煤電企業為何主動近零排放？

煤電企業為何主動近零排放？      煤價下跌電力企業能主動提標，但超低排放能否保持有待觀望

　　“近零排放”的概念最早是由煤炭企業神華集團提出來的，但是，“市場煤”問題嚴重影響進入鍋爐煤的穩定性，導致污染物出口濃度無法長期穩定，后端環保處理設施不堪重負。圖為國內某大型煤炭企業的燃煤準備裝車外運。 中國日報圖片網供圖

　　■重點提示

　　在一些重點控制區，實現超凈排放還是有環境改善的客觀需求的，但在相對落后的地方，如果粗放式污染仍很嚴重，實施超凈排放就有點得不償失了。

　　超凈排放現階段僅是作為樣板示范工程，在目前環保無要求、政府不獎勵、監測手段不支持的情況下，企業沒有壓力、更沒有動力始終保持超凈排放運行。

　　如果不計代價的話，理論上都可以做到“近零排放”。但是，評價污染控制技術選擇是否正確應從環境、經濟等綜合效益進行評價，這也是決定“近零排放”能否大面積實施的關鍵。

　　低硫、低灰、高熱值燃煤是實現“近零排放”的基本前提，而這些條件對于中國目前平均含硫量超過1%、灰分近30%以及含有大量低揮發分的電煤來講，即使實現特別排放限值都是非常困難的。據測算，浙江省實現“近零排放”的環保成本要在原有電價基礎上增加1～1.3分/千瓦時，而河南省則至少需要1.5～1.8分/千瓦時。

　　◆中國環境報記者 徐衛星

　　參與《火電廠大氣污染物排放標準》（以下簡稱《標準》）多次修訂工作的國電環境保護研究院副院長朱法華做夢都不會想到，一直被環保政策牽著鼻子走的火電行業會主動加碼，提出燃煤機組大氣污染物排放水平達到“近零排放”的要求。

　　時間回到2011年，《標準》出臺之初，火電行業普遍喊冤，稱其為“史上最嚴”標準，甚至更有極端的觀點認為，電廠要么全部關停，要么集體作假。

　　而今天，很多企業努力在做“近零排放”。所謂“近零排放”，抑或在實際應用中如“超潔凈排放”、“超低排放”等其他表述，一般是指達到現行《標準》中燃氣輪機組排放限值要求，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于5毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。

　　燃煤鍋爐的基準含氧量為6%，僅是燃氣輪機的0.4倍，如果按照相同基準含氧量折算的話，燃煤鍋爐需要達到的排放限值相當于原值的0.4倍，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放限值分別由原來的5、35、50毫克/立方米變為2、14、20毫克/立方米，從這個角度說，超潔凈排放名副其實。

　　從今年開始，各種近零排放的報道頻繁見諸媒體，“首臺”、“首次”、“低于燃氣機組排放標準”等字眼不斷出現，煤電超低排放環保改造儼然成為一股潮流。

　　據不完全統計，浙江能源、神華國華相繼投運了浙能嘉華、浙江國華舟山等試點項目；廣東省廣州市、佛山市在今年初先后發布“超潔凈排放”改造方案；陜西、山西等省也宣布啟動超低排放計劃。此外，天津、河北等地也有一些示范、改造項目。

　　短短數年為何會發生如此大的轉折？從全行業“飯還吃不飽、沒法干環保”的苦嘆到部分企業主動嘗試更高要求的“近零排放”，底氣從何而來？背后的真正動因又是什么？

　　這其中，企業對環保貢獻的自覺性和主動性不用懷疑，但由此引發的“近零排放”熱潮從環境、經濟等綜合效益角度考量是否適宜大面積推廣？在燃煤品質千差萬別的背景下，能否尋找一種最佳的技術路線，在穩定實現超低排放的同時還能降低環保成本？

　　一場特殊的煤電“保衛戰”

　　煤價處在低位、手頭資金寬裕是一部分電力企業主動提標、要求“近零排放”的前提，也是某些企業自保的方式

　　其實，“近零排放”的概念最早是由煤炭企業神華集團提出的，是煤炭價格低迷、環保趨嚴、新煤電項目限批等背景下，企業為了自身利益進行的一場特殊的煤電“保衛戰”。

　　約10年前，煤炭開啟市場化改革，在市場需求刺激下，占火力發電成本約7成的煤炭價格一路飆升，讓電力企業叫苦不迭。

　　“2011年《標準》發布時，正是煤價特別高的時候，讓電力企業執行環保政策、加大環保投資真是有心無力。”河南電力設計院副總工程師婁金旗坦言，河南省內電廠當時的運行情況具有一定代表性。

