为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委、环境保护部、国家能源局联合发文下达《煤电节能减排升级与改造行动计划 （2014—2020年）》的通知，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值，在当前我国燃煤发电机组占很大比重的情况下，火电厂污染物排放从重点地区排放标准，提高到燃气轮机排放标准，此举将对我国改善大气污染状况起到重要作用。本文将结合具体案例对排放标准升级后的技术路线、投入成本进行比较分析。
　　一、目前我国燃煤锅炉两种排放标准的比较
　　燃煤电厂是烟尘、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOX）等大气污染物的主要排放源，根据环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准，大气污染物特别排放限值如表1。
　　二、烟气洁净排放升级技术路线
　　所谓的烟气洁净排放，就是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。燃煤机组达到燃气机组的排放标准对电厂的环保设备提出了更高的要求。所谓的烟气洁净排放升级技术路线，指对达到重点地区排放标准的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效，并引入新的环保设备和环保技术，使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物达到清洁排放的要求。
　　针对二氧化硫，主要是对FGD脱硫装置进行改进，脱硫塔采用双塔运行，或提高液气比、脱硫添加剂等方式，实现脱硫提效，以达到35 mg/Nm3的排放要求。
　　针对氮氧化物，通过实施锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术措施，实现脱硝提效，使脱硝效率由原先的70～80%，提高到85%，达到50 mg/Nm3的排放要求。
　　针对烟尘，尝试组合静电除尘、湿式除尘器技术，达到5 mg/Nm3的排放要求。
　　三、案例分析
　　（一）西北地区某电厂，新建2×660MW超超临界燃煤发电空冷机组，执行天然气燃气机组的排放标准。其煤质资料如表2。
　　（二）目前锅炉厂大多已采用低氮燃烧技术，锅炉出口氮氧化物一般在200～330 mg/Nm3水平，但由于本工程校核煤种热值较低，硫份与灰份较高，经过计算锅炉出口烟尘浓度为35 g/Nm3，SO2浓度为4900mg/Nm3左右。
　　若执行重点地区排放标准，其相应的脱硫、除尘等效率如下表：
　　若达到燃气轮机排放标准，其对应的需达到的脱硫、除尘等效率如下表：
　　（三）烟气洁净排放升级技术措施
　　1、脱硝升级后相应的技術措施
　　本期工程设计煤种干燥无灰基挥发分Vdaf>30%；锅炉装设低氮燃烧器，控制锅炉出口NOx排放浓度≤330 mg/Nm3，同步建设SCR脱硝装置，采用3+1布置（脱硝还原剂采用液氨），脱硝效率≥85%，可使NOx排放浓度可达到40mg/Nm3。
　　2、脱硫升级后相应的技术措施
　　目前石灰石石膏湿法脱硫应用最成熟，它相比炉内喷钙干法脱硫具有效率远高且稳定的优势，在国内外已最广泛使用。据国内外有关报道，单塔运行能达到99%～99.2%高效率运行的电厂，但是否能够长期地安全稳定运行，没有充分验证，因此目前国家环保部认可的单塔运行脱硫效率最高为98%左右，为此采用湿法脱硫双塔串联运行，以确保达到99%及以上效率。
　　3、除尘升级后相应的技术措施
　　静电除尘相对水膜除尘，具有效率高、运行成本低且环保的特点，在火电厂应用最普及，但常规静电除尘效率最高效率只有达到99.8%。为提升电除尘器效率，可采用四电场加一级转动电极电场，或将原五电场的末级电场改为转动电极电场；同时使用高频电源控制技术，以保证电除尘器效率达到99.94%，烟尘出口达到或小于20 mg/Nm3。目前应用较多的是采用高效静电除尘器（低低温静电除尘技术+旋转电极），除尘器效率不小于99.91%；同时，石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置具有附加除尘功能，附加除尘效率按50%计；湿法脱硫后，采用湿式静电除雾装置，除尘效率按70%考虑。采取上述措施后，综合除尘效率不低于99.9865%，使烟尘实际排放浓度在5mg/Nm3以下。
