近零排放 真的接近零排放？

　　“近零排放”已经成为火电行业的一个热词。那么，什么是燃煤电厂大气污染物“近零排放”呢?

　　国内外对此并没有公认的统一定义，但在实际应用中有多种表述，包括“近零排放”、“趋零排放”、“超低排放”、“超洁净排放”、“低于燃机排放标准排放”等。

　　综合分析各种表述以及案例的共同特点，一般是把燃煤电厂排放的烟尘、二氧化硫和氮氧化物3项大气污染物与《火电厂大气污染物排放标准》中规定的燃机要执行“大气污染物特别排放限值”相比较，将达到或者低于燃机排放限值的情况，称为燃煤机组的“近零排放”。

　　不过，有业内人士认为，燃煤机组排放水平达到“超清洁”、“近零”状态有难度，非现有工程技术所能实现。从排放标准角度界定概念，称之为“超低排放”可能更科学。

　　按照火电厂“近零排放”概念的初衷，近零排放除了要进一步降低氮氧化物、二氧化硫、粉尘的排放浓度，还需要降低SO3、PM2.5、气溶胶、石膏雨、汞等污染物的排放。

　　目前，近零排放技术还不能实现对二氧化碳进行减排，使得燃煤机组的二氧化碳排放量仍大于同容量燃气机组水平，这不属于真正意义的近零排放。

　　根据2013年北京市的污染情况统计，20.1%是臭氧，而PM2.5只有10%，2014年臭氧比例还会提高，这说明污染控制的重点可能要发生变化。

　　我国的煤烟气是复合型的，电厂排放的纯粹的PM2.5现在已经很低了，电厂提高除尘效率的意义并不大。

　　与此同时，现有的烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性，说得更清楚一点，“近零排放”的很多监测数据是不可信的。

　　在某电力集团山东分公司环保处一位主管看来，“近零排放”的提出，标志着恶性竞争帷幕的拉开。不同电厂的情况千差万别，本来就不在同一起跑线上。过高的排放标准要求只会让企业“永远提不上裤子”。

　　不得不承认，在一些重点控制区，具备实现近零排放的客观条件，但在相对落后的地区，粗放式污染仍很严重，实施超净排放有点得不偿失。

　　现阶段来看，近零排放仅是作为样板示范工程，在环保无要求、政府不奖励、监测手段不支持的情况下，企业没有压力，更没有动力去实现近零排放。

　　如果不考虑成本，理论上可以做到真正的“近零排放”。因此，从环境效益、经济效益和综合效益来评价污染控制技术选择是否正确，是环境经济管理的核心，也是“近零排放”能否大面积实施的关键。

　　中电联秘书长王志轩曾指出， “近零排放”比起特别排放限值要求，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。考虑到电厂高架源排放对环境影响小的特点，多脱除的部分对环境质量改善作用并不显著。

　　再看经济效益，主要以单位污染治理成本与全社会平均污染治理成本的大小来分析。粗略估算，多脱除的污染物平均成本为34～68元/kg，远高于全社会平均治理成本。

　　最后看综合效益，主要是从环保系统对资源、能源消耗方面和对机组的可靠性影响方面进行分析。“近零排放”增加了更多的环保设备，系统阻力增大，能耗水平提高，设施整体技术可靠性降低。

　　还有一个更现实的问题，煤质。低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提，而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰分近30%以及含有大量低挥发成分的电煤来讲，即使实现特别排放限值都是非常困难的。

　　煤质指标是锅炉最重要的设计依据。煤种不同，生成污染物的数量就非常悬殊。由于各煤种的脱硝效率不同，因此对应的成本也不一样。

　　同样的硫，沿海地区所用电煤都经过了洗选，含硫量在0.5%以下，而在内地包括山西、陕西及云贵川等地，电煤含硫量甚至能达到4%以上，河南小于1%的低硫煤仅占总产量的1/3。发同样多的电，煤质差的污染物排放量是煤质好的数倍。