随着中国大气污染物排放标准的不断趋严，以及超低排放国家专项行动的实施，中国火电厂大气污染防治技术发展迅速，目前已处于国际先进水平。为了加强和规范火电厂污染防治，推动火电行业污染防治措施升级改造与技术进步，环保部科技标准司组织编制了《火电厂污染防治可行技术指南》（HJ2301—2017），于2017年5月正式以标准形式发布。

1  除尘技术发展与应用

自GB 13223—1996标准颁布实施后，电力工业原先普遍应用的旋风除尘器、文丘里水膜除尘器、斜棒栅除尘器等，因其除尘效率低，无法达到排放标准而遭到淘汰，取而代之的是有效电除尘器，从此电除尘技术得到普及。“十一五”至“十二五”期间，中国燃煤电厂烟尘排放限值经历了从50mg/m³到30mg/m³再到10mg/m³的三级跳，电除尘技术方面高频电源、脉冲电源、旋转电极、低低温电除尘、湿式电除尘等新技术应运而生并得到大规模应用，同时电袋复合除尘和袋式除尘技术不断取得突破，相应装机容量份额逐渐提高，另外湿法脱硫协同除尘技术和效果也逐步提高。可见，随着火力行业大气污染物排放标准的日益严格，能够长期保证低浓度排放的先进除尘技术进入了快速规模化应用时期，而国外除尘新技术研究与应用处于相对停滞状态。随着我国火电厂烟尘排放标准日益趋严，中国火电行业除尘技术发展情况见图1。

目前，中国火电行业除尘技术已形成了以有效电除尘器、电袋复合除尘器和袋式除尘器为主的格局，安装袋式或电袋复合除尘器的机组比重有所提高。2016年火电厂安装电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器的机组容量分别占全国煤电机组容量的68.3%、8.4%（0.78亿kW）、23.3%（2.19亿kW）。

图1 火电行业烟尘控制技术发展与现状

2 脱硫技术发展与应用

随着GB 13223—2003标准的修订出台，各时段建设的燃煤机组全面纳入SO2浓度限值控制，从此，中国火电行业烟气脱硫进入了快速发展阶段，石灰石-石膏湿法脱硫技术快速发展并得到普及。2011年GB 13223—2011标准修订颁布，中国SO2排放限值进一步趋严，严于美、日等发达国家和地区，成为世界*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。

随着发改能源[2014]2093号文及各地方超低排放要求的相继出台，脱硫技术的发展步入了超低排放阶段，国内在引进消化吸收及自主创新的基础上形成了多种新型有效脱硫工艺，如石灰石-石膏法的传统空塔喷淋提效技术、复合塔技术（包括旋汇耦合、沸腾泡沫、旋流鼓泡、双托盘、湍流管栅等）和pH值分区技术（包括单塔双pH值、双塔双pH值、单塔双区等）。随着中国火电厂SO2排放标准日益趋严，中国火电行业脱硫技术发展情况见图2。

目前，中国火电行业脱硫技术已形成了以石灰石-石膏湿法脱硫为主，其他脱硫方法为辅的格局。截至2016年年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿kW，占全国煤电机组容量的93.0%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%。2015年全国火电行业脱硫工艺以石灰石-石膏法为主，占92.87%（含电石渣法等），海水脱硫2.58%、烟气循环流化床脱硫1.80%、氨法脱硫1.81%，其他占0.93%。

图2 火电行业SO2控制技术发展与现状

3  低氮燃烧与脱硝技术的发展与应用

随着GB 13223—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控制的推荐技术，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》(GB 13223—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*佳反应温度窗，因此SNCR脱硝技术成为CFB锅炉脱硝改造的推荐技术，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）烟气脱硝技术在我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。随着NOx排放标准日益趋严，中国火电行业脱硝技术发展情况见图3。

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。

图3 火电行业NOX控制技术发展与现状

4  火电行业大气污染物减排效果

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GB 13223—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*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。

4.2  SO2减排效果

2006年之前随着火力发电量增加，火电行业二氧化硫排放量呈增长趋势，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GB 13223—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*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年我国火电行业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。

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*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。

图4 火电行业大气污染物排放量变化趋势

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，单位火电发电量烟尘、SO2、NOx排放量（排放绩效）均逐年下降，2016年全国单位火电发电量烟尘、SO2、NOx排放量分别为0.08、0.39、0.36g/(kWh)。从2015年开始中国火电行业污染物排放绩效水平先进于美国。但值得注意的是，2015年中国火电发电量中约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。

图5 中美火电大气污染物排放绩效比较

从单位煤电发电量排放绩效来比较，从2011年开始我国单位煤电发电量SO2排放量已经领先于美国煤电，从2015年开始我国单位煤电发电量烟尘、NOX排放量已经领先于美国煤电。2009年~2015年中美煤电大气污染物排放绩效比较如图6所示。

2009年~2015年中美煤电大气污染物排放绩效比较

作者 | 郦建国 朱法华 孙雪丽   国电环境保护研究院   国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室