　　他舉例說，大唐集團河南分公司當年的虧損額達十幾億元，其中一家電廠的負債率甚至超過100%，不得不以每臺機組一元錢的價格賣給某煤化工企業。

　　10年河東，10年河西。隨著近兩年煤炭價格持續走低，河南省的標煤價也從高峰時的1100元/噸左右降到現在的不足700元/噸。婁金旗告訴記者，同屬于大唐旗下的一家同等規模電廠以前年虧損1億多元，但截至今年8月，已實現盈利超8億元。

　　另據了解，為保障省屬煤炭企業的經濟效益，河南等省份還強制推行固定煤量煤價的“煤電互保”訂貨政策。若按照河南電煤年消耗量約2.4億噸、電企現階段執行高于市場煤價約50元/噸的價格計算，河南每年將直接補貼煤炭企業120億元，而這筆錢也本應是發電企業的利潤。

　　不光在河南，電廠因煤價下跌賺得盆滿缽滿的例子正在多地上演。 在山東，某大型電力集團旗下電廠去年設定的盈利指標是12億元，按照今年煤價可實現盈利近20億元，3年即可收回投資。

　　“也正是因為電力企業近兩年嘗到了甜頭，變相拉動了自身進行環保投入的積極性。”據業內人士透露，煤價處在低位、手頭資金寬裕是一部分電力企業主動提標、要求“近零排放”的首要前提。

　　根據中國電力企業聯合會秘書長王志軒的觀點，“近零排放”運動之所以由企業挑起而不是政府發起，緣于某些企業的內在動因。

　　他在刊登于《中國環境報》企業周刊的《企業為什么主動開展“近零排放”？》一文中提到：“有的是為了獲得對企業當前或者未來發展有利的、新的煤電項目的審批，有的是為了現有煤電的生存，以防止過度關停還處于‘青壯年’且有良好效益的煤電機組，有的是害怕政府讓企業實施燃氣替代煤電而付出比‘近零排放’高出約數十倍的成本，還有的是因為種種原因與地方政府達成協議。”

　　據記者從有關人士處了解到，目前國家能源局新批的火電項目路條中默認按“近零排放”標準，一些省的發改委能源處也只對“近零排放”項目放行。

　　是否一定要超凈排放？

　　電力企業不在同一起跑線上，一些電廠已經沒有改造空間，煤質變化對排放影響巨大

　　在某電力集團山東分公司環保處主管張某看來，“近零排放”的提出標志著惡性競爭大幕的拉開，過高的排放標準要求只會讓企業“永遠提不上褲子”。

　　“不同電廠的情況千差萬別，大家本身就不在同一起跑線上。”他悲觀地認為，盡管目前沒有要求電廠執行“近零排放”標準，但這一天遲早要來，而他所在的電廠幾乎再無改造空間。

　　朱法華認為，現行《標準》已是史上最嚴，截至2020年應無提標的可能。“我個人理解，目前的這一輪超凈排放改造熱潮是企業自主履行社會責任的行為，進而推動超凈排放向前發展。”

　　不過，他同時也表示，在一些重點控制區，實現超凈排放還是有環境改善的客觀需求的，但在相對落后的地方，如果粗放式污染仍很嚴重，實施超凈排放就有點得不償失了。

　　朱法華指出，目前大家普遍對超凈排放的認識還不到位，“實際上，今年是超凈排放運行的第一年，案例很少，并不能全面了解掌握其可能存在的問題。”他坦言，超凈排放現階段僅是作為樣板示范工程，在目前環保無要求、政府不獎勵、監測手段不支持的情況下，企業沒有壓力、更沒有動力始終保持超凈排放運行。

　　還有一個更加現實的問題：煤質。王志軒認為，低硫、低灰、高熱值燃煤是實現“近零排放”的基本前提，而這些條件對于中國目前平均含硫量超過1%、灰分近30%以及含有大量低揮發分的電煤來講，即使實現特別排放限值都是非常困難的。

　　以河南為例，作為產煤大省，河南的煤質情況尚屬中等水平，但含灰量也在30%左右，是沿海地區用煤含灰量的3倍。

　　“煤質指標是鍋爐最重要的設計依據，煤種不同，生成污染物的量就非常懸殊。”婁金旗介紹說，褐煤在鍋爐燃燒生成的氮氧化物可以低到200毫克/立方米，而平煤可達650毫克/立方米，煙煤為450毫克/立方米。

　　要實現同一排放限值，各煤種所需要的脫硝效率不同，對應的成本也不一樣。同樣是硫，沿海地區所用電煤都經過了洗選，含硫量在0.5%以下，而在內地包括山西、陜西及云貴川等地，電煤含硫量甚至能達到4%以上，河南小于1%的低硫煤僅占總產量的1/3。

