煤电大气污染物超低排放应用技术分析

　　氮氧化物控制技术

　　为达到NOx排放低于50毫克/立方米，技术路线可以选择为：炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术。一方面控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面控制SCR烟气脱硝效率。例如，低氮燃烧后的NOx产生浓度为250毫克/立方米，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度为37.5毫克/立方米；燃用挥发份较高的烟煤时，采用先进的低氮燃烧后，NOx产生浓度在200毫克/立方米以下，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度降至30毫克/立方米以下。

　　其中，低氮燃烧技术是该技术路线的核心。要采用最新的低氮燃烧技术，确保低氮燃烧后NOx排放浓度在250毫克/立方米以下。目前，我国部分电厂采用了该技术，NOx的产生浓度降低效果明显。例如，上海外高桥电厂1000MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米；浙江北仑电厂1000MW、600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度分别为230、250毫克/立方米；江苏望亭电厂660MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米；浙江乐清电厂600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为200毫克/立方米等。

　　针对SCR烟气脱硝技术中低负荷下的投运问题，可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温，保证烟气脱硝装置的正常运行。上海外高桥第三发电厂采用“弹性回热技术”(即增加一个给水加热装置)实现了全负荷脱硝，使脱硝系统投运率接近100%。2011年，上海外高桥第三发电厂脱硝系统全年投运率达98.54%，2012年全年投运率达98.89%，2012年，该电厂平均NOx排放浓度为48.58毫克/立方米；2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。

　　推进大气污染物超低排放技术的建议

　　在上述对燃煤电厂大气污染物超低排放技术的有效性和可达性分析基础上，针对该技术的实行条件和保障要求，从重点区域规划范围内电厂环保措施、燃煤电厂环保电价政策、电厂运行管理等三方面提出对策建议。

　　重点区域电厂环保措施建议

　　根据《重点区域大气污染防治“十二五”规划》，将规划区域划分为重点控制区和一般控制区，并实施差异化的控制要求，制定有针对性的污染防治策略。对重点控制区，实施更严格的环境准入条件，执行重点行业污染物特别排放限值，采取更有力的污染治理措施。

　　结合上述燃煤电厂超低排放的技术路线，建议在重点控制区，无论新建、改建、扩建燃煤电厂，均同步采用湿式电除尘器；对于由于煤质不容易收尘的煤种，同时采用旋转电极式电除尘器并加装低低温电除尘器；在一般控制区预留湿式电除尘器场地；在灰霾频发地区，新建、改建、扩建燃煤电厂需同步采用湿式电除尘器，进一步降低燃煤电厂对PM2.5的贡献，同时可消除“石膏雨”现象。

　　燃煤电厂环保电价政策建议

　　燃煤电厂排放的SO2和NOx对二次PM2.5的形成贡献较大。虽然全国脱硫机组装机容量占煤电机组的比例已接近100%，但是由于管理存在问题，2012年全国脱硫效率只有77.2%，其减排空间很大。因此，国家在加强脱硫、脱硝设施建设的同时，一定要出台相应的经济政策，引导企业主动运行好环保设施。

　　目前我国燃煤电厂脱硫电价补偿标准为每千瓦时1.5分；2013年8月，国家发改委出台《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分提高至1分；对于采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区低于20毫克/立方米)的，电价补偿标准为每千瓦时0.2分。我国目前先进的燃煤电厂烟气治理技术已经高于美国，但是根据为满足环保标准而选择的环保治理工艺的不同，美国补贴的环保电价每千瓦时折合人民币4.2～6.4分，比我国目前的2.7分要高出很多。

　　随着燃煤电厂大气污染控制技术由过去的除尘、脱硫、脱硝的单一式控制，逐步向常规污染物与脱除重金属及气溶胶等深度一体化协同控制技术发展，使大气污染物实现超低排放。根据初步测算，严格执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，部分机组实现超低排放，至2050年，我国燃煤电厂烟尘年排放量可控制在50万吨，SO2、NOx年排放量可分别控制在200万吨左右，烟气中汞等重金属排放也会严格控制在排放标准要求之内，而且燃煤电厂的污染物排放量还完全可以根据环境质量要求进行更为严格的控制。从控制成本来看，大气污染物控制成本和相关防止二次污染物的治理成本大约为每千瓦时6分。

　　建议根据火电厂大气污染物控制的不同阶段和地区，进一步调整环保电价政策，一方面通过环保电价予以企业成本补偿，另一方面通过经济杠杆激发企业的守法主动性。

　　燃煤电厂环保运行管理建议

　　2012年，纳入环保重点调查统计范围的电力企业共3127家，其中，独立火电厂1824家，自备电厂1303家。独立火电厂共安装脱硫设施3465套，SO2排放量为706.3万吨，脱除量为2396.3万吨，脱除效率为77.2%，比2011年提高2.7个百分点。尽管SO2脱除率逐年提高，但是实际脱硫效率距离设计值差距还很大，假如能将SO2脱除率提高到90%，则独立火电厂SO2排放量将减少一半，年减少约350万吨。纳入统计范围的自备电厂SO2排放量为152.6万吨，比上年增加0.8%，SO2脱除效率为45.3%。所以，无论从排放量还是从SO2脱除效率来看，对自备电厂脱硫设施的建设与运行更加需要加强监管。

　　2012年，独立火电厂共安装脱硝设施438套，NOx排放量为981.6万吨，脱除量为111.6万吨，脱除效率为10.2%，其减排潜力巨大。同时，NOx又是产生PM2.5的重要因素。可见，加强脱硝设施的监管迫在眉睫。

　　除上述环保设施的运行管理需要加强外，还需要加强处罚力度，提高违法成本，强化企业负责人的环保责任制。同时，还需要提升企业守法意识，提高执法力度。

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