　　4、汞排放控制措施
　　本工程采用SCR脱硝、高效静电除尘、湿法脱硫和湿式除雾装置协同控制排烟出口处汞的排放浓度，三个装置的联合脱汞效率可达70%以上，使汞及其化合物的排放浓度低于0.03mg/m3。
　　（四）烟气洁净排放升级后的投入费用估算
　　为达到燃气轮机排放标准要求，对达到重点地区排放标准的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效，并引入新的环保设备和环保技术，投资成本、生产成本大幅增加，新建2×660MW超超临界燃煤发电空冷机组工程总投资增加约1.96亿元左右，每年生产成本增加5780万元左右。
　　1、脱硝投入增加费用
　　脱硝效率从70%提高到85%，一方面，需加大催化剂、氨罐数量、引风机容量等设备投入，增加费用约800万/台炉；另一方面，年生产、运行维护成本也将相应增加，增加约710万元/台炉，其费用构成测算如表3。
　　1） 因阻力增加引起的每台炉二台引风机电量消耗，每年增加100万度，按0.3元/度
　　计，则年生产成本年增加费用30万/台炉；
　　2）每年液氨消耗生产成本增加380万/台炉；
　　3）年运行维护费用增加300万/台炉。
　　2、脱硫投入增加费用
　　石灰石湿法脱硫远比干法脱硫效率高，理论上最低出口浓度能到20 mg/Nm3左右，但与煤种关联较大，当吸收塔入口SO2浓度太高，需要的脱硫效率很高，工程成本与生产成本投入就会大幅提高。从99%效率提高到99.3%效率，实际运行不可能刚好控制在35 mg/Nm3，考虑余量后设想控制在30 mg/Nm3以下，以免运行工况波动造成超标，因此实际效率要达到99.4%左右。采用双塔串联运行，一方面，需加大浆液容积，增加循环泵投用数量与备用数量，以及塔外其它如石灰石制粉、真空脱水、废水处理等辅助系统配置，需增加工程投资2000万/台炉；另一方面，每年生产、运行维护成本增加约1445万元/炉，其费用构成测算如表4。 　　1）脱硫系统本身电耗率增加，造成厂用电率增加约0.5%/台炉左右，年耗电增加1820万度/炉；引风机阻力增加约500Pa，每炉二台引风机共需增加功率约600kW，每炉二台引风机耗电总量增加约330万度/台炉。上述耗电总量增加2150万度/台炉，按0.3元/度计，每年电费增加645万元/台炉。
　　2）石灰石耗量增量100万元/台炉，水耗增加约100万元/台炉（水费按4元/吨计），废水处理增加费用100万元/台炉；
　　3）设备维护费用增加约500万/台炉。
　　3、除尘投入增加费用
　　除尘效率从99.94%提高到99.986%，将常规中温电除尘改为低（低）温除尘器（为此需在电除尘前增加低温省煤器），并在吸收塔后增加一级湿法除尘装置。一方面，工程投资（设备费、安装调试费、土地费等）需增加7000万/台炉；另一方面，每年每炉生产运行维护成本增加约780万/台炉左右，其费用构成测算如下：
　　1）由于设备本身耗电引起的每年耗电费需增加100万元/台炉；
　　2）因阻力增加800Pa，每年引风机电费增加约160万元/台炉；
　　3）湿法除尘器冲洗耗水费增加120万/台炉；
　　4）冲洗水与废水处理的药品增加费用200万元/台炉；
　　5）设备维护费用增加200万元/台炉。
　　四、结束语
　　国家强制或鼓励火力发电机组污染物排放接近或达到燃气轮机组排放限值，无疑是煤电产业可持续发展过程中的重要里程碑，对治理大气污染具有的意义。从环保技术角度，现有的环保技术可以使煤电机组污染物排放接近或达到燃气轮机组排放限值，但需要很大的代价与付出。当然，成本投入与煤种有很大的关联。具体实施过程中，政府应给予发电企业相应的政策支持，对实施烟气洁净排放升级的企业给予适当的电价补贴。
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　　作者简介
　　许洪锋（1970.10—），男，浙江慈溪，现供职浙能安徽刘庄煤電一体化项目筹建处，经济师职称，研究方向：电力技术与经济管理。