超低排放（资料整理）.doc

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1、第一部分、超低排放概述（一）超低排放的概念目前，国内外关于燃煤电厂大气污染物“超低排放”并没有严格的官方定义，实际应用中存在多种表述，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等。“超低排放”中烟尘、SO2、NOx的控制指标也不统一，多数文献或工程案例分别取《火电厂大气污染物排放标准》（GB11223-2011，以下简称《标准》）中规定的燃气轮机组的排放限值：5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，但科技部示范工程指标分别取值：4.5mg/m3、20mg/m3、30mg/m3。以上指标的确定

2、及相互间的差异未见有说服力的科学依据。值得注意的是，《标准》里规定燃机标准限值的折算烟气基准含氧量是15%，而燃煤机组是6%，换算成可比条件，则燃气标准数值应是燃煤数值的2.5倍，即“超低排放”在6%含氧量的烟尘、SO2、NOx排放限值分别为12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3，而《标准》的特别排放限值分别是20mg/m3、50mg/m3和100mg/m3。通俗地讲，就是燃煤机组执行“超低排放”，比执行特别排放限值还宽松了。实际上，燃煤机组“超低排放”是在燃煤基准含氧量6%的条

3、件下，取燃气机组排放限值作为控制指标。可以看出，目前“超低排放”主要定位在燃煤电厂的排放在标准限值之内的排放水平，但并没有具体的控制指标，只是广泛地将在标准之内、限值之下的排放水平统称为超低排放。（二）超低排放的现状741.技术分析在现有技术水平下，完全可以通过增加环保设备和原料投入，以及优化系统、改造辅机、控制煤质等手段来实现超低排放，但仍存在一些问题：一是烟气脱硝理论上可以获得很高效率，但为控制很低的NOx就必须喷入更多的NH3，漏泄的NH3相应增加，锅炉尾部的腐蚀、堵塞，空气预热器压差增加的

4、现象比较普遍。二是WESP运行经验不足，缺少运行指标数据。WESP由日本引进，在国内在冶金和化工等行业应用多年，一直存在设备腐蚀、烟气流场不稳、废水不易处理等缺点，在运行和检修方面比ESP复杂得多，能否长期稳定达到燃气标准数值令人担忧。三是部分燃煤难以达到“超低排放”。低硫、低灰、高热值燃煤是实现超低排放的基本前提，而目前中国大部分煤炭含硫等杂质比较多，实现特别排放限值都有困难，更别说超低排放。如燃煤低位发热量4000kca/kg、灰份35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘

5、效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5mg/m3的超低排放要求。又如，含硫量为3%的煤，其产生烟气中SO2的浓度在6900mg/m3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69mg/m3，不能满足超低排放35mg/m3的要求。事实上，我国西南地区大部分电厂烟气中SO2浓度高达10000mg/m3以上。2.经济分析有报道称，74对于新建燃煤机组，实施超低排放与执行特别排放限值相比，污染物排放量下降30%～50%（平均下降45%），但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30

6、%左右。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。如600MW级及以上的现役煤电机组，实现超低排放，环保改造单位千瓦的投资额345～439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低排放，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。可见，“超低排放”给企业的稳定运行和经济带来很大压力

7、。从2004年开始，每一轮排放标准的提高意味着所有火电厂脱硫设施都要进行一次较大的升级改造，仔细算下来，要实现达标排放，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。环保部环境规划院一份最新的研究报告指出，火电行业虽然宣称燃气发电成本是0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电，但是算上煤炭的外部成本之后，这个优势将不复存在。3.环境效益专家指出，超低排放与特别限值排放相比，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。74实施煤电机组的超低排放对降低环境空气中的常规污染物指标改善效果很

8、小，但对PM2.5的下降效果显著，因为火电行业排放的气态污染物对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的88%，烟尘排放对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的12%。因此，片面追求煤电机组烟尘的超超低排放，不论是总量减排还是环境质量改善，效果均不明显，属于“低效减排”。如某执行特别排放限值的机组实施“超低排放”的相关数据见下表。而且现有的烟气连续监测技术难以支撑超低排放监测数据的准确性，目前，我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，超低排放的监测数据不可靠