燃煤电厂大气污染物“超低排放”基本问题思考
2014年，中国燃煤电厂开始推进大气污染物“超低排放”，但其定义、技术成熟性、成本与效益等一直存有较大争议。“超低排放”并非法定要求而只是严格实现达标排放的一种状态，单纯追求“超低排放”，其成本与环境经济效益不适应，且烟尘法定监测方法也不支持，168小时连续运行时间也不足以验证配套技术与设备的可靠性。应鼓励为实现稳定达标排放进行技术和管理创新，如要强制推行“超低排放”，应由政府有关部门开展规范性全面评估，确认环境、经济及技术可行性后再通过修改排放标准途径依法推进。原文刊于《环境影响评价》2015年第4期。
2014年，我国先后有多家燃煤电厂宣称实现了烟气中烟尘、SO2、NOx3项大气污染物的“近零排放”、“超清洁排放”、“超低排放”或是“比天然气发电排放还清洁”(以下统称“超低排放”)。此后，部分省级政府、国家有关部门通过“文件”要求新建燃煤机组和老机组达到“超低排放”要求。据媒体报道不完全统计，截至2015年5月底，我国宣称实现“超低排放”的煤电机组规模已超过3000万kW，还有几亿千瓦规模的煤电机组处于改造或计划改造之中。由于具有法律性质的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)(以下简称“GB13223—2011”)中，针对老机组的污染物排放浓度限值自2014年7月1日正式生效，加之该标准中提出的特别排放限值，使得刚刚完成改造或者还未完成改造的机组又面临新一轮“超低排放”改造。根据一年多的观察总结，本文就“超低排放”的一些基本问题进行分析，系统性地提出一些思考。
“超低排放”基本问题辨析
“超低排放”概念辨析
对于“超低排放”，目前国内外尚无普遍认可的定义。部分政府部门文件将GB13223—2011中的天然气燃机排放限值直接作为“超低排放”标准，即烟气中的烟尘、SO2、NOx排放浓度分别小于或等于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3;有的文件将烟尘排放限值由5mg/m3改为10mg/m3。比较GB13223—2011中针对燃煤锅炉设定的烟尘、SO2、NOx特别排放限值要求(20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3)，显然“超低排放”要求严。但在该标准中，天然气燃机与燃煤锅炉排放限值对应的烟气氧含量分别为15%、6%，只有将烟气氧含量折算到相同条件时才可直接比较。当折算到相同氧含量条件时，天然气燃机排放限值实际上是其原本限值的2.5倍，即除烟尘排放要求为12.5mg/m3外，SO2、NOx的排放限值比燃煤排放限值还宽。虽然有的文件对“超低排放”限值增加了按6%含氧量折算的要求，但并未经过充分论证。事实上，由于天然气燃机技术条件及《天然气》(GB17820—2012)中对天然气颗粒物及硫含量都有明确规定，且天然气燃机并不装设除尘及脱硫装置，因此，针对天然气燃机烟尘及SO2的排放限值设定无实际意义，如欧盟排放标准中就没有限值规定。
“超低排放”认定验收时间辨析
一些宣称实现“超低排放”的机组，一般是以通过168小时连续运行的验收效果(或试运行)来作为证明。但是，168小时对于认定“超低排放”新技术与新设备是否成熟，其时间长度远远不够。将168小时的连续运行时间作为电力工程移交生产的验收是可行的，因为该时间针对的是成熟可靠的技术、设备和设计、建造规范等。如果是创新的“超低排放”工艺技术及设备，则要根据创新的特点，确定有针对性的考核验收时间和专门的验收规范。如湿式电除尘器的腐蚀、脱硝催化剂的失效、脱硝除尘脱硫单个设备改造对其他设备的影响、煤种及负荷变动对整体系统的影响，还有能耗增加、二次污染产生等问题，都需要一年甚至更长的时间及特别的验收条件才能判定优劣。
“超低排放”结果与达标排放裕度辨析
GB13223—2011中提出的特别排放限值已经很严格，企业要在设计、设备选型以及运行条件上都留有一定的裕度才可能确保稳定达标。尤其是在我国按小时取样时间来考核是否达标的情况下，留有充分的裕度更是非常必要的。具体留出裕度的大小，与电厂的主体设备、机组负荷变动、燃料及原料稳定性、运行维护水平、自动监测系统运行等都有很大关系。对于烟尘排放要稳定达到特别排放限值20mg/m3的要求，设计上留出5～10mg/m3裕度，运行上再考虑5mg/m3左右的裕度也是正常的。从现实来看，为确保达标运行，很多电厂实际运行数据远低于排放标准限值要求。近几年，煤炭产能过剩为部分电厂通过改善煤质达到更低排放要求提供了基础条件。例如，某电厂原设计中采用的燃煤硫分在1%以上，近一年来实际燃煤硫分为0.6%，即使脱硫装置不进行改动也可实现35mg/m3的“超低排放”要求。这种情况在国际上也具有普遍性，如日本对重点地区燃煤装置设定的烟尘排放限值为50mg/m3，但电厂在实际运行中的排放浓度远小于此值。
