面對目前取得的如此巨大的成績，多數人認為火電行業的大氣污染防治已經走在了世界及國內各行業的前列，可以停一下前進的腳步了。作者在對中國火電廠大氣污染物排放標準的發展與國際比較、煙氣治理技術發展及減排效果分析的基礎上，從國際氣候變化的壓力、國內大氣環境改善的動力、濕法脫硫對生態環境的影響、廢棄脫硝催化劑危險廢物的處置、非常規污染物控制技術的突破、煙氣治理設施運行優化與節能等方面分析了中國火電大氣污染面臨的挑戰，提出中國火電大氣污染防治需關注的研發重點。
1. 中國火電排放標準的發展與國際比較
中國電力始于1882年，到1949年全國發電裝機容量僅184.86萬kW，1978年改革開放之初，全國發電裝機容量為5712萬kW。改革開放40 年，中國電力得到了快速發展，總裝機容量從1978年的5712萬kW 發展到2017年的17.77億kW， 其中火電裝機容量從3984萬kW發展到11.06億kW。伴隨著火電的快速發展，中國火電廠大氣污染物排放標準日趨嚴格，目前已領先世界。
1.1 排放標準的發展
中國火電廠大氣污染物排放標準限值的演變經歷了以下7個階段(詳見表1)，不同階段制定和修訂的火電廠大氣污染物排放標準與當時的經濟發展水平、污染治理技術水平以及人們對環境空氣質量的要求等密切相關。
第一階段為1882—1972年，當時中國經濟落后，電力裝機容量少，處于無標準階段。
第二階段為1973年頒布的《工業“三廢”排放標準(試行)》(GBJ4—1973)，火電廠大氣污染物排放指標僅涉及煙塵和SO2，對排放速率和煙囪高度有要求，但對排放濃度無要求。
第三階段為1991年頒布的《燃煤電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—1991)，首次對煙塵排放濃度提出限值要求，針對不同類型的除塵設施和相應燃煤灰分制定不同的排放標準限值。
第四階段為1996年頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223— 1996)，首次增加NOx作為污染物，要求新建鍋爐采取低氮燃燒措施。煙塵排放標準加嚴，新建、擴建和改建中高硫煤電廠要求增加脫硫設施。
第五階段為2003年頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2003)，污染物排放濃度限值進一步加嚴。對燃煤機組提出了全面進行脫硫的要求。
第六階段為2011年頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)，被稱為中國史上最嚴標準，燃煤電廠不僅要進行脫硫，還要進行煙氣脫硝，并對重點地區的電廠制定了更加嚴格的特別排放限值，并首次將Hg 及其化合物作為污染物。
第七階段為2014—2020年的超低排放階段，2014年6月國務院辦公廳首次發文要求新建燃煤發電機組大氣污染物排放接近燃氣機組排放水平。由此拉開了中國燃煤電廠超低排放的序幕。2015年12月，環境保護部、國家發改委等出臺了燃煤電廠在2020年前全面完成超低排放改造的具體方案。
1.2 超低排放要求的推動力
1.2.1 資源稟賦與環境改善的必然要求
根據《2013年中國能源統計年鑒》，中國煤炭探明儲量占化石能源儲量的94.2%，中國富煤、貧油、少氣的能源儲量特征決定了未來一段時間中國很難擺脫以煤炭為主要能源的發展模式。另外，從煤炭使用量來看，中國煤炭使用量逐年升高， 2013年達到28.10億t 標準煤， 是1978年使用量的6.9倍， 是1998年使用量的2.9倍，近年來中國煤炭消耗量有所下降，但2017年中國煤炭消耗量仍達到27.31億t。根據《BP世界能源統計年鑒》數據，2014—2016年中國煤炭消費量占全球煤炭總量的50.5%~50.7%，意味著全球有一半的煤炭是在中國消耗的，由煤炭燃燒產生的大氣污染物對環境空氣質量的負面影響，尤其是對灰霾天氣的影響不容忽視。因此，為改善中國環境空氣質量，迫切需要實現煤炭的高效清潔利用，超低排放是實現煤炭清潔利用的重要手段。
