随着国家超低排放政策的颁布实施，超低排放成为行业内热点话题。对超低排放应正面认识，积极应对，客观分析，系统总结。探索节能运行方式，适应电力市场竞争新常态，依靠科技进步，不断解决超低排放中存在的问题。全社会应对燃煤电厂进行客观的评判，全面提升火电环保工作水平。

对超低排放的认识煤炭作为主要能源的地位短期难以改变，超低排放有利于提高电煤比例，是实际改善环境质量的措施。我国煤炭在短期内是支撑经济发展的主要能源。我国电煤占总煤炭消费比例的51%，与发达国家的80%以上占比有很大差距。超低排放能够进一步减少电煤污染物排放，通过超低排放改造后，燃煤电厂的二氧化硫、氮氧化物及烟尘等的排放标准将达到甚至低于天然气电厂的排放标准，使得煤炭的清洁和高效利用得以实现。因此，超低排放是一项革命性的变革和举措，有利于推动提高电煤比例，是一项实际改善环境质量的措施。

超低排放有利于提升煤电企业社会形象。超低排放起初并非政府要求，而是发电企业自主提出的。我国煤质条件远不及其他国家，现行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)已经是最严的排放标准，重点地区的特别排放限值要求更是远低于各发达国家的排放要求，在此背景下，煤电企业在治理大气污染的进程中，自我加压、积极探索，提出更为严格的“超低排放”，充分体现了煤电企业主动承担社会责任。煤电企业技术发展和超低排放的实现也推动了非电煤企业污染物治理，并为其提供了借鉴，也为其他工业企业污染治理水平提供了示范，有效地提升了煤电企业的社会形象。

超低排放可能成为继水电高坝和特高压输电之后，中国电力工业的第三项世界领先技术。首先，在工程技术方面，我国的燃煤煤质复杂，平均发热量与挥发分偏低，硫分与灰分偏高，二氧化硫、烟尘和氮氧化物的排放浓度较高，为实现超低排放，我国的火电环保产业进行着不断的研究总结和技术进步，例如，通过催化剂改良和精确喷氨技术有效缓解空预器堵塞问题;通过控制灰硫比防控低温省煤器的低温腐蚀;通过工程实施和设计优化不断升级双循环脱硫技术，降低了投资成本，提高了脱硫效率，减少了停机工期，旋汇耦合、双托盘等脱硫塔内提效技术也明显优于国外水平。其次，在施工技术方面，环保工程企业克服了实施方案复杂，施工难度大的困难，很多超低排放改造项目是在机组服役时间较长、场地狭小的情况下完成的。再次，在运行技术方面，由于排放标准严格，超低排放对环保设施的运行要求进一步提高，电厂、特许经营单位及时总结运行经验，根据运行工况变化进行参数调整和设备维护，超低排放已投运的项目总体运行良好。最后，在监测技术方面，我国积极研究开发了新的测试技术，新的监测仪表，自行完成了超低排放的日常监控、性能监测和评价。电厂、工程公司、咨询技术等单位在克服这些困难同时，也推动了我国整体环保产业的进步，将我国燃煤电厂超低排放的技术水平打造成世界顶尖。

超低排放有利于“中国制造”走向世界。中国燃煤电厂污染控制、相关污染治理技术及工程已居世界领先水平，环保企业的工程组织和管理水平也是世界顶尖的。随着“一带一路”战略的稳步推进，我国电力企业也在加速走出去。燃煤电厂的“超低排放”作为中国电力企业的特色，能够点亮“一带一路”，将中国自主研发制造的技术和设备远销海外，让更多“中国制造”和“中国创造”走向世界。

超低排放改造现状

从2013年下半年起，少数东部地区的电力企业自主性推出了超低排放，并陆续在火电厂实施超低改造。2015年，三部委《工作方案》出台后，全国统一行动，落实国家要求，各大电力集团、地方电力均制定了“十三五”超低排放规划，严格按要求在2020年之前完成超低排放改造。地方政府也大力鼓励和支持超低改造，进一步提高品质，提升服务。超低排放正成为全行业一致的行动，在降低了大气污染物排放的同时也带动了地方和行业的经济发展。