因此，一些企业开展了大量技术创新、设备改造(增设)和运行优化工作，本质上也是为确保电厂稳定达标留有正常裕度，当浓度限值越严时，稳定达标越难，留有的相对裕度就应越大。
“超低排放”效果辨析
根据我国环保法对污染物排放标准制定的要求和国际通用规则，评价“超低排放”效果应涉及环境质量影响、经济代价、技术影响3个方面。
环境质量影响辨析
2012年，在治理雾霾的强大压力下，《环境空气质量标准》(GB3095—2012)修订颁布，PM2.5成为重要评价内容。此后，GB13223—2011中提出的特别排放限制要求也在环境保护部的要求下开始实施。只要严格执行GB13223—2011及特别排放限值，电力行业大气污染物排放总量会大幅度下降。根据有关文献和中电联报告显示，我国火电厂大气污染物年排放峰值分别为:烟尘，1980年左右，约400万t;SO2，2006年，约1350万t;NOx，2011年，约1000万t。根据2014年全国现有燃煤电厂情况初步测算，如果达到GB13223—2011以及国家环保部特别排放限值的要求，全国火电厂烟尘、SO2、NOx排放量将分别由2013年的142万t、780万t、834万t下降至49万t、297万t、182万t。在我国电煤消费量是美国2.4倍的情况下，相关污染物排放量将低于美国2013年水平(电力SO2排放382万t、NOx排放226.8万t，数据来源于美国能源信息署EIA网站)。由于测算时是按照排放限值上限估算的，考虑到严格执法环境下裕度的存在，其实际排放量还应更低。
以2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准，以单机60万kW典型机组参数为参照，经初步测算，与达标排放限值相比，达到“超低排放”情况下，全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOx3项污染物排放量可以再削减132万t左右，其中烟尘量可下降10万t左右。132万t污染物排放量相对于全国数千万吨计的大气污染物来说，所占比重很小，而且由于电厂属于高烟囱排放且分布在全国各地，对环境质量影响的分担率要大大小于排放量的分担率，从理论和实践上都可以判断出，其对环境质量改善的作用相对较小。
进一步分析可知，在电厂烟尘、SO2、NOx3项污染物中，烟尘排放限值浓度要求最低，但相对于SO2和NOx等形成PM2.5前体的气态污染物而言，同等重量的烟尘对环境中PM2.5的贡献可能更低，这是因为气态污染物在转化后形成的颗粒物的质量要大于原有质量(要视大气化学转化率而定)。如果认为电厂烟尘是PM2.5而忽视气态污染物，将达标排放时的除尘效率由99.9%再提高0.05个百分点，实际上是“抓小放大”。要针对具体环境问题，在烟尘、SO2、NOx排放控制的投入和创新上做具体分析，寻找投入与产出比更好的改造方式。当前，燃煤电厂细颗粒物治理面临的主要问题不是进一步降低烟尘排放浓度，而是要解决好“石膏雨”、气溶胶排放、氮逃逸产生的细粒物等问题。解决这些问题的关键既不是要提高多少除尘效率，也不是要进一步提高多少NOx脱除效率，而恰恰是需要在合适的排放标准下，对脱硝、脱硫、除尘技术和装置进行系统优化。
经济性辨析
刚完成达标排放改造的在役机组是否应大面积推进“超低排放”改造，是研究经济性问题的关键。因此，应以边际成本，即减排单位污染物的成本和单位电量成本增量的变化，来评价经济性。
