China Energy Investment Corporation Limited,Beijing 100011,China

1.引言

我國貧油、少氣、相對富煤的資源稟賦決定了“以煤為主，多元發(fā)展”的能源方針不會改變，也決定了電源結(jié)構(gòu)長期以煤電為主的格局不會改變[1]。目前，我國發(fā)電用煤占煤炭消費總量的50%左右[2]，燃煤發(fā)電量占比約70%[3]。煤電為中國經(jīng)濟社會發(fā)展提供了重要能源支撐，但同時，也排放了大量的煙塵（PM）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和重金屬等多種煙氣污染物，嚴重影響了環(huán)境空氣質(zhì)量。煤電大氣污染物排放標準對生態(tài)環(huán)境保護具有重要的引領(lǐng)作用，我國現(xiàn)行標準是《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223—2011）[4]。十八大以來，為推進生態(tài)文明建設，煤電企業(yè)對于排污的認識已由“被動環(huán)?！鞭D(zhuǎn)變?yōu)椤爸鲃迎h(huán)?！薄Ｉ袢A集團對國標GB13223—2011中規(guī)定的燃氣輪機組排放限值，于2012年提出清潔煤電大氣污染物近零排放標準[5]，即煙塵、SO2和NOx排放濃度分別不高于5 mg·m-3、35 mg·m-3和50 mg·m-3（干基標準狀態(tài)，6% O2）。2014年，中國政府出臺了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》，明確要求煤電企業(yè)快速推進“超低排放”環(huán)保升級改造，即煙塵、SO2和NOx排放濃度分別不高于10 mg·m-3、35 mg·m-3和50 mg·m-3（干基標準狀態(tài)，6% O2）[6]?；谖覈茉促Y源稟賦、電力發(fā)展和環(huán)境約束現(xiàn)狀，燃煤發(fā)電帶來大氣污染問題的長期性客觀存在。因此，嚴格控制煤電大氣污染物排放，走煤炭清潔高效利用之路任重道遠。

本文介紹了煤電大氣污染物排放控制技術(shù)的發(fā)展歷程，系統(tǒng)研究了近零排放技術(shù)路線在不同等級燃煤機組上的工程應用效果，評估了長周期運行條件下污染物排放達標穩(wěn)定性，探究了近零排放機組重金屬汞的深度減排特性，并開展了煤電近零排放新限值的探索，為制定更加嚴格的煤電大氣污染物排放標準提供科學依據(jù)。

2.煤電大氣污染物排放控制

2.1.煙塵控制技術(shù)

從20世紀60年代起，燃煤電廠煙塵排放控制技術(shù)至今已有50年的發(fā)展歷史，大體可分為5個階段：①以前中國燃煤電廠主要通過旋風除塵器、文丘里水膜除塵器等除塵，電除塵技術(shù)應用較少；②到1990年左右，中國基本掌握電除塵技術(shù)，除塵效率達到94.2%；③到2000年，中國電除塵技術(shù)已接近國際先進水平，市場占有率達到80%，除塵效率達到98.0%；④為滿足日益嚴格的排放標準，目前燃煤電廠通常采用電除塵（ESP）、布袋除塵（FF）和電袋復合除塵（EFIP）[7,8]，其中電除塵市場占有率達到95%；⑤近年更是通過技術(shù)創(chuàng)新，開發(fā)了高效電源、低低溫靜電、旋轉(zhuǎn)電極、濕式電除塵（WESP）等高效電除塵技術(shù)[9]。

傳統(tǒng)的除塵設備一般布置在空氣預熱器（APH）后，選擇性催化還原（SCR）脫硝催化劑和APH存在磨損、堵塞等問題，為此，高溫除塵技術(shù)受到人們的關(guān)注，主要有過濾除塵和靜電除塵技術(shù)[10]。過濾除塵技術(shù)的關(guān)鍵是剛性陶瓷材料的高溫使用壽命[11]。ESP技術(shù)則是致力于開發(fā)高溫環(huán)境下放電性能優(yōu)越的新形式放電極[12]。

2.2.SO2控制技術(shù)

我國SO2控制技術(shù)研究較發(fā)達國家起步慢，但發(fā)展迅速，可概括為4個階段[13]：①從20世紀70年代開始起步，開展了脫硫技術(shù)研究、小規(guī)模試驗和工業(yè)鍋爐示范；②20世紀90年代初，引進國外石灰石-石膏濕法煙氣脫硫（WFGD）技術(shù)，隨著國家相關(guān)政策和環(huán)保法規(guī)的陸續(xù)出臺，我國煙氣脫硫技術(shù)得到全面發(fā)展，石灰石-石膏濕法、海水脫硫法、旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法、爐內(nèi)噴鈣尾部煙氣增濕活化法等技術(shù)在燃煤電廠得到應用；③2007-2011年，中國很多燃煤機組加裝了煙氣脫硫裝置，設備國產(chǎn)化程度不斷提高，脫硫工程造價大幅度下降；④2011年以來，環(huán)境保護部進一步對燃煤電廠SO2排放標準進行修訂，燃煤電廠有了提效改造的需求，脫硫技術(shù)再次得到發(fā)展和創(chuàng)新，開發(fā)了單塔強化吸收、單塔/雙塔雙循環(huán)、托盤、旋匯耦合等高效脫硫技術(shù)[14]，技術(shù)指標進一步提高，運行能耗進一步降低。

2.3.NOx 控制技術(shù)

