煤电企业为何主动近零排放？

　　“近零排放”的概念最早是由煤炭企业神华集团提出来的，但是，“市场煤”问题严重影响进入锅炉煤的稳定性，导致污染物出口浓度无法长期稳定，后端环保处理设施不堪重负。图为国内某大型煤炭企业的燃煤准备装车外运。 中国日报图片网供图

　　■重点提示

　　在一些重点控制区，实现超净排放还是有环境改善的客观需求的，但在相对落后的地方，如果粗放式污染仍很严重，实施超净排放就有点得不偿失了。

　　超净排放现阶段仅是作为样板示范工程，在目前环保无要求、政府不奖励、监测手段不支持的情况下，企业没有压力、更没有动力始终保持超净排放运行。

　　如果不计代价的话，理论上都可以做到“近零排放”。但是，评价污染控制技术选择是否正确应从环境、经济等综合效益进行评价，这也是决定“近零排放”能否大面积实施的关键。

　　低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提，而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰分近30%以及含有大量低挥发分的电煤来讲，即使实现特别排放限值都是非常困难的。据测算，浙江省实现“近零排放”的环保成本要在原有电价基础上增加1～1.3分/千瓦时，而河南省则至少需要1.5～1.8分/千瓦时。

　　◆中国环境报记者 徐卫星

　　参与《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称《标准》）多次修订工作的国电环境保护研究院副院长朱法华做梦都不会想到，一直被环保政策牵着鼻子走的火电行业会主动加码，提出燃煤机组大气污染物排放水平达到“近零排放”的要求。

　　时间回到2011年，《标准》出台之初，火电行业普遍喊冤，称其为“史上最严”标准，甚至更有极端的观点认为，电厂要么全部关停，要么集体作假。

　　而今天，很多企业努力在做“近零排放”。所谓“近零排放”，抑或在实际应用中如“超洁净排放”、“超低排放”等其他表述，一般是指达到现行《标准》中燃气轮机组排放限值要求，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。

　　燃煤锅炉的基准含氧量为6%，仅是燃气轮机的0.4倍，如果按照相同基准含氧量折算的话，燃煤锅炉需要达到的排放限值相当于原值的0.4倍，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值分别由原来的5、35、50毫克/立方米变为2、14、20毫克/立方米，从这个角度说，超洁净排放名副其实。

　　从今年开始，各种近零排放的报道频繁见诸媒体，“首台”、“首次”、“低于燃气机组排放标准”等字眼不断出现，煤电超低排放环保改造俨然成为一股潮流。

　　据不完全统计，浙江能源、神华国华相继投运了浙能嘉华、浙江国华舟山等试点项目；广东省广州市、佛山市在今年初先后发布“超洁净排放”改造方案；陕西、山西等省也宣布启动超低排放计划。此外，天津、河北等地也有一些示范、改造项目。

　　短短数年为何会发生如此大的转折？从全行业“饭还吃不饱、没法干环保”的苦叹到部分企业主动尝试更高要求的“近零排放”，底气从何而来？背后的真正动因又是什么？

　　这其中，企业对环保贡献的自觉性和主动性不用怀疑，但由此引发的“近零排放”热潮从环境、经济等综合效益角度考量是否适宜大面积推广？在燃煤品质千差万别的背景下，能否寻找一种最佳的技术路线，在稳定实现超低排放的同时还能降低环保成本？

　　一场特殊的煤电“保卫战”

　　煤价处在低位、手头资金宽裕是一部分电力企业主动提标、要求“近零排放”的前提，也是某些企业自保的方式

　　其实，“近零排放”的概念最早是由煤炭企业神华集团提出的，是煤炭价格低迷、环保趋严、新煤电项目限批等背景下，企业为了自身利益进行的一场特殊的煤电“保卫战”。

　　约10年前，煤炭开启市场化改革，在市场需求刺激下，占火力发电成本约7成的煤炭价格一路飙升，让电力企业叫苦不迭。

　　“2011年《标准》发布时，正是煤价特别高的时候，让电力企业执行环保政策、加大环保投资真是有心无力。”河南电力设计院副总工程师娄金旗坦言，河南省内电厂当时的运行情况具有一定代表性。

