中国燃煤电厂大气污染物治理历程及展望

朱法华，徐静馨，王 圣，张 乾，许月阳，李小龙

（1.低碳智能燃煤发电与超净排放全国重点实验室（国家能源集团科学技术研究院有限公司），江苏 南京 210023；2.江苏省大气环境与装备技术协同创新中心（南京信息工程大学），江苏 南京 210044）

1 引言

中国电力工业的发展始于1882 年，当时由英国人在上海创办了中国第一家公用电业公司，即上海电气公司，从此开始了发展电力工业的历程。到1949 年新中国成立时，全国发电装机容量仅为184.86 万kW，年发电量43.1 亿kW·h（不含香港、澳门和台湾，下同）［1］；2022年底，全国发电装机容量超过25.6亿kW，年发电量83 886亿kW·h［2］，分别增长了约1 383 倍和1 950 倍。一百多年来，中国的电源装机结构及发电量结构一直以煤电为主，燃煤电厂大气污染物排放经历了持续增加，达峰后下降的过程，与排放峰值相比，目前烟尘、SO2和NOx排放量下降幅度均在90%以上［3］，为环境空气质量的改善做出了巨大贡献。系统研究中国燃煤电厂大气污染物的治理历程与环境改善的需求，不仅可为燃煤电厂大气污染物治理提供明确方向，而且也可为其他工业污染源的治理提供借鉴。

2 中国燃煤电厂发展历程

2.1 电力工业发展概况

2.1.1 发展4个阶段

1879 年5 月，上海公共租界工部局英籍工程师毕晓浦（J.D.Bishop）以7.46 kW 蒸汽机为动力，带动自励式直流发电机发电，点燃碳极弧光灯，标志首中国第一盏电灯的问世。1882 年7 月26 日，英国人立德尔（R.W.Little）在上海创办了中国第一座发电厂正式发电，点亮了上海外滩的15 盏弧光灯，标志着中国电力工业的起步。截至1949年底，中国发电装机容量184.86 万kW，年发电量43.1 亿kW·h，分别居世界的第21位和第25位［4］。

1949 年中华人民共和国成立，为中国电力工业的发展创造了有利条件。截至1978年底，中国发电装机容量达到5 172万kW，年发电量2 566亿kW·h，分别居世界的第8位和第7位［5］。尽管这段时期发电装机容量的年均增长率高达12.6%，但由于基础太差，发电装机总量依然很低，人均装机容量不足0.6 kW，人均发电量不足270 kW·h。

改革开放以后，国家实行“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的方针，电力得到快速发展，到1987 年中国发电装机容量达到1 亿kW，从1882 年算起，共用了105 年时间，从1949 年算起，则用了38 年时间；从1 亿kW 到2 亿kW（1995年），用了8 年时间；从2 亿kW 到3 亿kW（2000 年），用了5 年时间。2002 年底，全国发电装机容量35 657 万kW，发电量16 541.64 kW·h，均位居世界第2位［1，5］。

2002年实行电力体制改革，从原来的电力部、国家电力公司发展为“五大发电集团和二家电网公司”，电力发展更加提速。发电装机容量从3亿kW到4亿kW（2004年），用了4年时间；而从4亿kW到5亿kW（2005 年），仅用了19 个月；突破5 亿kW（2005年）、6亿kW（2006年）、7亿kW（2007年）都则用了不到12 个月，2008 年建设速度放缓，2009 年突破8 亿kW，2011 年发电装机容量106 253 亿kW，位居世界第一。此后，每年新增装机都在1亿kW左右［2］。

结合以上分析及相关研究［5］，作者将中国电力工业发展划分为4个阶段，见表1。

表1 中国电力工业发展4个阶段Tab.1 The development of China's power industry in four stages

2.1.2装机容量远超G7国家总和

从2011 年起中国发电装机容量超过美国，位居世界第一，2013 年以后中国发电量也超过美国，位居世界第一［4］。2022 年中国发电装机容量为256 405 万kW，比美国、日本、英国、德国、法国、意大利、加拿大G7 集团的总和233 450 万kW 还要多22 955 万kW。与G7 集团的总和相比，化石能源发电与非化石能源发电装机容量基本接近，均在50%左右；中国可再生能源发电装机容量占比47.0%，明显高于G7 的40.9%［6］，见表2。

表2 中国与G7国家发电装机对比（2022年）Tab.2 Comparison of power-generation capacity between China and G7 countries in 2022

2.2 燃煤电厂发展历程

2.2.1 单机容量逐渐增大，供电煤耗持续下降

从世界范围内来看，燃煤发电机组的单机容量已由20 世纪初的1 000kW～1 万kW 迅速增大到5万、10 万、20 万、30 万、50 万、70 万kW，1965 年达到100 万kW，在1972 年出现130 万kW 机组后，国外机组容量未再增长［4］。20 世纪30 年代，美国已开始出现20.8万kW 机组。50年代后，由于电力需求增长，单机规模迅速扩大，115 万kW 和130 万kW 的机组于1970 年、1972 年投运。60～70 年代中期，美国已广泛采用超临界、超超临界机组［4］。

