《一、 前言》

一、 前言

“十一五”以来，电力行业按照国家统一要求 和部署，广泛进行除尘提效、烟气脱硫、低氮燃烧 和烟气脱硝技术改造，加大大气污染物治理力度， 单位燃煤发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量 等指标已达到或者接近世界先进水平；二氧化硫、 氮氧化物总量的大幅削减为全国节能减排目标的实 现做出了重要的贡献 [1,2]。由于煤炭将长期处于一 次能源的基础地位，随着煤炭转换电力的比重不断提高，煤电大气污染物将长期被列为国家重点控制 对象之一，因此，煤电大气污染物控制技术的发展 水平对全国大气污染控制具有深远的意义。

《二、电力发展及大气污染物控制状况 》

二、电力发展及大气污染物控制状况

《（一）电力发展现状》

（一）电力发展现状

截至 2014 年年底，我国全口径发电装机容量 1.37×109 kW，比 2010 年增长 41.78 %。其中，火 电 9.24×108 kW，比 2010 年增长 30.15 %，占全 部装机的 67.4 %。我国 6×103 kW 及以上电厂发 电设备容量结构中，煤电装机 8.31×108 kW，占全 部装机（1.333×109 kW）的 62.34 %，占火电装机 (9.19×108 kW) 的 90.42 %。2014 年，我国全口径 发电量 5.60×1012 kW.h，比 2010 年增长 32.56 %。 其中，火电发电量 4.23×1012 kW.h，比 2010 年增 长 32.56 %，占全部发电量的 75.4 %。供电标准煤 耗由 2005 年的 370 g.(kW.h)–1 降至 2014 年的 319 g. (kW.h)–1，火电厂用电率由 2005 年的 6.8 % 降至 2014 年的 5.84 %[3]。发电效率的不断提高，为煤电 大气污染物深度控制奠定了基础。

《（二）煤电大气污染物控制现状》

（二）煤电大气污染物控制现状

1. 烟尘控制

对电力行业烟尘排放提出限值要求的首部排放 标准始于《工业“三废”排放试行标准》(GB J4— 73)，但火电大气污染物排放单独作为国家排放标 准则始于1991年的《燃煤电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223—91)，此后该标准于 1996 年、2003 年、 2011年进行了三次修订。随着烟尘排放限值的趋严， 除尘技术和设备的不断更新，20 世纪 70 年代以文 丘里、水膜、机械除尘器为主，20 世纪末电除尘器 普遍得到应用，“十一五”以来效率更高的电除尘器、 袋式除尘器、电袋复合除尘器等应用比例不断地提 高，尤其是近两年低低温电除尘器、湿式电除尘器 等更高效率和对胶体细颗粒物有较好去除效果的技 术得到工程应用。截至 2014 年年底，燃煤电厂电 除尘器、袋式除尘器、电袋复合式除尘器在煤电机 组中的使用比例分别为 77.3 %、9.0 %、13.7 %[3]。 全国燃煤电厂平均除尘效率由 1985 年的 90.6 % 提 高至 2014 年的 99.75 %；每千瓦时烟尘排放量（排 放绩效）相应由 10.5 g 降至 2014 年的 0.23 g[3]。煤 电机组平均除尘效率及排放绩效见图 1。

《图1》

图 1 煤电机组平均除尘效率及排放绩效

2. 二氧化硫控制

电力行业从 20 世纪 70 年代开始研究火电二氧 化硫控制问题，80 年代中期加大了烟气脱硫技术工 程应用的研究力度。1991 年在重庆珞璜电厂 2 台 36 万千瓦机组上就安装了从日本引进的石灰石 – 石 膏湿法烟气脱硫装置 [4]。2005—2015 年，对从国外 引进先进的脱硫技术和大量先进的装备进行消化吸 收再创新，煤电脱硫装机比重快速达到近 100 %， 其中，烟气脱硫装机比重由 2005 年的 14 % 快速提 高至 91.4 %[3]（比 2013 年的美国高 20 %）。从脱 硫机组采用的技术类别看，截至 2014 年年底，采 用石灰石 – 石膏湿法机组容量占全部脱硫机组的92.46 %（含电石渣法等），海水法占 2.67 %，烟气 循环流化床法占 1.93 %，氨法占 1.94 %，其他方法约 占 1 %[3]。近年来，伴随排放标准要求的提高，脱硫 技术水平和脱硫效率快速提高，如，湿法脱硫采用新 型喷嘴、优化布置喷淋层、增设托盘、性能增强环等 方式，脱硫效率可提升至 98 % 以上；针对含硫量较 高的煤种或更高的环保要求，单塔双循环技术、双塔 双循环、串级吸收塔等脱硫技术效率可达 99 % 以上。 每千瓦时二氧化硫排放量由 2005 年的 6.4 g 降至 2014 年的 1.47 g[3]，煤电二氧化硫排放绩效已经优于澳大 利亚、加拿大、英国、美国（美国 2013 年二氧化硫 排放绩效为 2.28 g·(kW·h)–1）等国家。2005—2014 年 我国煤电烟气脱硫机组投运情况见图 2。