我國NOx控制技術(shù)發(fā)展時間較短，主要包括爐內(nèi)低氮燃燒（LNB）技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)。低NOx燃燒主要有空氣分級燃燒、燃料分級燃燒和煙氣再循環(huán)技術(shù)，應用最廣泛的是空氣分級燃燒技術(shù)。Sheikh等[15]分析了通過降低燃燒溫度、合理地布置三次風等方法減少燃燒過程中產(chǎn)生的NOx。針對循環(huán)流化床（CFB）鍋爐，柯?，|等[16]提出了以提高床質(zhì)量、增加循環(huán)量為核心的低氮燃燒技術(shù)路線，強化爐內(nèi)不同區(qū)域的還原性氣氛，促進NOx的還原。SCR脫硝技術(shù)是國際上應用最多、技術(shù)最成熟的一種煙氣脫硝技術(shù)[17]。20世紀90年代，中國燃煤電廠開始應用SCR脫硝技術(shù)，1999年福建漳州后石電廠600 MW機組國內(nèi)首次加裝SCR脫硝裝置，隨著中國環(huán)保標準日益嚴格，我國SCR脫硝技術(shù)得到快速發(fā)展。目前，我國廣泛應用的是V2O5/TiO2基催化劑[18]，可實現(xiàn)85%以上的脫硝效率，但在低負荷下SCR脫硝催化劑活性下降，氨逃逸增加。為此，采用配置0號高壓加熱器提高給水溫度、省煤器入口加裝旁路煙道、設置省煤器水側(cè)旁路、進行分級省煤器布置等方案進行改造，可實現(xiàn)寬負荷脫硝[14]。此外，開發(fā)寬溫度窗口無毒催化劑和催化劑再生及無害化處理也是研究重點[19]。

2.4.重金屬汞控制技術(shù)

隨著燃煤電廠常規(guī)大氣污染物得到有效的控制，煙氣中低濃度高危害的重金屬汞受到了國內(nèi)外的重點關(guān)注。汞（Hg）作為一種易揮發(fā)痕量元素，在煤燃燒過程中幾乎全部釋放，隨著煙氣冷卻經(jīng)歷一系列復雜的物理化學變化，以氣相元素汞（Hg0）、氣相氧化態(tài)汞（Hg2+）和顆粒相汞（Hgp）三種形態(tài)存在于燃煤煙氣中[20]。2011年頒布的GB13223—2011規(guī)定了燃煤電廠Hg排放限值為30 μg·m-3，同年由環(huán)境保護部發(fā)布的《重金屬污染綜合防治“十二五”規(guī)劃》中，明確提出對汞（Hg）、鉛（Pb）、鎘（Cd）、鉻（Cr）、砷（As）進行重點管控。燃燒后脫汞技術(shù)工作穩(wěn)定性好、控制效率高、可調(diào)整性強，是國內(nèi)外研究重點，主要包括現(xiàn)有大氣污染物控制設備（APCD）協(xié)同控制和單項技術(shù)專門控制。美國環(huán)境保護局（US EPA）發(fā)布的信息收集報告（ICR）統(tǒng)計了80多個燃煤機組汞測試結(jié)果，在除塵、脫硫、脫硝等煙氣凈化設備作用下，煙氣汞的脫除效率可從微量到90%以上[21]。Hgp可通過除塵裝置（ESP或FF）捕獲；Hg2+化合物易溶于水，可被濕法脫硫系統(tǒng)（WFGD）中噴淋漿液吸收；Hg0難溶于水，難以在ESP和WFGD中得到有效捕獲，只有SCR能夠促進其氧化，是汞污染減排的關(guān)鍵[22]。

現(xiàn)階段專門脫汞技術(shù)主要有兩條技術(shù)路線：①催化氧化法，對SCR脫硝催化劑進行改進，提高煙氣中Hg0向Hg2+的轉(zhuǎn)化率，氧化效率可達到95%，進而在WFGD中實現(xiàn)捕獲[23,24]；②吸附劑噴射法，在除塵設備前向煙道中噴射粉體吸附劑，與煙氣接觸并吸附Hg0和Hg2+形成Hgp，主要有活性炭（AC）[25,26]、飛灰吸附劑[27,28]、鈣基吸附劑[29]、礦物類吸附劑[30,31]等，均可達到90%以上的脫汞效率。目前國際上專門脫汞技術(shù)以活性炭噴射（ACI）脫除為主，截至2015年4月底，美國已有310臺燃煤機組安裝了ACI脫汞裝置[32]，但運行成本高（脫除1 kg Hg的費用一般超過6.5萬美元[33]），且影響飛灰綜合利用，難以在中國推廣應用。因此，開發(fā)高效低成本的飛灰吸附劑和礦物類吸附劑，是未來燃煤電廠汞污染深度脫除的主要發(fā)展方向。

3.近零排放技術(shù)路線

一個時期以來，中國在燃煤煙氣污染物排放控制技術(shù)研發(fā)方面取得了長足的進步，已成為世界上清潔煤電技術(shù)最為先進的國家之一。2010年以來，以神華集團為代表的國有能源企業(yè)，積極踐行節(jié)約資源和保護環(huán)境的基本國策，組織國華電力研究院開展了燃煤電廠大氣污染物近零排放技術(shù)研究，于2012年與華東電力設計院結(jié)合浙江寧海電廠三期2×1000 MW工程開展了除塵、脫硫、脫硝、脫汞專題研究和全系統(tǒng)集成優(yōu)化設計，針對燃煤發(fā)電機組，提出了清潔煤電近零排放原則性技術(shù)路線，并于2013年5月通過了電力規(guī)劃設計總院組織的專家評審[5]。技術(shù)路線如圖1所示，爐內(nèi)低氮燃燒（LNB）→選擇性催化還原法脫硝（SCR）→低溫省煤器（LTE）+高效電源靜電除塵器（ESP）→濕法脫硫（WFGD）→濕式電除塵（WESP），不同控制技術(shù)對煙氣多污染物的脫除作用詳見表1。

考慮到燃煤機組具有煤種、爐型、環(huán)保設施多樣性的特點，實現(xiàn)大氣污染物近零排放，需要對技術(shù)路線的適應性進行分析，主要包括以下內(nèi)容。

