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专家分析 近零排放 真的接近零排放?

:“近零排放”已经成为火电行业的一个热词。那么,什么是燃煤电厂大气污染物“近零排放”呢?

国内外对此并没有公认的统一定义,但在实际应用中有多种表述,包括“近零排放”、“趋零排放”、“超低排放”、“超洁净排放”、“低于燃机排放标准排放”等。

综合分析各种表述以及案例的共同特点,一般是把燃煤电厂排放的烟尘、二氧化硫和氮氧化物3项大气污染物与《火电厂大气污染物排放标准》中规定的燃机要执行“大气污染物特别排放限值”相比较,将达到或者低于燃机排放限值的情况,称为燃煤机组的“近零排放”。

不过,有业内人士认为,燃煤机组排放水平达到“超清洁”、“近零”状态有难度,非现有工程技术所能实现。从排放标准角度界定概念,称之为“超低排放”可能更科学。

按照火电厂“近零排放”概念的初衷,近零排放除了要进一步降低氮氧化物、二氧化硫、粉尘的排放浓度,还需要降低SO3、PM2.5、气溶胶、石膏雨、汞等污染物的排放。

目前,近零排放技术还不能实现对二氧化碳进行减排,使得燃煤机组的二氧化碳排放量仍大于同容量燃气机组水平,这不属于真正意义的近零排放。

根据2013年北京市的污染情况统计,20.1%是臭氧,而PM2.5只有10%,2014年臭氧比例还会提高,这说明污染控制的重点可能要发生变化。

我国的煤烟气是复合型的,电厂排放的纯粹的PM2.5现在已经很低了,电厂提高除尘效率的意义并不大。

与此同时,现有的烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性,说得更清楚一点,“近零排放”的很多监测数据是不可信的。

在某电力集团山东分公司环保处一位主管看来,“近零排放”的提出,标志着恶性竞争帷幕的拉开。不同电厂的情况千差万别,本来就不在同一起跑线上。过高的排放标准要求只会让企业“永远提不上裤子”。

不得不承认,在一些重点控制区,具备实现近零排放的客观条件,但在相对落后的地区,粗放式污染仍很严重,实施超净排放有点得不偿失。

现阶段来看,近零排放仅是作为样板示范工程,在环保无要求、政府不奖励、监测手段不支持的情况下,企业没有压力,更没有动力去实现近零排放。


如果不考虑成本,理论上可以做到真正的“近零排放”。因此,从环境效益、经济效益和综合效益来评价污染控制技术选择是否正确,是环境经济管理的核心,也是“近零排放”能否大面积实施的关键。


中电联秘书长王志轩曾指出, “近零排放”比起特别排放限值要求,3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。考虑到电厂高架源排放对环境影响小的特点,多脱除的部分对环境质量改善作用并不显著。


再看经济效益,主要以单位污染治理成本与全社会平均污染治理成本的大小来分析。粗略估算,多脱除的污染物平均成本为34~68元/kg,远高于全社会平均治理成本。


最后看综合效益,主要是从环保系统对资源、能源消耗方面和对机组的可靠性影响方面进行分析。“近零排放”增加了更多的环保设备,系统阻力增大,能耗水平提高,设施整体技术可靠性降低。


还有一个更现实的问题,煤质。低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提,而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰分近30%以及含有大量低挥发成分的电煤来讲,即使实现特别排放限值都是非常困难的。


煤质指标是锅炉最重要的设计依据。煤种不同,生成污染物的数量就非常悬殊。由于各煤种的脱硝效率不同,因此对应的成本也不一样。


同样的硫,沿海地区所用电煤都经过了洗选,含硫量在0.5%以下,而在内地包括山西、陕西及云贵川等地,电煤含硫量甚至能达到4%以上,河南小于1%的低硫煤仅占总产量的1/3。发同样多的电,煤质差的污染物排放量是煤质好的数倍。


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