1.2.2 國家層面對超低排放的推動
2011年，中國頒布了史上最嚴的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011))，規定了包括燃氣輪機組在內的火電廠大氣污染物排放限值。因個別特大型城市禁止建設燃煤電廠， 面臨天然氣資源缺乏和電力短缺的雙重矛盾，2012年“如新建的燃煤電廠達到燃氣輪機組的大氣污染物排放限值是否可以建設”的問題在上海市被提出來，進而有電力企業在現有煤電機組上進行了有益嘗試。
2014年6月國務院辦公廳印發《能源發展戰略行動計劃(2014—2020年) 》( 國辦發[2014]31號)，首次提出“新建燃煤發電機組污染物排放接近燃氣機組排放水平”，由此拉開了中國燃煤電廠“超低排放”的序幕。同年9 月，國家發改委、環境保護部、國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年年)的通知》(發改能源[2014]2093號)。
2015年3月，“兩會”通過的政府工作報告中要求“加強煤炭清潔高效利用，推動燃煤電廠超低排放改造”，“超低排放”首次正式出現在政府文件中。2015年12月國務院常務會議決定，在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放和節能改造，東、中部地區提前至2017年和2018年完成。此后，國家發改委出臺了超低排放環保電價政策。同月，環境保護部、國家發改委、能源局聯合印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》(環發[2015]164號)，將“燃煤電廠超低排放與節能改造”提升為國家專項行動，即到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放(即在基準含氧量6%條件下， 煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3)，全國有條件的新建燃煤發電機組達到超低排放水平。
1.2.3 地方政府對超低排放的積極響應
地方政府積極響應國家超低排放行動計劃，相繼出臺了超低排放相關政策， 如在發改能源[2014]2093號文之前， 江蘇省、浙江省、廣州市、山西省等地就出臺相關政策，要求燃煤電廠參考燃氣輪機組污染物排放標準限值，即在基準含氧量6% 條件下，煙塵、SO2、NOx 排放濃度分別不高于5、35、50mg/m3。
截至發稿時，已有6個省級政府發布或即將發布火電廠或燃煤電廠大氣污染物強制性地方標準， 將超低排放要求標準化， 它們分別是河南、河北、上海、山東、浙江、天津，其中天津市2018年2月發布《火電廠大氣污染物排放標準》(征求意見稿)，浙江省于2018年3月6日召開了《燃煤電廠大氣污染物排放標準》聽證會，其他4個省份的地方標準均已發布。上海、山東、浙江對新建鍋爐或一定規模以上鍋爐的煙塵提出了5mg/m3的燃氣標準限值要求，其他省份提出的標準限值與國家“超低排放”限值基本一致，詳見表2。另外，值得注意的是上海、浙江強制性地方標準中要求燃煤發電鍋爐應采取煙溫控制及其他有效措施消除石膏雨、有色煙雨等現象;浙江省還將排放績效控制要求寫入強制性地方標準中。
1.2.4 國有企業對超低排放的推動
