北极星环保网讯:回顾煤电超低排放的发展历程以及超低排放限值与国内外主要燃煤国家煤电机组大气污染物排放标准限值的比较，基本可以得出一个结论：结合煤质条件，煤电机组在烟气含氧量为6%的标态干烟气状态下，烟尘排放小于10毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米，全面低于目前世界各国最严的煤电机组排放标准限值，可以称之为超低排放;对于烟尘排放小于5毫克/立方米、二氧化硫排放小于35毫克/立方米、氮氧化物排放小于50毫克/立方米的煤电机组排放，可以称之为超超低排放。
一、煤电超低排放的技术经济分析
煤质优是实现超低排放的有利条件
根据国内部分实现烟尘超低排放或超超低排放的煤电机组控制技术可以看出，要想实现烟尘的超超低5毫克/立方米的排放，湿式ESP是必不可少的配置，湿法脱硫(包括石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫等)前可以采用电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器，如果单独采用电除尘器，一般需配套采用电除尘器新技术，包括低低温电除尘技术、旋转电极技术、新型高压电源与控制技术等。此外，目前实现超低排放电厂的燃煤灰分均不超过25%，其中有部分电厂燃煤灰分甚至低于15%。
二氧化硫控制技术方面，相对于常规的石灰石-石膏湿法脱硫系统，实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术(包括单塔双循环、双塔双循环)、托盘塔技术(包括单托盘、双托盘)、增加喷淋层、性能增强环、添加脱硫增效剂等。
至于氮氧化物控制技术，首先是采用先进的低氮燃烧技术，在不影响锅炉效率与安全的前提下尽可能低的控制锅炉出口烟气中氮氧化物的浓度，然后采用选择性催化还原SCR烟气脱硝。与传统的SCR脱硝相比，超低排放机组脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积，改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂采用3+1层SCR催化剂。改造后,系统脱硝效率可以达到85%～90%。
需要强调的是，要想实现超低或超超低排放，燃煤煤质是有利的条件，最好是低硫、低灰、高挥发分、高热值烟煤。如燃煤低位发热量4000千卡/千克，灰分35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8克/立方米，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求;又如，燃煤含硫量为3%的煤，其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69毫克/立方米，不能满足超低排放35毫克/立方米的要求。
环保一次性投资需增加30%
对于新建燃煤机组，在煤质适宜的情况下，同步实施超低排放，与执行特别排放限值相比，即烟尘排放浓度从20毫克/立方米下降至10毫克/立方米(不增加湿式ESP)、二氧化硫从50毫克/立方米下降至35毫克/立方米、氮氧化物从100毫克/立方米下降至50毫克/立方米，污染物排放量下降30%～50%，平均下降44.1%，但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。如果烟尘执行超超低排放5毫克/立方米的要求，则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP，其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右，且 消耗氢氧化钠，产生废水，可能有些得不偿失。也正如此，湿式电除尘器作为燃煤电厂的烟气净化深度处理装置，在国外使用并不普遍。
对于现役煤电机组的环保改造，不同电厂环保设施基础不同，环保改造的内容也有所不同。如表1给出了江苏省3家电厂3台煤电机组的改造方案与投资比较。
从表1可以看出，对于现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组，装机容量越大，其单位千瓦环保改造的投资越低，改造效益越显著。对于60万千瓦级及以上的现役煤电机组，实现超超低排放，其环保改造单位千瓦的投资额在345元～439元。另外，根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算，从特别排放限值到实现超超低排放，对于100万千瓦机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时;对于60万千瓦机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时;对于30万千瓦机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。
需要指出的是，煤电机组实现超低排放或超低低排放的成本中，运行成本较高，如果没有相应的奖惩措施，燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放，因为烟气脱硝、除尘、脱硫系统都可以通过改变运行方式来降低运行费用，仅满足排放标准限值要求。如目前能够实现超低排放的某33万千瓦煤电机组，采用的是单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫，共设置5层喷淋层，一般仅运行3层喷淋层，即可满足特别排放限值50毫克/立方米的要求，有人参观时，可随时投入另外2层喷淋层，实现超低排放。这种情况下，超低排放设施的建成只是为满足特别排放限值提供了更大的裕度。
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