《图2》

图 2 2005—2014 年我国煤电烟气脱硫机组投运情况

3. 氮氧化物控制

20 世纪 80 年代中后期，电力行业开始引进锅 炉低氮燃烧技术，新建的 30 万千瓦及以上火电机 组基本都采用了低氮燃烧器 [5]。1996 年修订颁布的 《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—1996） 依托当时低氮技术水平对新建 1 000 t·h–1 以上的锅 炉规定了氮氧化物的排放限值。“十五”以来，新 建燃煤机组按要求同步采用了低氮燃烧方式，一批 机组结合技术改造也加装了低氮燃烧器。火电厂采 用低氮燃烧技术基本可以满足 2003 年修订的《火 电厂大气污染排放标准》（GB 13223—2003）要求。 随着火电等行业氮氧化物治理被列入国家“十二五” 规划纲要，火电行业氮氧化物的控制力度不断加大。 从 2011 年开始，现役煤电机组大规模开展低氮燃 烧技术改造和烟气脱硝改造。截至 2014 年年底， 已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 6.87×109 kW， 占我国火电机组容量的 74.4 %（比美国高约 30 %）， 占我国煤电机组容量的82.7 %[3]（比美国高约20 %）。 火电机组每千瓦时氮氧化物的排放量由 2005 年的 3.6 g 降至 2014 年的 1.47 g。2005—2014 年我国火 电厂烟气脱硝机组投运情况见图 3。

《图3》

图 3 2005—2014 年我国火电厂烟气脱硝机组投运情况

4. 烟气汞排放控制

2009 年我国开始进行燃煤电厂烟气汞监测试 点工作。截至目前，虽然我国尚没有大规模采用 专门的烟气脱汞技术，但现有的各类除尘器、各 类脱硫装置都对烟气中的汞具有协同脱除作用。 选择性催化还原脱硝（SCR）装置中的催化剂对 汞的化学形态改变有一定的催化作用，有利于后 续除尘脱硫设施对汞的脱除。从有关单位对煤电 大气汞的测试结果看，通过除尘、脱硫、脱硝装 置的协同脱除后，煤电烟气汞排放浓度能够满足 排放标准限值要求 [6~8]。

5. 煤电大气污染物排放总量已越过峰值

虽然煤电总量持续不断增长，但由于大气污 染物控制水平的不断提高，使得电力烟尘、二氧化 硫、氮氧化物污染物排放总量先后在 1980 年左右、 2006 年、2011 年达到峰值。2014 年随着现有燃煤 机组普遍达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）的排放限值，且部分重点地区机组 达到大气污染物特别排放限值要求等原因，火电厂 大气污染物排放总量快速下降，取得了“十一五” 以来最大的降幅成效。

2014 年，电力烟尘年排放量约为 9.8×105 t， 比 2010 年下降 38.8 %，比 1980 年左右的峰值（约 4×106 t）下降 75.5 %；电力二氧化硫年排放量约 为 6.2×106 t，比 2010 年下降 33.0 %，比 2006 年 峰值（约 1.35×107 t）下降 54.1 %，与 1995 年电 力二氧化硫排放水平相当；电力氮氧化物排放量约 6.2×106 t，比 2010 年下降 34.7 %，比 2011 年峰值 （约 1×107 t）下降 38.0 %[3]。1980 年以来，我国 6 000 kW 及以上火电厂发电量、用煤量及主要大气 污染物排放量变化情况见图 4。

