第二節　國內外燃煤機組污染物排放現狀

一、我國環保政策及面臨形勢

火電廠燃煤鍋爐主要排放煙塵、二氧化硫和氮氧化物、汞及其他重金屬等大氣污染物。2011年7月，環境保護部（現生態環境部）批準并正式發布了《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223—2011），在此標準中首次將汞及其化合物正式納入控制范圍，要求標態下汞及其化合物排放濃度不得高于0.03mg/m3，2012年1月1日后新建燃煤電廠標態下煙塵、SO₂、NO_x的排放量分別不得超過30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3。

2012年10月國務院發布《關于重點區域大氣污染防治“十二五”規劃》，規劃目標：到2015 年，重點區域二氧化硫、氮氧化物、工業煙粉塵排放量分別下降12%、13%、10%，揮發性有機物污染防治工作全面展開，環境空氣質量有所改善，可吸入顆粒物、二氧化硫、二氧化氮、細顆粒物年均濃度分別下降10%、10%、7%、5%，臭氧污染得到初步控制，酸雨污染有所減輕，建立區域大氣污染聯防聯控機制，區域大氣環境管理能力明顯提高。京津冀、長江三角洲、珠江三角洲區域將細顆粒物納入考核指標，細顆粒物年均濃度下降6%。

2013年9月，國務院發布《大氣污染防治行動計劃》（國發〔2013〕37號），具體指標：到2017年，全國地級以上城市可吸入顆粒物濃度比2012年下降10%以上，優良天數逐年提高；京津冀、長江三角洲、珠江三角洲等區域細顆粒物濃度分別下降25%、20%、15%左右，其中北京市細顆粒物年均濃度控制在60μg/m3左右。

2014年9月國家發改委、環境保護部、國家能源局三部委聯合發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發改能源〔2014〕2093號），指出要嚴控大氣污染物排放，新建燃煤發電機組（含在建項目和已納入國家火電建設規劃的機組）應同步建設先進高效脫硫、脫硝和除塵設施，不得設置煙氣旁路通道。東部地區（遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南11省市）新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值（即在基準氧含量6%、標態條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），支持同步開展大氣污染物聯合協同脫除，減少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。同時加快現役機組改造升級，重點推進現役燃煤發電機組大氣污染物達標排放環保改造，燃煤發電機組必須安裝高效脫硫、脫硝和除塵設施。穩步推進東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組和有條件的30萬千瓦以下公用燃煤發電機組實施大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值的環保改造。

2015年12月11日環境保護部、國家發改委、國家能源局三部委聯合發布的《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造的工作方案》（環發〔2015〕164號）提出：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（即在基準氧含量6%標態條件下，煙塵、SO₂、NO_x排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。全國有條件的新建燃煤發電機組達到超低排放水平。加快現役燃煤發電機組超低排放改造步伐，將東部地區原計劃2020年前完成的超低排放改造任務提前至2017年前總體完成；將對東部地區的要求逐步擴展至全國有條件地區，其中，中部地區力爭在2018年前基本完成，西部地區在2020年前完成。全國新建燃煤發電項目原則上要采用60萬千瓦及以上超超臨界機組，平均供電煤耗（按標煤計）低于300g/（kW·h），到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310g/（kW·h）。

2018年浙江杭州發布《鍋爐大氣污染物排放標準》（征求意見稿），征求意見稿對三氧化硫的排放提出了具體要求。自標準實施之日起新建燃煤熱電鍋爐及65t以上燃煤鍋爐執行（標態）顆粒物5mg/m3、二氧化硫35mg/m3、三氧化硫5mg/m3、氮氧化物50mg/m3、氨2.5mg/m3。現有鍋爐自2020年7月1日起也執行上述標準。2018年，天津、河北、徐州還出臺煙氣凝水脫出污染物標準，標準草案中要求：燃煤發電鍋爐應采取相應技術降低煙氣排放溫度和含濕量，通過收集煙氣中過飽和水蒸氣中水分的方式，減少污染物排放。煙氣排放溫度夏天低于48℃，冬天低于45℃，并鼓勵實現消白煙。國內“2+26”個城市也逐步出臺政策，鼓勵燃煤鍋爐煙囪消白煙。

二、超低排放標準

燃煤機組排放達到或基本達到燃氣輪機組排放標準限值的被業內稱為超低排放，超低排放的定義為：在燃用煤質較為適宜的情況下、采用技術經濟可行的煙氣污染治理技術，使得煙塵、SO₂、NO_x在標態下排放分別小于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3的煤電機組，稱為超低排放煤電機組。

