“除了蓝天，什么也看不到，就像空气一样。”扬子石化热电专家朱忠益通过林格曼黑度检测仪（一种高倍望远镜）观察广州石化动力事业部CFB锅炉烟囱顶部的烟色后说。通过肉眼观察，几乎看不出烟囱有冒烟的迹象，但设备运行一刻也没有停止。
日前，中国环保产业协会在广州举办燃煤烟气低排放技术研讨会，来自国内燃煤电厂的百余位代表参观了广州石化动力事业部CFB锅炉的运行情况。
据介绍，广州石化动力事业部这两座CFB锅炉的主要燃料是炼油过程中产生的石油焦，其含硫量高达6.7%。广州市建环环境监测有限公司出具的监测报告显示，烟气出口氮氧化物、二氧化硫和粉尘浓度分别为28.5mg/m3、2.85mg/m3和4.62mg/m3，完全能够满足广州市“50355”的要求。
国家发改委、环境保护部和国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，提出了让燃煤机组达到燃气机组排放限值的要求。但是，很多地方仍不满足，提出了更为严格的要求。压力之下的燃煤电厂该何去何从？
不断加严的标准，停不了的改造
燃煤机组排放要求不断加严，企业改造面临资金、场地、技术选择等困难
所谓“50355”，源于广州市政府在今年2月通过的《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》。这一方案提出燃煤电厂烟气排放中的氮氧化物浓度小于50mg/Nm3、二氧化硫浓度小于35 mg/Nm3、烟尘浓度小于5 mg/Nm3的升级改造目标，简称“50355”要求。
显然，这一要求严于《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》的“503510”，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。同时，这一行动计划还支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。
在大气污染治理的压力下，广州的“50355”不是特例。比如，根据《山西省人民政府办公厅关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》，到2020年，全省单机30万千瓦及以上常规燃煤、低热值煤发电机组大气主要污染物排放确保达到超低排放标准Ⅰ、Ⅱ。超低排放标准Ⅰ为常规燃煤发电机组达到天然气燃气轮机排放标准，即氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3；超低排放标准Ⅱ为低热值煤发电机组基本达到天然气燃气轮机排放标准，即氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘10mg/Nm3。
而山西晋煤集团更是在“50355”的基础上，对汞及化合物、三氧化硫提出了要求，其排放浓度分别不能超过3ug/Nm3和5mg/ Nm3。
不断加严的标准限值，让火电企业的环保改造一直没有停止。一位不愿透露姓名的火电企业环保负责人告诉记者：“刚刚完成‘十一五’脱硫的收尾工作，就又开始了新一轮的达标改造。我们电厂建设的时候，二氧化硫排放标准是400 mg/ Nm3，我们预留的空间可以满足200 mg/ Nm3的要求，但没想到，限值一下就加严到了100 mg/ Nm3以下。”
让火电企业苦恼的不仅是资金和技术选择，还有狭小的空间。“标准越来越严格，环保设施越来越多，电厂前面就是锅炉和汽轮机，后面的环保设施队伍却越来越长，不仅有脱硫、脱硝、除尘，要满足超低排放要求，还要增加新的设备。”这位负责人告诉记者。
以往脱硫留下多少隐患？
以往火电脱硫只关注二氧化硫脱除率，未考虑到三氧化硫排放后会直接生成气溶胶
我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间，大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献，但“萝卜快了不洗泥”，加之恶性竞争、工程质量参差不齐，留下了很多隐患。
2012年8月，国务院印发的《节能减排“十二五”规划》中提出，“十一五”时期，全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦，占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中，所罗列的节能减排重点工程之一，就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。
随着“503510”超净排放要求的推广，脱硫改造规模将更大。据了解，我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m3，若要满足50 mg/m3的排放要求，几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来，或者采用双塔结构，不仅工程量大，而且技术难度高。用福建龙净脱硫脱硝有限公司总经理张原的话说，现在，很多电厂的脱硫改造都是“螺丝壳里做道场”。
一直以来，我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。但是，原国电南京环保所研究员马果骏提醒，三氧化硫的治理对于近地污染非常重要，因为三氧化硫排放到空气中后，能够更快地与正离子反应生成气溶胶，也就是PM2.5颗粒，可很多人还没有意识到这个问题。
我国90%以上的火电机组采用了湿法脱硫工艺，一个重要原因是，湿法脱硫不仅脱硫效率高，而且具有一定的除尘作用。但监测表明，湿法脱硫对二氧化硫的脱除率可以达到95%以上，对三氧化硫的脱除率仅20%左右。增加SCR脱硝设施后，脱硝催化剂的作用使得二氧化硫向三氧化硫的转化率进一步提高。