從除塵來看，中國發(fā)電用煤灰分一般為7%～25%，除塵器前煙氣中煙塵初始濃度通常為10～30 g·m-3。為實現(xiàn)煙塵的近零排放，控制策略由2～3個除塵環(huán)節(jié)組成。①對于一次除塵，ESP和EFIP都具有很高的除塵效率，現(xiàn)役機組如進行EFIP改造成本較高，易受現(xiàn)場空間限制，工程實施較難；通過高效電源改造提高ESP除塵效率至99.85%以上，具有較好的經(jīng)濟性；通過加裝LTE組成低低溫電除塵，一次除塵效率可提高到99.9%以上，ESP出口煙塵濃度可降低到30 mg·m-3以內(nèi)（部分機組可降至10～20 mg·m-3）。②對于二次除塵，在高效噴淋和高效除霧器（三級高效除霧或管式除霧）配合作用下，脫硫出口煙塵（含石膏）濃度可穩(wěn)定控制在10 mg·m-3以內(nèi)（部分機組可低于5 mg·m-3）。③對于三次除塵，煙氣處理系統(tǒng)末端加裝WESP，高濕環(huán)境還有利于細顆粒的凝并長大，可脫除70%～90%的煙塵，排放濃度穩(wěn)定控制在5 mg·m-3以內(nèi)（部分機組可低至3 mg·m-3乃至1 mg·m-3），還可有效解決石膏雨、有色煙羽等污染問題。WESP對燃煤機組運行工況、煤質(zhì)、煙氣組分的適應性更強，投資和運行成本增加約2×10-3～3×10-3元·(kW·h)-1，適合在煤電排放源密集地區(qū)推廣，同時還可應用到鋼鐵、化工等非電領(lǐng)域的大氣污染物治理。

圖1.近零排放原則性技術(shù)路線圖。

表1 不同控制技術(shù)對煙氣多污染物的脫除作用

從脫硫來看，燃煤硫分是實現(xiàn)SO2經(jīng)濟高效脫除的重要邊界條件。針對京津冀、長三角、珠三角等環(huán)境承載力差的區(qū)域，地方政府提出了嚴格的煤質(zhì)監(jiān)管要求，要求發(fā)電用煤硫分Sd≤1%[34-36]，燃煤電廠脫硫入口煙氣中SO2初始濃度通常小于2000 mg·m-3。目前，石灰石-石膏法單塔脫硫效率可達97%，對于含硫量較低的煤種（如神華煤），長周期運行來看基本能夠滿足近零排放要求；為進一步高效穩(wěn)定脫硫，需進行提效改造，通過優(yōu)化塔內(nèi)流場分布和強化氣液傳熱傳質(zhì)，將脫硫效率提高到99%以上，實現(xiàn)SO2排放濃度穩(wěn)定控制在35 mg·m-3以內(nèi)；當煤中含硫量較高或煤質(zhì)變化較大時，可采用脫硫效率更高的托盤噴淋、雙循環(huán)、旋匯耦合等技術(shù)，脫硫效率均超過99%，實現(xiàn)SO2排放濃度低于35 mg·m-3。此外，部分沿海燃煤電廠建議采用海水脫硫技術(shù)，脫硫效率超過99%，實現(xiàn)SO2排放濃度遠低于35 mg·m-3。

從脫硝來看，優(yōu)先選擇爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)，抑制NOx的生成，對于合適煤種可實現(xiàn)鍋爐出口NOx濃度低于200 mg·m-3。SCR脫硝效率設計值一般為85%，NOx排放濃度低于50 mg·m-3難度不大；鍋爐出口NOx排放濃度較高時，可采用催化劑提效、增加層數(shù)等方法將SCR脫硝效率提高到90%以上，實現(xiàn)NOx的近零排放；機組低負荷（40%）運行時，SCR脫硝煙氣溫度低于催化反應溫度窗口，可采用省煤器分級布置、寬溫度窗口脫硝催化劑等寬負荷脫硝技術(shù)，實現(xiàn)NOx排放濃度穩(wěn)定控制在50 mg·m-3以內(nèi)。對于循環(huán)流化床（CFB）鍋爐，850～950 ℃低溫燃燒方式能夠有效抑制NOx的生成，可控制鍋爐出口NOx濃度低于200 mg·m-3；由于CFB鍋爐尾部斷面較小，相比煤粉（PC）爐更適合SNCR脫硝裝置噴槍的合理布置，達到均勻噴氨，故采用經(jīng)濟性更好的SNCR即可實現(xiàn)NOx近零排放。

從脫汞來看，燃煤電廠大氣汞排放主要來源于入爐煤，大量研究統(tǒng)計表明[37,38]，中國原煤平均汞含量為0.15～0.22 mg·kg-1，且符合對數(shù)正態(tài)分布，是一種正偏態(tài)分布，說明大部分原煤中汞含量低于統(tǒng)計的平均值。根據(jù)燃用不同煤種時煤中汞含量和產(chǎn)生煙氣量（5～10 m3·kg-1）進行測算，我國燃煤機組鍋爐出口汞的初始排放濃度通常小于30 μg·m-3，與文獻報道的大量現(xiàn)場測試結(jié)果相一致[39,40]。結(jié)合常規(guī)大氣污染物控制設備（除塵+脫硫+脫硝）70%左右的協(xié)同脫除能力[41,42]，可實現(xiàn)汞排放濃度低于10 μg·m-3。