一是超低排放需大量采用新技术、新工艺、新设备。“静电除尘器+湿法脱硫”是国际公认的高效、稳定、经济性好的“经典高效”烟气治理装备，经过了长期生产实践，具有效率高、运行稳定、检修方便的特点，在“十一五”期间以削减二氧化硫排放量为主的总量减排工作中作出了极大的贡献。“十二五”后，国家修订了《火电厂大气污染物排放标准》，脱硫中采用双循环、旋汇耦合、双托盘、高效渐变复合脱硫等技术，在除尘中采用湿除、低温或低低温、加电场、高效电源、聚并器、DUC、高效除雾等技术得到大量应用。

二是工程公司等对超低排放改造贡献突出。超低排放改造以技改工程为主，由发电厂牵头，工程公司以及部分咨询单位克服场地、工期的限制，在新技术适应性研判、确定合理的设计参数、优化场地布置、优化施工组织方案等方面作出了卓有成效的贡献，相比较而言，电力设计单位由于主要承接新建工程设计，很多技改工程的难点并不涉及，因此贡献并不突出。

三是超低排放尚未系统地进行总结。截至2015年底，全国已投运的超低排放机组总容量超过了1亿千瓦，但目前还没有系统的总结，包括技术路线、施工组织、实施效果、运行能耗等方面。

超低排放改造的建议

在克服了煤质条件复杂、排放标准严、考核标准高、场地工期条件紧张等一系列困难后，国内的超低排放技术已经日趋成熟。在引进吸收部分国外先进技术的基础上，中国电力环保产业研究开发了多项拥有自主知识产权的超低排放工程技术并处于世界先进水平。

一是超低排放对环境质量的改善有待进一步研究。随着超低排放的全面开展，有关雾霾和超低排放的关系成为一个热点话题。有研究指出，现有的燃煤电厂污染物排放水平已是世界最低之一，但超低排放对雾霾的治理作用很小。如北京从2014年起陆续关停四大燃煤电厂，但对解决北京市的雾霾基本不起作用，在“APEC会议”和“九˙三”阅兵期间，政府采取了一系列措施来控制大气污染物排放，但燃煤电厂措施甚少，超低排放作出的贡献几乎可以忽略。也有研究者分析了煤电超低排放的环境效益，指出超低排放对总量减排的贡献不大，对常规污染物地面浓度改善很小，但对PM2.5改善效果显著。总之，燃煤电厂实现超低排放后，对环境质量改善的作用还需进一步研究。

二是超低改造与达标工程相比，环保效益明显低。很多超低排放工程的宣传都以大气污染物与目前标准的减少量为参照量，这会将公众引入误区。以二氧化硫为例，实现超低排放后从50毫克/立方米降到了35毫克/立方米，则称污染物减排了30%，看起来超低排放对环境改善产生了明显的效果，而实际上，评价污染物减排的环保效率应该用“边际贡献”对比。

假设，二氧化硫原始浓度按5000毫克/立方米估算，实现达标排放的二氧化硫的减排量为4950毫克/立方米，而超低排放改造是从达标排放为基础的，二氧化硫的减排量为15毫克/立方米，可以看到超低排放的“边际贡献”仅为达标排放的15/4950，约为3‰，即使入口二氧化硫浓度低一些，超低排放的“边际贡献”也仅仅达到达标排放的1%的水平。

然而，超低排放边际成本却很大。因为在减排初期，只要采用一些简单的方法就可以实现污染物的大量减排，而随着减排率逐步提高，边际成本将大幅增加。实施烟气超低排放改造后，煤电度电成本在现行2.7分/千瓦时基础上再增加1~1.8分/千瓦时，但考虑到其不足1%的边际贡献，污染物控制的边际成本约为34~51元/千克，大致是二氧化硫和氮氧化合物全社会平均治理成本的25~40倍。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，远高于2元的全社会平均治理成本。