表1-4為世界主要國家燃煤電廠污染物排放標準和我國不同地區、發電集團超凈排放指標匯總。由表1-4可看出美國2011年5月3日及以后新建與擴建投運的煤電機組執行的標準較為嚴格，折算后顆粒物（我國標準中為煙塵，煙塵是顆粒物中的一部分）、SO₂、NO_x排放標準限值（標態）分別為12mg/m3、130mg/m3、91mg/m3，相比美國、日本、歐盟等發達國家及地區的燃煤電廠污染物排放標準，我國實行的污染物排放標準（標態）更加嚴格（5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），我國超低排放已達到世界最嚴。

三、燃煤機組污染物控制技術

“十一五”以來，電力常規大氣污染物排放相繼達到峰值。1980～2014年中國電力污染物排放情況如圖1-5所示。從2014年開始，火電廠大氣污染物排放量快速下降，實現了“十一五”以來的最大降幅。其中，電力煙塵排放量由1979年左右的峰值（年排放量約600萬噸）降至2014年的98萬噸，單位火電發電量煙塵排放量為0.23g/（kW·h）；煤電煙氣脫硫裝機比重由2005年的14%提高到2014年的91.4%，電力二氧化硫排放量由2006年的峰值（年排放量約1350萬噸）降至2014年的620萬噸，與1995年的排放量相當，單位火電發電量二氧化硫排放量為1.47g/（kW·h）；煤電煙氣脫硝比重快速提高至2014年的82.7%，電力氮氧化物排放量由2011年的峰值（年排放量約1000萬噸）降至2014年的620萬噸，單位火電發電量氮氧化物排放量為1.47g/（kW·h）（注：上述數據來自中國電力企業聯合會）。

1.顆粒物控制技術

PM_2.5是判斷環境質量優劣的主要指標之一，其濃度值是反映我國經濟綠色發展的重要標尺，而目前我國已成為全球PM_2.5污染最為嚴重的地區之一，尤以京津冀、長江三角洲、珠江三角洲、汾渭平原等地區最為嚴重。國家發改委、環境保護部、能源局于2014年聯合發布了新的燃煤電廠大氣污染物排放標準，要求粉塵的排放濃度（標況）不得超過10mg/m3，個別省市的標準更為嚴格，排放限值（標況）為5mg/m3。各級政府都面臨粉塵尤其是細顆粒物減排的艱巨任務，因此研究粉塵排放大戶燃煤電廠細顆粒物的脫除對粉塵的超低排放具有重要意義。

傳統的煙塵控制技術有靜電除塵器和布袋除塵器，其中靜電除塵器的除塵效率可達到99.6%。2000年以后，由于燃煤灰分中的SiO₂、Al₂O₃成分比重增加，高比電阻煤種增多，靜電除塵器對這些煤種敏感，煙塵排放變大，因此開始引入布袋除塵器。2010年后我國環境持續惡化，出于對濕法脫硫石膏雨的控制，我國開始研究濕式電除塵技術。2012年我國燃煤機組開始使用濕式電除塵器，煙塵排放濃度低于10mg/m3。同時開展低低溫電除塵技術應用，在靜電除塵器前增設低溫省煤器以使除塵器入口處煙氣溫度降至酸露點以下（ 90℃），提高靜電除塵器的除塵效率。

2.氮氧化物控制技術

控制原理：對于熱力型NO_x，通過降低燃燒區的燃燒溫度、降低氧氣濃度或縮短燃料在高溫區的停留時間來進行控制；對于燃料型NO_x，通過在燃燒區形成還原性氣氛、及時著火進行控制。

燃燒過程中，控制NO_x的技術有煙氣再循環、低NO_x燃燒器、分級燃燒（空氣分級或燃料分級），這些技術的優點為成本低、不需催化劑、運行維護費用低，脫硝效率中等，為50%～80%；缺點為對爐內燃燒需進行合理組織，以避免結焦及燃燒效率降低等問題。

一般情況下低NO_x燃燒技術最多只能降低50%的NO_x排放量，當要求鍋爐的NO_x降低率超過90%才能滿足排放標準時，就必須考慮煙氣脫硝技術，煙氣脫硝技術主要有干式和濕式兩種：干式技術有采用催化劑促進NO_x還原反應的選擇性催化脫硝法（SCR）和非選擇性催化脫硝法（SNCR）、電子束照射法和同時脫硫脫硝法等；濕式技術目前主要是液相吸收劑或利用煙氣脫硫系統在脫硫的同時實現脫硝。但無論哪一種煙氣脫硝技術都存在運行費用高的問題。

目前，燃煤機組形成了低氮燃燒與煙氣脫硝相結合的技術路線。

（1）低氮燃燒

技術比較成熟、投資和運行費用低，是控制NO_x最經濟的手段。主要通過降低燃燒溫度、減少煙氣中氧量等方式減少NO_x的生成量。但對于貧煤、劣質煙煤，目前的低氮燃燒技術還有待改善，低氮燃燒改造應以不降低或少降低鍋爐效率為前提。