　　“我們把含硫量低于1%的煤稱為香煤，大于2%的叫臭煤。發同樣多的電，煤質差的污染物排放量會是煤質好的數倍。”婁金旗表示，如果不計代價的話，理論上都可以做到“近零排放”。但是，評價污染控制技術選擇是否正確應從環境、經濟等綜合效益進行評價，這也是決定“近零排放”能否大面積實施的關鍵。因此，“一定要量力而行”。

　　據婁金旗測算，浙江省實現“近零排放”的環保成本要在原有電價基礎上增加1～1.3分/千瓦時，而河南省則至少需要1.5～1.8分/千瓦時。

　　是否一定要用濕式除塵器？

　　煤質影響前端煙塵濃度，濕式電除塵器不堪重負，電廠應充分挖掘現有機組設備的潛力

　　現階段，我國燃煤機組實施的煙塵超清潔排放常規工藝是在借鑒日本個別燃煤電站工藝基礎上進行技術調整后形成的。大多數干式除塵器選用低低溫電除塵器，也有部分選用電袋復合除塵器，把濕式電除塵器作為進行“終端處理”的重要裝置。

　　然而，我國燃煤電站“市場煤”問題嚴重影響了進入鍋爐煤的穩定性，絕大多數燃煤電站入爐煤種存在熱值偏低、灰分偏高且波動大的現實，由此造成煙塵濃度工況變化幅度較大，使得干式電除塵器效率波動，出口排放濃度無法長期穩定在設計值范圍內。

　　再加上我國現有濕法脫硫自身存在問題較多，如石膏液滴逃逸濃度偏高等，前端失控致使后端濕式電除塵器不堪重負，出現“兜不住”的現象，從而影響了“近零排放”目標的實現。

　　環境保護部火電工程評估中心專家陳瑾經常要參加各種火電項目的環評審查，最近遇到了這樣一個項目：由于煤種不好，項目方提出的“近零排放”技術方案是“低低溫除塵器+高頻電源+五電場靜電除塵器+旋轉電機+FGD+濕式除塵器”。如此多技術的堆積，在他看來非常不科學，也不合理。

　　陳瑾認為，濕式電除塵器在使用中存在一定缺陷，如增加占地，帶來了場地布置問題，增加設備投資與運行費用；同時增加了耗水量及污水處理量，這在北方缺水地區也是個瓶頸。“濕式電除塵器在我國燃煤電廠使用時間較短，使用效果有待時間檢驗和客觀評價。所以，如何創新超凈排放工藝技術、使之更適合我國燃煤電站現狀，是未來探索的重點。”

　　在近日福建龍凈環保股份有限公司舉辦的“超凈電袋復合除塵技術研討會”上，龍凈環保副總工程師吳江華提出了超凈電袋復合除塵與超凈高效脫硫的超凈排放工藝方案，而龍凈環保的首個超凈電袋示范工程——廣東粵電沙角C電廠2號爐60萬千瓦機組除塵改造項目將于明年初投運。

　　據吳江華介紹，這一工藝方案采取的各項技術措施針對性強、有效性高，不僅能夠保證煙塵排放長期穩定小于5mg/Nm3，而且同步實現設備運行阻力小于等于1100Pa、濾袋使用壽命不小于5年的綜合性能。

　　“相比常規工藝，這項工藝取消了濕式電除塵器，對我國燃煤電站市場煤的現狀適應性更強，同時具有顯著的投資小、占地省、穩定可靠的優點。”他舉例說，以2×1000MW機組為例，超凈電袋復合除塵技術與常用的低低溫+電除塵+濕式電除塵器相比，一次投資可節約1.18億元，減少占地面積1000平方米以上。

　　廣東電力設計院主任工程師霍沛強也肯定了超凈電袋將在燃煤電廠實現超低排放過程中所扮演的角色。

　　據他介紹，目前已投運的超低排放示范項目中，典型的工藝思路分三步：第一步是控制燃料灰分，從源頭減少粉塵產生量；第二步是在鍋爐后設置各種型式的除塵器；第三步是發揮濕法脫硫系統（除霧器）的洗塵作用。

　　如果前3個環節還沒有達到超低排放標準，需要在最末端加裝濕式電除塵器把關煙塵排放。由于加裝濕式電除塵器的投資巨大，因此，電廠應充分挖掘機組現有設備的潛力，積極嘗試如何不設濕式除塵器達到超低排放水平，從根本上提高效率。

　　截至記者發稿時，恰逢全國煤電節能減排升級與改造動員電視電話會議剛剛結束，環境保護部副部長翟青在講話中指出，要在現有基礎上，到2020年力爭再完成1.5億千瓦以上的煤電機組升級改造，使污染物排放濃度進一步達到燃氣機組排放水平。

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