4.近零排放工程實踐

4.1.近零排放技術(shù)應用情況

清潔煤電近零排放技術(shù)路線在新建燃煤發(fā)電工程項目和現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組節(jié)能環(huán)保升級改造等綠色發(fā)電計劃項目中同步實施。2014年6月，中國首臺近零排放新建燃煤機組在浙江舟山電廠投產(chǎn)，經(jīng)浙江省環(huán)境監(jiān)測中心現(xiàn)場手工監(jiān)測，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為2.46 mg·m-3、2.76 mg·m-3、19.8 mg·m-3，實現(xiàn)了大氣污染物排放低于燃氣發(fā)電排放限值，以及首套國產(chǎn)濕式電除塵在近零排放或超低排放燃煤機組中的應用，有力推動了我國煤電超低排放的實施和電站重大裝備的自主創(chuàng)新。2014年7月，在河北三河電廠建成京津冀首個近零排放技術(shù)改造工程，獲國家能源局（NEA）頒發(fā)的“國家煤電節(jié)能減排示范電站”稱號；針對4臺機組進一步開展近零排放技術(shù)路線的多元化探索與實踐，形成了差異化的改造實施方案（表2），于2015年11月在京津冀實現(xiàn)了首家燃煤電站全廠“近零排放”[43]，4號機組通過分步多級高效除塵技術(shù)的集成應用，實現(xiàn)煙塵排放濃度低至0.23 mg·m-3（中國環(huán)境監(jiān)測總站現(xiàn)場手工監(jiān)測）[9]。2016年4月，河北定州電廠2號機組完成近零排放技術(shù)改造，原神華集團京津冀地區(qū)所屬燃煤電廠22臺機組（9.78 GW）全部實現(xiàn)近零排放[44]。

截至2018年12月底，近零排放技術(shù)路線在原神華集團42家電廠101臺燃煤機組（53.97 GW）上成功應用，單機規(guī)模150～1000 MW，其中，PC爐96臺、CFB鍋爐5臺。根據(jù)國家或地方環(huán)境監(jiān)測機構(gòu)現(xiàn)場手工監(jiān)測結(jié)果，101臺機組煙塵排放濃度在0.23～5 mg·m-3之間，SO2排放濃度在2～35 mg·m-3之間，NOx排放濃度在6～50 mg·m-3之間，均達到近零排放標準。從分布區(qū)域看，京津冀地區(qū)22臺9.78 GW，長三角地區(qū)22臺12.51 GW，珠三角地區(qū)5臺2.49 GW，重點區(qū)域機組裝機占比約46%[圖2（a）]；從機組等級看，300 MW等級機組34臺11.09 GW，600 MW等級機組48臺29.79 GW，1000 MW等級機組9臺9 GW，其他等級機組10臺4.09 GW[圖2（b）]。此外，在101臺近零排放機組中，有38臺機組應用了WESP，煙塵平均排放濃度為1.8 mg·m-3，遠低于未應用WESP的63臺機組排放水平（平均值為3.5 mg·m-3），說明機組加裝WESP可實現(xiàn)細顆粒物的深度脫除。

4.2.近零排放機組長周期運行排放狀態(tài)評估

環(huán)境監(jiān)測是落實環(huán)境保護法律法規(guī)要求、執(zhí)行大氣污染物排放標準、鞏固環(huán)境污染治理成效的重要依據(jù)[45]。我國燃煤電廠安裝的煙氣排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)（CEMS）必須有國家環(huán)保部門認證證書和計量生產(chǎn)許可證，經(jīng)環(huán)保部門驗收合格后，其監(jiān)測數(shù)據(jù)為法定數(shù)據(jù)，是環(huán)境保護主管部門、社會組織、公眾實施監(jiān)督的依據(jù)，也是環(huán)保電價考核依據(jù)和環(huán)保稅計稅依據(jù)。

為評估近零排放機組長周期運行的排放狀態(tài)和可靠性，統(tǒng)計分析了原神華集團京津冀及周邊地區(qū)、東部地區(qū)46臺近零排放機組2017年連續(xù)運行5～6個月的大氣污染物CEMS數(shù)據(jù)。

4.2.1.煙塵控制

46臺機組煙塵排放濃度評估期平均值在0.48～3.47 mg·m-3之間，全部低于5 mg·m-3，詳見圖3。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，46臺機組煙塵排放濃度小時均值滿足10 mg·m-3超低排放限值的達標率均大于99%，其中，40臺機組達標率為100%，詳見圖3；對照近零排放限值，只有徐州2號機組達標率（98.7%）略低于99%，其余45 臺機組達標率均超過99%。

4.2.2.SO2控制

46臺機組SO2排放濃度評估期平均值在1.46～25.3 mg·m-3之間，全部低于35 mg·m-3，采用海水脫硫的舟山、秦皇島電廠SO2排放濃度低于3.5 mg·m-3，大幅低于采用石灰石-石膏濕法脫硫機組的SO2排放水平，詳見圖4。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，46臺機組SO2排放濃度小時均值滿足35 mg·m-3近零排放限值的達標率全部大于99%，其中，36臺機組達標率為100%，詳見圖4。

表2 河北三河電廠4臺機組近零排放改造方案

圖2.近零排放技術(shù)應用情況。（a）分區(qū)域；（b）分等級。

4.2.3.NOx控制

46臺機組NOx排放濃度評估期平均值在16.1～40.79 mg·m-3之間，全部低于50 mg·m-3，詳見圖5。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，46臺機組NOx排放濃度小時均值滿足50 mg·m-3近零排放限值的達標率全部大于99%，但僅有7臺機組達標率為100%，詳見圖5。進一步分析發(fā)現(xiàn)NOx排放超標主要發(fā)生在低負荷和快速變負荷工況，是受SCR脫硝運行調(diào)節(jié)手段單一，且控制系統(tǒng)具有大延遲、大滯后特性的影響所致。此外，定州、滄東、惠州電廠進行了寬負荷脫硝技術(shù)改造，機組在35%以上負荷時段內(nèi)NOx排放達標率均為100%，改造效果顯著。

圖3.評估期46臺機組煙塵排放情況。

圖4.評估期46臺機組SO2排放情況。

統(tǒng)計期間，46臺機組燃煤煤質(zhì)在灰分Aar為7.37%～52.76%、硫分Sar為0.2%～1.8%、低位熱值Qnet,ar為10.81～28.69 MJ·kg-1范圍波動。評估結(jié)果表明，46臺近零排放機組長周期運行時，APCD運行可靠，確保不同負荷、不同煤質(zhì)下大氣污染物排放濃度小時均值穩(wěn)定在近零排放限值以下。

