发电企业缘何主动请缨执行“燃机排放标准”？-第3页-北极星火力发电网

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再从排放总量看，经测算，典型300MW燃煤锅炉(标态烟气量100万m3/h，空气过剩系数α=1.3)，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别按5、35、50 mg/m3排放时，每小时排放量分别大约为5.4、37.8、54 千克;而300MW级燃机(标态烟气量185万m3/h，空气过剩系数α=3.5)，依排放限值要求每小时可以排放9.25、64.25、92.5千克，可见，每小时燃机排放总量是燃煤排放的1.7倍。显然，这样的“近零排放”的要求是荒谬的。

还有，燃机的烟囱一般在80米且不会超过百米，而煤电机组的烟囱一般为180、210、240米，同等排放量由于烟羽抬升高度和扩散条件的不同，燃煤机组对环境质量的影响要远低于燃机。

但是，燃机排放限值宽于燃煤排放限值，并不能说明燃机排放标准比燃煤机组排放标准要宽，因为“限值”只是数字大小的比较，而“标准”是“价值”内涵的比较。对火电厂污染控制而言，排放标准的宽严只能用同类发电技术和相匹配的污染控制技术是否达到了最佳技术、经济条件来衡量。这也是“排放标准”为何要划分不同档次的原因。同世界各国一样，我国《环境保护法》、《大气污染防治法》都明确规定，污染物排放标准是依据环境质量标准和国家的技术、经济条件制定的。美国、欧盟等制定火电厂大气污染物排放标准所依据的技术原则为“最佳可行技术”(BAT)。因此，不论是燃机还是燃煤机组，科学合理的大气污染物排放限值与最佳可行技术是相一致的，而且排放限值的大小也是随着技术、经济条件的变化而变化的。如，我国从1973年《工业“三废”排放试行标准》对火电厂大气污染物排放有要求以来，1991年、1996年、2003年、2011年已经多次修订。由于不同地区对环境质量的要求不同，技术、经济条件也有所不同，我国法律规定了地方政府可以制定严于国家排放标准要求的地方排放标准，况且2011的“排放标准”中提出了重点地区执行特别排放限值的新规定。

燃气用于民用的环保性能和便捷性要远远优于直接燃煤，而煤炭集中发电的优越性大大优于散烧煤。所以，不同品种的能源应当担当不同的功能，采用不同的排放标准，如果硬要把燃机排放标准当成燃煤电厂的“近零排放”来衡量，就是要驴当战马、马拉磨。

(2)烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性，用日平均浓度或者多日平均浓度的监测数据与排放限值直接比较是概念性错误，运行时间不足也难以证明“近零排放”系统的稳定性

根据环保部颁布的《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》(HJ/T75-2007) 中“7.4参比方法验收技术指标要求”规定：烟尘浓度小于50mg/m3时，绝对误差不超过15 mg/m3;二氧化硫浓度等于或低于57mg/m3时，绝对误差不超过17mg/m3;氮氧化物小于或等于41mg/m3时，绝对误差不超过12mg/m3。再根据环保部《固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法》(HJ629-2011)、《固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法》(HJ692-2014)、《固定污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法》(HJ693-2014)，二氧化硫的测定下限10mg/m3;一氧化氮(以NO2计)和二氧化氮的测定下限12mg/m3。一些试点项目的监测值低于测定下限甚至低于检出限，结果的可靠性值得怀疑。而这只是测定方法误差而不是自动监测系统的全部误差。如果考虑到监测仪器装设断面和监测点选取的误差，尤其是对于老厂改造由于客观条件的限制，监测断面选取很难做到按技术规范的要求，考虑烟气中含湿量(水分)、温度、含氧量等因素，尤其是湿度的影响对监测精度也会产生较大影响，监测系统的总误差要大大高于分析测定方法的误差。

原标题：煤电近零排放不科学

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