高翔
刚刚过去的“十二五”，无疑是中国大气环境保护尤其是电力行业节能减排工作极不平凡的5年。特别是2014年以来，国家陆续出台了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》等一系列政策文件大力支持和推进燃煤电厂超低排放改造。目前，全国已完成超低排放改造机组容量约1亿千瓦，正在改造的超低排放机组容量超过0.8亿千瓦。
超低排放不仅实现了燃煤烟气多污染物的协同减排，还缓解了“煤改气”的高成本及气源不足的能源短缺问题，进一步推进了燃煤电厂的节能减排和绿色发展。那么，超低排放对于我国能源与环境发展有何意义？如何推动煤炭集中清洁高效利用？
超低排放是能源与环境可持续协调发展的要求
国际上，发达国家经过数十年的治理，空气质量已得到显著改善，但近年来国际上针对燃煤电厂大气污染物的排放标准日趋加严、排放控制指标不断增加，如2013年美国环保局（EPA）针对新建燃煤电厂修订了大气污染物排放标准，对普通燃煤机组和低品质煤机组规定了更严格的常规污染物排放标准，其中颗粒物（PM）、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOX）的排放限值分别为10.21 mg/Nm3、113.40 mg/Nm3和181.44 mg/Nm3。除常规污染物外，发达国家针对三氧化硫（SO3）等可凝结颗粒物也提出了排放限值要求，如美国有14个州的SO3排放限值低于6 mg/m3，德国、新加坡等国家燃煤烟气中SO3的排放浓度限值为10 mg/m3。
我国能源资源的基本特征是富煤、少油、缺气。煤炭占我国已探明化石能源资源储量的94%左右，是我国经济和社会发展最大的能源支撑，在保障我国能源安全方面起基础性作用。为解决燃煤造成的环境污染问题，全国各地相继推出了以天然气替代燃煤的措施。然而2014年我国天然气产量仅为1329亿立方米，进口天然气约580亿立方米，天然气产量和进口量远不能满足消费需求，全面煤改气难以实现。
2013年我国煤炭消费量约为36.1亿吨（约占全球的50%），其中散烧煤量占全国的22%左右，而煤炭在燃煤电厂的消费量仅18亿吨（约占全国的50%，远低于2010年美国的92%、德国的80%）；京津冀、长三角、珠三角等重点地区单位国土面积能源消费强度大，尤其是煤炭消费强度约为全国平均水平的4.9倍，是美国的15.7倍，导致单位国土面积污染物排放强度大。要使重点地区空气质量达标，必须执行比发达国家更为严格的燃煤大气污染物排放标准。
鉴于我国能源消费现状以及大气污染治理的严峻形势，实施燃煤电站超低排放改造，大力推进煤炭集中清洁高效利用，已成为我国深入推进能源消费革命的重要方向，是新形势下我国大气污染防治从减排为主向减排与质量改善并重转变过程中的战略需求。
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。
超低排放推动煤炭集中清洁高效利用
除了燃煤电厂外，我国每年仍有7亿吨左右的煤炭用于分散的、难以管控的、燃烧效率较低和污染治理措施落后或无污染治理的中小工业锅炉/炉窑、民用锅炉等燃烧。吨煤主要污染物排放是大型超低排放电站锅炉的50倍以上，排放了大量污染物，尤其在冬季采暖期污染更为严重。例如，京津冀地区农村散煤中，采暖用煤占90%左右，且主要集中在冬季（11月~次年3月）燃烧采暖，期间实现燃煤污染物超低排放显得尤为重要。
当前，我国能源领域供给侧结构性改革正在加快推进。针对散烧煤污染治理问题，笔者认为也要用改革的办法推进煤炭消费结构调整，减少终端用能散烧煤的供给，扩大煤炭在火电行业的集中利用。通过天然气或电能等清洁能源来替代散煤，提高终端用能的非煤化比例，实现冬季采暖期大气污染物超低排放。同时，将散烧煤炭集中用于污染控制设施先进的燃煤发电锅炉或热电联供锅炉上燃烧，提高散烧煤炭的利用效率，并通过升级改造实现燃煤烟气污染物超低排放，从而大幅降低散烧煤污染排放水平。
经济新常态下我国电力相对过剩的现象日趋显现。据测算，通过电能替代散烧煤，与散烧煤炭相比，预计可实现大气污染物减排90%以上，热效率可提高20%以上，节约用煤约1.4亿吨/年。同时，可提高火电厂发电设备年平均利用小时数至5600小时以上（2015年全国平均水平仅4329小时），节约用煤约8600万吨/年。因此，通过电价调控机制，特别是冬季采暖季节适度降低居民用电电价，引导用电采暖替代散烧煤采暖，提高社会电气化水平，同时提高超低排放发电机组的发电负荷，降低发电成本，可显著提升整体社会、经济和环境效益。
不难看出，我国以煤为主的一次能源消费结构在短期内难以根本改变，随着经济的发展，能源和环境的问题日益严峻。新形势下，加快实施燃煤电厂超低排放改造，建设环境友好型的清洁燃煤电厂，是深化煤炭行业供给侧改革的重要举措，为破解我国同时存在的燃煤大气污染和能源安全问题提供了一条重要出路，对推进大气污染减排和加快生态文明建设都具有重要意义。
另外，在实施燃煤电厂超低排放改造，推动超低排放技术创新发展和应用，不断提高煤炭集中、清洁、高效利用水平的过程中，除依靠政府的政策驱动外，还需呼吁社会各方力量凝聚起来，共同推进我国大气环境保护。
作者系浙江大学能源工程学院副院长
