超低排放的“昨天、今天、明天”
2017-05-03 11:39:09
摘要：“超低排放”概念自2011被提出至今已过去六年时间，全国燃煤电厂大范围开展施行“超低排放”也已过去两年之久，本文对“超低排放”的出现、发展、面临的问题进行了梳理。
1“超低排放”概念的由来
“超低排放”这一概念，最早是在2011年由浙能集团提出的。次年，浙能集团就开始着手广泛调研国内外燃煤机组污染物治理的先进技术。对于燃煤电厂大气污染物超低排放的定义，起初存在多种类似的表述，如“近零排放”、“超净排放”、“超洁净排放”等，有业内人士认为，燃煤机组排放水平达到“超清洁”、“近零”状态的难度超过了当前工程技术水平，“超低排放”这个叫法从排放标准角度界定概念上来讲更加合理。
2015年中国电力发展论坛上，国电科学研究院燃机研究所所长刘志坦，在经过大量对比和数据分析后得出结论：“要实事求是、科学命名。‘近零排放’、‘超净排放’和‘燃机排放’等概念不严谨、不科学，建议使用‘超低排放’概念。”
2“超低排放”起初的争议
“超低排放”概念一提出，在电力行业迅速引起广泛争议。质疑一方中，中电联秘书长王志轩曾在《煤电近零排放不科学》一文中提到：(1)“近零排放”的概念不清，一般是以“燃机排放标准”作为判据，对排放标准的表面化错误理解造成荒谬的结果。(2)烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性，用日平均浓度或者多日平均浓度的监测数据与排放限值直接比较是概念性错误，运行时间不足也难以证明“近零排放”系统的稳定性。(3)“近零排放”在技术上并没有重大创新，且严苛的条件并非一般燃煤电厂都能达到。(4)“近零排放”的环境效益和经济效益的投入产出比太低。
支持一方中，北京国能中电节能环保技术有限责任公司常务副总裁江浩认为，近零排放是破解一次能源结构性矛盾的必由之路。江浩认为，近零排放是东部地区雾霾污染的最佳解决方案。近零排放可以让燃煤电厂的排放堪比燃气发电，甚至还优于燃气发电，这可以彻底打破燃煤电厂的环境瓶颈。实现煤电型火力发电厂的排放标准达到燃机的排放标准，可以很好地解决能源布局向西部转移的各种缺点，全社会能源利用效率会大幅度提高。
3一系列“超低排放”项目的出现
尽管对于“超低排放”质疑不断，但是超低排放的改造项目还是一个接一个的开展实施投运。
首套烟气超低排放装置于2014年5月30日13时45分在浙能嘉华发电有限公司的8号机组投入运行。2014年7月16日，江苏省内首台套煤机“超低排放”环保改造机组在国电江阴苏龙热电有限公司正式投运。2014年7月21日，浙能嘉兴电厂两台百万千瓦燃煤机组超低排放技术改造项目通过国家权威机构检测认定。2014年9月17日，浙能六横电厂2号机组圆满通过168小时连续满负荷试运行，正式移交生产。2014年9月11日，华能淄博白杨河发电有限公司6号机组总排口废气通过山东省环境监测中心站监测，数据完全达到超低排放标准。2014年9月，中国华电集团公司河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组环保“超低排放”技术改造项目，日前竣工完成，顺利投产。
4中央政策的出台和鼓励措施
2015年3月，十二届全国人大三次会议《政府工作报告》明确要求”推动燃煤电厂超低排放改造“;2015年12月，国务院常务会议决定，在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造。至此超低排放的指标也得到进一步的明确。针对燃煤烟气中的氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)、烟尘(PM)的排放提出了“50355”的要求，即在基准氧含量6%的条件下，污染物排放浓度NOx<50mg/Nm3、SO2<35mg/Nm3、PM<5mg/Nm3。
2015年12月9日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局三部门联合下发了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，将从2016年1月1日起对完成超低排放改造的燃煤发电企业给予上网电价补贴。对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税);对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。