　　他举例说，大唐集团河南分公司当年的亏损额达十几亿元，其中一家电厂的负债率甚至超过100%，不得不以每台机组一元钱的价格卖给某煤化工企业。

　　10年河东，10年河西。随着近两年煤炭价格持续走低，河南省的标煤价也从高峰时的1100元/吨左右降到现在的不足700元/吨。娄金旗告诉记者，同属于大唐旗下的一家同等规模电厂以前年亏损1亿多元，但截至今年8月，已实现盈利超8亿元。

　　另据了解，为保障省属煤炭企业的经济效益，河南等省份还强制推行固定煤量煤价的“煤电互保”订货政策。若按照河南电煤年消耗量约2.4亿吨、电企现阶段执行高于市场煤价约50元/吨的价格计算，河南每年将直接补贴煤炭企业120亿元，而这笔钱也本应是发电企业的利润。

　　不光在河南，电厂因煤价下跌赚得盆满钵满的例子正在多地上演。 在山东，某大型电力集团旗下电厂去年设定的盈利指标是12亿元，按照今年煤价可实现盈利近20亿元，3年即可收回投资。

　　“也正是因为电力企业近两年尝到了甜头，变相拉动了自身进行环保投入的积极性。”据业内人士透露，煤价处在低位、手头资金宽裕是一部分电力企业主动提标、要求“近零排放”的首要前提。

　　根据中国电力企业联合会秘书长王志轩的观点，“近零排放”运动之所以由企业挑起而不是政府发起，缘于某些企业的内在动因。

　　他在刊登于《中国环境报》企业周刊的《企业为什么主动开展“近零排放”？》一文中提到：“有的是为了获得对企业当前或者未来发展有利的、新的煤电项目的审批，有的是为了现有煤电的生存，以防止过度关停还处于‘青壮年’且有良好效益的煤电机组，有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电而付出比‘近零排放’高出约数十倍的成本，还有的是因为种种原因与地方政府达成协议。”

　　据记者从有关人士处了解到，目前国家能源局新批的火电项目路条中默认按“近零排放”标准，一些省的发改委能源处也只对“近零排放”项目放行。

　　是否一定要超净排放？

　　电力企业不在同一起跑线上，一些电厂已经没有改造空间，煤质变化对排放影响巨大

　　在某电力集团山东分公司环保处主管张某看来，“近零排放”的提出标志着恶性竞争大幕的拉开，过高的排放标准要求只会让企业“永远提不上裤子”。

　　“不同电厂的情况千差万别，大家本身就不在同一起跑线上。”他悲观地认为，尽管目前没有要求电厂执行“近零排放”标准，但这一天迟早要来，而他所在的电厂几乎再无改造空间。

　　朱法华认为，现行《标准》已是史上最严，截至2020年应无提标的可能。“我个人理解，目前的这一轮超净排放改造热潮是企业自主履行社会责任的行为，进而推动超净排放向前发展。”

　　不过，他同时也表示，在一些重点控制区，实现超净排放还是有环境改善的客观需求的，但在相对落后的地方，如果粗放式污染仍很严重，实施超净排放就有点得不偿失了。

　　朱法华指出，目前大家普遍对超净排放的认识还不到位，“实际上，今年是超净排放运行的第一年，案例很少，并不能全面了解掌握其可能存在的问题。”他坦言，超净排放现阶段仅是作为样板示范工程，在目前环保无要求、政府不奖励、监测手段不支持的情况下，企业没有压力、更没有动力始终保持超净排放运行。

　　还有一个更加现实的问题：煤质。王志轩认为，低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提，而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰分近30%以及含有大量低挥发分的电煤来讲，即使实现特别排放限值都是非常困难的。

　　以河南为例，作为产煤大省，河南的煤质情况尚属中等水平，但含灰量也在30%左右，是沿海地区用煤含灰量的3倍。

　　“煤质指标是锅炉最重要的设计依据，煤种不同，生成污染物的量就非常悬殊。”娄金旗介绍说，褐煤在锅炉燃烧生成的氮氧化物可以低到200毫克/立方米，而平煤可达650毫克/立方米，烟煤为450毫克/立方米。

　　要实现同一排放限值，各煤种所需要的脱硝效率不同，对应的成本也不一样。同样是硫，沿海地区所用电煤都经过了洗选，含硫量在0.5%以下，而在内地包括山西、陕西及云贵川等地，电煤含硫量甚至能达到4%以上，河南小于1%的低硫煤仅占总产量的1/3。

