【深度】中国火电大气污染防治现状及挑战

1.2.3 地方政府对超低排放的积极响应

地方政府积极响应国家超低排放行动计划，相继出台了超低排放相关政策，如在发改能源[2014]2093 号文之前，江苏省、浙江省、广州市、山西省等地就出台相关政策，要求燃煤电厂参考燃气轮机组污染物排放标准限值，即在基准含氧量 6% 条件下，烟尘、 SO2、 NOx 排放浓度分别不高于 5、 35、 50 mg/m3。

截至发稿时，已有 6 个省级政府发布或即将发布火电厂或燃煤电厂大气污染物强制性地方标准[11]，将超低排放要求标准化，它们分别是河南、河北、上海、山东、浙江、天津，其中天津市 2018 年 2 月发布《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)，浙江省于 2018 年 3 月 6 日召开了《燃煤电厂大气污染物排放标准》听证会，其他 4 个省份的地方标准均已发布。上海、山东、浙江对新建锅炉或一定规模以上锅炉的烟尘提出了 5 mg/m3 的燃气标准限值要求，其他省份提出的标准限值与国家“超低排放” 限值基本一致，详见表 2。另外，值得注意的是上海、浙江强制性地方标准中要求燃煤发电锅炉应采取烟温控制及其他有效措施消除石膏雨、有色烟雨等现象;浙江省还将排放绩效控制要求写入强制性地方标准中。

1.2.4 国有企业对超低排放的推动

在国家和地方政策引导下，国有电力企业投入资金实施超低排放改造和新建工程。 2012 年9 月 19 日上海漕泾电厂二期工程环境效益分析报告评审会上，首次提出燃煤电厂达到燃气机组排放标准限值; 2013 年 4 月 16 日国电泰州二期工程成为国内首台按照超低排放进行环境影响评价的新建机组; 2014 年 5 月 30 日浙江嘉华 7、 8 号机组 成 为 国 内 首 台 改 造 投 运 的 超 低 排 放 机 组 ，2014 年 6 月 26 日国华舟山 4 号机组成为国内首台新建投运的超低排放机组。截至 2016 年年底， 约4.4 亿 kW 燃煤机组完成超低排放改造，占全国煤电机组容量的 49%;截至 2017 年年底，全国已投运 超 低 排 放 机 组 容 量 占 煤 电 机 组 容 量 的 71%。

1.3 超低排放限值的国际比较

中国燃煤电厂超低排放限值与美国、欧盟燃煤电厂最严格的排放限值比较如表 3 所示[12-13]。

从表 3 可以看出，与美国《新建污染源的性能标准》( NSPS， new source performance standard)中最严排放限值(适用于 2011 年 5 月 3 日以后新、扩建机组，美国排放标准中以单位发电量的污染物排放水平表示，为便于比较将其进行了折算)相比，中国超低排放限值更加严格，颗粒物

占美国排放标准的 81.3%; SO2 仅占美国排放标准的 25%， NOx 限值占美国排放标准的 52%。与欧盟 2010/75/EU《工业排放综合污染预防与控制指令》( directive on industrial emissions( integratedpollution prevention and control))中最严排放限值(适用于 300 MW 以上新建机组)相比，中国烟尘 10 mg/m3 的超低排放限值与之相当，但部分省市新建机组和一定规模以上机组执行 5 mg/m3，仅为欧盟最严排放标准限值的 50%; SO2 仅占欧盟排放标准的 23%， NOx 占欧盟排放标准的 33%。

可见，中国目前实施的超低排放限值明显严于美国、欧盟现行排放标准限值。但更值得关注的是，中国超低排放限值符合率的评判标准为小时浓度，而美国排放标准限值的评判标准为 30 天滚动平均值，欧盟排放标准限值的评判标准为日历月均值。因此，从符合率评判方法来说，中国短期内要求符合的超低排放限值比美国和欧盟长时间段内平均浓度要求符合的标准限值严格得多。

2 烟气治理技术发展应用及减排效果

随着中国大气污染物排放标准的不断趋严，以及超低排放国家专项行动的实施，中国火电厂大气污染防治技术发展迅速，目前已处于国际领先水平。为了加强和规范火电厂污染防治，推动火电行业污染防治措施升级改造与技术进步，环保部科技标准司组织编制了《火电厂污染防治可行技术指南》( H J 2 3 0 1 — 2 0 1 7)，于 2017 年5 月正式以标准形式发布[14]。

