燃煤電廠是我國各種大氣污染物的重要排放源，大約90%的SO2、67%的NOx、70%的粉塵來源于燃煤電廠。
由于防治大氣污染行動計劃逐步得以推進，燃煤電廠的排放改造開始列入議程。2014年10月，國家發改委、環境保護部和國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)的通知》，行動目標中提出“東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值(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10、35、50mg/m3)，即通常據說的‘超潔凈排放’”。通知發布不久，我國多家燃煤電廠先后宣稱實現了煙氣中煙塵、SO2、NOx三項大氣污染物的“近零排放”、“超清潔排放”或“超低排放”。
然而，燃煤電廠“超潔凈排放”受到追捧的同時，質疑之聲也不絕于耳。“超潔凈排放”到底值不值?
煙氣治理技術仍有短板
在電力行業煙氣治理措施的機理和技術上，我國目前已經具備了相對成熟的經驗。然而從煙氣治理設施運行的情況來看，由于受系統設計、設備質量、安裝、調試以及運行管理等因素的影響，很多電廠煙氣處理效率運行穩定性尚待提高。
以煙氣脫硫為例，目前燃煤機組脫硫工藝主要為濕法脫硫，以石灰石-石膏法最為常見。濕法脫硫雖然是一項較為成熟的技術，但是部分電廠存在燃煤硫份偏離設計值(電廠為節約成本，使用劣質煤)的情況，直接造成脫硫設施入口煙氣量和SO2濃度超出設計范圍，脫硫設施無法長期穩定運行。而且在一些電廠，脫硫吸收塔常常被當成第二級除塵器，大量煙塵進入脫硫塔，輕則降低脫硫效率，影響副產物的脫水性能，加劇系統的磨損，重則可引起吸收漿液的品質惡化，脫硫設施無法運行，被迫停運。
另外，由于煙氣換熱器(GGH)普遍存在積灰、堵灰，阻力劇增、漏風大引發SO2超標等問題，目前安裝濕法煙氣脫硫系統的燃煤發電機組普遍拆除了GGH。但取消了GGH后往往會出現煙囪排煙溫度降低，容易出現夾帶液態污染物的排放，導致正常天氣情況下，煙囪附近區域經常出現下降小液滴的“石膏雨”現象。“石膏雨”產生的原因，還包括脫硫塔設計偏小、塔內流速較大、濕法脫硫系統運行效率降低、除霧器效果較差、煙囪內部冷凝液收集設計不合理等。
在脫硝方面，電廠脫硝主流工藝是選擇性催化還原法(SCR)，約占脫硝機組總裝機容量的95%以上，非選擇性催化還原法(SNCR)占5%以下。脫硝系統存在的潛在問題主要包括：液氨的安全性問題、脫硝技術國產化問題、失效催化劑的再生與處置問題、氨逃逸問題等。此外，由于近年實體經濟發展不足，電廠機組長期在低負荷狀態運行，煙溫下降，SCR煙氣脫硝裝置不能正常運行，NOx濃度是額定負荷的2～3倍，這個問題也亟待解決。
除塵工藝主要有電除塵、袋式除塵和電袋復合等，除塵的問題主要在于設計原因，目前運行的電除塵器比收塵面積偏小，其除塵器的除塵效率和煙塵排放濃度不能滿足更嚴格的標準限值。加上電廠實際燃煤煤質經常偏離設計煤質，除塵設施不能適應煤質的變化，引起運行性能下降。設備的老化，運行維護不及時，也會影響除塵器的投運率等。
“超潔凈排放”環保改造怎么做？
在“超潔凈排放”改造的熱潮面前，我國各大發電集團、環保公司等對煙塵、二氧化硫和氮氧化物的超低排放控制進行了一系列的探索研究，逐步摸索出一些改造的技術路線圖。
在除塵方面，主要采取包括低溫電除塵、電除塵器配高效電源 濕式電除塵器和電袋復合高效除塵器 濕法脫硫 高效除霧器等工藝路線。
在脫硫技術上，相對于常規的石灰石—石膏濕法脫硫系統，實現超低排放的脫硫新技術主要有雙循環技術(包括單塔雙循環、雙塔雙循環)、托盤塔技術(包括單托盤、雙托盤)、增加噴淋層、增加性能增強環、提升石灰石品質、添加脫硫增效劑等。
脫硝技術上，一方面是在不影響鍋爐效率與安全的前提下，控制低氮燃燒后的NOx產生濃度，另一方面提高現有SCR的脫硝效率，通常通過增加SCR催化劑的填裝層數或催化劑的體積，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催化劑等措施實現運行提效。
然而，從上述主要采用的“超潔凈排放”技術來看，除塵、脫硫、脫硝的基本技術并沒有重大突破，主要是通過多種技術的進一步組合(或串聯)，對煙氣治理過程的延長(或處理次數的增加)。概而言之就是提高處理強度，但是組合后設備增多，其整體效率和穩定性等都有待考究。
要算好“超潔凈排放”經濟與環境賬
“超潔凈排放”從產生一開始，就伴隨著各種質疑聲，其中異議最多的當屬這種改造在經濟上是否可行?其產生的環境效益是否被夸大?