《图4》

图 4 我国 6 000 kW 及以上火电厂发电量、用煤量及主要大气污染物排放量变化情况

《三、煤电大气污染物控制趋势分析 》

三、煤电大气污染物控制趋势分析

《（一）煤电大气污染物控制法规政策趋势》

（一）煤电大气污染物控制法规政策趋势

“十二五”以来，国家又陆续出台了多项法律 法规标准，对大气污染物控制尤其是对煤电大气污 染物控制提出了新要求。一是大气污染物控制的要 求进一步趋严。如新修订的《环境保护法》《大气 污染防治法》强化了政府的监督责任和企业的法律 责任，提高了企业的违法成本。二是在企业陆续 完成《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223— 2011）、环保规划、环保责任书等相关要求后，国 务院有关部门、部分地方政府提出了更严格的煤电 大气污染物控制要求。如《煤电节能减排升级与改 造行动计划（2014—2020 年）》（发改能源 [2014]2093 号）对新建机组、东部现有机组提出了按照超低排 放进行建设和改造的要求；浙江、河北、山西、陕 西等地区也都提出了煤电机组实现超低排放的目 标。根据超低排放要求，在燃用优质动力煤（中、 低灰分 , 低硫分以及高挥发分）情况下进行测算， 煤电机组平均除尘、脱硫、脱硝效率需分别达到 99.95 %、98 %、85 % 左右才能实现超低排放。煤 电常规污染物的超低排放将成为新的治理目标。

《（二）煤电发展趋势 》

（二）煤电发展趋势

电力工业既是现代文明的物质基础，也是国民 经济的重要基础产业。随着我国现代化进程的不断推进，能源的电力化水平和电力在终端能源消费中 的比重将不断提高。同时，随着应对气候变化要 求的不断趋严，可再生能源在整体能源中的比重 也将不断提高，非化石能源发电的比重也不断提 高。但根据我国能源资源禀赋的特点，以及经济社 会发展对能源安全性、经济性的要求，煤电仍将 在较长时期内占据基础电力的地位，它不仅支撑着 经济社会发展对电力的需求，也将在经济上、调峰 上支撑着非化石能源发电的发展。根据大多数研究 者对未来电力发展的预测，保持必要的煤电装机 及发电量是必须的。如有学者预计到 2020 年，全 国发电装机容量将达 1.993×109 kW、发电量达到 8.56×1012 kW·h，其中煤电装机约 1.1×109 kW、 发电量约 5.8×1012 kW·h。预计到 2030 年， 全 国发电装机容量将达 3.17×109 kW、发电量达到 1.193×1012 kW·h，其中煤电装机约 1.45×109 kW、 发电量约 6.7×1012 kW·h [9]。

《（三）煤电大气污染物控制中存在的主要问题 》

（三）煤电大气污染物控制中存在的主要问题

虽然我国煤电常规污染物控制已经进入了超低 排放要求的阶段，但是超低排放不论从技术上、可 靠性上、经济性上还是资源节约方面仍然存在一些 问题 [10]。一是超低排放的实践经验不足。从个别电 厂实现超低排放到全行业的快速铺开，技术上的共 性问题来不及总结改进。二是超低排放法规、技术 要求还缺乏坚实的科学基础，超低排放对环境质量 改善的作用及其经济效益有待评估。三是超低排放 技术主要是建立在污染治理设备容量的扩容和设备 的叠加上，多是以增加环保设施的能耗物耗水平换 取更高的污染物控制效率。四是超低排放的监测技 术及方法有待进一步评估和验证，现有的法定规范 《固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）》 （HJ/T 75—2007）等允许的颗粒物测量误差远大于 烟尘超低排放要求。五是超低排放改造引起的二次 污染（如三氧化硫浓度升高、氨逃逸）等问题仍需 从全生命周期对环境影响的角度进行系统评价。六 是边际成本仍然很高，相对于全社会三项常规污染 物大致每千克 0.5~2 元的治理成本，超低排放改造 的各项污染物边际成本要高出 1 到 2 个数量级。

因此，“十三五”乃至更长的时期，控制煤电 大气污染物排放，解决新的问题仍然是技术发展的 艰巨任务。

《四、 煤电大气污染物控制技术发展的趋势》

四、 煤电大气污染物控制技术发展的趋势

目前，我国是世界上煤电采用除尘、脱硫、脱 硝技术最为广泛、装机规模最大的国家，采用的污 染控制技术指标（主要从污染物的去除率和排放浓 度看）比最佳可行技术 [11] 的要求更高，烟尘、二 氧化硫、氮氧化物的治理要求总体为世界最严格， 技术水平为世界先进。在认真研究《火电厂大气污 染物排放标准》（GB 13223—2011）、超低排放要 求等环保要求的基础上，结合国内外污染物控制 技术的现状及发展趋势，预计我国电力行业煤电烟 尘、二氧化硫、氮氧化物控制技术的发展将在近期 （2015—2020 年 ）、 中 期（2021—2030 年 ）、 远 期 （2031—2050 年）呈现阶段性的变化。不同阶段的 技术发展趋势见表 1。

