煤电近零排放不科学

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1、煤电近零排放不科学 2014 年 08 月 20 日 08:49 来源：能源网- 中国能源报 作者：王志轩编者按煤电环保改造需要巨大的成本投入。所以，为了调动电厂环保改 造积极性，国家相继出台了脱硫、脱硝、除 尘等电价补贴。近年来，随 着排放标准趋严， 环保电价补贴标准也相应调高，因为排放标准越严， 意味着改造成本越高。目前我国煤电厂执行的大气污染物排放标准已经是“史上最严” 、 “世界最严”。奇怪的是，近期不少 发电企业却主动请缨、自我加压，要 做到“燃机排放 标准” 或者“近零排放” 等。 这到底意欲何为？“燃机排 放标准”比燃煤 发电的排放 标准真的更严吗？“ 近零排放”是环保问题， 也

2、是经济问题，要达到真正的“近零”要求，需要大量的资金投入并增 加运行成本，又到底值不值？ 在“近零排放” 被越来越多的地方政府和发电 企业主动或被动的推 广开来的时候，本文对此明确地说出了“不”。近一年多来，燃煤电厂大气污染物“近零排放” 已成为能 源、电力、 环境、科技甚至社会上的热点话题。部分电力企业 争先恐后为自己企业的机组“首先” 、 “率先”、 “ 第一个”、 “首台” 实现了“近零排放” 、 “比燃机排放还低”（本文的“ 燃机”特指“以 气体为燃料的燃气轮机组”，因为它比以液体为燃料的燃气轮机组环保要求高）、 “超洁净排放” 等报 喜。某些新建电厂已 按“ 近零排放” 进行建 设，

3、为数不少的现 役燃煤机组已列入 “近零排放” 改造计划，科研管理部 门抓 紧攻关、环保产业界 紧紧跟进、媒体持续跟踪、专家学者纷纷解读、宏观经济调 控部门也正在研究是否把“ 近零排放” 纳入到宏观决策之 中一时间， “近零排放” 建设或者改造之风，正由浙江、广东、 江苏、山东、山西、 陕西、四川等省市向全国漫延。然而，不 论“ 近零排放” 之声多么美妙，伴随着“ 近零排放”推进过程中 的困惑也越来越多，那就让我们试着拨开这些团团迷雾。1 对“近零排放”概念存在的若干糊涂认识（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国内外并没有

4、公认的燃煤电厂大气污染物“近零排放”的 定义，实际应用中多种表述共存，如“近零排放” 、 “趋零排放”、 “超低排放” 、 “ 超净排放”、 “ 超洁净排放” 、 “低于燃机排放标准排 放” 等等。从各种表述和案例中分析得出的共同特点，是把燃 煤电厂排放的烟尘、二氧化硫和氮氧化物三项大气污染物 （未包含二氧化碳等）与火电厂大气污染物排放标准 （GB13223-2011）(以下简称“排放标准”) 中规定的燃机要执行 “大气污染物特 别排放限值” （以下简称“特别排放限值”）相比 较，将达到或者低于燃机排放限值的情况称为燃煤机组的“近零排放” 。在“标准” 中，根据燃煤机 组是“ 新建 锅炉”还是

5、“现有锅炉” 、 是否为 W 火焰炉、循 环流化床锅炉、是否位于高硫煤省份 （广西壮族自治区、四川、重庆、贵州）的不同情况，以及是否 位于国务院环境保护行政主管部门划定的执行“特别排放限 值” 的地区，提出不同档次的大气 污染物排放限值。如，烟尘 排放限值为 30、20、5mg/m3，二氧化硫排放限值分为 400、200、100、50、35 mg/m3 ，氮氧化物（以二氧化氮计）分 为 200、100、50 mg/m3 。 “近零排放” 就是要使燃煤电厂排放的 污染物，在“ 表面上” 达到或低于最严档的燃机特 别排放限值 的要求，即烟尘 5 mg/m3、二氧化硫 35 mg/m3、氮氧化物 5

