分析｜中国火电大气污染防治现状及挑战

2.3 低氮燃烧与脱硝技术的发展与应用

随着GB13223—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》(GB13223—2011) 的颁布， 循环流化床锅炉(CFB 锅炉)NOx排放浓度限值200mg/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100mg/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。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。

2.4 火电行业大气污染物减排效果

2.4.1 烟尘减排效果

2006年之前随着火力发电量增加，火电行业烟尘排放量呈缓慢增长趋势，2006年达到峰值约370万t;随着GB13223—2003标准的颁布实施，现有燃煤机组2006年基本完成第一次环保技术改造(主要是除尘与湿法脱硫)，2007年开始火电行业烟尘排放量出现拐点，并逐年下降;随着GB 13223—2011史上最严标准和超低排放限值的实施，烟尘排放量继续下降，2016年中国火电行业烟尘排放量约35万t，不足2006年峰值的10%。2000—2016年中国火电行业烟尘排放量变化趋势如图4所示。

2.4.2 SO2减排效果

2006年之前随着火力发电量增加，火电行业SO2排放量呈增长趋势，2006年达到峰值1320万t。由于中国火电厂大气污染物排放标准GB13223—2003开始对SO2进行全面的控制，因此2006年之前SO2排放量增长速率和排放量明显大于烟尘。

随后GB 13223—2003对现有机组的SO2控制作用逐渐显现，2007年开始SO2排放量开始回落，随着GB 13223—2011 史上最严标准以及2014 年超低排放要求的实施，2015年年底现有燃煤机组完成了脱硫设施的升级改造，提高了运行管理水平，2015年SO2排放量迅速由2014年的620万t回落至200万t，下降了约68%。2016年中国火电行业SO2排放量约170万t，仅占2006年峰值的13%。2000—2016年中国火电行业SO2排放量变化趋势如图4所示。

2.4.3 NOx 减排效果

2011年之前中国火电行业大气污染物排放标准对NOx控制要求相对较松，NOx排放量随火力发电量增加而明显增加，2011年达到峰值1107万t。2011年开始随着GB

13223—2011史上最严标准以及超低排放要求的实施， 2012年开始NOx排放量出现拐点开始迅速回落，随着中国烟气脱硝机组容量的逐年升高，2015年NOx排放量在2014年基数上下降了71%。2016年中国火电行业NOx排放量约155万t， 仅占2011年峰值的14%。2000—2016 年中国火电行业NOx排放量变化趋势如图4所示。

2.4.4 污染物排放绩效

中国火电行业随着大气污染物排放标准的不断趋严，单位火力发电量烟尘、SO2、NOx排放量(排放绩效)均逐年下降，2016年全国单位火力发电量烟尘、SO2、NOx 排放量分别为0.08、0.39、0.36g/(kW·h)。从2015年开始中国火电行业污染物排放绩效水平领先于美国。但值得注意的是，2015 年中国火力发电量中约93% 为煤电，而美国火力发电量中煤电仅占49%，充分说明中国煤电烟尘、SO2和NOx的排放绩效与燃气电厂基本相当。2005—2015年中美火电大气污染物排放绩效比较如图5所示。

从单位煤电发电量排放绩效来比较， 从2011年开始中国单位煤电发电量SO2 排放量已经领先于美国煤电，从2015年开始中国单位煤电发电量烟尘、NOx 排放量已经领先于美国煤电。

2009—2015年中美煤电大气污染物排放绩效比较如图6所示。

3 火电大气污染面临的挑战与对策

尽管中国燃煤发电大气污染物控制技术处于世界领先水平， 常规三大污染物( 烟尘、SO2、NOx)实现了燃煤电厂与燃气电厂同等清洁，但未来火电发展仍然面临挑战， 主要表现在以下6个方面。

3.1 温室气体排放量巨大

燃煤发电机组单位发电量产生的CO2排放量0.76~0.92g/(kW·h)，而燃气发电单位发电量产生的CO2排放量仅占燃煤发电的45%~66%。中国燃煤发电量占火力发电量的93%，产生的温室气体排放量巨大。尽管温室气体CO2是不是污染物存在疑义，但中国是《巴黎协定》的坚定支持者，将继续履行对国际社会的承诺，因此，未来应通过技术研发进一步减少燃煤发电煤耗，如国家正在安徽淮北平山实施“251 工程”(即新建燃煤机组供电煤耗小于251g/(kW·h)，比目前全国平均供电煤耗310g/(kW·h) 要低19%，但单位发电量的CO2排放量比燃气机组仍高出25%左右。因此，中国需要进一步降低供电煤耗，同时大力发展可再生能源，以满足《巴黎协定》的要求，此外，也需在CO2 贮存和利用方面开展研究与示范。