根据国家电价政策，针对不同条件的电厂，当污染物排放浓度达到烟尘20(或30)mg/m3、SO250(或100、200、400)mg/m3、NOx100(或200)mg/m3时，每kW˙h上网电量的电价分别增长脱硫0.015元、脱硝0.01元、除尘0.002元，共计0.027元。以0.027元的电价增量就支撑了达标排放和达到国际先进水平。而对于“超低排放”，从媒体报道来看，其成本大致需要在2.7分/(kW˙h)的基础上再增加0.005～0.02元/(kW˙h)。与达标排放相比，如此大的代价解决的问题只是锦上添花，折算到每千克污染物减排的边际成本为12～60元。相对于全社会3项污染物大致0.5～2元/kg的治理成本来说，要高出1～2个数量级(根据排污收费标准比较)。需要说明的是，该3项大气污染物实现达标排放需增加0.027元/(kW˙h)电价成本的估算结果是偏低的，不足以弥补企业实现达标排放增加的成本，包括企业为确保稳定达标排放而留有必要设备和运行裕度所增加的成本。但是，这并不影响真正实现“超低排放”时边际成本过高的结论。至于燃煤电厂实现“超低排放”增加0.02元/(kW˙h)成本要比采用燃机发电增加0.2元/(kW˙h)成本合算的说法，从企业来看是合情合理的;但从全社会、从不同能源品种功能、从二氧化碳减排来看，并不一定合理，这种比较是片面的，如果成为决策也是失当的。
技术影响辨析
从实现“超低排放”的燃煤电厂来看，改造措施主要分为以下3类:一是对已有技术和设备的潜力进行挖掘、辅机改造、系统优化，如对脱硫除雾器、电除尘器电源和电极进行改造;二是设备扩容，增大裕度或者是将原来过小的裕度恢复正常，如增加脱硫塔或其喷淋层、增加脱硝催化剂层数、增加湿式电除尘器等;三是采用热值高、灰分低、硫分低的优质煤。
在“超低排放”的推进过程中，一方面促进了环保设备质量的提高，一些长期致力于技术创新和降低费用、提高设备可靠性的环保企业得到了新的发展，如在采用低费用技术解决“石膏雨”和提高除尘效率等方面取得了良好效果。另一方面，一些技术上的问题也逐渐显现。例如，现有烟尘监测方法的绝对误差数值已经大于“超低排放”数值要求;再如，为实现NOx“超低排放”而增加一层催化剂，导致系统阻力、空气预热器阻力提高，SO2向SO3的转化率上升，气溶胶排放增加，导致氨逃逸增大、腐蚀及堵塞现象增加等;又如，湿式除尘器技术几十年前就已经成熟并广泛应用，但是在电力系统应用不多，我国“超低排放”的推进大大刺激了国外湿式电除尘技术设备的引进和我国一些公司的技术创新，同时也造成了竞争混乱、良莠不齐的现象，出现了湿式电除尘器极板材料选择不当进而造成过快腐蚀的情况。此外，大部分“超低排放”改造方式增加了能耗，如某600MW机组在进行脱硫改造时，增加了一个吸收塔，造成脱硫系统阻力增加1000Pa，电耗增加3800kW，增加厂用电0.5～0.6个百分点。
结论及建议
(1)虽然“超低排放”在特定电厂、特定条件下短时间内是可行的，但缺乏科学、公正、严格的第三方检验;同时，从企业采用的技术及设备来看，“超低排放”可以认为是实现稳定达标排放的一种方式;从现有技术和设备支撑来看，真正实现“超低排放”仍然存在很大困难，且一些新出现的问题并未得到很好解决;若不计成本，“超低排放”可以实现，但从成本-效益角度分析，其必要性值得认真商榷。
因此，应继续坚持以GB13223—2011作为我国燃煤电厂大气污染物排放监管的法定依据，同时积极鼓励企业为实现稳定达标排放而进行各种技术创新、管理创新。
(2)若要强制推进“超低排放”，则首先应由国家环保行政主管部门、宏观经济及价格管理部门、电力行业行政主管部门联合组织独立的第三方机构，对“超低排放”系统性问题进行评估。评估内容包括:“超低排放”的概念及应用范围;“超低排放”的环境效益、经济效益及其对技术的影响;系统及设备的可靠性、资源节约、防止二次污染等特性。评价指标应包含能体现其本质属性的指标，如环境质量改善率、单位电量增加成本、单位污染物减排边际成本、设备可靠性等。根据评估目的和对象的不同，确定系统或设备验收所需的连续运行时间要求。
(3)在评估报告未确定前，“超低排放”不应进入排放标准，不应作为环境影响审批的依据，但可以作为企业自愿或者与政府间的一种协议。
(4)对已经由政府部门要求实施的“超低排放”改造，应综合考虑环境改善的效果和投资情况来补偿改造成本;对达到“超低排放”的新建电厂，应按新的电价机制执行。
(5)燃煤电厂烟尘排放浓度已经很低，对环境质量的影响很小，且由于燃煤电厂运行和烟气排放系统自身的特性，即便有更准确的监测方法和设备，也难以解决整个系统误差大的问题，没有必要为了更准确地监测到每立方米几毫克的烟尘采用更高经济代价的监测设备。
(6)对现行火电厂大气污染排放标准的排放限值、取样时间等进行修改，建议用小时平均的两倍值及月均值是否超标进行考核。
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