《一、前言》

一、前言

当前，我国能源开发利用和环境保护面临诸 多问题和挑战。一是伴随着我国经济的持续快速 增长，我国能源消耗呈快速增长态势。回顾我国 能源消费史，改革开放头 20 年，能源消耗翻一 番，支撑了国内生产总值（GDP）翻两番；21 世 纪头 10 年，能源消耗又翻一番，支撑了国内生产 总值翻 1.4 番；若延续这样的增长态势，按 2020 年 国内生产总值翻一番测算，能源消费总量将超过 5.5×109 tce (tce 为吨标准煤)。二是能源消耗的快 速增长使我国大气环境面临十分严峻的挑战。2013 年全国 SO2、NOx 和烟 ( 粉 ) 尘排放 2.043 9×107 t、 2.227 4×107 t 和 1.278 1×107 t [1]，已远超出我国大气 环境承载容量，需要进一步加快能源清洁利用，大 幅减少大气污染物的排放。三是在大力发展清洁能 源过程中（主要包括发展可再生能源或相对清洁的 天然气等）存在诸多不足问题。如 2013 年我国发电 量为 5.397 6×1012 kW·h，其中可再生能源发电仅约 占 19.5 %（水电 16.9 %，风电、太阳能及其他 2.6 %）[1]。 我国一次能源消耗中非化石能源（水能、核能、风 能、太阳能等）约占 9.4 %，根据《可再生能源发展 “十二五”规划》到 2020 年我国非化石能源占一次 能源比例可望达到 15 %。由此可见，我国以煤炭为 主体的能源消费结构短期内难以发生重大改变。

为解决燃煤造成的环境污染，全国各地相继推 出了以天然气替代燃煤的措施；但我国天然气资源 有限，2013 年我国天然气产量为 1.21×1011 m3 ，仅 相当于 2.06×108 t 煤炭，“煤改气”将会造成严重 的天然气供需失衡。因此，2013 年年底国家发展与改革委员会和国家能源局连续发文指出：各地在发 展“煤改气”、燃气热电联产等天然气利用项目时，不能“一哄而上”，避免供需出现严重失衡。着力 抓好煤炭清洁使用，确保已建燃煤发电机组脱硫脱 硝设施改造达标并正常投运，实现既改善环境质量 又缓解天然气供应压力的目标。

鉴于我国能源生产及消费现状，亟需大力推进 煤炭清洁高效利用。其中电力行业是我国主要耗煤 行业，与国外发达国家相比，我国煤炭利用整体仍 较为分散，如图 1 所示，2013 年中国电力行业耗煤 量约占煤炭总消耗量的一半（46 %），远低于 2010 年美国的 92 %、德国的 80 %[1~3]。面对煤炭利用过 程中不够集中、不够高效、不够清洁等问题，一方 面需要压缩煤炭的比例，另一方面要实现煤炭清洁 利用。同时，针对我国煤炭污染集中源和分散源的 特点需采取不同的对策。集中源如火电厂，其特点 是便于实时监控和污染便于集中治理，可通过烟气 污染物超低排放技术的应用，实现污染排放优于天 然气发电标准限值；分散源如工业锅炉、民用散煤 等，其特点是难以监控和在末端进行经济性可接受 的深度治理，可通过改用天然气、生物质等相对清 洁的燃料，在减排的同时将分散煤集中于大型燃煤 电厂利用，提高煤炭利用效率和治污水平，大幅降 低污染物排放水平。

《图1》

图 1 不同用途煤炭消费结构的国际比较 [1~3]

注：美国、德国、日本数据是 2010 年 , 中国是 2013 年；“其他”包括供热、制气、煤炭转换、液化、能源部门自用及损失等

另一个需引起重视的问题是：与欧洲、美国、 日本等发达地区和国家相比，我国经济发展仍严重 依赖于高能耗、高污染的产业；能源结构方面，还 存在着空间分布不平衡、消费结构不合理与清洁高 效利用水平较低等突出问题。如表 1、图 2 所示， 京津冀、长三角、珠三角等重点地区的一次化石能 源消费强度约为全国平均值的 5.10 倍、美国的 5.66 倍、日本的 1.10 倍；煤炭消费强度则约为全国平均 值的 4.92 倍，美国的 15.7 倍、日本的 2.74 倍；且 上述高用能密度区域化石能源消费仍以煤为主。大 量化石能源的消费也造成上述地区大气污染物排放 强度约为全国平均水平的 5 倍，更是远高于欧洲、 美国、日本等发达地区和国家的水平。因此，针对 上述区域能源结构及污染排放问题，一方面需进行 产业结构调整，降低煤炭能源消费强度，另一方面 需鼓励以燃煤烟气污染物超低排放技术为代表的先 进煤炭清洁发电技术在火电行业的推广应用，并进 一步拓展实现其他行业烟气污染物的超低排放。超 低排放已成为中国现阶段高效清洁集中可持续利用 煤炭、保障能源安全的一条重要出路。