2.1 除尘技术发展与应用

自 GB 13223—1996 标准颁布实施后，电力工业原先普遍应用的旋风除尘器、文丘里水膜除尘器、斜棒栅除尘器等，因其除尘效率低，无法达到排放标准而遭到淘汰，取而代之的是高效电除尘器，从此电除尘技术得到普及。 “ 十一五”至“十二五” 期间，中国燃煤电厂烟尘排放限值经历了从 50 mg/m3 到 30 mg/m3 再到 10 mg/m3 的三级跳，电除尘技术方面高频电源、脉冲电源、旋转电极、低低温电除尘、湿式电除尘等新技术应运而生并得到大规模应用，同时电袋复合除尘和袋式除尘技术不断取得突破，相应装机容量份额逐渐提高，另外湿法脱硫协同除尘技术和效果也逐步提高[15]。可见，随着火电行业大气污染物排放标准的日益严格，能够长期保证低浓度排放的先进除尘技术进入了快速规模化应用时期，而国外除尘新技术研究与应用处于相对停滞状态。随着中国火电厂烟尘排放标准日益趋严，中国火电行业除尘技术发展情况如图 1 所示。

目前，中国火电行业除尘技术已形成了以高效电除尘器、电袋复合除尘器和袋式除尘器为主的格局，安装袋式或电袋复合除尘器的机组比重有所提高。 2016 年火电厂安装电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器的机组容量分别占全国煤电机组容量的 68.3%、 8.4%( 0.78 亿 kW)、 23.3%( 2.19 亿 kW)。

2.2 脱硫技术发展与应用

随着 GB 13223—2003 标准的修订出台，各时段建设的燃煤机组全面纳入 SO2 浓度限值控制，从此，中国火电行业烟气脱硫进入了快速发展阶段，石灰石-石膏湿法脱硫技术快速发展并得到普及。 2011 年 G B 1 3 2 2 3 — 2 0 1 1 标准修订颁布，中国 SO2 排放限值进一步趋严，严于美、欧等发达国家和地区，成为世界最严的标准，该阶段火电行业通过进一步提高脱硫技术水平和运行管理水平，从而提高综合脱硫效率。

随着发改能源[2014]2093 号文及各地方超低排放要求的相继出台，脱硫技术的发展步入了超低排放阶段，国内在引进消化吸收及自主创新的基础上形成了多种新型高效脱硫工艺，如石灰石-石膏法的传统空塔喷淋提效技术、复合塔技术(包括旋汇耦合、沸腾泡沫、旋流鼓泡、双托盘、湍流 管 栅 等 ) 和 p H 值 分 区 技 术 ( 包 括 单 塔 双pH 值、双塔双 pH 值、单塔双区等) [15]。随着中国火电厂 SO2 排放标准日益趋严，中国火电行业脱硫技术发展情况如图 2 所示。

目前，中国火电行业脱硫技术已形成了以石灰石-石膏湿法脱硫为主，其他脱硫方法为辅的格局。截至 2016 年年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约 8.8 亿 kW，占全国煤电机组容量的93.0%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近 100%。

2015 年全国火电行业脱硫工艺以石灰石-石膏法为主， 占 92.87%(含电石渣法等)，海水脱硫占 2.58%、烟 气 循 环 流 化 床 脱 硫 占 1 . 8 0 %、 氨 法 脱 硫 占1.81%，其他占 0.93%。

2.3 低氮燃烧与脱硝技术的发展与应用

随着 GB 13223—2003 标准的修订出台，中国燃煤发电锅炉低氮燃烧技术得到普及，成为燃煤电厂 NOx 控制的首选技术，经过近十几年的发展，现行的先进低氮燃烧技术 NOx 减排率可达50%~60%。

随 着 《 火 电 厂 大 气 污 染 排 放 标 准 》 ( G B1 3 2 2 3 — 2 0 1 1 ) 的 颁 布 ， 循 环 流 化 床 锅 炉( CFB 锅炉) NOx 排放浓度限值 200 mg/m3，原有 CFB 锅炉通过炉内低氮燃烧已无法满足要求。由于选择性非催化还原法( SNCR)脱硝技术系统设备简单，造价相对低， 且 CFB 锅炉炉膛温度正好处于 SNCR 最佳反应温度窗，因此 SNCR 脱硝技术成为 CFB 锅炉脱硝改造的首选技术，近年来在中国得到迅速发展。煤粉炉机组 NOx 排放浓度限值要达到 100 mg/m3，仅依靠低氮燃烧技术已无法满足日益严格的排放要求，自此选择性催化还原法( SCR)烟气脱硝技术在中国燃煤电厂 得 到 普 及 ， 催 化 剂 多 采 用 “ 2+1” 配 置 方 式( 2 层运行， 1 层预留备用)，脱硝效率大多控制在 60%~80%。

随着超低排放的实施，燃煤机组普遍采用增加催化剂层数的方法实现 NOx 超低排放，同时，新型催化剂、全负荷脱硝等技术也应运而生，并得到不同程度的技术突破[15]。中国火电行业脱硝技术发展情况如图 3 所示。

目前，中国火电行业脱硝技术已形成了煤粉炉以低氮燃烧+SCR 烟气脱硝技术为主，循环流化床锅炉以低氮燃烧+SNCR 技术为主的格局。截至 2016 年年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 9.1 亿 kW，占全国煤电机组容量的 96.2%，其中采用 SCR 脱硝技术的机组占比约 95% 以上。