6、0mg/m3。然而，从以下的分析中可以看出这也只是表面化 的严格。我国火电厂大气污染物的排放限值是采用“浓度”来表示 的，因此， “达标排放” 是指烟气中的污染物 浓度不超过标准规 定的浓度限值。由于污染物的“ 浓度” 是由 污染物的质量和烟 气体积两个因素构成，烟气中的氧含量越高，说明燃烧过程 中过剩空气越多，污染物浓度就越低。为防止用空气稀释浓 度达标的现象， “排放 标准” 规定了用“基准含氧量”折算的方法。 “基准含氧量” 是根据典型的燃料和典型的燃烧技术来规定的， 规定燃煤锅炉为 6%、燃气轮机为 15%。经粗略换算，可以理解为在典型情况下，燃煤锅炉燃烧所用的实际空气量是理论空气量的

7、 1.4 倍（也即空气过剩系数 =1.4），而燃气轮机所用的实际空气是理论空气的 3.5 倍 （=3.5）。虽然在实际工作中不论燃煤还是燃机，往往都是非 典型情况，所以都必须要以各自的“ 基准含氧量” 进行折算， 但由于“基准” 本身就不同，折算后的 污 染物浓度也是不可直 接相比的。如果将燃机和燃煤的排放限制按相同“基准含氧 量” 折算的话，燃机排放限 值的数值是原来值的 2.5 倍，即烟 尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值分别由 5、35、50 mg/m3， 变为 12.5 mg/m3、87.5 mg/m3 、125 mg/m3。换句话 说，除了燃机的烟尘的排放限值稍低于燃煤烟气的特别排放

8、限值外，二氧化硫、氮氧化物反而更宽松，将三项污染物合 起来计算，燃机比燃煤排放限值要宽松 32.4%。这就是“表面” 上看起来更严的燃机排放限值实则不然的原因。再从排放总量看，经测算，典型 300MW 燃煤锅炉（标态 烟气量 100 万 m3/h ，空气过剩系数 =1.3），烟尘、二氧化硫、 氮氧化物分别按 5、35、50 mg/m3 排放时，每小时排放量分 别大约为 5.4、37.8、54 千克；而 300MW 级燃机（标态烟气 量 185 万 m3/h，空气 过剩系数 =3.5），依排放限值要求每小 时可以排放 9.25、64.25、92.5 千克，可见，每小时燃机排放总 量是燃煤排放的

9、1.7 倍。显然，这样的“近零排放” 的要求是 荒谬的。还有，燃机的烟囱一般在 80 米且不会超过百米，而煤电机组的烟囱一般为 180、210、240 米，同等排放量由于烟羽 抬升高度和扩散条件的不同，燃煤机组对环境质量的影响要 远低于燃机。但是，燃机排放限值宽于燃煤排放限值，并不能说明燃机 排放标准比燃煤机组排放标准要宽，因为“限值” 只是数字大 小的比较，而“ 标准” 是“价值”内涵的比 较。对火电厂污染控 制而言，排放标准的宽严只能用同类发电技术和相匹配的污 染控制技术是否达到了最佳技术、经济条件来衡量。这也是 “排放标准” 为何要划分不同档次的原因。同世界各国一样， 我国环境保护法、

10、大气污染防治法都明确规定，污染物排 放标准是依据环境质量标准和国家的技术、经济条件制定的。 美国、欧盟等制定火电厂大气污染物排放标准所依据的技术 原则为“最佳可行技术” （BAT ）。因此，不 论是燃机还是燃煤 机组，科学合理的大气污染物排放限值与最佳可行技术是相 一致的，而且排放限值的大小也是随着技术、经济条件的变 化而变化的。如，我国从 1973 年工业“三废” 排放试行标准 对火电厂大气污染物排放有要求以来，1991 年、1996 年、 2003 年、2011 年已经多次修订。由于不同地区对环境质量的 要求不同，技术、 经济条件也有所不同，我国法律规定了地 方政府可以制定严于国家排放标准

11、要求的地方排放标准，况 且 2011 的“排放标准” 中提出了重点地区 执行特别排放限值 的新规定。 燃气用于民用的环保性能和便捷性要远远优于直接燃煤， 而煤炭集中发电的优越性大大优于散烧煤。所以，不同品种 的能源应当担当不同的功能，采用不同的排放标准，如果硬 要把燃机排放标准当成燃煤电厂的“近零排放” 来衡量，就是 要驴当战马、马拉磨。（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 的稳定性根据环保部颁布的固定污染源烟气排放连续监测技术 规范(HJ/T75-200