《表 1》

表 1 一次化石能源消费强度对比 [1~3]

《图2》

图 2 一次化石能源消费强度对比图 [1~3]

《二、燃煤电厂烟气污染物超低排放技术》

二、燃煤电厂烟气污染物超低排放技术

《（一）超低排放关键技术发展现状》

（一）超低排放关键技术发展现状

近年来，国家通过“863”计划、科技支撑计 划、自然科学基金、“973”计划等科技项目部署了 大量经费用于支持燃煤电厂大气污染物控制理论提 升及技术研发工作，在 SO2、NOx、颗粒物（PM）、 汞等污染物控制方面取得了重大突破，为探索建立 一套使燃煤电厂主要污染物排放达到国家天然气燃 气轮机排放限值的多种污染物高效协同脱除技术系 统提供了有力保障。

SO2 控制方面，发展了石灰石 / 石灰 – 石膏湿法、 烟气循环流化床法、海水法等脱硫技术，其中石灰 石 / 石灰 – 石膏湿法烟气脱硫技术在我国已投运燃 煤脱硫机组中占 90 % 以上的份额，其脱硫效率一 般可达 95 % 以上。针对当前量大面广的石灰石 / 石 灰–石膏湿法脱硫机组难以满足环保新要求的现状， 浙江大学深入研究了湿法烟气脱硫的强化传质与多 种污染物协同脱除机理，在此基础上开发了 pH 值 分区控制、筛板塔内构件强化传质、脱硫添加剂等系列脱硫增效关键技术 [4~8]，并在 50~1 000 MW 燃 煤机组上实现了示范应用，脱硫效率突破了 99 %， SO2 排放浓度可低于 20 mg. m–3；同时可协同脱除颗 粒物、NOx、汞等污染物。高效脱硫关键技术也在 钢铁烧结机、玻璃炉窑、垃圾焚烧等行业得到了推广应用。

NOx 控制方面，发展了有低 NOx 燃烧技术、选 择性非催化还原法（SNCR）烟气脱硝技术、选择 性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术和 SNCR-SCR 耦合脱硝技术等，其中选择性催化还原法烟气脱 硝技术在我国已投运燃煤脱硝机组中占 95 % 以上 的份额，其脱硝效率一般为 70 %~85 %，最高可达 90 % 以上。针对部分机组 NOx 排放超标，尤其是 低负荷下 NOx 超标现象严重，大量废烟气脱硝催 化剂面临再生等问题，浙江大学通过技术研发形成 了具有高脱硝效率、高单质汞 / 二价汞（Hg0 /Hg2+） 转化率、低 SO2/SO3 转化率、宽温度窗口、高抗 磨性能的催化剂配方及其活性恢复方法 [8~11]，在含 1 000 MW 等级燃煤机组上也实现了产业化推广应 用，排放浓度可低于 50 mg·Nm–3；具有自主知识产 权的脱硝催化剂再生改性工艺技术及装备，已成功 应用于 300 MW 及 1 000 MW 机组等催化剂再生改 性项目，实现 NOx 高效脱除的协同控制汞等污染物。

颗粒物控制方面，发展了静电除尘、袋式除尘 和电袋复合除尘等除尘技术，其中现有近 80 % 的 火电机组安装了静电除尘器，而随着袋式除尘器滤 袋材料性能的改善及排放标准的严格，袋式除尘器 和电袋复合除尘器应用呈上升趋势。为提高颗粒物 控制效率，浙江大学近年来还研发了湿式静电除 尘、高效凝并、高效供电电源等多种高效除尘关键 技术 [12~14]。通过在湿法烟气脱硫塔后采用新型湿式 静电除尘技术（WESP），形成脱硫塔前除尘、脱硫 塔内除尘及脱硫塔后除尘的多级 PM2.5 控制系统， PM2.5 总捕集效率可达到 99 % 以上，烟尘排放浓度 小于 5 mg·Nm–3，且可实现脱硫塔后污染物控制装 备的 SO2 脱除效率达到 70 % 以上 [13,14]。目前，浙 江大学研发的湿式静电多种污染物协同控制技术已 在 300 MW 机组、热电机组等实现了示范应用。