中国在20 世纪，电力发展速度相对较慢，与国外先进水平落后较大，中国于1972年在辽宁朝阳电厂建成20 万kW 的燃煤发电机组［4］，2004 年12 月在河南沁北电厂建成60 万kW 的超临界燃煤发电机组［7］，2007 年8 月在辽宁营口建成60 万kW 的超超临界燃煤发电机组［8］，2006 年在浙江玉环建成100万kW 的超超临界燃煤发电机组［9］，2015 年在江苏泰州建成100 万kW 的二次再热超超临界燃煤发电机组［10］，2021 年在安徽平山建成135 万kW 的高低位布置二次再热超超临界燃煤发电机组，单机容量世界最大［11］，见图1。

图1 中外煤电单机容量发展对比Fig.1 Comparison of coal-fired power unit capacity development between China and foreign countries

随着单机容量的逐渐增大，蒸汽参数逐步提高，供电煤耗逐步下降。30 万kW 及以上纯凝燃煤发电机组设计热效率及发电煤耗见表3。由表3 可知，发展高参数、大容量、高效率、环保型机组及大电厂建设一直是燃煤发电技术发展的方向［4］。

表3 30万kW及以上煤电机组设计热效率及发电煤耗Table 3 300MW and above coal-fired power unit design thermal efficiency and power generation coal consumption rate

2.2.2 装机总量持续增长，但占比稳步下降

20世纪90年代以前中国电力结构呈现“水火相济”的特点，水电、火电装机容量之比长期维持在2∶8左右。进入21 世纪以来，发电类型呈现“多元化”、“绿色化”的特点，核电、风电、太阳能发电、生物质发电等，发展明显加快。2000 年以上火电装机容量及占比见图2。

图2 中国火电装机容量及占比Fig.2 Installed capacity and proportion of thermal power in China

由图2可知，中国火电装机容量持续增长，2022年底火电装机容量达到133 239 万kW，但2006 年以后，中国火电装机容量占比稳步下降，已从2006年的77.6%下降至2022年的53.0%，火电发电量也呈下降趋势，从2006 年的83.3%下降至2021 年的67.4%，2022 年由于中国西南地区严重干旱，水电发电量大幅下降，火电发电量占比为69.8%。中国火电装机中主要是煤电，多年来占比一直在90%左右，其次是天然气发电与生物质发电，燃油发电基本没有。

3 大气污染物治理历程

3.1 标准限值不断趋严

自1972 年中国首次参加联合国人类环境会议开始，在煤电清洁发展方面，国家出台了很多政策，但最为重要的体现是燃煤电厂的大气污染物排放标准不断严格，直至实施了全球最严的排放要求，即燃煤电厂的超低排放。

中国火电厂大气污染物排放标准限值的演变经历了7个阶段（详见表4），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［12］。

表4 火电厂大气污染物排放标准或要求发展历程Table 4 Development of emission standard of air pollutants for thermal power plants

第一阶段为1882—1972 年，当时我国经济落后，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）》（GB J4—73），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》（GB 13223—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份制定不同的排放标准限值。

第四阶段是1996 年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—1996），首次增加氮氧化物作为污染物，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》（GB 13223—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》（GB 13223—2011），被称为我国史上最严标准，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 年至今的超低排放阶段，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［13］。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。

3.2 治理技术持续创新

经济、技术的发展为标准限值的不断升级提供了基础，标准限值的逐步趋严也反过来促进烟气治理技术的创新，需求推动进步。

3.2.1 烟尘治理技术

20世纪70年代以前，绝大部分燃煤电厂采用水膜除尘器和机械除尘装置，除尘效率很低，平均约为70%［1］。此后，经过多年的发展，烟尘排放标准限值日益严格，逐渐采用高效电除尘器、袋式除尘器和电袋复合除尘器，见图3。

图3 燃煤电厂烟尘排放限值与治理技术的发展Fig.3 The development of dust control technology in coal-fired power plant

GB 13223—1991 的颁布，首次将燃煤电厂的烟尘排放标准由排放速率限值改为排放浓度限值，按照新扩改建、现有电厂，以及不同锅炉容量、燃煤灰份及除尘器类型等分别规定不同的允许排放浓度限值［12］。这是排放标准中首次以排放浓度来规定允许排放要求的，相应的国家监测方法标准1996年才发布，即《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》GB/T 16157—1996［14］。该标准颁布以后，电除尘技术得到快速发展，高效电除尘器的除尘效率已达到99%，到20 世纪90 年代中期，燃煤电厂电除尘器容量占比已达60%以上［12］，见图3。