在國家和地方政策引導下，國有電力企業投入資金實施超低排放改造和新建工程。2012年9月19日上海漕涇電廠二期工程環境效益分析報告評審會上，首次提出燃煤電廠達到燃氣機組排放標準限值;2013年4月16日國電泰州二期工程成為國內首臺按照超低排放進行環境影響評價的新建機組;2014年5月30日浙江嘉華7、8號機組成為國內首臺改造投運的超低排放機組，2014年6月26日國華舟山4號機組成為國內首臺新建投運的超低排放機組。截至2016 年年底，約4.4億kW燃煤機組完成超低排放改造，占全國煤電機組容量的49%;截至2017年年底，全國已投運超低排放機組容量占煤電機組容量的71%。
1.3 超低排放限值的國際比較
中國燃煤電廠超低排放限值與美國、歐盟燃煤電廠最嚴格的排放限值比較如表3所示。
從表3可以看出，與美國《新建污染源的性能標準》(NSPS，new source performance standard)中最嚴排放限值( 適用于2011年5月3日以后新、擴建機組，美國排放標準中以單位發電量的污染物排放水平表示，為便于比較將其進行了折算)相比，中國超低排放限值更加嚴格，顆粒物占美國排放標準的81.3%;SO2 僅占美國排放標準的25%，NOx 限值占美國排放標準的52%。與歐盟2010/75/EU《工業排放綜合污染預防與控制指令》(directive on industrial emissions(integratedpollution prevention and control))中最嚴排放限值(適用于300MW 以上新建機組)相比，中國煙塵10mg/m3 的超低排放限值與之相當，但部分省市新建機組和一定規模以上機組執行5mg/m3，僅為歐盟最嚴排放標準限值的50%;SO2僅占歐盟排放標準的23%，NOx占歐盟排放標準的33%。
可見，中國目前實施的超低排放限值明顯嚴于美國、歐盟現行排放標準限值。但更值得關注的是，中國超低排放限值符合率的評判標準為小時濃度，而美國排放標準限值的評判標準為30 天滾動平均值，歐盟排放標準限值的評判標準為日歷月均值。因此，從符合率評判方法來說，中國短期內要求符合的超低排放限值比美國和歐盟長時間段內平均濃度要求符合的標準限值嚴格得多。
2. 煙氣治理技術發展應用及減排效果
隨著中國大氣污染物排放標準的不斷趨嚴，以及超低排放國家專項行動的實施，中國火電廠大氣污染防治技術發展迅速，目前已處于國際領先水平。為了加強和規范火電廠污染防治，推動火電行業污染防治措施升級改造與技術進步，環保部科技標準司組織編制了《火電廠污染防治可行技術指南》(HJ2301—2017)，于2017年5月正式以標準形式發布。
2.1 除塵技術發展與應用
自GB13223—1996標準頒布實施后，電力工業原先普遍應用的旋風除塵器、文丘里水膜除塵器、斜棒柵除塵器等，因其除塵效率低，無法達到排放標準而遭到淘汰，取而代之的是高效電除塵器，從此電除塵技術得到普及。“十一五”至“十二五”期間，中國燃煤電廠煙塵排放限值經歷了從50mg/m3 到30mg/m3 再到10mg/m3 的三級跳，電除塵技術方面高頻電源、脈沖電源、旋轉電極、低低溫電除塵、濕式電除塵等新技術應運而生并得到大規模應用，同時電袋復合除塵和袋式除塵技術不斷取得突破，相應裝機容量份額逐漸提高，另外濕法脫硫協同除塵技術和效果也逐步提高。可見，隨著火電行業大氣污染物排放標準的日益嚴格，能夠長期保證低濃度排放的先進除塵技術進入了快速規模化應用時期，而國外除塵新技術研究與應用處于相對停滯狀態。隨著中國火電廠煙塵排放標準日益趨嚴，中國火電行業除塵技術發展情況如圖1 所示。
目前，中國火電行業除塵技術已形成了以高效電除塵器、電袋復合除塵器和袋式除塵器為主的格局，安裝袋式或電袋復合除塵器的機組比重有所提高。2016年火電廠安裝電除塵器、袋式除塵器、電袋復合除塵器的機組容量分別占全國煤電機組容量的68.3%、8.4%(0.78 億kW)、23.3%(2.19 億kW)。