3.2 环境改善需要进一步削减火电大气污染物

2017年尽管全国环境空气质量得到进一步改善，重污染天气明显减少，全面实现了大气污染防治行动计划确定的目标，京津冀、长三角、珠三角地区PM2.5年均浓度分别下降至64、44、34μg/m3，但与发达国家和世界卫生组织制定的环境空气质量标准要求还有很大差距。

中国煤炭用于发电(含热电联产)的比例近期难以下降，从1980年的20.6% 增加到2013年的51.3%，发电耗煤量从1980年的1.26亿t 增长到2013年的21.8亿t，但煤炭用于发电的比例远低于美国、德国等发达国家，为了进一步改善环境空气质量，未来应加大燃煤清洁利用，进一步增大燃煤用于发电的比例。

国际能源署根据当前的技术发展情况，制定了2020年与2030年的燃煤电厂污染物排放目标，2020年目标：烟尘为1~2mg/m3，SO2为25mg/m3，NOx 为30mg/m3;2030年目标：烟尘<1mg/m3，SO2<10mg/m3，NOx<10mg/m3。目前，中国已有部分电厂稳定实现了国际能源署2020年的目标，但与2030年的目标尚存在差距。可见，中国燃煤发电大气污染物控制还有很长的路要走，需要在技术上继续突破，进一步减少火电大气污染物的排放。

3.3 湿法脱硫对生态环境的影响

中国火电行业烟气脱硫方法以石灰石–石膏湿法脱硫为主，据统计2016年火电行业采用石灰石–石膏湿法脱硫的装机容量占比93%，每年石灰石消耗量5000万t 左右，石灰石开采对生态环境会产生一定的负面影响。石灰石–石膏湿法脱硫的脱硫副产物石膏的利用率随着建筑业的萎缩在逐渐减少，废弃石膏的堆存处置也会对生态环境产生一定的负面影响。因此未来应加大对资源化脱硫新工艺、新方法的研发与示范。

3.4 废弃脱硝催化剂危险废物处置难

中国火电行业烟气脱硝方法以SCR为主，据统计，2016年火电行业采用SCR的装机容量占比95%以上，由此产生大量的废弃脱硝催化剂，属于危险废物，如何处理与处置废弃脱硝催化剂是火电行业面临的重大挑战。应积极开发废弃脱硝催化剂的回收及其资源化利用技术的研发。

3.5 非常规污染物的控制需要新的技术突破

2017年京津冀地区PM2.5年均浓度下降至64μg/m3，全面完成了大气污染防治行动计划的目标，举国振奋，但必须清醒地看到，64μg/m3与环境空气质量标准35μg/m3的要求还有很大的差距，与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标2(IT-2)25μg/m3、过渡时期目标3(IT-3)15μg/m3、空气质量准则值(AQG)10μg/m3要求差距更大。随着人们对环境空气质量要求的不断提高，不仅要控制好燃煤电厂烟气中的常规污染物， 而且需要控制Hg及其化合物等重金属、SO3等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等，以及环境敏感地区、严重缺水地区湿烟气中气态水的回收利用(同时可消除“白色烟羽”)。需要研发非常规污染物控制技术并进行工程示范。

3.6 烟气治理设施的优化与节能

燃煤电厂的烟气治理设施是一个复杂的系统工程，锅炉的负荷波动与低氮燃烧、烟气脱硝、除尘、脱硫、深度净化等装置之间， 既相互独立，又相互联系。目前各装置之间基本处于独立的运行状态，由不同专业的运行人员在运行，没有体现各装置之间的联系性，烟气治理设施的潜能没有得到充分发挥，特别是节能潜力。需要培养烟气污染物控制的全面人才，加强电厂烟气治理设施的统筹协同，利用互联网、物联网、大数据等技术手段优化烟气治理设施的运行管理，实现节能减排双赢。

4 结语

中国火电厂大气污染物排放标准经历了7个发展阶段，日益严格的排放限值不断推动治理技术的进步，目前的烟气治理水平已领先世界，实现了燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。但中国火电大气污染仍然面临诸多挑战，需要在相关领域加强技术研发与工程示范。