GB 13223—1996 颁布，首次将新建燃煤电厂烟尘允许排放浓度限值与燃煤灰份脱钩，进一步促进电除尘技术的发展，除尘器效率最高达到99.7%，对燃煤灰分的适应性大大增强。电除尘器本体电场数由2～3 个过渡到4 个，甚至5 个；收尘电极的比集尘面积由50～70 m2/（m3·s-1）过渡到70～90 m2/（m3·s-1）甚至更大；1998 年火电厂采用电除尘器的容量占全国火电装机容量的比例已达75%，催生了我国巨大的电除尘设备产业。2001 年内蒙古呼和浩特丰泰发电有限公司2×200 MW 机组采用旋转喷吹清灰袋式除尘器，排放浓度达到30 mg/m3以下，为我国火电厂烟尘排放标准的进一步严格，提供了重要的技术基础［12］。GB 13223—2003颁布，首次明确所有燃煤电厂的烟尘允许排放浓度均不再与燃煤的灰分挂钩，并将新建燃煤电厂的烟尘允许排放浓度严格至50 mg/m3。6电场、比集尘面积达到120 m2/（m3·s-1)以上的电除尘器开始出现，高频电源供电技术、烟气调质技术等新技术也得到发展与示范。与此同时，一些电除尘器难以收尘的燃煤电厂，逐渐采用袋式除尘器收尘，或在原有电除尘器壳体中将电、袋两类除尘技术的优点互扬、缺点互补，研发电袋复合除尘器，加速了袋式除尘器及电袋复合除尘器的研发与应用。到2010年底，电除尘器约占94%，袋式及电袋复合除尘器约占6%［12］。

GB 13223—2011 颁布，烟尘特别排放限值严格至20 mg/m3，非天然气气体燃料锅炉或燃气轮机烟尘允许排放浓度为10 mg/m3。2013 年、2014 年秋冬季节全国大范围严重的雾霾出现，催生了燃煤电厂超低排放政策的出台，烟尘排放浓度执行10 mg/m3。电除尘新技术高频电源、脉冲电源、旋转电极、低低温电除尘器、烟气调质、飞灰凝聚器、湿式电除尘器等得到不同程度的应用。干式电除尘器比集尘面积甚至增大到150 m2/（m3·s-1），仍具有较好的经济性［15］。电袋复合除尘器的应用明显增多。截至2018年底，全国安装袋式除尘器的机组容量约8 700万kW，电袋复合除尘器的机组容量约25 700万kW，分别占全国煤电机组容量的8.6%和25.4%［16］。

3.2.2 SO2治理技术

燃煤电厂SO2排放与煤中含硫量及烟气脱硫技术有关，早期主要采用降低燃煤含硫量来减少SO2排放，后期则主要采用湿法烟气脱硫。中国早在20世纪70—90年代就开展了亚钠循环法、磷铵肥法等自主技术的研究［17］，此后，随着SO2排放标准限值的严格，脱硫技术从引进，到消化、吸收，再创新，目前引领世界，见图4。

图4 燃煤电厂SO2排放限值与治理技术的发展Fig.4 The development of SO2 control technology in coal-fired power plant

GB 13223—1991 的颁布，没有出台SO2排放浓度的要求，而是对全厂SO2允许排放量作出规定。限于当时的经济条件，除个别试点外，新扩改建电厂不允许建设脱硫装置。如1993 年重庆珞璜电厂一期工程2 台36 万kW 机组同步建成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程，1993 年江苏南京下关电厂12.5 万kW 机组同步建成了炉内喷钙、炉后增湿活化脱硫工程，1994 年山东黄岛电厂建成了相当于7 万kW 机组容量的旋转喷雾干燥烟气脱硫装置，1996年山西太原第一热电厂建成了相当于20万kW机组容量的简易石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置［17］。这些脱硫装置全部是引进国外技术，投资与运行费用较高，并不完全运行。

GB 13223—1996 的颁布，首次明确新建电厂需执行SO2允许排放浓度，即当燃煤应用基含硫量小于1.0%时，最高允许排放浓度≤2 100 mg/m3；当含硫量大于1.0%时，最高允许排放浓度≤1 200 mg/m3。这说明新建电厂只有当燃煤含硫量大于1.0%时，才需加装烟气脱硫装置，因此大部分电厂工程设计时选择含硫量小于1.0%的煤质。此外，由于SO2允许排放浓度≤1 200 mg/m3，较为宽松，世界上各种脱硫技术均在中国开展试验，如烟气循环流化床法、电子束法、炉内喷钙法、双碱法、海水法、氨法、旋转喷雾法、简易石灰石-石膏湿法等等［12］。到2002年底，全国投运的脱硫装机容量突破600万kW［1］。

