0 引言
改革开放40年，中国电力工业得到了快速发展，发电装机容量增长了30倍，其中火电装机容量增长约27倍，支撑了中国经济年均9.5%的增长率。伴随着火电行业的快速发展，中国火电厂大气污染物排放标准日益严格，2011年出台了史上最严的燃煤发电排放标准，比发达国家的排放标准还要严，当时普遍认为是不可能实现的。通过几年的努力，中国火电厂不仅能够满足2011年的火电厂大气污染物排放标准的要求， 而且到2017年年底已有71%的煤电机组容量满足了超低排放要求，在烟尘、SO2、NOx三大污染物排放方面，基本实现了燃煤电厂与燃气电厂同等清洁的目标。
面对目前取得的如此巨大的成绩，多数人认为火电行业的大气污染防治已经走在了世界及国内各行业的前列，可以停一下前进的脚步了。作者在对中国火电厂大气污染物排放标准的发展与国际比较、烟气治理技术发展及减排效果分析的基础上，从国际气候变化的压力、国内大气环境改善的动力、湿法脱硫对生态环境的影响、废弃脱硝催化剂危险废物的处置、非常规污染物控制技术的突破、烟气治理设施运行优化与节能等方面分析了中国火电大气污染面临的挑战，提出中国火电大气污染防治需关注的研发重点。
1 中国火电排放标准的发展与国际比较
中国电力始于1882年，到1949年全国发电装机容量仅184.86万kW，1978年改革开放之初，全国发电装机容量为5712万kW。改革开放40 年，中国电力得到了快速发展，总装机容量从1978年的5712万kW 发展到2017年的17.77亿kW， 其中火电装机容量从3984万kW发展到11.06亿kW。伴随着火电的快速发展，中国火电厂大气污染物排放标准日趋严格，目前已领先世界。
1.1 排放标准的发展
中国火电厂大气污染物排放标准限值的演变经历了以下7个阶段（详见表1），不同阶段制定和修订的火电厂大气污染物排放标准与当时的经济发展水平、污染治理技术水平以及人们对环境空气质量的要求等密切相关。
第一阶段为1882— 1972年，当时中国经济落后，电力装机容量少，处于无标准阶段。
第二阶段为1973年颁布的《工业“三废”排放标准（试行）》（GBJ4—1973），火电厂大气污染物排放指标仅涉及烟尘和SO2，对排放速率和烟囱高度有要求，但对排放浓度无要求。
第三阶段为1991年颁布的《燃煤电厂大气污染物排放标准》（GB13223—1991），首次对烟尘排放浓度提出限值要求，针对不同类型的除尘设施和相应燃煤灰分制定不同的排放标准限值。
第四阶段为1996年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223— 1996），首次增加NOx 作为污染物，要求新建锅炉采取低氮燃烧措施。烟尘排放标准加严，新建、扩建和改建中高硫煤电厂要求增加脱硫设施。
第五阶段为2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003），污染物排放浓度限值进一步加严。对燃煤机组提出了全面进行脱硫的要求。
第六阶段为2011年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011），被称为中国史上最严标准，燃煤电厂不仅要进行脱硫，还要进行烟气脱硝，并对重点地区的电厂制定了更加严格的特别排放限值，并首次将Hg 及其化合物作为污染物。
第七阶段为2014—2020年的超低排放阶段，2014年6月国务院办公厅首次发文要求新建燃煤发电机组大气污染物排放接近燃气机组排放水平。由此拉开了中国燃煤电厂超低排放的序幕。2015年12月，环境保护部、国家发改委等出台了燃煤电厂在2020年前全面完成超低排放改造的具体方案。
1.2 超低排放要求的推动力
1.2.1 资源禀赋与环境改善的必然要求
根据《2013年中国能源统计年鉴》，中国煤炭探明储量占化石能源储量的94.2%，中国富煤、贫油、少气的能源储量特征决定了未来一段时间中国很难摆脱以煤炭为主要能源的发展模式。另外，从煤炭使用量来看，中国煤炭使用量逐年升高， 2013年达到28.10亿t 标准煤， 是1978年使用量的6.9倍， 是1998年使用量的2.9倍，近年来中国煤炭消耗量有所下降，但2017年中国煤炭消耗量仍达到27.31亿t。根据《BP世界能源统计年鉴》数据，2014—2016年中国煤炭消费量占全球煤炭总量的50.5%~50.7%，意味着全球有一半的煤炭是在中国消耗的，由煤炭燃烧产生的大气污染物对环境空气质量的负面影响，尤其是对灰霾天气的影响不容忽视。因此，为改善中国环境空气质量，迫切需要实现煤炭的高效清洁利用，超低排放是实现煤炭清洁利用的重要手段。
1.2.2 国家层面对超低排放的推动
2011年，中国颁布了史上最严的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）），规定了包括燃气轮机组在内的火电厂大气污染物排放限值。因个别特大型城市禁止建设燃煤电厂， 面临天然气资源缺乏和电力短缺的双重矛盾，2012年“如新建的燃煤电厂达到燃气轮机组的大气污染物排放限值是否可以建设”的问题在上海市被提出来，进而有电力企业在现有煤电机组上进行了有益尝试。