《表 1》

表 1 2012—2050 年我国煤电常规大气污染物控制技术发展的趋势

“十三五”阶段，随着常规环保设施污染物控 制效率的提高，环保设施协同除汞的能力进一步增 强。随着全面对汞进行控制的国际公约——《水俣 公约》的签订以及在我国及电力行业的落实，煤电对汞的控制技术路线将逐步以燃烧前、燃烧中控制 （控制汞的生成）和污染物的协同控制，向协同控 制与专门脱汞技术控制相结合的方向转变。同时， 继续优化现有环保设施对 PM2.5、三氧化硫等胶体 类细颗粒物的强化控制。

《五、煤电大气污染物控制展望 》

五、煤电大气污染物控制展望

《（一） 控制思路 》

（一） 控制思路

“十三五”乃至更长时期的污染物控制思路相 对于“十一五”“十二五”时期来说将有很大不同， 一是在中国共产党第十八届中央委员会第三次、第 四次会议提出坚持依法治国和发挥市场在配置资源 起决定性作用的要求下，污染控制的指导思想发生 了重大变化；二是经济新常态带来的变化；三是民 众对改善雾霾等环境问题的迫切需求；四是低碳目 标的新要求。因此，“十三五”及更长时期，一是 应更加注重以环境质量的改善为导向，采取环境效 益和经济效益俱佳的污染控制技术。二是更加注重 大气污染物的控制与水污染的控制、固体废物的控 制、低碳发展要求之间的协调，从源头和生产工艺 的改善上进行联合污染控制。三是由于煤电的调峰 力度加大，需要更加注重对环保设施的负荷跟踪性 优化（我国在较长时间内天然气发电和调峰还难以 大规模应用，可再生能源发展对煤电调峰的依赖性 加大）。四是更加注重采用市场为基础的环境政策。 随着市场经济基础作用的不断发挥以及电力体制改 革的推进，现有的污染控制政策将进行新的调整。

《（二）目标展望》

（二）目标展望

煤电污染物控制指标目标值必须同时考虑经济 发展方式转变和能源发展方式转变所带来的能源和 电力结构的变化、煤电技术的进步、应对气候变化 及污染物控制技术的提高等因素间的影响。对于煤 电二氧化硫、氮氧化物、烟尘控制目标来说，影响 因素较多，主要包括：一是新建机组采用最先进的 除尘、脱硫、脱硝技术后的排放效果；二是现役机 组全部完成脱硫、脱硝、除尘达标和超低改造后存 量机组的减排空间，特别是高硫、高灰分以及无烟 煤的污染控制问题；三是随着燃煤发电技术的进 步，煤耗的降低，对减少污染物的产生有一定效果； 四是随着污染物控制技术和协同控制技术的进步， 污染物控制效率逐步提高；五是环保政策的严格执 行和严格监管以及污染物排放数据的科学统计等。 基于以上分析，根据笔者的分析测算，我国煤电大 气污染物控制目标情况见表 2。

《表 2》

表 2 我国煤电主要大气污染物控制目标

《（三） 政策需求 》

（三） 政策需求

“十三五”时期，应按照环境质量改善要求及 社会成本最小原则评估政策效果，将成本效益分析 作为煤电环境政策制定的必备环节。总结“十一五” 以来煤电环保工作的经验教训，积极解决现存的主 要问题。加强煤电污染物排放控制的依法监督和科 学监督，减少对同一事项的多重管理。完善污染物 控制激励机制，综合运用各种市场手段、经济手段 推进煤电大气污染物控制工作。加强污染物控制技 术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。

《六、结语 》

六、结语

（1）“十二五”以来，我国煤电大气污染物控 制取得了历史性跨越，煤电烟尘、二氧化硫、氮氧 化物排放总量和强度快速下降，为全国节能减排目 标做出了决定性的贡献，煤电大气污染物控制达到 世界先进水平。

（2）“十三五”乃至更长时期，应更加注重废气、废水、固体废弃物控制和低碳发展的协调，提高煤 电污染物控制的技术水平，重点研发高性能、高可 靠性、高适用性、高经济性污染物控制技术，资源 化技术、多污染物协同控制技术，以上是未来我国 煤电大气污染物控制的主要技术方向。

（3）基于法规、政策、环境要求、技术经济 条件，综合考虑国家能源和电力结构的变化、煤 电技术的进步、应对气候变化和污染物控制技术 的提高等因素，预计到 2020 年，烟尘、二氧化 硫、氮氧化物排放量分别降至 2×105 ～ 3×105 t、 1×106 ～ 1.5×106 t、1×106 ～ 1.5×106 t。

（4）建议科学合理控制煤电常规污染物排放， 加强依法监督和科学监督，完善激励机制，加强技 术创新等措施，促进煤电大气污染物控制工作。