)總量的2.08%、1.86%和3.8%。通過實(shí)施超低排放，其增加的減排量分別為7萬噸、10.5萬噸和35萬噸，僅占全國(guó)屆時(shí)相應(yīng)總量的1.04%、0.56%和1.9%。

　　由此也可預(yù)見，如果十二五期間，全國(guó)所有燃煤電廠都能夠執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011)，十三五期間全國(guó)污染物減排若仍以電力行業(yè)為重點(diǎn)的話，減排效果將會(huì)很不理想。

　　PM2.5改善效果顯著

　　燃煤電廠屬高架源排放，煙囪高度一般大于200米，同等污染物的排放量，其對(duì)地面常規(guī)污染物的貢獻(xiàn)濃度遠(yuǎn)低于面源和低架源，同一地區(qū)內(nèi)，電廠排放的二氧化硫?qū)Φ孛鏉舛鹊呢暙I(xiàn)率約為其排放量所占比例的1/4～1/3。由于從特別排放限值到超低排放，污染物減排總量很少，因此，其對(duì)地面濃度的改善作用也很小。

　　十一五期間，我國(guó)各地二氧化硫地面濃度的大幅下降主要是由于大氣氧化性增強(qiáng)導(dǎo)致二氧化硫向硫酸鹽轉(zhuǎn)化形成PM2.5造成的。應(yīng)用MM5+CALPUFF耦合大氣模型，結(jié)合2012年江蘇省火電廠大氣污染物排放情況、當(dāng)?shù)氐臍庀筚Y料、地形資料、環(huán)境空氣中氨氣、臭氧等監(jiān)測(cè)結(jié)果模擬火電廠大氣污染物排放對(duì)環(huán)境空氣中PM2.5的貢獻(xiàn)，結(jié)果表明，2012年江蘇省火電廠排放的煙塵對(duì)13個(gè)地級(jí)市PM2.5最大日均濃度的貢獻(xiàn)為3.3&mug/m3～5.5&mug/m3，平均4.43&mug/m3火電廠排放的所有污染物對(duì)PM2.5在各市的最大日均濃度貢獻(xiàn)為27.3&mug/m3～42.9&mug/m3，平均35.28&mug/m3煙塵排放對(duì)PM2.5的貢獻(xiàn)占火電廠貢獻(xiàn)總量的比例介于10.2%～16.5%，平均12.6%，即江蘇省火電行業(yè)2012年氣態(tài)污染物排放貢獻(xiàn)的PM2.5占其貢獻(xiàn)總量的87.4%。實(shí)施超低排放后，江蘇省2012年火電廠大氣污染物排放對(duì)江蘇省各地級(jí)市環(huán)境空氣中PM2.5總的貢獻(xiàn)濃度均有較大幅度降低，平均從35.28&mug/m3下降至9.43&mug/m3，平均下降率73.29%。

　　由以上分析可知，將燃煤電廠的煙塵排放從超低排放的10毫克/立方米提高到超超低5毫克/立方米，不論從總量減排，還是從PM2.5的地面濃度貢獻(xiàn)來分析，均無實(shí)質(zhì)性意義。相反，二氧化硫、氮氧化物的減排以及采用低低溫電除塵器、濕式電除塵器對(duì)三氧化硫的減排，對(duì)PM2.5地面濃度的減排意義更大。

　　因此，在超低排放技術(shù)路線選擇中，建議采用低低溫電除塵器進(jìn)行除塵的，能夠滿足10毫克/立方米的排放要求且脫硫系統(tǒng)無石膏雨時(shí)，無需再加裝濕式電除塵器進(jìn)一步脫除煙塵與三氧化硫。

　　三、以電代煤是改善環(huán)境的根本途徑

　　重點(diǎn)控制區(qū)4億千瓦的煤電機(jī)組年燃標(biāo)煤6億噸，按平均發(fā)熱量4800千卡折算為原煤8.75億噸，從特別排放限值到實(shí)施超低排放，其煙塵、二氧化硫、氮氧化物的減排量分別僅為7萬噸、10.5萬噸和35萬噸。2012年全國(guó)工業(yè)鍋爐燃煤量?jī)H4億多噸，但卻排放了410萬噸煙塵、570萬噸二氧化硫和200萬噸的氮氧化物，工業(yè)鍋爐污染物排放量大且貼近地面，對(duì)環(huán)境空氣質(zhì)量影響很大。因此，大幅度提高煤炭用于發(fā)電的比例，實(shí)施煤電超低排放與以電代煤，關(guān)停小鍋爐，是實(shí)現(xiàn)環(huán)境改善的根本途徑。

　　而對(duì)于絕大多數(shù)沒有天然氣氣源的城市，大力實(shí)施現(xiàn)有純凝機(jī)組抽汽供熱或以電代煤，關(guān)停小鍋爐，其環(huán)境改善效果可能比煤改氣更好。如江蘇宿遷電廠2臺(tái)135兆瓦純凝煤電機(jī)組，于2009年開始進(jìn)行抽汽供熱與環(huán)保等重大改造，改造后每小時(shí)供熱量可達(dá)300噸，供熱距離最長(zhǎng)達(dá)24千米，覆蓋宿遷市經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、洋河新城、洋北鎮(zhèn)區(qū)等300平方千米。而且，在替代大量燃煤小鍋爐的同時(shí)，電廠增加了煙氣脫硫等環(huán)保設(shè)施，一舉實(shí)現(xiàn)了扭虧為盈。