浊度仪

 

 

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。

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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。

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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。

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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。

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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。

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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%。