　　“我们把含硫量低于1%的煤称为香煤，大于2%的叫臭煤。发同样多的电，煤质差的污染物排放量会是煤质好的数倍。”娄金旗表示，如果不计代价的话，理论上都可以做到“近零排放”。但是，评价污染控制技术选择是否正确应从环境、经济等综合效益进行评价，这也是决定“近零排放”能否大面积实施的关键。因此，“一定要量力而行”。

　　据娄金旗测算，浙江省实现“近零排放”的环保成本要在原有电价基础上增加1～1.3分/千瓦时，而河南省则至少需要1.5～1.8分/千瓦时。

　　是否一定要用湿式除尘器？

　　煤质影响前端烟尘浓度，湿式电除尘器不堪重负，电厂应充分挖掘现有机组设备的潜力

　　现阶段，我国燃煤机组实施的烟尘超清洁排放常规工艺是在借鉴日本个别燃煤电站工艺基础上进行技术调整后形成的。大多数干式除尘器选用低低温电除尘器，也有部分选用电袋复合除尘器，把湿式电除尘器作为进行“终端处理”的重要装置。

　　然而，我国燃煤电站“市场煤”问题严重影响了进入锅炉煤的稳定性，绝大多数燃煤电站入炉煤种存在热值偏低、灰分偏高且波动大的现实，由此造成烟尘浓度工况变化幅度较大，使得干式电除尘器效率波动，出口排放浓度无法长期稳定在设计值范围内。

　　再加上我国现有湿法脱硫自身存在问题较多，如石膏液滴逃逸浓度偏高等，前端失控致使后端湿式电除尘器不堪重负，出现“兜不住”的现象，从而影响了“近零排放”目标的实现。

　　环境保护部火电工程评估中心专家陈瑾经常要参加各种火电项目的环评审查，最近遇到了这样一个项目：由于煤种不好，项目方提出的“近零排放”技术方案是“低低温除尘器+高频电源+五电场静电除尘器+旋转电机+FGD+湿式除尘器”。如此多技术的堆积，在他看来非常不科学，也不合理。

　　陈瑾认为，湿式电除尘器在使用中存在一定缺陷，如增加占地，带来了场地布置问题，增加设备投资与运行费用；同时增加了耗水量及污水处理量，这在北方缺水地区也是个瓶颈。“湿式电除尘器在我国燃煤电厂使用时间较短，使用效果有待时间检验和客观评价。所以，如何创新超净排放工艺技术、使之更适合我国燃煤电站现状，是未来探索的重点。”

　　在近日福建龙净环保股份有限公司举办的“超净电袋复合除尘技术研讨会”上，龙净环保副总工程师吴江华提出了超净电袋复合除尘与超净高效脱硫的超净排放工艺方案，而龙净环保的首个超净电袋示范工程——广东粤电沙角C电厂2号炉60万千瓦机组除尘改造项目将于明年初投运。

　　据吴江华介绍，这一工艺方案采取的各项技术措施针对性强、有效性高，不仅能够保证烟尘排放长期稳定小于5mg/Nm3，而且同步实现设备运行阻力小于等于1100Pa、滤袋使用寿命不小于5年的综合性能。

　　“相比常规工艺，这项工艺取消了湿式电除尘器，对我国燃煤电站市场煤的现状适应性更强，同时具有显著的投资小、占地省、稳定可靠的优点。”他举例说，以2×1000MW机组为例，超净电袋复合除尘技术与常用的低低温+电除尘+湿式电除尘器相比，一次投资可节约1.18亿元，减少占地面积1000平方米以上。

　　广东电力设计院主任工程师霍沛强也肯定了超净电袋将在燃煤电厂实现超低排放过程中所扮演的角色。

　　据他介绍，目前已投运的超低排放示范项目中，典型的工艺思路分三步：第一步是控制燃料灰分，从源头减少粉尘产生量；第二步是在锅炉后设置各种型式的除尘器；第三步是发挥湿法脱硫系统（除雾器）的洗尘作用。

　　如果前3个环节还没有达到超低排放标准，需要在最末端加装湿式电除尘器把关烟尘排放。由于加装湿式电除尘器的投资巨大，因此，电厂应充分挖掘机组现有设备的潜力，积极尝试如何不设湿式除尘器达到超低排放水平，从根本上提高效率。

　　截至记者发稿时，恰逢全国煤电节能减排升级与改造动员电视电话会议刚刚结束，环境保护部副部长翟青在讲话中指出，要在现有基础上，到2020年力争再完成1.5亿千瓦以上的煤电机组升级改造，使污染物排放浓度进一步达到燃气机组排放水平。