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，目前已處于國際先進水平。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。

1  除塵技術發展與應用

自GB 13223—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，取而代之的是有效電除塵器，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，隨著火力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。隨著我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見圖1。

目前，中國火電行業除塵技術已形成了以有效電除塵器、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）。

圖1 火電行業煙塵控制技術發展與現狀

2 脫硫技術發展與應用

隨著GB 13223—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GB 13223—2011標準修訂頒布，中國SO2排放限值進一步趨嚴，嚴于美、日等發達國家和地區，成為世界*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有效脫硫工藝，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見圖2。

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2.58%、煙氣循環流化床脫硫1.80%、氨法脫硫1.81%，其他占0.93%。

圖2 火電行業SO2控制技術發展與現狀

3  低氮燃燒與脫硝技術的發展與應用

隨著GB 13223—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控制的推薦技術，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》(GB 13223—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*佳反應溫度窗，因此SNCR脫硝技術成為CFB鍋爐脫硝改造的推薦技術，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）煙氣脫硝技術在我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。隨著NOx排放標準日益趨嚴，中國火電行業脫硝技術發展情況見圖3。

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。

圖3 火電行業NOX控制技術發展與現狀

4  火電行業大氣污染物減排效果

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GB 13223—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*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。

4.2  SO2減排效果

2006年之前隨著火力發電量增加，火電行業二氧化硫排放量呈增長趨勢，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GB 13223—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*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年我國火電行業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。

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*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。

圖4 火電行業大氣污染物排放量變化趨勢

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，單位火電發電量煙塵、SO2、NOx排放量（排放績效）均逐年下降，2016年全國單位火電發電量煙塵、SO2、NOx排放量分別為0.08、0.39、0.36g/(kWh)。從2015年開始中國火電行業污染物排放績效水平先進于美國。但值得注意的是，2015年中國火電發電量中約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。

圖5 中美火電大氣污染物排放績效比較

從單位煤電發電量排放績效來比較，從2011年開始我國單位煤電發電量SO2排放量已經領先于美國煤電，從2015年開始我國單位煤電發電量煙塵、NOX排放量已經領先于美國煤電。2009年~2015年中美煤電大氣污染物排放績效比較如圖6所示。

2009年~2015年中美煤電大氣污染物排放績效比較

作者 | 酈建國 朱法華 孫雪麗   國電環境保護研究院   國家環境保護大氣物理模擬與污染控制重點實驗室