编者按：一年多来，燃煤电厂大气污染物“近零排放”已成热点话题。雾霾“锁城”下，部分电力企业开始对燃煤电厂探索“近零排放”，某些新建电厂已按“近零排放”进行建设，为数不少的现役燃煤机组已列入“近零排放”改造计划。一时间，“近零排放”建设或者改造，正由浙江、广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等省向全国推进……但是，燃煤电厂真能达到或低于燃气电厂的实际排放吗?燃煤电厂“近零排放”概念科学吗?值不值得推广?燃煤电厂实施“近零排放”后，燃气电厂还有没有生存空间?燃煤电厂实施“近零排放”后对环境的改善有多大贡献?4月29日，在中国电力发展促进会主办的“2015中国电力发展论坛”上，来自国电科学技术研究院(国电环境保护研究院)燃机研究所的刘志坦所长作了《燃煤和燃气电厂污染物排放分析》的报告，再次对“近零排放”做出了理论实际相结合的科学分析。
一、背景
1、何为“近零排放”
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)中规定的燃机要执行特别排放限值相比较，将达到或者低于燃机排放限值(非实际排放)的情况称为燃煤机组的“近零排放”。
根据浙江省环境监测中心独立现场取样检测数据显示，舟山四号机组所排放的粉尘、二氧化硫、氮氧化物指标分别为2.55mg/Nm3,2.86mg/Nm3，20.5mg/Nm3，均小于燃气发电机组大气污染物排放限制的二分之一。
2、如何实现“近零排放”?
烟尘：在原有电除尘、袋式除尘/电袋复合除尘技术基础上采用高频电源+湿式电除尘器,或低低温电除尘器配高频电源+湿式电除尘器以及旋转电极式除尘器等技术路线。
二氧化硫：选择低硫优质煤(含硫量一般不高于0.8%)，采用高效湿法脱硫技术，使其脱硫效率不低于98%。具体技术包括：单塔双循环、双托盘、U型塔及串联接力吸收塔等技术。
氮氧化物：燃用高挥发份烟煤，采用先进的低燃燃烧技术，NOx产生浓度控制在200mg/M3以下，选择SCR脱硝技术，设计3+1层催化剂并确保3层运行，效率稳定控制在80%以上。
3、为何热炒“近零排放”?
(1)环保压力日益加大，国家对火电排放要求日趋严格。
2012年后雾霾频发，燃煤，包括煤电被视为雾霾产生的重要来源，国家进一步加大了污染控制的力度。史上最严，世界上最严的GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》出台。随后《大气污染防治行动计划》对煤电行业发展进行严格的控制;对于京津冀、长三角、珠三角等区域 “除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目”。燃煤发电发展空间受到严重影响。
(2)燃煤火电企业出于生存压力，主动发起“煤电保卫战”
首先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;其次为了上新项目，主动提高环保标准，以取得政府部门的认可和审批;再次主动提高环保标准，可以获取现实效益。2013年9月份国家推出除尘电价，浙江规定实施近零排放机组以后，给予一定的发电计划奖励。
(3)环保产业利益驱动，不断制造“新概念”
环保产业从业厂商受利益驱动，在不断提升技术水平的同时，也在不断制造“新概念”，推动环保产业“大跃进”。
(4)天然气发电手指于气源、气价问题，发展受阻。
2013年之前，天然气发电有一段非常好的发展时期，长三角、珠三角、北京等重点地区发展的非常快，已经被地方政府作为提高能源利用效率、改善环境质量的重要手段，但是，2013年中，国家发改委上调了全国各地门站价格，对存量气和增量气都提出了上调的预期，增量气在2013年当年调整了，存量气2015年并轨，这个政策出台以后，导致天然气发电陷入低谷，特别是2013年、2014年随着雾霾的加重，北方很多地方一哄而上搞煤改气，导致气源紧张，南方电场用气不足的原因就是把气调到了北方，这种情况导致长三角、珠三角包括京津冀地区又不得不重新审视除了热电联产禁止审批新建煤电项目政策。
二、火电厂大气污染物排放标准发展历程
1、GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》
(1)增加了对燃油机组及燃气轮机组的污染物排放浓度限值;
(2)对于烟尘，取消了按炉型、除尘器类型、灰分等规定不同排放浓度的做法;
(3)对于二氧化硫，浓度控制方面所有电厂取消城乡差异;
(4)对于氮氧化物，三个阶段的燃煤、燃油机组及第III时段燃汽轮机组规定了最高允许排放浓度。
2、GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》
(1)不再按时段划分电厂，新扩改建火力发电锅炉及燃汽轮机组为新建机组，其余均为现有机组;
(2)调整了大气污染物排放浓度限值，规定新建及现有锅炉分别于2012年1月1日、2014年7月1日起执行;
(3)增加了燃煤锅炉汞及其化合物的排放浓度限值，并要求所有燃煤锅炉于2015年1月1日起执行;
(4)取消了全厂二氧化硫最高允许排放速率的规定;
(5)对重点地区增设了更为严格的大气污染物特别排放限值。
三、燃煤与燃气排放对比
