燃煤电厂“近零排放”与社会总成本关系的探讨

不难发现，我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》已经是世界上最严、史上最严的排放标准，尤其是对特殊地区的特别排放限值要求已经大大超越了“最佳可行技术”的范畴。通过初步的调研与统计分析可知，只要全国所有电力企业做到了稳定达标排放，初步测算后全国电力烟尘、SO2、NOx三项污染物年排放量之和仅约800万吨。

而美国现在仍然有三分之一的燃煤电厂没有安装脱硫装置，但其环境质量是优质的。德国鲁尔工业区人口近600万人，人口密度与北京相当，面积约4600平方公里，不到北京市1/3，而有1000万千瓦左右的燃煤发电能力和数千万吨钢铁的年生产能力，但2012年鲁尔区所有空气质量监测站中测得的PM2.5也只有21微克/立方米，远远小于北京。

这些已有的国外先进经验，都值得和要求我们深入开展燃煤电厂“近零排放”的专题研究，最终实现燃煤电厂与环境保护、社会进步之间的和谐发展。

2.3国内燃煤电厂“净零排放”现状及隐情

伴随雾霾问题的日趋严重，国家进一步加大了污染控制的力度，特别排放限值提前实施，要求电力行业加快治理步伐。但是我们也不能忽视近年来，电力企业对执行世界最严的排放标准中存在的标准过严难以达标的问题，以及要求出台相关经济政策等方面都有着强烈诉求的现状。

在国家有关部门对电力排放的监管中，部分机组因不能满足环保要求被通报限期改正。但是，在这样困难的条件下，部分电力企业却开始“主动”提出比特别排放限值更严要求的“近零排放”方案并开始付诸行动。

这些企业开展“近零排放”的原由主要表现在以下方面：为了对企业有利的新煤电项目的审批；为了防止过度关停还处于“青壮年”且有良好效益的煤电机组；害怕政府让企业实施燃气替代煤电从而付出比“近零排放”高出约数倍的成本，等等。

因此，电力企业“主动”推动“近零排放”的现状，让我们有必要认真分析其主要原因是真正为了环保，还是为了企业自身的生存与发展利益；有必要认真研究这种方式的科学性和合理性，其实际成效与得失以及对整个社会造成的长远影响；有必要从国家和政府层面开展正确引导和规范。

3燃煤电厂控制污染物排放技术水平

3.1电力环保技术应用及发展情况

我国环保产业界特别是为燃煤电厂直接服务的主流环保产业界，在国家强力推进高标准环保要求下，积极参与火电厂的技术升级，大力进行大气污染控制设备建设和改造，为电力建设的壮大和可持续发展立下了汗马功劳，也使我国火电厂污染控制水平总体达到了国际先进水平；

另一方面，一些电力企业积极响应国家号召和要求，不断通过自身的技术创新，也实现了世界领先的节能减排成效。在燃煤电厂“近零排放”方面，环保产业界在强大的机遇和压力下迎难而上，加强了技术创新力度和提高了服务水平；各大发电公司也积极适应新形势和新要求，开展自主创新工作，取得了不少的成效。

但是，大型燃煤电厂大气污染控制所采用的除尘、脱硫、脱硝主流技术和主体工艺、设备，近几十年来并没有重大突破也是客观存在的现实。

世界范围内基本上都是采用上世纪中后期开发的成熟技术。从已经实现“近零排放”燃煤电厂所采用的技术看，主要采取的措施包括：对已有技术和设备潜力（或者裕量）的挖掘、辅机的改造、系统的完善与优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的不断升级与改进、高端和昂贵设备的投入使用等。

如，除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有广泛应用，但在电力行业，除了日本个别电厂采用之外，仍未能普遍采用；二氧化硫控制采用的石灰石-石膏湿法脱硫技术改进主要是以增加系统的裕度和复杂度为基础，如原来脱硫吸收塔喷淋层为3层，现改为5层或者增加一个吸收塔；氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法，仅仅是单方面增加催化剂用量。

另外，严格要求煤质含硫量低、灰份较低、挥发份高、低位发热量高、确保机组负荷运行相对平稳等都是实现“近零排放”的必要条件。

3.2燃煤电厂污染物排放量计算

以一台实际的300MW烟煤机组为例，烟气中氧量为6%，过量空气系数为1.4，标态烟气量是116.3万m3/h。同样300MW燃气轮机的烟气氧量是15%，过量空气系数为3.5，标态烟气量是214.1万m3/h。按照排放标准中规定的燃气轮机排放限值计算，燃煤电厂的单位发电量污染物排放量为：烟尘19mg/kWh、二氧化硫136mg/kWh、氮氧化物194mg/kWh，燃气轮机的单位发电量污染物排放量为：烟尘36mg/kWh、二氧化硫250mg/kWh、氮氧化物357mg/kWh，具体计算见表5。

两者对比不难发现，在相同发电量下燃煤机组的烟气量远小于燃气轮机的烟气量，在同样的排放浓度条件下，燃煤机组的单位发电污染物排放量更低。

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