為了解答這兩個問題，筆者以廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組為樣本，從珠三角與非珠三角兩個層面對燃煤發電機組實施“超潔凈排放”進行了評估。
在經濟可行性方面，對于現役煤電機組的環保改造，不同電廠環保設施基礎不同，環保改造的內容也有所不同，因此改造的經濟費用不盡相同。從特別排放限值到實現燃機標準，技術改造工作需要較大的投資。改造費用主要來自于濕式電除塵器的建設費用，當前國內1000、600、300MW濕式電除塵器投資中標價，分別相應≥48-60、≥60-70、≥80-90元/千瓦。珠三角地區62臺12.5萬千瓦以上燃煤機組，按125～350MW機組改造費90元/千瓦，600～700MW(1MW=1000千瓦)機組70元/千瓦，1000MW機組60元/千瓦進行估算，珠三角燃煤機組的改造投資約19.22億元。非珠三角地區54臺12.5萬千瓦以上燃煤機組機容量為2414.5萬千瓦，從現有鍋爐標準達到燃機排放限值的改造費用，按300元/千瓦的廢氣治理設施改造投資計，共需投資約72.44億元。
投入巨資改造達到的“超潔凈排放”，能夠給環境減少多少的負擔呢?筆者根據廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組2013年廢氣排放情況，采用額定煙氣量對燃煤發電機組達到“超潔凈排放”環境效益進行評估，結果可以看出，珠三角地區62臺燃煤機組實施該排放限值后，與特別排放限值相比，煙塵、SO2和NOx的減排效果不明顯，改造后其減排比例分別為1.84%、1.07%和2.27%。
與珠三角地區相比，全省116臺燃煤機組實施該排放限值后，煙塵、SO2和NOx的減排效果較為顯著，改造后其減排比例分別為5.26%、12.06%、4.37%，其主要原因是非珠三角地區目前執行的大氣污染物排放限值相對寬松。
由此可見，煤電機組滿足“超潔凈排放”技改工作，應有條件、有選擇性地穩步推進。鼓勵部分重點區域(企業)根據環境空氣質量、經濟發展情況、區域大氣改善要求，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜確定合適的技改工藝路線。
未來，燃煤發電機組將全面實現“超潔凈排放”限值，已經成為大勢所趨?？v觀現有“超潔凈排放”技術，并沒有實現技術的創新或者出現重大突破，更多的是通過多種技術的組合(或串聯)，實質是對煙氣治理過程的延長(或處理次數的增加)。這種通過設備疊加帶來處理效率提升的技術改造，增加了設備運行的阻力以及不穩定性，產生過度治理的問題。因此，未來的改造中，需要加大研發力度，實現精準治污，而不是簡單的技術疊加。同時，要綜合考慮經濟因素，既要實現減排目標，也要兼顧經濟可行。
另外，以廣東省116個12.5萬千瓦以上燃煤機組為例，按珠三角與非珠三角對燃煤發電機組達到“超潔凈排放”環境效益進行評估，結果表明，煤電機組滿足“超潔凈排放”技改工作，應有條件、有選擇性地穩步推進。這就說明，“超潔凈排放”不能夠一擁而上，而應該鼓勵部分重點區域(企業)根據環境空氣質量、經濟發展情況、區域大氣改善要求，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜確定合適的技改工藝路線。
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