火电大气污染面临的挑战与对策

郦建国 朱法华

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。

温室气体排放量巨大。燃煤发电机组单位发电量产生的CO2排放量约0.76～0.92kg/kWh，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%。我国燃煤发电量占火电发电量的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，但我国是《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，未来一方面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/kWh），比目前全国平均供电煤耗310g/kWh要低19%，但单位发电量的CO2排放量比燃气机组仍要高出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，此外也需在CO2贮存和利用方面开展研究与示范。

环境改善需要进一步削减火电大气污染物。中国煤炭用于发电（含热电联产）的比例逐年增加，从1980年的20.6%增加到2013年的51.3%，发电耗煤量从1980年的1.26亿吨增长到2013年的21.8亿吨，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，我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。

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5000万吨左右，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。

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。

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。但我们必须清醒地看到，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，我们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。

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。需要培养烟气中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。