1 概述
近年来燃煤发电“超低排放”、“近零排放”、“趋零排放”、“超净排放”等名词频繁出现在各种媒体上，宣传“跟燃机排放一样”，“比燃机排放还低”，有的甚至还让人误解为实现了二氧化碳的零排放。为了避免新名词给社会带来的误解，我们应该清晰准确地定义“超低排放”。所谓超低排放是目前燃煤电厂通过一系列的减排措施，使得烟气中的烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度达到甚至低于燃气轮机排烟中的浓度水平，但绝不是零排放，而且并未对二氧化碳进行减排，二氧化碳排放水平与原排放水平相比并未有实质改变。
2 煤电超低排放技术
燃煤电厂污染物排放达到燃气电厂排放标准所采用的技术由来已久，且已相当成熟，脱硫及除尘技术可以采用国产技术，脱硝设备可以实现国产化，但催化剂制备的关键技术依赖进口，主要来自美国和韩国。
根据统计数据以及调研，燃煤电厂现行污染物主流控制技术以及应用情况汇总见表1。燃煤电厂通常采用“低氮燃烧+选择性催化还原(SCR)+电除尘+石灰石˙石膏湿法脱硫”满足现行火电排放标准要求。燃煤电厂超低排放技术主要通过挖掘已有技术和设备潜力(或者裕量)或者增加新设备(如湿式电除尘)的手段来实现，使污染物排放值低于现行标准规定的普通地区排放限值(烟尘为30 mg/m³，SO2为100 mg/ m³，NOx为100 mg/ m³)以及重点地区特别排放限值(烟尘为20mg/ m³，SO2为50 mg/ m³，NOx为100 mg/ m³)。因此，从本质上来说，超低排放技术并不是一项全新技术。
对于新增的燃煤机组，污染物综合控制通常采用以下两种技术路线：
①低氮燃烧+选择性催化还原+静电除尘器+石灰石˙石膏湿法脱硫+烟气深度净化设施(如湿式电除尘器等);
②低氮燃烧+选择性催化还原+袋式除尘器或电袋复合除尘器+石灰石˙石膏湿法脱硫。
表1 燃煤电厂现行污染物主流控制技术及应用情况汇总
3 燃煤发电与天然气发电排放对比
2011年7月，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了GB 13223—2011《火电厂污染物排放标准》。该标准对原火电排放标准进行了修订，污染物排放要求提高到了一个新高度。我国GB 13223—2011标准排放限值见表2。
表2 我国GB 13223—2011标准排放限值(质量浓度) mg/ m³
以上限值为烟气中污染物的质量浓度值，为了更加清楚准确地评价燃煤发电及燃气发电污染物排放水平，将现行排放标准中的排放限值按照张辉等所述的方法，折算为相应的单位电量污染物排放指标进行比较，获得两种发电方式排放水平的更加全面和准确的对比。根据标准中的限值折算的燃煤发电与燃气发电单位电量污染物排放指标对比见表3。表3中，折算时燃煤发电排放值均取现行GB 13223—2011标准中的下限值;计算燃气发电SO2排放指标时，按照GB 17820—2012《天然气》标准中一类气技术指标计算;由于标准中未对CO2的排放进行要求，计算CO2单位电量排放指标时，燃气发电燃料按照纯甲烷计算，燃煤发电燃料按照固定碳质量分数为60%计算。
表3 根据标准中的限值折算的燃煤发电与燃气发电单位电量污染物排放指标 g/(kW˙h)
从表3中可以看出，以单位电量污染物排放指标进行评价，燃气发电大部分指标都远优于燃煤发电，特别是SO2和CO2的排放指标远低于燃煤发电，只有NOx排放水平相对燃煤发电优势较小。根据中国电力企业联合会统计数据，截至2012年底，我国燃煤电厂污染物平均实际排放水平见表4。可以看出，污染物实际排放值远高于现行标准排放限值，燃煤电厂要达到GB 13223—2011标准的要求尚需付出巨大努力。
表4 我国燃煤电厂污染物平均实际排放水平 g/(kW˙h)
媒体宣传中常说的燃煤电厂进行超低排放改造后可以达到燃机一样的排放水平，实际上是指烟气中污染物质量浓度达到标准中规定的燃气发电的排放限值。实际运行过程中，燃煤发电机组与燃气发电机组单位电量污染物排放指标见表5，表5的比较基础是浙江某经过超低排放改造的燃煤电厂100×104 kW机组与福建某燃气电厂39×104kW机组满负荷运行下的排放水平。表5中，燃气发电CO2排放量计算时按照纯甲烷计算，由于福建某电厂燃用LNG，H2S含量非常低，无法检测到SO2，NOx在线监测数据约为12 mg/m³，满负荷运行燃烧完全，基本无烟尘排放;燃煤机组排放水平基于浙江某超低排放电厂在线监测数据计算，烟尘为3.01 mg/ m³，SO2为15.1 mg/ m³，NOx为23.67 mg/ m³。CO2排放量计算时假定其燃烧的煤种低位发热量为22 920 kJ/kg，固定碳质量分数按60%计算。