2.2 脫硫技術發展與應用
隨著GB13223—2003標準的修訂出臺，各時段建設的燃煤機組全面納入SO2濃度限值控制，從此，中國火電行業煙氣脫硫進入了快速發展階段，石灰石-石膏濕法脫硫技術快速發展并得到普及。2011 年GB13223—2011標準修訂頒布，中國SO2排放限值進一步趨嚴，嚴于美、歐等發達國家和地區，成為世界最嚴的標準，該階段火電行業通過進一步提高脫硫技術水平和運行管理水平，從而提高綜合脫硫效率。
隨著發改能源[2014]2093號文及各地方超低排放要求的相繼出臺，脫硫技術的發展步入了超低排放階段，國內在引進消化吸收及自主創新的基礎上形成了多種新型高效脫硫工藝，如石灰石-石膏法的傳統空塔噴淋提效技術、復合塔技術(包括旋匯耦合、沸騰泡沫、旋流鼓泡、雙托盤、湍流管柵等) 和pH值分區技術( 包括單塔雙pH值、雙塔雙pH 值、單塔雙區等)。隨著中國火電廠SO2排放標準日益趨嚴，中國火電行業脫硫技術發展情況如圖2所示。
目前，中國火電行業脫硫技術已形成了以石灰石-石膏濕法脫硫為主，其他脫硫方法為輔的格局。截至2016年年底，全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約8.8億kW，占全國煤電機組容量的93.0%，如果考慮具有脫硫作用的循環流化床鍋爐， 全國脫硫機組占煤電機組比例接近100%。2015年全國火電行業脫硫工藝以石灰石-石膏法為主，占92.87%(含電石渣法等)，海水脫硫占2.58%、煙氣循環流化床脫硫占1.80 %、氨法脫硫占1.81%，其他占0.93%。
2.3 低氮燃燒與脫硝技術的發展與應用
隨著GB13223—2003標準的修訂出臺，中國燃煤發電鍋爐低氮燃燒技術得到普及，成為燃煤電廠NOx控制的首選技術，經過近十幾年的發展， 現行的先進低氮燃燒技術NOx 減排率可達50%~60%。
隨著《火電廠大氣污染排放標準》(GB13223—2011) 的頒布， 循環流化床鍋爐(CFB 鍋爐)NOx排放濃度限值200mg/m3，原有CFB鍋爐通過爐內低氮燃燒已無法滿足要求。由于選擇性非催化還原法(SNCR)脫硝技術系統設備簡單， 造價相對低，且CFB鍋爐爐膛溫度正好處于SNCR最佳反應溫度窗，因此SNCR脫硝技術成為CFB鍋爐脫硝改造的首選技術， 近年來在中國得到迅速發展。煤粉爐機組NOx 排放濃度限值要達到100mg/m3，僅依靠低氮燃燒技術已無法滿足日益嚴格的排放要求，自此選擇性催化還原法(SCR)煙氣脫硝技術在中國燃煤電廠得到普及， 催化劑多采用“2+1"配置方式(2層運行，1層預留備用)，脫硝效率大多控制在60%~80%。
隨著超低排放的實施，燃煤機組普遍采用增加催化劑層數的方法實現NOx超低排放，同時，新型催化劑、全負荷脫硝等技術也應運而生，并得到不同程度的技術突破。中國火電行業脫硝技術發展情況如圖3 所示。
目前，中國火電行業脫硝技術已形成了煤粉爐以低氮燃燒+SCR煙氣脫硝技術為主，循環流化床鍋爐以低氮燃燒+SNCR技術為主的格局。截至2016年年底，全國已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9.1億kW，占全國煤電機組容量的96.2%，其中采用SCR脫硝技術的機組占比約95%以上。
2.4 火電行業大氣污染物減排效果
2.4.1 煙塵減排效果
2006年之前隨著火力發電量增加，火電行業煙塵排放量呈緩慢增長趨勢，2006年達到峰值約370萬t;隨著GB13223—2003標準的頒布實施，現有燃煤機組2006年基本完成第一次環保技術改造(主要是除塵與濕法脫硫)，2007年開始火電行業煙塵排放量出現拐點，并逐年下降;隨著GB 13223—2011史上最嚴標準和超低排放限值的實施，煙塵排放量繼續下降，2016年中國火電行業煙塵排放量約35萬t，不足2006年峰值的10%。2000—2016年中國火電行業煙塵排放量變化趨勢如圖4所示。