（2）SCR

技術最成熟、應用最廣泛的煙氣脫硝技術，是控制NO_x最根本的措施。其原理是在催化劑存在的情況下，通過向反應器內噴入脫硝還原劑氨，將NO_x還原為N₂。此工藝反應溫度在300～450℃之間，脫硝效率通過調整催化劑層數能穩定達到60%～93%。與低氮燃燒相結合可實現100mg/m3及更低的排放要求。其主要問題是如何實現進入SCR前的流場均勻、氨濃度場均勻、氨逃逸小等，否則會導致后面的空預器堵塞。

（3）SNCR

在高溫條件下（850～1050℃），由尿素/氨作為還原劑，將NO_x還原成N₂和水，脫硝效率為25%～60%，主要應用在流化床鍋爐，氨逃逸率較高，且隨著鍋爐容量的增大，其脫硝效率呈下降趨勢。

3.二氧化硫控制技術

2000年以后我國開始治理SO₂，我國絕大部分脫硫系統采用石灰石-石膏濕法脫硫。也有采用爐內噴鈣、流化床添加石灰石進行爐內脫硫，采用半干法及干法進行煙氣脫硫，也有采用氨法、活性炭/活性焦進行煙氣脫硫。

流化床爐內噴鈣或者添加石灰石脫硫的主要原理是利用石灰石分解產生的氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣和硫酸鈣。石灰石-石膏濕法脫硫是煙氣進入吸收塔后與吸收漿液接觸混合，最后產物為固化二氧化硫的石膏副產品。而氨法脫硫是二氧化硫與氨反應生成硫酸銨，硫酸銨為無色結晶或者白色顆粒，主要用作肥料。活性焦/活性炭脫硫是利用活性焦/活性炭的吸附作用干法去除煙氣中的二氧化硫。爐內噴鈣及石灰石添加脫硫，系統簡單，運行經濟性好，但脫硫效率偏低。石灰石半干法及干法脫硫效率偏低，一般只適合SO₂不超過1500mg/m3的煙氣，最好是SO₂低于1000mg/m3的煙氣。石灰石-石膏濕法脫硫效率高、工藝成熟，已成為國內外主流的脫硫技術。氨法脫硫技術成熟，也有不少機組使用，但存在副產物銷售市場問題，氨逃逸、硫酸氫銨氣溶膠逃逸等導致排放細顆粒物難以達到超低排放標準問題。

4.新技術研發

隨著環保要求的進一步提高，各種新的技術得到研發和示范。

①低溫SCR技術：其原理與傳統的SCR工藝基本相同，兩者的最大區別是高溫SCR法布置在省煤器和空氣預熱器之間高溫（300～450℃）、高塵（20～50g/m3）端，而低溫SCR法布置在鍋爐尾部除塵器后或引風機后、FGD前的低溫（100～200℃）、低塵（<100mg/m3）端，可大大減小反應器的體積，改善催化劑運行環境，具有明顯的技術經濟優勢，是可與傳統SCR競爭的技術。

②炭基催化劑（活性焦）吸附技術：炭基催化劑（活性焦）具有比表面積大、孔結構好、表面基團豐富、原位脫氧能力高且具有負載性能和還原性能等特點，既可作載體制得高分散的催化體系，又可作還原劑參與反應。在NH₃存在的條件下，用炭基催化劑（活性焦）材料作載體催化還原劑可將NO_x還原為N₂。

③脫硫脫硝一體化技術：在石灰石-石膏濕法工藝的基礎上，耦合研究開發的脫硝液、抑制劑、穩定劑等，在不影響脫硫效率的前提下，可實現NO_x的聯合控制。

④濕式相變凝聚“雙深”技術［10，11］：在脫硫塔后面煙道中加裝煙氣冷凝裝置，通過對飽和煙氣冷凝，實現四大功能：a.“深度”回收大量煙氣中所含的水；b.實現對微細粉塵、重金屬、SO₃、可溶性硫酸鹽等多污染物的“深度”協同脫除；c.回收煙氣中大量的汽化潛熱，煙氣余熱回收后可用于加熱除鹽水或通過熱泵升溫給用戶供暖；d.降低了煙氣中絕對含濕量，有利于煙氣消白。

⑤細顆粒物化學團聚技術［12］：指使用固體吸附劑捕獲超細顆粒物的除塵方法，主要通過物理吸附和化學反應相結合的機理來實現。在煤燃燒高溫條件下能夠穩定存在的吸附劑，不僅和超細顆粒物反應生成較大粒徑的顆粒，還能為氣化態物質提供凝結面。根據化學團聚劑加入位置的不同，可分為燃燒中化學團聚和燃燒后化學團聚。