依据国标GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》中关于重点地区大气污染物排放特别限值之规定，分单独考虑供热需求及综合考虑供热、供电需求两种情况对燃煤热电联产、燃气热电联产在同等条件下的大气污染物排放进行了计算，计算周期为一个供热周期(4×30天)，供热面积1亿平方米。
同样供热负荷要求的情况下：
需10台30万千瓦燃煤热电联产机组或者20台9F级燃气热电联产机组;
按照污染物排放国标的排放限值计算，一个供热周期燃气热电联产机组的NO2排放(5414t)要高于燃煤热电联产机组(2880t);
若北京地区排放标准为30mg/m3，实际上大部分燃气热电联产机组的排放要低于此标准，且很多地区燃煤热电联产机组实际排放难以达到100mg/m3;
实际上两者的NO2排放相当(燃气：<3248.4t;燃煤：2880t)综合考虑供热、供电需求：
需10台30万千瓦燃煤热电联产机组加上4.9台100万千瓦燃煤纯凝发电机组或者20台9F级燃气热电联产机组;
按照污染物排放国标的排放限值计算，燃气热电联产机组的NO2排放(5414t)要低于燃煤机组(7257.6t);
若按北京的排放限值计算，燃气热电联产机组的NO2排放(3248.4t)要远远低于燃煤机组(7257.6t)，实际的排放更远远低于燃煤机组。
四、结论
1、燃机排放限值标准不等于燃机实际排放水平。燃机烟尘和SO2实际排放水平远远低于排放限值标准。达到燃机排放限值不等于达到燃机排放实际水平，二者不可以混淆。
2、除了要考虑烟尘、SO2和NOX 等排放外，还应考虑CO2、汞等的排放。更不能用单一指标的低排放来代表整个机组排放指标的先进，只有全面达标，才能称之为超低排放机组。
3、燃煤电厂采取各种技术手段，逐步降低污染物排放水平的方向是正确的，但首先应立足于长期稳定的达到现有排放限值或设计值，在有条件的基础上可以追求超低排放的目标。对于已经实施特别排放限值的煤电机组，实施超低排放或者超超低排放的环保改造，对污染物总量减排意义不大。
4、“近零排放”、“超净排放”和“燃机排放”等概念不准确，不科学。在技术上，现有的检测手段不支持“近零排放”。用日均浓度或者多日平均浓度的检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。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”不能超标的原则。
5 、综合比较各类污染物排放，即使采取了各种先进的减排手段，燃煤机组仍然不如燃气机组清洁环保，这是由一次能源的特性所决定。
五、建议
1、实事求是、科学命名。
“近零排放”、“超净排放”和“燃机排放”等概念不严谨，不科学，建议使用“超低排放”的概念。
2、因地制宜、理性发展。
在烟气污染控制技术没有重大突破前，低硫、低灰、高挥发份、高热值烟煤是实现超低排放的煤质前提，且需要增加投资与运行费用，因此目前尚不宜全面推广，应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜确定合适的推广方案，有序、科学发展，要兼顾环境效益和经济效益，绝不能搞运动式发展。政府部门应该采取鼓励态度，要实事求是，而不能一刀切，强制执行。新建煤电机组，一次建成超低排放的投资要远低于二次环保改造，建议新建煤电机组同步按超低排放的要求建成。
3、多措并举、分类施治。
治理污染、改善环境应实事求是，立足国情、企情。
虽然燃煤是造成环境污染的重要原因，但电煤比重偏低、分散燃烧比重偏高是放大这一因素的主因之一。因此一哄而上的用燃气锅炉简单替代燃煤锅炉既不科学，也不经济。首先应对治理目标进行科学分类，然后实施灵活有效的措施去治理污染，改善环境。一是在气源落实、经济发达、热负荷集中、环境容量有限地区，应通过燃气热电联产机组去替代分散燃煤小锅炉;二是有条件改供热的燃煤机组应鼓励改造，实现集中供热替代分散供热 。三是对无法实施集中供热，容量较小的重要热用户锅炉可以采用电锅炉替代。
4、标本兼治、立足长远。
虽然“超低排放”可以在一定程度上实现煤炭的清洁利用，但一是长期效果有待于进一步跟踪验证;二是大面积推广，经济性有待于进一步系统论证;三是实施煤电机组的超低排放对降低环境空气中的常规污染物指标改善效果很小，但对PM2.5的下降效果显著，因为火电行业排放的气态污染物对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的88%，烟尘排放对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的12%。
我们对任何致力于改善环境、减少排放的行为都应该鼓励和尊敬，在这个过程中，我们要有科学和实事求是的态度，不能人为的炒作，电力行业都是搞具体技术的，不能像有些其他行业那样靠炒作吸引眼球，应该尽快规范名称，以免混淆视听。因此，片面追求煤电机组烟尘的超超低排放，不论是总量减排还是环境质量改善，效果均不明显。四是碳排放的问题依然没有得到解决。因此从长远看，“超低排放”只是节能减排阶段性的治标之策，不能成为电力行业节能减排的主流路径。今后还应加快新型清洁能源发展，加大煤炭清洁利用技术(如IGCC+CCS)科研及示范应用力度。