2.4.2 SO2減排效果
2006年之前隨著火力發電量增加，火電行業SO2排放量呈增長趨勢，2006年達到峰值1320萬t。由于中國火電廠大氣污染物排放標準GB13223—2003開始對SO2進行全面的控制，因此2006年之前SO2排放量增長速率和排放量明顯大于煙塵。
隨后GB 13223—2003對現有機組的SO2控制作用逐漸顯現，2007年開始SO2排放量開始回落，隨著GB 13223—2011 史上最嚴標準以及2014 年超低排放要求的實施，2015年年底現有燃煤機組完成了脫硫設施的升級改造，提高了運行管理水平，2015年SO2排放量迅速由2014年的620萬t回落至200萬t，下降了約68%。2016年中國火電行業SO2排放量約170萬t，僅占2006年峰值的13%。2000—2016年中國火電行業SO2排放量變化趨勢如圖4所示。
2.4.3 NOx 減排效果
2011年之前中國火電行業大氣污染物排放標準對NOx控制要求相對較松，NOx排放量隨火力發電量增加而明顯增加，2011年達到峰值1107萬t。2011年開始隨著GB
13223—2011史上最嚴標準以及超低排放要求的實施， 2012年開始NOx排放量出現拐點開始迅速回落，隨著中國煙氣脫硝機組容量的逐年升高，2015年NOx排放量在2014年基數上下降了71%。2016年中國火電行業NOx排放量約155萬t， 僅占2011年峰值的14%。2000—2016 年中國火電行業NOx排放量變化趨勢如圖4所示。
2.4.4 污染物排放績效
中國火電行業隨著大氣污染物排放標準的不斷趨嚴，單位火力發電量煙塵、SO2、NOx排放量(排放績效)均逐年下降，2016年全國單位火力發電量煙塵、SO2、NOx 排放量分別為0.08、0.39、0.36g/(kW·h)。從2015年開始中國火電行業污染物排放績效水平領先于美國。但值得注意的是，2015 年中國火力發電量中約93% 為煤電，而美國火力發電量中煤電僅占49%，充分說明中國煤電煙塵、SO2和NOx的排放績效與燃氣電廠基本相當。2005—2015年中美火電大氣污染物排放績效比較如圖5所示。
從單位煤電發電量排放績效來比較， 從2011年開始中國單位煤電發電量SO2 排放量已經領先于美國煤電，從2015年開始中國單位煤電發電量煙塵、NOx 排放量已經領先于美國煤電。
2009—2015年中美煤電大氣污染物排放績效比較如圖6所示。
3. 火電大氣污染面臨的挑戰與對策
盡管中國燃煤發電大氣污染物控制技術處于世界領先水平， 常規三大污染物( 煙塵、SO2、NOx)實現了燃煤電廠與燃氣電廠同等清潔，但未來火電發展仍然面臨挑戰， 主要表現在以下6個方面。
3.1 溫室氣體排放量巨大
燃煤發電機組單位發電量產生的CO2排放量0.76~0.92g/(kW·h)，而燃氣發電單位發電量產生的CO2排放量僅占燃煤發電的45%~66%。中國燃煤發電量占火力發電量的93%，產生的溫室氣體排放量巨大。盡管溫室氣體CO2是不是污染物存在疑義，但中國是《巴黎協定》的堅定支持者，將繼續履行對國際社會的承諾，因此，未來應通過技術研發進一步減少燃煤發電煤耗，如國家正在安徽淮北平山實施“251 工程”(即新建燃煤機組供電煤耗小于251g/(kW·h)，比目前全國平均供電煤耗310g/(kW·h) 要低19%，但單位發電量的CO2排放量比燃氣機組仍高出25%左右。因此，中國需要進一步降低供電煤耗，同時大力發展可再生能源，以滿足《巴黎協定》的要求，此外，也需在CO2 貯存和利用方面開展研究與示范。
3.2 環境改善需要進一步削減火電大氣污染物