5各大发电集团全面推行超低排放
在电价补贴政策的助推作用下，各大发电集团积极迅速的响应国家要求，全面开展超低排放的改造。截至2016年1月，全国近2亿千瓦煤电机组完成了超低排放技术改造，正在进行技术改造的煤电机组，超过了8000万千瓦。煤电机组正在向超低排放时代全员加速中。
神华集团在全国已经有50多台燃煤机组达到超低排放，到2020年底，神华300MW等级(含)以上燃煤发电机组也将全部实现“超低排放”。
截至2015年底，大唐集团的超低排放机组达到65台，占煤电机组容量的25.2%，在五大发电集团中比例最高。2016年，大唐集团计划完成84台机组超低排放改造，投入资金将达到50亿元。
2015年，华能集团二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放绩效，比2010年分别下降71%、83%和69%，保持行业领先。华能集团有21%的煤电机组实现了超低排放。
截至2015年底，国电集团的北仑三发、江苏谏壁、新疆红雁池等单位顺利完成改造，共计16台机组实现超低排放。国电集团力争2018年，确保2019年所有在运机组全部实现超低排放改造。
截至2015年底，华电共投运30台949.5万千瓦超低排放机组，计划到2020年实现全部燃煤机组“超低排放”。
国家电投集团积极参与煤电节能减排升级与改造行动，平顶山发电分公司两台百万机组启动并确定了“脱硝增容改造+电袋除尘器改造+脱硫除尘改造”的超低排放技术改造路线。其中1号机组超低排放改造从2015年4月1日开始，到6月16日结束;2号机组8月31日开始改造，11月17日投运。改造工程共投入资金2.5亿元。
6超低排放技术存在的问题
如今超低排放改造已在全国范围内开展了两年多时间，众多的技术路线也在改造实施过程中得到了验证，也凸显了一系列问题。
脱硫技术领域形成了两大流派，一是通过流场优化提升脱硫效率，托盘、旋流装置等均属此类，二是通过PH分级控制实现高效脱硫，单台双循环、双台双循环均属此类。当前脱硫的问题更多集中在废水处理方面，一方面，由于脱硫废水水质具有重金属含量高、pH值偏酸性、氯离子含量超高、浊度大、腐蚀性强等特点，处理难度大;另一方面，市面上普遍采用的脱硫废水治理技术在可靠性、经济性方面表现得不尽人意。按照当前的火电厂废水“零排放”政策，目前投运的以及新建的湿法脱硫设施产生的废水都需要深度处理。
脱硝技术领域，NOx宽负荷超低排放成为了最大的挑战。受脱硝催化剂活性温度窗口限制，很多电厂在低负荷运行时脱硝入口温度低于300℃，需强制退出脱硝系统，这一做法与环保要求的瞬时数据达标相矛盾。在火电灵活性改造中，低负荷脱硝成为了亟待解决的问题之一。此外，SCR脱硝的氨逃逸对后续设备(空预器、袋除尘布袋等)造成的不良影响也备受关注。
除尘技术方面，除尘企业不断对技术升级，目前较为先进的除尘技术(低低温电除尘、预荷电袋除尘等)已经能将脱硫入口粉尘控制在10mg/Nm3以内，在脱硫除尘一体化的趋势下，再通过高效除尘除雾装置、湿式电除尘技术的整合均能满足超低排放5mg/Nm3的要求。然而，如此低的浓度值，测量的科学性和精度性极其的重要。性能考核阶段的测量采用手动测量，大量改造项目无法满足“前四后二”的测量条件，也存在一些测试仪器方法不统一、测孔位置不规范等问题。
针对上述超低排放项目遇到的一些热点问题，低负荷脱硝、脱硫废水零排放、低氮燃烧、低低温电除尘、低温省煤器改造、颗粒物测量等，都是今后环保行业急需要攻克的关键技术问题，也是作为最终用户—发电企业最为关心的问题。在5月25-26日将要召开的“2017清洁燃煤发电中国国际论坛”上，来自全国各大发电集团的50多家电厂、数家知名环保企业、高校及研究机构的专家领导将会对上述话题展开深入探讨。此外对于燃煤电厂煤耗降低、燃烧效率提升等清洁燃煤关键技术也将在此次会议中亮相。此次清洁燃煤发电论坛由北极星电力网、北极星环保网联合中国节能协会举办，搭建了清洁燃煤的沟通和交流平台。（北极星环保网）