4.3.重金屬汞減排特性

重金屬汞具有毒性強、在生物體內(nèi)富集等特點，嚴重威脅人類健康和生態(tài)環(huán)境。我國對全球人為大氣汞排放的貢獻率為30%～40%[46,47]，其中，55%來源于燃煤，嚴格控制煤電大氣汞排放具有重要現(xiàn)實意義。

4.3.1.現(xiàn)有APCD 協(xié)同脫汞效果

為掌握近零排放機組現(xiàn)有APCD對重金屬汞的協(xié)同脫除效果，采用U.S.EPA Method 30B在5臺近零排放機組上開展現(xiàn)場測試，結(jié)果如表3所示。三河、定州、壽光電廠4臺機組均燃用神華煤，汞含量為0.029～0.05 mg·kg-1，約為中國煤平均汞含量（0.15～0.22 mg·kg-1）的20%～30%[37]；徐州電廠2號機組燃用神華煤和非神華煤（1:2），汞含量與中國煤平均水平相當。由表3可見，5臺機組汞排放濃度為0.51～2.89 μg·m-3，平均值為1.19 μg·m-3，約為我國現(xiàn)行排放限值的1/30；APCD組合協(xié)同脫汞效率為75.3%～93.1%（平均值為86.6%±7%），基本達到國際先進煤電機組的協(xié)同控制水平[48]。煙氣凈化過程中Hg的協(xié)同脫除規(guī)律主要表現(xiàn)為：①SCR的提效可降低Hg0的份額，促進后續(xù)設備對氣相汞的協(xié)同脫除；②ESP前加裝LTE可降低煙氣溫度，使得氣相Hg2+的物質(zhì)狀態(tài)發(fā)生轉(zhuǎn)變，進而吸附或凝結(jié)在飛灰表面；③WFGD的提效可有效洗滌脫除汞化合物；④WESP的增設能夠強化氣相汞的脫除效果。

圖5.評估期46臺機組NOx排放情況。

表3 近零排放機組協(xié)同脫汞效果

4.3.2.汞污染專門控制技術(shù)研究與實踐

在中國，燃煤飛灰價格低廉且對副產(chǎn)物影響小，經(jīng)改性處理，有潛力代替商業(yè)脫汞活性炭[27,28,49]。為進一步高效穩(wěn)定地控制燃煤電廠汞污染排放，從循環(huán)經(jīng)濟角度出發(fā)，提出飛灰吸附劑一體化改性及噴射脫汞的技術(shù)思路，如圖6所示。以電廠飛灰為載體，利用溴化機械改性方法進行在線改性以提高飛灰表面活性，直接均勻噴射到ESP前煙道中，實現(xiàn)重金屬汞的吸附氧化脫除。原神華集團應用上述煙氣脫汞技術(shù)路線，與華北電力大學開展大量工程應用研究，依托河北三河電廠4號機組和江蘇徐州電廠2號機組，建成世界首個300 MW和首個1000 MW燃煤電站改性飛灰專門脫汞示范工程，如圖7所示。在APCD組合協(xié)同控制的基礎上投運煙氣脫汞系統(tǒng)，綜合脫汞效率分別提升至94.6%和91.0%（圖8），汞排放濃度均進一步降低38%，可低至0.29 μg·m-3，僅為我國現(xiàn)行排放限值的1%；ESP脫汞效率可由28.6%提高到87.6%，改性飛灰（MFA）吸附脫汞效果與國際主流活性炭（AC）脫汞相當（圖9）。通過技術(shù)經(jīng)濟性分析，MFA吸附脫汞運行成本為51.3元·g-1，僅為AC吸附脫汞運行成本的10%～15%。

5.煤電近零排放推動排放標準進步

保護環(huán)境是中國的基本國策，環(huán)保是無止境的，深入推進煤電綠色發(fā)展是推動煤炭清潔高效利用的必然要求。面向未來，為加快推進生態(tài)文明建設，煤電企業(yè)應充分認識到近零排放是個不斷實踐與探索的過程，堅持環(huán)保標準“好上更好、嚴上更嚴”，促進煤電常規(guī)大氣污染物和汞等非常規(guī)污染物的持續(xù)減排，向GB13223—2011規(guī)定排放濃度限值降低1個數(shù)量級的方向努力，邁上清潔煤電大氣污染物生態(tài)環(huán)保排放的新臺階。

圖6.飛灰吸附劑一體化改性及噴射脫汞系統(tǒng)示意圖。

圖7.改性飛灰脫汞系統(tǒng)和裝備。（a）300 MW示范工程；（b）1000 MW示范工程。

5.1.煙氣污染物全流程控制中試平臺

依托國華電力承擔的國家科技支撐計劃課題“大型燃煤電站近零排放控制關(guān)鍵技術(shù)及工程示范”（2015BAA05B02），在河北三河電廠建成了世界首個50 000 m3·h-1燃煤煙氣污染物近零排放全流程控制中試平臺（2017年4月投運），原煙氣由300 MW機組省煤器后引出，如圖10所示。中試平臺開發(fā)并應用了寬溫度窗口脫硝催化劑、濕式機電耦合除塵、塔內(nèi)pH分區(qū)脫硫、改性飛灰脫汞、堿基脫除SO3等技術(shù)，形成多系統(tǒng)、多裝備、多污染物高效協(xié)同控制的近零排放環(huán)保島。2017 年9月，經(jīng)中國環(huán)境監(jiān)測總站現(xiàn)場監(jiān)測，煙塵、SO2、NOx和汞排放濃度分別為0.4～0.9 mg·m-3、1.2 mg·m-3、10.2 mg·m-3和0.11～0.22 μg·m-3，實現(xiàn)了排放水平的新跨越。

為掌握煙氣多污染物脫除過程中相互影響及耦合關(guān)系，重點研究了寬溫度窗口脫硝催化劑對SOx、NH3的影響規(guī)律和多污染物脫除過程運行優(yōu)化控制規(guī)律。