三是超低排放的相关标准、技术规程、监测手段尚需完善。首先，当前超低排放改造历程尚短，技术路线复杂多样，而技术规范、设计导则的编制往往是针对已经在行业内被公认的“最佳可行技术”，因此存在一定滞后性。其次，超低排放改造完成后，需要在运行中从降低成本、科学维护的角度出发，综合考虑不同机组的特点，不断进行摸索总结，才能最终形成设备的检修运行规范。再次，监测手段对超低排放的实施效果评价至关重要，而现有燃煤电厂烟气排放连续监测系统(CEMS)测量技术难以支撑实现超低排放后的烟尘排放监测。燃煤电厂机组受运行工况、负荷、煤质变化等因素影响，数据波动较大，部分电厂受改造条件限制，监测断面选取无法满足技术规范的要求。此外，湿度等因素对测量精度也会产生很大影响，这些影响因素会对CEMS监测数据的稳定性和准确性产生影响。监测能力不足成为有效评估超低排放成效的瓶颈，对工程管理和环保的监管都会产生不利影响。

四是已完成的超低排放主要集中在东部区域，下阶段中西部的改造困难会更大。东部区域经济相对较为发达，电厂运营环境较好，加上煤质条件较好等客观因素，因此改造难度相对较小。相比较而言，中西部地区煤质条件较差，硫分高，灰分高，挥发分低，电量低，特别是云、贵、渝等地区尤为突出。烟气中二氧化硫浓度甚至高达10000毫克/标立方米以上，W型火焰炉即便经过低氮燃烧改造后氮氧化物排放浓度依然很高，如果控制浓度在50毫克/标立方米时，锅炉尾部的液氨泄露和三氧化硫排放会带来严重问题。

五是超低新技术、新工艺、新设备应系统的分析、总结和评价。超低排放并非千篇一律，技术选择往往因煤制宜，因厂制宜，大部分超低排放改造不是一两项新技术就可以解决的，而是需要多项技术组合，各自发挥优势，如在脱硫吸收塔中使用单塔提效和高效除雾器组合协同脱除二氧化硫和烟尘，这些新技术、新工艺、新设备应在设备设施运行可靠性、环保达标稳定性、煤质条件适应性等方面进行系统的分析、总结和评价。因此，在单环保设备的处理能力、稳定性和适应性，多环保设备的耦合匹配、协同处理等方面，应注重整体性、协调性的研究。

六是超低改造之后带来一系列新的问题。首先是能耗增加。脱硝改造增加一层催化剂，脱硫改造增加喷淋层、托盘，或者进行双循环改造，除尘改造增加低温省煤器或者湿式静电除尘器等，这些改造均造成了系统能耗的增加，对于2020年实现“现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时”的目标将是一个更严峻的挑战。其次，是将接受更严格的环保监管。原来污染物达标排放情况下，环保设备在设计时一般都会留有一定的裕量，而超低排放改造后，环保设备的处理能力几乎没有裕量，而我国衡量火电厂排放浓度是否超标是以小时平均浓度为标准的，在此条件下，设备处理裕度低将会明显降低其稳定性和适应性，燃煤电厂的超标风险将会进一步增大。再次，是对锅炉尾部的不利影响，空预器堵塞风险更大。为实现氮氧化物超低排放达标，现阶段常用的改造方法是增加一层催化剂，增大喷氨量。相比原设计“2+1”的催化剂管理模式，备用层空间被占用后，催化剂的寿命管理将存在较高的难度

(本文刊载于《中国电力企业管理》2016年10期，关维竹工作单位为中国国电集团公司，张东辉工作单位为北京国电龙源环保工程有限公司)