【中國環保在線 廢氣處理】目前，我國多省積極推進“煤電超低排放”環保改造。實際上，不斷加嚴的標準限值，讓火電企業的環保改造一直沒有停止。煤電“超低排放”改造是否真能有效改善空氣質量呢？超低排放是否合算？或許，煤電“超低排放”大規模推廣有待商榷。　　煤電“超低排放”改造是否真能有效改善空氣質量呢？
　　
　　根據山東省環境監測中心的監測，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度都明顯下降，燃煤機組甚至達到了天然氣機組的排放標準，特別是包括PM2.5在內的煙塵排放濃度，達到每立方米1.3毫克，實現近“零”排放。
　　
　　環保改造帶來新生機
　　
　　環保改造，給電廠帶來了新的生機，不但不用擔心搬遷了，還取代小鍋爐，成為供熱大戶。
　　
　　華能山東公司總經理王文宗說：“華能山東公司占據山東供熱市場12.6%的份額，通過供熱的發展，替代了山東省內能耗高、效率低、污染嚴重的老舊機組、小鍋爐1500余臺，一個采暖季可以減排二氧化硫5萬余噸，煙塵14萬噸。”
　　
　　火電改造成本優于天然氣發電
　　
　　我國目前的能源結構中，煤炭發電占比近70%，作為國家能源局的全國煤電機組環保改造示范工程，華能黃臺電廠趟出了一條燃煤電廠改造之路。王文宗算了一筆賬，燃煤機組改造攤薄到每度電的成本大概增加2.5分錢，與天然氣發電每度增加4毛錢相比，要省很多。
　　
　　王文宗：“和天然氣的發電來相比較，是非常有優勢的，而且我們國家的能源結構，決定了咱們至少在相當的時間內，還是以煤為主的能源消費結構。煤電超低排放還是一條非常好的技術路線。”
　　
　　多省推進“煤電超低排放”環保改造
　　
　　與天然氣排放接近，比天然氣還省錢，“煤電超低排放”環保改造快速推進。浙江、廣東、陜西、山西等省，先后宣布啟動超低排放計劃，天津、河北等地也有一些示范、改造項目。
　　
　　據測算，浙江省實現“近零排放”的環保成本，要增加1～1.3分/千瓦時，而河南省則至少增加1.5～1.8分/千瓦時。不過，目前僅有浙江等少數省份出臺了電價補貼，大部分省市的改造成本，是由企業在承擔。
　　
　　煤電行業呼吁政策支持環保改造
　　
　　王文宗說，一兩臺機組試點，企業還可承受，但要推動全面改造，僅僅他們一家公司，一年就要增加25億元運營成本，需要環保電價政策扶持“煤電超低排放”環保改造。
　　
　　王文宗：“作為一個示范，作為一個試點，我們肯定是有這個能力，也是踐行社會責任。但如果全部改造完，電價政策依然不到位，一年25億元的成本負擔，企業肯定是承受不了的。”
　　
　　此外，為了實現節能減排效果大化，火電行業也提出：電網在分配政府電量計劃時，優先滿足超低排放機組發電；落實國家差別收費政策，對排放濃度低于國家或地方排放標準限值50%以上的電企，減半征收排污費。
　　
　　煤電“超低排放”大規模推廣有待商榷
　　
　　不過，以中國電力聯合會秘書長王志軒為代表的反對派對此持有異議。在王志軒看來，“超低排放”的概念不清；煙氣連續監測技術難以支撐“超低排放”監測數據的準確性；“超低排放”在技術上并沒有重大創新，且嚴苛的條件并非一般燃煤電廠都能達到；“超低排放”的環境效益和經濟效益的投入產出比太低。
　　
　　除了王志軒對“超低排放”感到困惑、質疑外，中小煤電企業更擔心的是動輒千萬甚至上億元的升級改造費用。“超低排放”與投入密不可分。目前，國華三河電廠1號機組，整體改造投資1.9億元。而神華、浙能均向外界透露了其“超低排放”的宏大計劃。神華表示，國華電力到2017年底實現對現役3480萬千瓦、61臺燃煤機組中的48臺進行“超低排放”技術改造，投入資金計劃超100億元，幾乎相當于每臺機組改造費用在2億多元;浙能則計劃在2016年底前，完成60萬千瓦及以上機組的超低排放改造工作，2017年底前完成30萬千瓦機組的改造工作，投入資金近50億元。對于一般的火電企業，尤其是中小企業而言，資金壓力是首要難題。
　　
　　“超低排放”是環保問題，也是經濟問題，要達到真正的“超低”要求，需要大量的資金投入并增加運行成本，因為排放標準越嚴，意味著改造成本越高。因此，“超低排放”的大規模推廣仍有待商榷。
　　
　　超低排放是否合算？
　　
　　實際上，不斷加嚴的標準限值，讓火電企業的環保改造一直沒有停止。
　　
　　一位不愿透露姓名的火電企業環保負責人表示：“剛剛完成‘十一五’脫硫的收尾工作，就又開始了新一輪的達標改造。我們電廠建設的時候，二氧化硫排放標準是400mg/Nm³，我們預留的空間可以滿足200mg/Nm³的要求，但沒想到，限值一下就加嚴到了100mg/Nm³以下。”
　　
　　讓火電企業苦惱的不僅是資金和技術選擇，還有狹小的空間。“標準越來越嚴格，環保設施越來越多，電廠前面就是鍋爐和汽輪機，后面的環保設施隊伍卻越來越長，不僅有脫硫、脫硝、除塵，要滿足超低排放要求，還要增加新的設備。”這位負責人說。
　　
　　我國燃煤電廠大規模脫硫改造始于“十一五”期間，大量工程迅速上馬為削減二氧化硫排放、改善環境質量做出了重要貢獻，但“蘿卜快了不洗泥”，加之惡性競爭、工程質量參差不齊，留下了很多隱患。
　　
　　2012年8月，國務院印發的《節能減排“十二五”規劃》中提出，“十一五”時期，全國燃煤電廠投產運行脫硫機組容量達5.78億千瓦，占全部火電機組容量的82.6%。同樣是這份文件中，所羅列的節能減排重點工程之一，就是對已安裝脫硫設施但不能穩定達標的4267萬千瓦燃煤機組實施脫硫改造，這一數字占已投產運行脫硫機組容量的比例超過7%。
　　
　　隨著超凈排放要求的推廣，脫硫改造規模將更大。據了解，我國絕大部分電廠脫硫的設計指標為小于200mg/m³，若要滿足50mg/m³的排放要求，幾乎所有濕法脫硫塔都要推倒重來，或者采用雙塔結構，不僅工程量大，而且技術難度高。用福建龍凈脫硫脫硝有限公司總經理張原的話說，現在，很多電廠的脫硫改造都是“螺絲殼里做道場”。
　　
　　一直以來，我國的火電脫硫都是關注二氧化硫脫除率。但是，原國電南京環保所研究員馬果駿提醒，三氧化硫的治理對于近地污染非常重要，因為三氧化硫排放到空氣中后，能夠更快地與正離子反應生成氣溶膠，也就是PM2.5顆粒，可很多人還沒有意識到這個問題。
　　
　　我國90%以上的火電機組采用了濕法脫硫工藝，一個重要原因是，濕法脫硫不僅脫硫效率高，而且具有一定的除塵作用。但監測表明，濕法脫硫對二氧化硫的脫除率可以達到95%以上，對三氧化硫的脫除率僅20%左右。增加SCR脫硝設施后，脫硝催化劑的作用使得二氧化硫向三氧化硫的轉化率進一步提高。