表5 燃煤发电机组与燃气发电机组单位电量污染物排放指标 g/(kW˙h)
从表5中可以看出，实际运行中燃气发电单位电量污染物排放指标仍要优于超低排放环保改造后的燃煤发电。
[pagebreak]4 超低排放改造造价水平及运行成本
燃煤电厂若要实现超低排放，则需要对现行的脱硫设备实施增容改造及工艺优化，同时还需要新增较大容量的脱硝设备以达到较低的NOx排放量，此外一般还需要新增湿式电除尘设备来减少烟尘排放量。燃煤发电机组超低排放改造新增造价估算见表6。按照该造价水平估算，完成全国燃煤电厂超低排放改造，其改造造价规模将超过1 000×108 元。
表6 燃煤发电机组超低排放改造新增造价估算
以600 MW燃煤发电机组为例，如果不对烟气进行环保处理，那么燃煤电厂发电成本约为0.3~0.4元/(kW˙h);如果为满足GB 13223—2011排放标准要求，对烟气进行常规的环保处理，那么发电成本约增加0.027 元/(kW˙h);在此基础上，如果要实现超低排放，那么发电成本还需要再增加0.01~0.02元/(kW˙h)。600 MW燃煤发电机组不同环保要求对发电成本的影响见表7。
表7 600 MW燃煤发电机组不同环保要求对发电成本的影响
沿海地区及京津冀地区超低排放的燃煤电厂发电成本、补贴及标杆上网电价见表8。从表8中的数据可以看出，超低排放改造后，燃煤发电脱硝、除尘虽然增加了成本，但是根据国家新出台的价格调整规定对脱硝和除尘给予一定的补贴，其综合成本仍然低于标杆上网电价，超低排放燃煤发电机组仍然有一定的赢利空间。
[pagebreak]表8 沿海地区及京津冀地区超低排放的燃煤电厂发电成本、补贴及标杆上网电价
5 超低排放技术对发电行业的影响
2014年，国家发展和改革委员会、环境保护部联合发布发改能源[2014]411号文件《关于严格控制重点区域燃煤发电项目规划建设有关要求的通知》。通知明确规定重点区域燃煤发电项目的规划布局、前期工作和建设运行等各个环节，严格控制重点区域建设燃煤发电项目，重点区域包括北京市、天津市、河北省、江苏省、浙江省、上海市和广东省的九地市(广州、深圳、珠海、佛山、江门、肇庆、惠州、东莞和中山)。重点区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。
超低排放技术出现以后，国家相关部门对此非常重视，且出台了相应的政策予以推广支持。根据国家发展和改革委员会、环境保护部和国家能源局联合下发的发改能源[2014]2093号文件《关于印发〈煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)〉的通知》及其附件，要求东部地区新建燃煤电厂大气污染物排放浓度达到燃气轮机机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或者达到燃气轮机机组排放限值，西部地区鼓励新建机组接近或者达到燃气轮机机组排放限值。在京津冀、长三角、珠三角地区禁止审批新建煤电项目，可以按照等量替代原则将小型燃煤机组合并建设为大容量燃煤机组。该通知中鼓励积极发展燃煤热电联产。因此，可以预测，在一些土地资源不紧张、天然气气源不够充足、燃煤资源丰富的地区，很可能会放松对燃煤电厂的限制，用超低排放燃煤电厂代替原来的“煤改气”方案，达到污染物排放水平向燃气发电靠近、同时成本低于“煤改气”的目的。
6 问题及建议
首先，超低排放技术在现有条件下并不是普遍适用，其对煤质及运行条件有较高的要求。燃煤含硫量低、灰分较低、挥发分高、低位发热量高，机组负荷运行相对平稳等是实现超低排放的重要条件。但在我国电煤平均含硫质量分数超过1%、灰分近30%、挥发分低的条件下，燃煤电厂实现超低排放极其困难。即使是实现北京、上海地区的特别排放限值，也十分困难。因此，超低排放技术推广范围及对象还需与电厂实际情况相结合，否则，投入大量资金却难以达到超低排放的目的，将造成浪费。
其次，超低排放与GB 13223—2011中的重点地区特别排放限值要求相比，烟尘、SO2、NOx三项污染物合计仅多脱除约0.47个百分点。按制定排污收费标准时测算的全社会平均治理成本，二氧化硫、氮氧化物治理成本约为1.26元/kg，而采用超低排放技术进一步脱除污染物的平均成本约为34～68元/kg，远高于全社会平均治理成本。超低排放增加了环保设备(如脱硝设备及深度除尘设备)，增大系统阻力的同时，辅机电耗也相应增加，设施整体技术可靠性降低，综合考虑环保效益、经济效益、系统可靠性等方面，如果要执行比GB 13223—2011标准更严格的要求，新增投资产生的效益较低。如果将该部分资金用于其他方面的环保改造，如钢铁行业环保改造等，其产生的环保效果可能远高于用于燃煤电厂超低排放改造。