5.1.1.SCR 深度脫硝影響規(guī)律研究

根據(jù)大量近零排放工程實踐，由于APCD控制系統(tǒng)易發(fā)生運行調(diào)整不及時的問題，NOx排放濃度的波動程度相對較大，因此SCR脫硝系統(tǒng)對深度調(diào)峰等工況的適應性和增加噴氨量導致的NH3逃逸問題值得關(guān)注。

圖8.改性飛灰脫汞系統(tǒng)投運前后煙氣綜合脫汞效率。

圖9.MFA和AC吸附脫汞性能。

圖10.50 000 m3·h-1全流程煙氣污染物控制中試平臺。（a）現(xiàn)場布置及工藝流程圖；（b）pH分區(qū)脫硫+濕式機電耦合除塵系統(tǒng)。

中試平臺SCR脫硝系統(tǒng)采用寬溫度窗口脫硝催化劑，催化劑按照2+1模式布置。100%負荷運行時，SCR入口NOx濃度在100～200 mg·m-3范圍內(nèi)，煙氣溫度為300～340 ℃，以NOx排放濃度低于20 mg·m-3為控制目標，脫硝效率在80%～94%范圍內(nèi)調(diào)節(jié)可滿足要求。通過手工采樣和在線監(jiān)測對NH3逃逸量進行測試，如圖11所示，隨著SCR脫硝效率的增加，NH3逃逸量總體表現(xiàn)出上升趨勢，但基本滿足2.25 mg·m-3的環(huán)保要求；當脫硝效率升至94%，NH3逃逸情況明顯加劇，說明NH3的利用率在下降。圖12給出了NH3逃逸的CEMS數(shù)據(jù)，NH3逃逸量隨運行時間的增加而增加，在1～2.25 mg·m-3之間，故高脫硝效率下長周期運行時需加以關(guān)注。此外，入口NOx濃度快速增加時，NH3逃逸隨后會明顯增加，上升至2～2.25 mg·m-3，這是由SCR脫硝控制系統(tǒng)大滯后特性所造成的。

為驗證低煙溫工況下寬溫度窗口脫硝催化劑的性能，利用煙溫調(diào)節(jié)器將脫硝煙氣溫度控制在270～290 ℃，SCR入口NOx濃度在80～140 mg·m-3范圍內(nèi)，脫硝效率為88%，對NH3逃逸量和SO2/SO3轉(zhuǎn)化率進行測試，如圖13所示。由圖可見，SCR出口NH3逃逸量基本控制在0.75 mg·m-3以內(nèi)，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率在0.2%～0.6%之間（平均值為0.38%），表明催化劑具有較強的低溫活性，還原劑氨能夠有效吸附到表面酸性位點，進而參與到氧化還原反應中。這為解決機組低負荷運行時安全、高效脫硝難題提供工程技術(shù)支撐。

5.1.2.多種污染物深度脫除運行優(yōu)化控制規(guī)律研究

通過對中試平臺各污染物控制系統(tǒng)進行耦合集成，進一步開展近零排放環(huán)保島運行優(yōu)化控制研究。

（1）煙塵排放控制主要通過調(diào)整三個除塵環(huán)節(jié)相關(guān)控制參數(shù)實現(xiàn)運行優(yōu)化。以5 mg·m-3為控制目標（ESP入口煙溫120 ℃），ESP啟動二、三、四電場，WFGD入口煙塵濃度可控制在32 mg·m-3以內(nèi)，在吸收塔高效噴淋和濕式機電耦合除塵器作用下，煙塵排放濃度小于4 mg·m-3，如圖14（a）所示；以1 mg·m-3為控制目標（ESP入口煙溫120 ℃），ESP啟動4個電場+旋轉(zhuǎn)電極，WFGD入口煙塵濃度可控制在19.6 mg·m-3以內(nèi)，在吸收塔+濕式機電耦合除塵系統(tǒng)作用下，煙塵排放濃度小于0.8 mg·m-3，如圖14（b）所示。

（2）SO2排放控制主要從切換噴淋組合方式、調(diào)節(jié)噴淋漿液pH值等方面進行運行優(yōu)化。滿負荷條件下，脫硫入口SO2濃度為900 mg·m-3，主漿池漿液pH值為5.5時，由圖15（a）可見，脫硫效率隨著循環(huán)泵開啟數(shù)量的增加而增加，WFGD出口SO2濃度由開啟BD循環(huán)泵時的61.76 mg·m-3降至開啟A/B/C/D循環(huán)泵時的0.2 mg·m-3；滿負荷條件下，WFGD入口SO2濃度為800～850 mg·m-3，開啟循環(huán)泵A/B/D時，由圖15（b）可見，脫硫效率隨著主漿池漿液pH值的增加而增加，WFGD出口SO2濃度由主漿池漿液pH為5.0時的9.07 mg·m-3降至漿液pH為6.0時的0.52 mg·m-3。

（3）現(xiàn)階段，低氮燃燒技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)鍋爐出口NOx濃度低于200 mg·m-3，但燃燒過程中通過優(yōu)化配風方式、燃燒組織等方式，很難進一步大幅降低鍋爐出口NOx濃度，故排放控制主要依靠調(diào)節(jié)噴氨量。270～340 ℃煙溫窗口運行時，通過調(diào)節(jié)脫硝效率（80%～94%），實現(xiàn)SCR出口NOx濃度低于20 mg·m-3。但結(jié)合前述研究可知，僅依靠增加噴氨量獲得更高的脫硝效率并非最優(yōu)方案，實現(xiàn)運行優(yōu)化的主要措施是研發(fā)并應用具有實時預測功能的SCR脫硝噴氨精確高效控制系統(tǒng)，減少噴氨量，并控制局部區(qū)域NH3逃逸峰值。