2017年盡管全國環境空氣質量得到進一步改善，重污染天氣明顯減少，全面實現了大氣污染防治行動計劃確定的目標，京津冀、長三角、珠三角地區PM2.5年均濃度分別下降至64、44、34μg/m3，但與發達國家和世界衛生組織制定的環境空氣質量標準要求還有很大差距。
中國煤炭用于發電(含熱電聯產)的比例近期難以下降，從1980年的20.6% 增加到2013年的51.3%，發電耗煤量從1980年的1.26億t 增長到2013年的21.8億t，但煤炭用于發電的比例遠低于美國、德國等發達國家，為了進一步改善環境空氣質量，未來應加大燃煤清潔利用，進一步增大燃煤用于發電的比例。
國際能源署根據當前的技術發展情況，制定了2020年與2030年的燃煤電廠污染物排放目標，2020年目標：煙塵為1~2mg/m3，SO2為25mg/m3，NOx 為30mg/m3;2030年目標：煙塵<1mg/m3，SO2<10mg/m3，NOx<10mg/m3。目前，中國已有部分電廠穩定實現了國際能源署2020年的目標，但與2030年的目標尚存在差距。可見，中國燃煤發電大氣污染物控制還有很長的路要走，需要在技術上繼續突破，進一步減少火電大氣污染物的排放。
3.3 濕法脫硫對生態環境的影響
中國火電行業煙氣脫硫方法以石灰石–石膏濕法脫硫為主，據統計2016年火電行業采用石灰石–石膏濕法脫硫的裝機容量占比93%，每年石灰石消耗量5000萬t 左右，石灰石開采對生態環境會產生一定的負面影響。石灰石–石膏濕法脫硫的脫硫副產物石膏的利用率隨著建筑業的萎縮在逐漸減少，廢棄石膏的堆存處置也會對生態環境產生一定的負面影響。因此未來應加大對資源化脫硫新工藝、新方法的研發與示范。
3.4 廢棄脫硝催化劑危險廢物處置難
中國火電行業煙氣脫硝方法以SCR為主，據統計，2016年火電行業采用SCR的裝機容量占比95%以上，由此產生大量的廢棄脫硝催化劑，屬于危險廢物，如何處理與處置廢棄脫硝催化劑是火電行業面臨的重大挑戰。應積極開發廢棄脫硝催化劑的回收及其資源化利用技術的研發。
3.5 非常規污染物的控制需要新的技術突破
2017年京津冀地區PM2.5年均濃度下降至64μg/m3，全面完成了大氣污染防治行動計劃的目標，舉國振奮，但必須清醒地看到，64μg/m3與環境空氣質量標準35μg/m3的要求還有很大的差距，與世界衛生組織確定的環境空氣質量過渡時期目標2(IT-2)25μg/m3、過渡時期目標3(IT-3)15μg/m3、空氣質量準則值(AQG)10μg/m3要求差距更大。隨著人們對環境空氣質量要求的不斷提高，不僅要控制好燃煤電廠煙氣中的常規污染物， 而且需要控制Hg及其化合物等重金屬、SO3等可凝結顆粒物、濕煙氣液態水中的溶解鹽顆粒物等，以及環境敏感地區、嚴重缺水地區濕煙氣中氣態水的回收利用(同時可消除“白色煙羽”)。需要研發非常規污染物控制技術并進行工程示范。
3.6 煙氣治理設施的優化與節能
燃煤電廠的煙氣治理設施是一個復雜的系統工程，鍋爐的負荷波動與低氮燃燒、煙氣脫硝、除塵、脫硫、深度凈化等裝置之間， 既相互獨立，又相互聯系。目前各裝置之間基本處于獨立的運行狀態，由不同專業的運行人員在運行，沒有體現各裝置之間的聯系性，煙氣治理設施的潛能沒有得到充分發揮，特別是節能潛力。需要培養煙氣污染物控制的全面人才，加強電廠煙氣治理設施的統籌協同，利用互聯網、物聯網、大數據等技術手段優化煙氣治理設施的運行管理，實現節能減排雙贏。
4. 結 語
中國火電廠大氣污染物排放標準經歷了7個發展階段，日益嚴格的排放限值不斷推動治理技術的進步，目前的煙氣治理水平已領先世界，實現了燃煤電廠常規污染物排放與燃氣發電基本同等清潔，為中國空氣質量改善做出了巨大貢獻。但中國火電大氣污染仍然面臨諸多挑戰，需要在相關領域加強技術研發與工程示范。（作者：酈建國 朱法華等）