12、7) 中“7.4 参比方法验收技术指标要求”规 定：烟尘浓度小于 50mg/m3 时，绝对误差不超过 15 mg/m3； 二氧化硫浓度等于或低于 57mg/m3 时，绝对误差不超过 17mg/m3；氮氧化物小于或等于 41mg/m3 时，绝对误差不超 过 12mg/m3。再根据 环保部固定污染源废气 二氧化硫的测 定 非分散 红外吸收法 （HJ629-2011）、 固定污染源废气 氮 氧化物的测定 非分散 红外吸收法（HJ692-2014）、 固定污染 源废气 氮氧化物的测定 定电位电解法 （HJ693-2014 ），二 氧化硫的测定下限 10mg/m3；一氧化氮（以 NO2 计）和二氧 化氮

13、的测定下限 12mg/m3。一些试点项目的监测值低于测定 下限甚至低于检出限，结果的可靠性值得怀疑。而这只是测 定方法误差而不是自动监测系统的全部误差。如果考虑到监测仪器装设断面和监测点选取的误差，尤其是对于老厂改造 由于客观条件的限制，监测断面选取很难做到按技术规范的 要求，考虑烟气中含湿量（水分）、温度、含氧量等因素，尤其 是湿度的影响对监测精度也会产生较大影响，监测系统的总 误差要大大高于分析测定方法的误差。因此，在客观上和技术上，现有监测手段不支持“近零排 放” ， 说的更清楚一点“ 近零排放”的监测数据是不可信的。另外，一些电厂的“近零排放” 的数据是以日平均浓度或 者多日平均浓度与

14、排放标准中的限值进行比较的，这种比较 是概念性错误。我国的污染物浓度排放标准从产生以来，一 直坚持“任何 时候” 不能超 标的准则（尽管我一直 认为这个准 则对常规污染物来说是不科学的，会付出过多的经济代价， 但它目前仍然是强制性要求）。 “任何时候” 不超标一般是指无 论长期监测还是随意监测中，任何一个小时的平均浓度都不 超过标准规定限值，而不是用日平均或者多日均值与标准比 较看是否超标。同时， 为了保障机组波动运行和遇到各种不利情况下企 业仍然能够不超标，电厂在环保设施招标、设计、建设时都 要保留一定裕度。由于特别放限值本身的数值已经很低，加 上留有的裕度，很多实际运行中的机组能到达“近零

15、排放” 的 要求。如，外高桥三厂二氧化硫和氮氧化物尽管没有按近零 排放设计，但因煤质好、裕量大等因素，基本达到了近零排放。所以目前的“ 近零排放” 也只能说是 满足了特别排放限值 要求。由于典型火电厂的脱硝、除尘、脱硫设备是依次串联在烟 道上的，影响某种污染治理设备的治理效果不仅取决于设备 自身，而且取决于上下游设备的情况。如上游的脱硝会影响 到下游的除尘和脱硫，下游的设备状况也会影响到上游的烟 气流场，加之机组负荷调整、煤质变化等各种因素都会对烟 气脱硫系统产生较大影响。要想长期保持在“近零排放” 状态， 至少需要一年以上各种可能条件的考验，而现在并没有这么 长时间的实践证明。因此，即便“近

16、零排放” 监测的数据不是 以折算后的燃机标准相比，这样的结果也是不可信的。（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我国环保产业界特别是为燃煤电厂直接服务的主流环保 产业界，在强力环保要求下火电厂不断进行的大气污染控制 设备建设和改造中立下了汗马功劳，也使我国火电厂污染控 制水平总体达到了国际先进，一些电力企业自身通过技术创 新，也实现了世界领先的节能减排成效。在“近零排放” 方面， 环保产业界在强大的机遇和压力下 迎难而上，加强了技术创新力度和提高了服务水平，这也都 是值得尊敬和赞赏的。但是，大型燃煤电厂大气污染控制所 采用的除尘、脱硫、脱硝主流技术和主体工艺、设备，近几十年来并没有重大突破，世界范围内基本上都是采用上世纪中 后期开发的成熟技术。从已经“ 实现”“ 近零排放” 所采用的技 术看，主要是对已有技术和设备潜力（或者裕量）的挖掘、辅 机的改造、系统优化、大 马拉小车式的设备扩容量、材料的 改进、昂贵设备的使用等。如，除尘要采用的湿式电除尘器 已在我国冶金等行业有广泛应用，但在电力行业，