圖11.不同脫硝效率對NH3逃逸量的影響。

圖12.94%脫硝效率下NH3逃逸量情況。

通過50 000 m3·h-1燃煤煙氣中試平臺研究，獲得了污染物深度減排、運行成本、系統(tǒng)能耗的全過程優(yōu)化匹配的控制方法，形成了燃煤電廠大氣污染物排放達到不同濃度限值的解決方案。中試平臺對外開放，已與中國環(huán)境監(jiān)測總站、清華大學、浙江大學、華北電力大學等單位開展了合作研究，預留了電凝并、化學團聚、聲波團聚、臭氧多脫、汞回收、相變凝聚節(jié)水、膜法CO2捕集等創(chuàng)新技術(shù)驗證接口，具備良好的拓展功能，可作為科技成果轉(zhuǎn)化的重要載體。

5.2.清潔煤電生態(tài)環(huán)保示范工程

圖13.低煙溫工況下SCR催化劑性能。（a）NH3逃逸量；（b）SO2/SO3轉(zhuǎn)化率。

圖14.不同排放濃度限值下除塵運行優(yōu)化。（a）控制目標5 mg·m-3；（b）控制目標1 mg·m-3。

通過煤電近零排放技術(shù)的再創(chuàng)新、再實踐，在山東壽光電廠建成了1000 MW清潔煤電生態(tài)環(huán)保示范工程，兩臺機組分別于2016年7月和11月投產(chǎn)發(fā)電。工程建設期間針對APCD逐系統(tǒng)進行方案優(yōu)化，最大限度地實現(xiàn)大氣污染物的深度脫除；投產(chǎn)后通過多裝備全系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化和全過程精準調(diào)控，經(jīng)山東省環(huán)境監(jiān)測中心站現(xiàn)場手工監(jiān)測煙塵、SO2、NOx排放濃度，1號機組分別為小于1 mg·m-3、2 mg·m-3、18 mg·m-3，2號機組分別為小于1 mg·m-3、小于2 mg·m-3、16 mg·m-3。

圖15.運行工況對脫硫性能的影響。（a）噴淋組合方式；（b）主漿池漿液pH值。

圖16.2017-2018年山東壽光電廠大氣污染物CEMS數(shù)據(jù)。（a）1號機組；（b）2號機組。

表4 2017-2018年山東壽光電廠大氣污染物排放統(tǒng)計

圖16給出了2017年1月至2018年12月兩臺機組大氣污染物CEMS數(shù)據(jù)。由圖可見，煙塵、SO2、NOx排放濃度小時均值總體上分別低于1 mg·m-3、10 mg·m-3、20 mg·m-3，排放水平優(yōu)于美國先進燃煤電廠[50]。進一步對排放數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計，如表4所示。統(tǒng)計期間，1號機組煙塵、SO2、NOx排放濃度平均值分別為0.58 mg·m-3、5.56 mg·m-3、16.21 mg·m-3，2號機組煙塵、SO2、NOx排放濃度平均值分別為0.64 mg·m-3、5.64 mg·m-3、16.41 mg·m-3；兩臺機組煙塵、SO2、NOx排放濃度小時均值≤1 mg·m-3、10 mg·m-3、20 mg·m-3的時數(shù)比率（time ratio）分別超過95.5%、93.1%、81.8%。此外，煙氣汞手工監(jiān)測結(jié)果表明，在現(xiàn)有APCD協(xié)同控制作用下，兩臺機組汞排放濃度分別為0.9 μg·m-3和0.52 μg·m-3。可以看出，通過加強煤電環(huán)保設施工程建設和運行維護管理，可實現(xiàn)機組長周期在遠低于當前階段近零排放限值的指標下穩(wěn)定運行。

結(jié)合4.3.1小節(jié)介紹的工程案例，近零排放機組在現(xiàn)有APCD協(xié)同控制作用下，燃用我國主流動力煤時，汞排放濃度可小于3 μg·m-3。但是，對于燃用西南地區(qū)高汞煤機組，煙氣中初始汞濃度可能會高達60 μg·m-3[51]，應用改性飛灰專門脫汞技術(shù)能夠得到95%的脫汞效率，從而實現(xiàn)汞排放濃度小于3 μg·m-3?？紤]到燃煤電廠是我國大氣汞排放的主要來源之一，對之加以嚴格控制是我國履約《關(guān)于汞的水俁公約》的關(guān)鍵，可以將汞排放限值收緊至3 μg·m-3。

綜上分析可知，通過清潔煤電大氣污染物深度脫除技術(shù)的頂層設計、國產(chǎn)化關(guān)鍵技術(shù)及裝備研發(fā)、系統(tǒng)集成優(yōu)化和工程示范，近零排放機組大氣污染物排放限值有潛力進一步趨嚴。因此，本文提出在當前清潔煤電近零排放技術(shù)條件下更加契合生態(tài)環(huán)保排放要求的大氣污染物新排放限值，即在基準氧含量6%的情況下，煙塵、SO2、NOx和汞及其化合物的排放濃度限值分別為1 mg·m-3、10 mg·m-3、20 mg·m-3和3 μg·m-3（“1123”生態(tài)環(huán)保排放限值）[52]。

表5顯示了清潔煤電大氣污染物排放限值的演變過程，與GB13223—2011中燃煤電廠大氣污染物排放限值進行對標，“1123”生態(tài)環(huán)保排放限值總體上減小了一個數(shù)量級，為十九大報告提出要“提高污染排放標準”提供工程技術(shù)支撐。

6.煤電近零排放效益分析

6.1.技術(shù)經(jīng)濟性

煤電近零排放增加的發(fā)電成本是指在GB13223—2011達標排放基礎上，為實現(xiàn)近零排放而新增的投資和運行成本。以原神華集團7臺300～1000 MW等級近零排放機組為例，按照設備壽命周期為15年、年利用小時數(shù)為4000 h進行測算，結(jié)果如表6所示。由表可見，7 臺機組從直接排放到近零排放的平均投資和運行成本約0.0276 元·(kW·h)-1，其中，由達標排放到近零排放增加的發(fā)電成本為0.0026～0.0113元·(kW·h)-1[平均值為0.0079 元·(kW·h)-1]。對于3臺京津冀區(qū)域燃煤機組，實現(xiàn)近零排放增加的度電成本約0.011元，而2015年原神華集團京津冀區(qū)域22臺機組的平均售電完全成本為0.28元·(kW·h)-1（含稅）[53]，故近零排放增加的發(fā)電成本僅占售電完全成本的4%左右，處于較為合理的水平。此外，近零排放煤電售電完全成本和上網(wǎng)電價僅為燃氣發(fā)電的1/2，具有明顯的經(jīng)濟性[53]。