2014年6月国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划（2014—2020年） 》（ 国办发[2014]31号），首次提出“新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平”，由此拉开了中国燃煤电厂“超低排放”的序幕。同年9 月，国家发改委、环境保护部、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年年）的通知》（发改能源[2014]2093号）。
2015年3月，“两会”通过的政府工作报告中要求“加强煤炭清洁高效利用，推动燃煤电厂超低排放改造”，“超低排放”首次正式出现在政府文件中。2015年12月国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，东、中部地区提前至2017年和2018年完成。此后，国家发改委出台了超低排放环保电价政策。同月，环境保护部、国家发改委、能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164号），将“燃煤电厂超低排放与节能改造”提升为国家专项行动，即到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准含氧量6%条件下， 烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3），全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。
1.2.3 地方政府对超低排放的积极响应
地方政府积极响应国家超低排放行动计划，相继出台了超低排放相关政策， 如在发改能源[2014]2093号文之前， 江苏省、浙江省、广州市、山西省等地就出台相关政策，要求燃煤电厂参考燃气轮机组污染物排放标准限值，即在基准含氧量6% 条件下，烟尘、SO2、NOx 排放浓度分别不高于5、35、50mg/m3。
截至发稿时，已有6个省级政府发布或即将发布火电厂或燃煤电厂大气污染物强制性地方标准， 将超低排放要求标准化， 它们分别是河南、河北、上海、山东、浙江、天津，其中天津市2018年2月发布《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿），浙江省于2018年3月6日召开了《燃煤电厂大气污染物排放标准》听证会，其他4个省份的地方标准均已发布。上海、山东、浙江对新建锅炉或一定规模以上锅炉的烟尘提出了5mg/m3的燃气标准限值要求，其他省份提出的标准限值与国家“超低排放”限值基本一致，详见表2。另外，值得注意的是上海、浙江强制性地方标准中要求燃煤发电锅炉应采取烟温控制及其他有效措施消除石膏雨、有色烟雨等现象；浙江省还将排放绩效控制要求写入强制性地方标准中。
1.2.4 国有企业对超低排放的推动
在国家和地方政策引导下，国有电力企业投入资金实施超低排放改造和新建工程。2012年9月19日上海漕泾电厂二期工程环境效益分析报告评审会上，首次提出燃煤电厂达到燃气机组排放标准限值；2013年4月16日国电泰州二期工程成为国内首台按照超低排放进行环境影响评价的新建机组；2014年5月30日浙江嘉华7、8号机组成为国内首台改造投运的超低排放机组，2014年6月26日国华舟山4号机组成为国内首台新建投运的超低排放机组。截至2016 年年底，约4.4亿kW燃煤机组完成超低排放改造，占全国煤电机组容量的49%;截至2017年年底，全国已投运超低排放机组容量占煤电机组容量的71%。
1.3 超低排放限值的国际比较
中国燃煤电厂超低排放限值与美国、欧盟燃煤电厂最严格的排放限值比较如表3所示。
从表3可以看出，与美国《新建污染源的性能标准》（NSPS，new source performance standard）中最严排放限值（ 适用于2011年5月3日以后新、扩建机组，美国排放标准中以单位发电量的污染物排放水平表示，为便于比较将其进行了折算）相比，中国超低排放限值更加严格，颗粒物占美国排放标准的81.3%;SO2 仅占美国排放标准的25%，NOx 限值占美国排放标准的52%。与欧盟2010/75/EU《工业排放综合污染预防与控制指令》（directive on industrial emissions（integratedpollution prevention and control））中最严排放限值（适用于300MW 以上新建机组）相比，中国烟尘10mg/m3 的超低排放限值与之相当，但部分省市新建机组和一定规模以上机组执行5mg/m3，仅为欧盟最严排放标准限值的50%;SO2仅占欧盟排放标准的23%，NOx占欧盟排放标准的33%。
可见，中国目前实施的超低排放限值明显严于美国、欧盟现行排放标准限值。但更值得关注的是，中国超低排放限值符合率的评判标准为小时浓度，而美国排放标准限值的评判标准为30 天滚动平均值，欧盟排放标准限值的评判标准为日历月均值。因此，从符合率评判方法来说，中国短期内要求符合的超低排放限值比美国和欧盟长时间段内平均浓度要求符合的标准限值严格得多。