汞等污染物协同控制方面，脱硫塔前一级除 尘装备本身可协同控制一部分吸附在颗粒上的 Hg、 SO3 等污染物；而通过对选择性催化还原法脱硝催 化剂配方改性及向烟气中添加活性组分，可以将大 部分单质汞氧化成二价汞，以利于在后续的脱硫塔 内吸收脱除并固定于脱硫副产物中；而脱硫后的湿 式静电除尘技术可高效脱除 PM2.5 的同时，协同脱 除塔后烟气中携带的 SO3 酸雾、细小浆液滴、汞 等多种污染物，脱汞效率可达 85 % 以上，Hg 排放 浓度小于 0.002 mg·Nm–3，SO3 酸雾去除效率可达 80 % 以上，能有效解决蓝烟 / 黄烟、“石膏雨”以 及汞、雾滴排放等污染新问题。

针对单一污染物高效脱除及其他污染物协同控 制技术上，通过对 SO2、NOx、颗粒物、汞等多种 污染物高效脱除与协同控制关键技术的集成开发， 形成了能达到天然气燃气轮机排放标准限值要求的 燃煤电站超低排放环保岛技术，其系统工艺流程简图见图 3。

《图3》

图 3 燃煤电站超低排放环保岛

目前，燃煤电站超低排放技术正在京津冀鲁、 长三角、珠三角等重点区域的燃煤发电机组和热电 联供机组上推广应用。如在嘉兴电厂 1 000 MW 燃 煤机组上实施烟气清洁化排放改造，采用高效协同 脱除技术，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效， 实现超低排放，该机组是国内首台达到超低排放的 燃煤机组，被国家能源局授予“国家煤电节能减排 示范电站”称号；在广东顺德五沙热电 300 MW 燃 煤机组上采用选择性催化还原法高效脱硝、筛板强 化脱硫除尘一体化、卧式湿式静电除尘等关键技术， 实现烟气污染物超低排放；在嘉兴新嘉爱斯热电 220 t·h–1 热电联产锅炉上通过耦合选择性催化还原 法脱硝 + 常规除尘 + 高效湿法烟气脱硫 + 湿式静电 深度净化等高效协同脱除技术，实现烟气污染物超 低排放；上述工程示范通过不同的减排技术路线均 使燃煤机组烟气的主要污染物排放浓度达到国家燃 气排放标准限值要求。随着燃煤发电机组超低排放 示范工程的深入推进，我国煤电行业将取得革命性 进步，可望建成世界上最大的清洁高效煤电体系 [15]。

《（二）超低排放技术经济效益分析 》

（二）超低排放技术经济效益分析

根据《火电工程限额设计参考造价指标（2012 年水平）》[16] 及某 300 MW 发电机组的运行情况调 研，分别对燃煤锅炉超低排放发电、燃气锅炉发 电及燃气蒸汽联合循环发电成本进行核算，结果 如表 2 所示（其中，燃料价格以燃气 3.6 元·Nm–3， 煤 炭 600 元·t–1 计 算 ）。 若 燃 煤 机 组 进 行 超 低 排 放改造，发电成本增加约 0.016分 ·(kW·h)–1，而改造成燃气蒸汽联合循环发电，发电成本增加 0.482 元·(kW·h)–1 ( 未考虑机组投资 )，改造成燃气 锅炉发电成本增加 0.636 6 元·(kW·h)–1。针对不同 容量、不同污染物排放水平的燃煤机组，其超低排 放改造的投资成本及运行成本有所差别，超低排放 改造增加发电成本 1.5~2.0 分·(kW·h)–1；而“煤改 气”根据不同地区、燃气价格不同发电成本亦有所不同，发电成本增加 0.3~0.8 元·(kW·h)–1。超低排 放技术发电与天然气发电相比，具有较好的经济效益。

《表 2》

表 2 不同发电方式的发电成本对比

《（三）超低排放技术环境效益分析》

（三）超低排放技术环境效益分析

2013 年，全国烟（粉）尘、二氧化硫、氮氧 化物排放量分别为 1.278 1×107 t、2.043 9×107 t、 2.227 4×107 t，其中电力行业烟尘、二氧化硫、氮 氧化物年排放量分别为 1.42×106 t、7.8×106 t、 8.34×106 t，分别占全国排放量的 11.1 %、38.2 %、 37.4 %[1]。