表5 清潔煤電大氣污染物排放限值

表6 不同等級燃煤機組近零排放技術(shù)經(jīng)濟性分析

受不同機組環(huán)保設施投運情況、工程造價等因素影響，煤電近零排放的經(jīng)濟性存在一定差異。對比發(fā)現(xiàn)新建機組增加的投資和運行成本明顯低于改造機組，這取決于其具備更好的環(huán)保設計方案優(yōu)化條件。對于壽光電廠1號機組，實際運行時達到了“1123”生態(tài)環(huán)保排放，該機組按照近零排放技術(shù)路線設計建設，執(zhí)行“1123”新排放限值較近零排放限值增加的費用主要是電耗、物耗等運行成本，經(jīng)測算約為5.7×10-4元·(kW·h)-1；結(jié)合國家減半征收環(huán)保稅的政策[54]，執(zhí)行“1123”新排放限值每年可節(jié)約520萬元環(huán)保稅，相抵發(fā)電成本減少約7.4×10-4元·(kW·h)-1。

6.2.環(huán)境效益

中國煤電近零排放或超低排放的成功實踐始于2014年。以原神華集團為例，2017年煤電煙塵、SO2和NOx排放量分別比2013年減少88%、89%和89%，總減排量為9×105t；以2013年我國燃煤電廠為例，若全部實現(xiàn)近零排放，測算出煙塵、SO2和NOx較實際排放量均減少90%以上，總減排量為1.68×107t，環(huán)境效果顯著。

為評估煤電近零排放的環(huán)境效益，依托國家和集團科技創(chuàng)新項目開展相關(guān)研究。Liu等[55]以中國多尺度排放清單模型（MEIC）中京津冀區(qū)域燃煤電廠2012年11月至2013年2月真實排放數(shù)據(jù)為基準情景，采用GEOS-Chem模式對近零排放情景進行模擬，結(jié)果表明京津冀區(qū)域環(huán)境空氣中PM2.5季平均濃度下降7.7 μg·m-3，減少了8.1%。環(huán)境保護部環(huán)境工程評估中心以京津冀區(qū)域各市2013年執(zhí)行的國家或地方排放標準為基準情景，采用雙向耦合WRF-CMAQ模式對近零排放情景進行模擬，結(jié)果表明，京津冀區(qū)域典型城市環(huán)境空氣中PM2.5月平均濃度削減15.5 μg·m-3左右，降幅約為7%[56]。由此可見，煤電近零排放的實施可有效改善環(huán)境空氣質(zhì)量。

2013年“大氣十條”實施以來[57]，全國主要污染物（PM2.5、SO2和NO2）減排成效顯著。2018年，全國PM2.5濃度為39 μg·m-3，比2013年降低30.4%[58]，但仍遠高于世界衛(wèi)生組織（WHO）提出15 μg·m-3的過渡時期目標-3（IT-3）和10 μg·m-3的空氣質(zhì)量指導值（AQG）[59]，大氣污染防治任務依然艱巨。因此，為進一步改善我國環(huán)境空氣質(zhì)量，應持續(xù)推進煤電清潔化發(fā)展，以高品質(zhì)的清潔煤電，助力實現(xiàn)美好生活。

7.結(jié)論

通過開展清潔煤電近零排放技術(shù)研究與工程實踐，得到如下結(jié)論：

（1）提出了符合我國燃煤發(fā)電機組特點的近零排放原則性技術(shù)路線，應用到全國101臺不同等級、不同爐型燃煤機組，實現(xiàn)了大氣污染物排放低于燃氣發(fā)電排放限值，發(fā)電成本增加約0.01元·(kW·h)-1，污染物總排放量較近零排放實施前降低約90%，有效改善了環(huán)境空氣質(zhì)量。

（2）近零排放機組長周期運行時，不同負荷、不同煤質(zhì)范圍內(nèi)大氣污染物排放濃度小時均值穩(wěn)定在近零排放限值以下，達標率基本大于99%。

（3）近零排放機組現(xiàn)有APCD協(xié)同脫汞效率為86.6%±7%，基本達到國際先進煤電機組的協(xié)同控制水平；應用改性飛灰專門脫汞技術(shù)，綜合脫汞效率穩(wěn)定在90%以上，汞排放濃度可低至0.29 μg·m-3，為我國現(xiàn)行排放限值的1%，相同脫除效果下運行成本僅為國際主流活性炭脫汞技術(shù)的10%～15%。

（4）通過50 000 m3·h-1燃煤煙氣中試平臺研究，270～290 ℃低溫窗口下可實現(xiàn)安全、高效脫硝，并形成了大氣污染物排放達到不同濃度限值的解決方案；提出并實現(xiàn)了新的近零排放煤電“1123”生態(tài)環(huán)保排放限值，2017-2018年壽光電廠兩臺機組煙塵、SO2、NOx排放濃度平均值分別低于0.64 mg·m-3、5.64 mg·m-3、16.41 mg·m-3，汞排放濃度小于1 μg·m-3。

（5）今后還應持續(xù)推進煤炭清潔高效利用，深入開展煙氣多污染物一體化脫除及資源化回收、重金屬多途徑深度脫除、多維燃燒NOx深度還原、可凝結(jié)顆粒物檢測與控制、大規(guī)模CO2捕集利用與封存等技術(shù)及裝備的研發(fā)與應用，推動中國能源生產(chǎn)和消費革命。

致謝

作者衷心感謝科技部國家科技支撐計劃課題（2015BAA05B02）的資助。