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超低排放推动了大气污染控制技术创新成果快速转化应用

一直以来，我国都非常重视燃煤烟气污染控制技术的研发及应用工作。在国家和地方财政资金的长期持续支持下，特别是“十二五”以来，涌现了一批适应超低排放限值要求的颗粒物、二氧化硫和氮氧化物等污染物高效治理关键技术，如单塔高效脱硫协同除尘脱汞、全负荷高效催化脱硝协同汞氧化、高效干式除尘协同SO3控制、湿式静电烟气多种污染物深度净化等关键技术的成功开发，为燃煤电厂实现超低排放奠定了良好的基础。

在改善区域大气环境质量、推进煤炭清洁高效利用和加快行业转型升级的客观需求下，国内浙江能源集团、神华集团等发电集团和地方政府进一步自我加压，通过产学研合作，于2014年5月底6月初率先在长三角地区的嘉兴嘉华电厂1000MW机组、舟山电厂350MW机组等完成了燃煤电厂超低排放改造。随后，超低排放技术开始逐步在京津冀鲁、珠三角等重点区域燃煤机组(如三河电厂、五沙电厂等)上实现工程化试点应用和推广。

在实施超低排放改造的过程中，国内高等院校、科研院所、电力集团、环保企业等相继从全过程控制角度对颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等污染物的高效协同脱除开展了进一步系统研究，并通过对不同环保设备的优化集成研究，开发了自主创新的系列超低排放成套技术与装备。高精度的低浓度污染物检测方法和仪器也得到了发展和示范应用，提高了低浓度污染物的监测能力和水平，如针对高湿条件下超低浓度的颗粒物连续在线监测问题已实现突破，可满足现有监测水平的需求;SO3在线监测仪器已开发成功，并在1000MW等机组上进行了比对试验研究;同时，低污染燃烧技术、劣质煤超低排放技术、超超低排放技术、低成本超低排放技术等一批先进控制技术也正在加紧研发和示范应用中。此外，实施超低排放改造还促进了我国钢铁、建材、化工、有色等非电行业大气污染高效治理技术的研发及应用，如非电行业全过程多污染物排放协同控制、污染物脱除与资源化利用一体化、多污染物协同控制、典型行业VOCs排放控制及替代、机动车(柴油车、汽油车、摩托车和替代燃料车)尾气高效后处理、船舶与非道路机械污染高效控制、氨排放控制等技术。

国家长期科研成果的积累和政府及企业的共同努力，为超低排放技术工程化应用夯实了基础。同时，实施超低排放改造也推动了新技术的研发及应用，正逐渐形成相互促进、良性互动的局面。

超低排放扭转了“煤炭=污染”的观念

浙能集团嘉兴嘉华电厂1000MW机组超低排放改造示范工程于2014年5月底在国内率先投入了满负荷运行，是国内首台超低排放燃煤发电机组。2015年环境保护部环境工程评估中心组织专家对超低排放机组环保性能、运行状态、费用效益等进行了综合评估分析，结果表明超低排放机组具有很好的稳定性，技术经济性良好。根据中国环境监测总站对嘉兴电厂的实测数据，示范工程的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度小于超低排放限值。示范工程项目为全国燃煤电厂实施超低排放技术应用树立了典范，推动了燃煤电厂超低排放技术的推广，被国家能源局授予“国家煤电节能减排示范电站”荣誉称号。超低排放技术的成功示范，扭转了“煤炭=污染”的观念，为煤炭清洁化利用提供了一条重要途径。

温州发电厂330MW燃煤机组超低排放示范工程脱硝装置采用宽温度窗口催化剂，实现了机组的全负荷高效脱硝。2016年1月，华电电力科学研究院对温州电厂330MW机组SCR脱硝装置进行了现场监测，测试结果表明在锅炉35%~100%负荷下系统脱硝效率稳定在85%以上，NOX排放浓度小于40mg/m3。

燃煤电厂超低排放还同步解决了多个问题(如脱硫设计裕量不足、脱硝装置低负荷退出、Hg等重金属协同控制、SO3脱除以及石膏雨、酸雾等环境问题)，不仅有效提升了整体燃煤电力行业的大气污染物减排能力，还降低了燃煤电厂大气污染环境损害成本。

根据对国内典型的300MW、600MW及1000MW等超低排放机组评估研究结果，不同超低排放机组总运行成本在2.56分/kWh~4.17分/kWh之间;锅炉机组负荷对脱硫、脱硝系统运行成本影响较大，负荷越高，运行成本越低。当前，我国已投运超低排放机组主要燃用低硫煤，硫分在0.35%~0.99%之间，部分机组在设计上仍有一定的裕量，一定程度上考虑了煤质、锅炉负荷波动时达到超低排放限值及应对重雾霾天气条件下污染物排放达到更低排放限值的要求。表1给出了不同发电方式的发电成本对比。从表1中可以看出，超低排放燃煤机组发电成本只比执行国家标准排放限值燃煤机组高0.016元/kWh;与燃气—蒸汽联合循环发电机组、燃气锅炉发电机组、太阳能光伏发电机组等相比，具有较好的经济效益。

随着燃煤电厂超低排放改造的深入实施，超低排放关键技术得到了不断发展和优化，整体改造成本有所下降，市场也逐步成熟。

原标题：超低排放扭转了“煤炭等于污染”的观念

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