2 烟气治理技术发展应用及减排效果
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，目前已处于国际领先水平。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。
2.1 除尘技术发展与应用
自GB13223—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，取而代之的是高效电除尘器，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，随着火电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。随着中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如图1 所示。
目前，中国火电行业除尘技术已形成了以高效电除尘器、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）。
2.2 脱硫技术发展与应用
随着GB13223—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GB13223—2011标准修订颁布，中国SO2排放限值进一步趋严，严于美、欧等发达国家和地区，成为世界最严的标准，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高效脱硫工艺，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如图2所示。
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），海水脱硫占2.58%、烟气循环流化床脱硫占1.80 %、氨法脱硫占1.81%，其他占0.93%。
2.3 低氮燃烧与脱硝技术的发展与应用
随着GB13223—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控制的首选技术，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》（GB13223—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最佳反应温度窗，因此SNCR脱硝技术成为CFB锅炉脱硝改造的首选技术， 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）烟气脱硝技术在中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。中国火电行业脱硝技术发展情况如图3 所示。
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。
2.4 火电行业大气污染物减排效果
2.4.1 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GB13223—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史上最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。
2.4.2 SO2减排效果
2006年之前随着火力发电量增加，火电行业SO2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GB13223—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 史上最严标准以及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年中国火电行业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。
2.4.3 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GB13223—2011史上最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。
2.4.4 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，单位火力发电量烟尘、SO2、NOx排放量（排放绩效）均逐年下降，2016年全国单位火力发电量烟尘、SO2、NOx 排放量分别为0.08、0.39、0.36g/（kW·h）。从2015年开始中国火电行业污染物排放绩效水平领先于美国。但值得注意的是，2015 年中国火力发电量中约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。
从单位煤电发电量排放绩效来比较， 从2011年开始中国单位煤电发电量SO2 排放量已经领先于美国煤电，从2015年开始中国单位煤电发电量烟尘、NOx 排放量已经领先于美国煤电。