随着超低排放技术的进一步推广，烟气污染物 的减排效益逐渐凸显。据中国电力企业联合会初步 统计， 2014 年火电行业烟尘、SO2、NOx 排放量为 9.8×105 t、6.2×106 t、6.2×106 t，分别比 2013 年 下降约 31.0 %、20.5 %、25.7 %，全面提前完成《节 能减排“十二五”规划》规定的电力二氧化硫排放 8×106 t，氮氧化物 7.5×106 t 的减排目标。经测算， 若燃煤烟气污染物超低排放技术在全国燃煤机组推 广应用，预计燃煤烟气污染物排放量仅为：颗粒物 为 8×104 t、SO2 为 5.3×105 t、NOx 为 7.6×105 t， 为解决我国燃煤大气污染与能源资源双重约束问题 提供了一条重要出路。

《三、燃煤清洁发电技术发展趋势及前景》

三、燃煤清洁发电技术发展趋势及前景

2011 年环保部颁布“史上最严格”的《火电厂 大气污染物排放标准 (GB 13223―2011)》[17]，2013 年环保部颁布《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，国家针对燃煤电厂持续采取严格的大气 环境管理措施，严格控制大气污染物新增量。2013 年 9 月，国务院出台《大气污染防治行动计划》[18]， 2014 年 10 月，国家发改委、环保部、国家能源 局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划 （2014―2020 年）》（2093 号文）[19]，要求“东部地 区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达 到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上 接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区 新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。”。2015 年 3 月，李克强总理在政府工作报告中提出要加 强煤炭清洁高效利用，推动燃煤电厂超低排放改 造；浙江、山东、江苏、广东、山西、河南等地 方政府也纷纷出台超低排放相关扶持政策。一系列 政策的出台有力地推动了燃煤发电机组超低排放升 级改造，据《“十二五”生态环境保护成就报告》 统计，目前，我国已完成煤电行业超低排放改造 8.4×107 kW，约占全国煤电装机 1/10，正在进行改 造的超过 8.1×107 kW [15]。

随着我国经济的进一步发展，人均用能水平的 不断提高，以及对空气质量改善的需求，未来大气 污染物排放要求必将日趋提高。在新能源发展尚不 满足我国现阶段经济和社会发展需求时，煤炭清洁 发电技术是我国目前能源客观条件下的必然选择。 尤其是在人口密集、经济发达的重点地区，更清洁 的煤炭发电技术是未来燃煤电厂发展与立足的必由 之路。

未来，燃煤电厂将进一步发展燃煤烟气深度净 化技术，浙江大学已研发了活性分子多种污染物一体 化脱除技术，目前已在 6×104 Nm3 ·h–1 炭黑尾气上工 业应用，实现了烟气 NOx 由初始浓度 800 mg·Nm–3 降至 10 mg·Nm–3，SO2 由初始浓度 1 000 mg·Nm–3 降至 30 mg·Nm–3，脱除效果远低于火电厂污染物 国家燃煤排放标准（GB 13223―2011，重点地区 NOx<100 mg·Nm–3、SO2<50 mg·Nm–3，而且也优于 超低排放要求 (NOx<50 mg·Nm–3，SO2<35 mg·Nm–3)， 为我国燃煤电厂超低排放提供了具有自主知识产权 的新技术方案。未来活性分子多种污染物一体化脱 除技术将在大型燃煤电厂中实现应用。同时，随着 CO2 排放控制需求的提高，未来将进一步大力发展 廉价 CO2 捕集技术及 CO2 利用技术，并在燃煤电 厂实现示范应用，真正实现燃煤电厂烟气污染物的 近零排放，达到甚至优于天然气发电污染物及温室 气体排放水平，为燃煤电厂的绿色清洁发电、经济 的可持续发展提供一条有效途径。

《四、结语》

四、结语

当前在我国能源资源短缺和节能减排双重约束 下，发展清洁煤技术是当前我国重大战略需求，通 过利用煤炭清洁发电最新的研究和工程实践，实现 煤电产业转型升级，是我国大气污染防治的一条重 要可持续发展路线。

燃煤清洁发电技术是当前国际能源环境领域的 战略性前沿课题之一，也是研究热点和难点问题之 一。针对我国大气污染治理的严峻态势，通过燃煤 烟气污染物超低排放的新思路，实现燃煤烟气颗粒 物、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物等多种污 染物排放达到或优于燃气机组排放水平，具有良好 的经济、环境和社会效益。通过活性分子污染物一 体化脱除技术等具备主要烟气污染物排放进一步降 低的能力，实现近零排放。未来，污染物的深度脱 除及二氧化碳捕集及封存技术将会持续发展，为我 国建设全世界最清洁的燃煤发电体系奠定了坚实的 基础。