中国火电大气污染防治现状及挑战分析

　　北极星大气网讯:摘要：在对中国火电厂大气污染物排放标准的发展历程进行回顾与总结的基础上，分析不同阶段排放或要求对中国燃煤电厂大气污染控制技术发展的推动作用及其产生的环境效果，特别是超低排放。目前中国火电行业大气污染物控制处于超低排放阶段，燃煤电厂大气污染防治技术处于国际领先水平，出烟尘、SO2、NOx三大常规污染物排放浓度实现了燃煤发电与燃气发电基本同等清洁。尽管如此，中国火电环保在CO2控制、常规大气污染物进一步减排、湿法脱硫对生态环境的影响、危险废物废弃脱硝催化剂的处置、非常规污染物的控制、烟气治理设施的运行优化等方面任然面临诸多挑战，提出了需要研发的重点领域及相应目标。

　　从现阶段发展而言，我国电力工业已经取得了长足的进步，相比于20世纪80年代，发电装机容量已经上涨了将近30倍。这其中，增长最为明显的便是火电桩机容量，涨幅大约27倍，推动了我国经济高速发展。但是，面对如此骄傲的成绩，其背后带来的隐患同样不能忽视，尤其是大量污染物的排放，对环境带来了极为严重的破坏。基于这一情况，相关人员理应提高重视，加强研究。本篇文章将阐述我国火电厂排放标准和世界的对比，探讨治理技术的发展以及减排效果，并在污染物的挑战和处理方式提出一些合理的见解。

　　中国电力始于1882年，到1949年全国发电装机容量仅184.86万kw，1978年改革开放之初，全国发电装机容量为5712万kw。改革开放40年，中国电力得到了快速发展，总装机容量从1978年的5712万kw发展到2017年的17.77亿kw，其中火电装机容量从3985万kw发展到11.06亿kw。伴随着火电的快速发展，中国火电厂大气污染排放标准日趋严格，目前已领先世界。

　　我国火电厂在排放物的限值方面经过了多个不同的阶段，一般而言，其限值往往和经济条件、治理能力以及人们对于空气质量方面的需求有所关联。在早期，我国仅仅对于排放速度和烟囱的高度有所要求，对浓度没有设立标准。而在进入2003年时，我国对于浓度方面有了严格标准，尤其是要求所有燃煤机组必须完成脱硫。而在2014年，国务院又提出在2020年之前完成全面改造，以做到超低排放。

　　根据相关资料可以知道，我国煤炭储备占全部化石能源的94.3%，因此决定我国未来发展仍然无法摆脱对于煤炭方面的依赖。然而煤炭是造成环境污染的重要因素，特别是雾霾天气，煤炭可以看作是主要的罪魁祸首。为此，加强煤炭的清洁利用，能够有效做到超低排放。

　　在2011年时，我国针对火电厂重新制定了标准，尤其是在具体排放限值方面提出了严格的要求。这其中包括部分大型经济城市内部严禁建设任何燃煤电厂，并在2014年9月开展了“超低排放”的行动计划，促使全国所有具备相应条件的发电机组均达到了超低排放的基本水平。

　　近些年来，越来越多的地方政府也开始响应国家的环境改善计划，针对本地的实际情况，颁布了相关政策内容。尤其是要求燃煤电厂对于汽轮机组方面的污染物排放标准限制进行参考，以此促使烟尘、SO2以及NOx的排放浓度均能够处在合理的范围之内。

　　我国污染物排放限值在与美国进行对比的时候，我国的限值显然更为严格。这其中，颗粒物为美国的81.4%，SO2为美国的25.2%，而NOx为美国的52.3%。不仅如此，相比于欧盟，我国的限值同样更加严格。而且，我国的限值符合率都是以小时来计算，而美国则是以30天来计算，显然我国的限值设立更为严格。

　　电力工业原先普遍应用的旋风除尘器、文丘里水膜除尘器等，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。这种机器的除尘效率更高，从而能够更好地满足我国排放限值的要求。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，安装袋式或复合除尘器的机组比重有所提高。

　　现如今我国各个机组对脱硫的重视，最为常见的脱硫技术为石灰石-石膏湿法。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。

　　随着政策的推行，我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，现行的先进低氮燃烧技术NOx减排率可达50%～60%。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，循环硫化床锅炉以低氮燃烧+SNCR技术为主的格局。

　　2006年之前随着火电发电量增加，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；随着政策的推行，火电行业烟尘排放量开始逐年下降，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%。

　　2006年之前随着火电发电量增加，火电行业SO2排放量呈缓慢增长趋势，2006年达到峰值约1320万t；随着政策的推行，火电行业SO2排放量开始逐年下降，2016年中国火电行业SO2排放量约170万t，仅占2006年峰值的13%。

　　2011年之前随着火电发电量增加，火电行业NOx排放量明显增加，2011年达到峰值约1107万t；随着政策的拖行，火电行业NOx排放量开始逐年下降，2016年中国火电行业NOx排放量约155万t，仅占2011年峰值的14%。

　　燃煤发电机组单位发电产生的CO2排放量0.76～0.92g/（kWh），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%。中国燃煤发电量占活力发电量的93%，产生的温室气体排放量巨大。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，此外，也需在CO2贮存和利用方面开展研究与示范。

　　尽管全国环境空气质量在2017年得到改善，但还是远低于美国、德国等发达国家。目前，中国已有部分电厂稳定实现了国际能源署2020年目标，但与2030年的目标尚存在差距。

　　我国烟气脱硝方式以石灰石-石膏湿法为主，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。

　　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。

　　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。

　　中国火电厂大气污染物排放标准经历了多个不同阶段，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。