2009—2015年中美煤电大气污染物排放绩效比较如图6所示。
3 火电大气污染面临的挑战与对策
尽管中国燃煤发电大气污染物控制技术处于世界领先水平， 常规三大污染物（ 烟尘、SO2、NOx）实现了燃煤电厂与燃气电厂同等清洁，但未来火电发展仍然面临挑战， 主要表现在以下6个方面。
3.1 温室气体排放量巨大
燃煤发电机组单位发电量产生的CO2排放量0.76~0.92g/（kW·h），而燃气发电单位发电量产生的CO2排放量仅占燃煤发电的45%~66%。中国燃煤发电量占火力发电量的93%，产生的温室气体排放量巨大。尽管温室气体CO2是不是污染物存在疑义，但中国是《巴黎协定》的坚定支持者，将继续履行对国际社会的承诺，因此，未来应通过技术研发进一步减少燃煤发电煤耗，如国家正在安徽淮北平山实施“251 工程”（即新建燃煤机组供电煤耗小于251g/（kW·h），比目前全国平均供电煤耗310g/（kW·h） 要低19%，但单位发电量的CO2排放量比燃气机组仍高出25%左右。因此，中国需要进一步降低供电煤耗，同时大力发展可再生能源，以满足《巴黎协定》的要求，此外，也需在CO2 贮存和利用方面开展研究与示范。
3.2 环境改善需要进一步削减火电大气污染物
2017年尽管全国环境空气质量得到进一步改善，重污染天气明显减少，全面实现了大气污染防治行动计划确定的目标，京津冀、长三角、珠三角地区PM2.5年均浓度分别下降至64、44、34μg/m3，但与发达国家和世界卫生组织制定的环境空气质量标准要求还有很大差距。
中国煤炭用于发电（含热电联产）的比例近期难以下降，从1980年的20.6% 增加到2013年的51.3%，发电耗煤量从1980年的1.26亿t 增长到2013年的21.8亿t，但煤炭用于发电的比例远低于美国、德国等发达国家，为了进一步改善环境空气质量，未来应加大燃煤清洁利用，进一步增大燃煤用于发电的比例。
国际能源署根据当前的技术发展情况，制定了2020年与2030年的燃煤电厂污染物排放目标，2020年目标：烟尘为1~2mg/m3，SO2为25mg/m3，NOx 为30mg/m3;2030年目标：烟尘<1mg/m3，SO2<10mg/m3，NOx<10mg/m3。目前，中国已有部分电厂稳定实现了国际能源署2020年的目标，但与2030年的目标尚存在差距。可见，中国燃煤发电大气污染物控制还有很长的路要走，需要在技术上继续突破，进一步减少火电大气污染物的排放。
3.3 湿法脱硫对生态环境的影响
中国火电行业烟气脱硫方法以石灰石–石膏湿法脱硫为主，据统计2016年火电行业采用石灰石–石膏湿法脱硫的装机容量占比93%，每年石灰石消耗量5000万t 左右，石灰石开采对生态环境会产生一定的负面影响。石灰石–石膏湿法脱硫的脱硫副产物石膏的利用率随着建筑业的萎缩在逐渐减少，废弃石膏的堆存处置也会对生态环境产生一定的负面影响。因此未来应加大对资源化脱硫新工艺、新方法的研发与示范。
3.4 废弃脱硝催化剂危险废物处置难
中国火电行业烟气脱硝方法以SCR为主，据统计，2016年火电行业采用SCR的装机容量占比95%以上，由此产生大量的废弃脱硝催化剂，属于危险废物，如何处理与处置废弃脱硝催化剂是火电行业面临的重大挑战。应积极开发废弃脱硝催化剂的回收及其资源化利用技术的研发。
3.5 非常规污染物的控制需要新的技术突破
2017年京津冀地区PM2.5年均浓度下降至64μg/m3，全面完成了大气污染防治行动计划的目标，举国振奋，但必须清醒地看到，64μg/m3与环境空气质量标准35μg/m3的要求还有很大的差距，与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标2（IT-2）25μg/m3、过渡时期目标3（IT-3）15μg/m3、空气质量准则值（AQG）10μg/m3要求差距更大。随着人们对环境空气质量要求的不断提高，不仅要控制好燃煤电厂烟气中的常规污染物， 而且需要控制Hg及其化合物等重金属、SO3等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等，以及环境敏感地区、严重缺水地区湿烟气中气态水的回收利用（同时可消除“白色烟羽”）。需要研发非常规污染物控制技术并进行工程示范。
3.6 烟气治理设施的优化与节能
燃煤电厂的烟气治理设施是一个复杂的系统工程，锅炉的负荷波动与低氮燃烧、烟气脱硝、除尘、脱硫、深度净化等装置之间， 既相互独立，又相互联系。目前各装置之间基本处于独立的运行状态，由不同专业的运行人员在运行，没有体现各装置之间的联系性，烟气治理设施的潜能没有得到充分发挥，特别是节能潜力。需要培养烟气污染物控制的全面人才，加强电厂烟气治理设施的统筹协同，利用互联网、物联网、大数据等技术手段优化烟气治理设施的运行管理，实现节能减排双赢。
4 结语
中国火电厂大气污染物排放标准经历了7个发展阶段，日益严格的排放限值不断推动治理技术的进步，目前的烟气治理水平已领先世界，实现了燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。但中国火电大气污染仍然面临诸多挑战，需要在相关领域加强技术研发与工程示范。