我国早期的湿法脱硫装置严格按照国外技术的规范，均安装了脱硫烟气再热装置——GGH，其作用是将脱硫后50摄氏度的脱硫烟气，与经电除尘器净化后未脱硫的高温烟气进行热交换，将脱硫后烟气加热到80摄氏度左右排放，以提升烟气排放的抬升高度，降低烟气中未净化污染物的落地浓度。
但由于电力企业对脱硫前电除尘器的维护不够重视，加之电除尘器选型偏紧，甚至偏小，遇到煤种变化或建设、运行维护不当，电除尘器效率大幅下降，造成GGH装置堵塞、结垢严重，导致脱硫装置运转率大幅度下降。当时考虑到GGH的作用仅是抬升烟气高度，对脱硫效率没有影响，取消GGH的建议被采纳。
GGH堵塞实际上起到一个物理监管除尘器效率下降和湿法脱硫除雾器效果差的作用，提醒企业重视对除尘器和湿法脱硫装置的维护。GGH拆除后，堵塞的细微颗粒只能直接排向大气。
为了解决三氧化硫问题、降低粉尘排放浓度，国内一些项目选择了湿式电除尘器，满足了超低排放要求。但记者在与一些电厂代表交流时了解到，投资大、场地紧张等问题都让他们对采用湿式电除尘存有疑虑，而且其还会带来废水处置问题。“如果政府再要求废水零排放，我们该怎么办？”一位电厂环保负责人向记者说出了他的顾虑。
运行费用也是电厂必须考虑的因素。“湿式电除尘器的厂用电率太高，有可能达到0.5%。有些电厂为了批项目拼命提高标准、增加环保设施，但厂用电率提高就要多烧煤，如果多烧1%的煤，脱硫效率提高1%，就相当于什么都没干，这不是排放指标的问题。”马果骏直言。
超低排放还有其他选择吗？
只要循环流化床半干法脱硫系统能够稳定、连续、可靠运行，其脱硫效率能够得到专家组的认可
“当初选择循环流化床半干法，我真为你们捏了把汗，得知实现超洁净排放的消息，我还半信半疑。现场看过后，我感到非常振奋。”燕山石化副总工程师、首席专家姜琳在参观完广州石化动力事业部的CFB锅炉后说。
广州石化锅炉改造项目于2013年11月正式实施。但在实施过程中，恰逢《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》出台。在时间紧、任务重的情况下，他们修改原设计方案，按超洁净要求进行改造。
“循环流化床半干法技术除尘没问题，但脱硫效果有待验证；湿法技术脱硫效果好，但烟尘控制难度较大，而且会带来设备腐蚀和废水处理等方面的难题。”广州石化副总工程师余蔷说，在改造技术选择上，广州石化经过多次考察交流和试验研究论证，最终确认选择龙净环保的循环流化床脱硫除尘一体化装置，可实现二氧化硫浓度小于35mg/Nm3，粉尘浓度小于5 mg/Nm3。
相比湿法脱硫，国内采用循环流化床半干法脱硫的火电机组尚属少数。但是，因为工程设计不合理、运行管理不到位等问题，影响了其脱硫效率。
根据环境保护部2011年12月发布的《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》，烟气循环流化床、炉内喷钙炉外活化增湿、喷雾干燥等（半）干法烟气脱硫工艺，在安装脱硫剂自动投加和计量系统、DCS能反映出脱硫系统运行实际情况时，根据在线监测烟气出口与入口二氧化硫平均浓度确定综合脱硫效率，综合脱硫效率原则上不超过80%。
这样的脱硫效率认定，让背负减排压力的电力企业增加了对循环流化床技术的顾虑。华南环保督查中心的何向红是环境保护部总量核查专家组成员之一，多家火电企业负责人与他交流都围绕同一个问题：循环流化床半干法脱硫的效率认定是否只有80%？他的回答给很多负责人吃了定心丸：“只要循环流化床半干法脱硫系统能够稳定、连续、可靠运行，其脱硫效率肯定能够得到专家组的认可。”
效率、成本是否合算？
能调节脱硫效率，适应煤种变化，并协同处置三氧化硫
据余蔷介绍，广州石化的提效改造技术路线包括：脱硫增加消石灰制备系统，提高消石灰活性，改造尾部脱硫消石灰下料系统，提高脱硫剂下料量和设施自控率水平；除尘技术路线为升级超细PPS纤维滤袋及其配套设备；脱硝增设SNCR及COA脱硝装置。
今年6月，广州石化完成两台CFB锅炉的改造，内部运行监测数据显示，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放平均值为1.81mg/m3、8.2 mg/m3和19.4mg/m3，实现超洁净运行。不仅环保效果显著，实际运行表明，广州石化CFB锅炉的单位脱硫成本为1.4元/千克，单位脱硝成本为2.42元/千克，脱硫脱硝单位小时发电成本为0.0124元/kw.h。
余蔷说：“炉内脱硫使用石灰石煅烧生产生石灰进行脱硫，大量未反应的生石灰随飞灰进入布袋除尘器，通过布袋进行除尘收集。而湿法脱硫采用先除尘再脱硫的技术路线，因此无法对其进行再利用，只能随灰排至灰库导致浪费。而半干法脱硫采取先脱硫后除尘的技术路线，可以对炉内脱硫过剩的氧化钙进行再循环利用，降低生石灰消耗量。”
在交流中，多位火电企业负责人告诉记者，很多循环流化床工艺的运行效果不尽如人意，但龙净的循环流化床却不一样。
张原说，湿法脱硫效率高的关键就在于其是离子型反应，也就是说，气态二氧化硫溶于水中，以H2SO3的形式逐级电离出氢离子、亚硫酸根和硫酸根，与溶液中的碱性吸收剂进行酸碱中和反应。
“龙净的新型干法工艺通过喷水降温，在颗粒表面形成存在一定时间的液膜，使较慢的纯气固反应变为较快的离子型反应。”张原说，与湿法脱硫主要依靠喷淋层的数量来调节脱硫效率不同，新型流化床反应器主要通过颗粒密度来调节脱硫效率，也就是通过加入吸收剂，就能调节脱硫效率，适应煤种变化。同时，这一工艺能够高效协同脱除三氧化硫，避免了硫酸雾排放直接形成二次PM2.5，进而抵消二氧化硫减排的成效。