GB 13223—2003 的颁布，首次明确所有电厂均需执行SO2允许排放浓度要求，最严限值为400 mg/m3。加上国家2007 年出台了脱硫电价政策，明确要求烟气脱硫效率需在90%以上，石灰石-石膏湿法脱硫技术得到迅速推广。截至2010年底，全国火电厂烟气脱硫机组容量达到5.65 亿kW，占火电容量的比例为80%，占煤及煤矸石发电机组的比例为86%。与2005 年相比，火电SO2排放总量下降约22.9%，五大发电集团下降44.76%。5.65 亿kW 的脱硫容量中，石灰石-石膏湿法占92%，海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他方法占1%［12］。

GB 13223—2011 的颁布，不再从排放标准上放宽对以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用电厂（主要是循环流化床锅炉）的要求，对位于西部非两控区的燃用特低硫煤的坑口电厂，也全部要求烟气脱硫。由于排放标准的大幅加严，特别是2014年开始实施的超低排放，复合塔脱硫技术、pH值分区脱硫技术等得到发展和应用，烟气脱硫效率可高达99.7%以上［18］。2018 年底，已投运煤电烟气脱硫机组容量超过9.6亿kW，占全国煤电机组容量的95.9%［15］。原来已安装烟气脱硫设施的燃煤发电锅炉均需要进行超低排放改造，截至2021年底，完成超低排放改造的机组容量约占全国煤电机组容量的93%［19］。

3.2.3 NOx治理技术

火电厂NOx控制的历程较短，无论是1996 版还是2003 版的《火电厂大气污染物排放标准》中，对NOx的控制原则都是基于低氮燃烧技术能达到的排放水平来制订的，但随着减排压力的日益增大，特别是NOx被列为约束性控制指标，在控制要求上发生了实质性的变化。

作为主要的NOx排放源之一，从2008 年起，一大批同步新建和改造加装的火电厂烟气脱硝设施投入运行，我国火电烟气脱硝机组快速增加，从占总装机容量的1%增长到2011 年末的18%，其中97%采用SCR 技术，其余3%采用SNCR 技术，烟气脱硝技术快速发展和市场化运行对实现达标排放提供了有力的技术支撑［12］。2018 年底，已投运火电烟气脱硝机组容量10.6 亿kW，占全国火电机组容量的92.6%［15］。不同阶段NOx排放浓度限值与治理技术发展见图5所示。

图5 燃煤电厂NOx排放限值与治理技术的发展Fig.5 The development of NOx control technology in coal-fired power plant

3.3 经济政策陆续突破

2007 年以前，中国政府推动燃煤电厂大气污染治理的主要手段是征收排污费、超标罚款及部分排污费返还用于环保工程。由于排污费、超标罚款远低于烟气治理脱硫成本，因此脱硫工程的建设质量与运行状况并不理想。如《2005 年环境统计公报》［20］显示，纳入重点调查的全国火电厂共1 403家，消耗9.0 亿t 煤，占全国工业煤炭消耗量的62.7%。全国火电厂SO2排放量为1 111 万t，比上年增长9.7%，其排放量占全国工业SO2排放量的51.3%。1 403 家火电厂中，有566 家安装了脱硫设施，共1 436 套，去除SO2约230 万t，去除率为20.7%，比上年升高6.2 个百分点，仍远低于全国工业SO2的平均去除率（33.5%）。脱硫设施的脱硫能力总计为2 184 t/h，按年均工作时6 000 h 计算，应去除SO2约1 310 万t。SO2实际去除量仅占设计去除量的17.5%，火电厂的脱硫设施远没有满负荷运转，SO2去除率还应有较大幅度的提高。火电厂平均SO2排放达标率为83.2%。

2007 年国家发改委与国家环保总局联合印发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，明确从2007年7月1日起脱硫机组执行脱硫电价政策，极大地推动了现有燃煤机组的烟气脱硫［21］。脱硫工程的运行水平也大幅提高，火电厂SO2去除率快速提升，见图6［20、22-26］。

图6 经济政策对火电厂SO2去除率的影响Fig.6 Effect of economic policy on SO2 removal rate in thermal power plants

2011年11月，国家发改委出台燃煤发电机组试行脱硝电价政策，对北京、天津、河北、山东、上海、浙江、江苏、广东等14个省（区、市）符合国家政策要求的燃煤发电机组，上网电价在现行基础上每千瓦时加价8 厘钱，用于补偿企业脱硝成本。2012 年12月国家发改委发布了《关于扩大扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》将脱硝电价政策扩大至全国范围，2013 年2 月环境保护部和国家发改委联合印发《关于加快燃煤电厂脱硝设施验收及落实脱硝电价政策有关工作的通知》，要求各地及时落实脱硝电价。这些政策的出台，极大地推动了电力企业主动环保的积极性。截至2013年底，累计投运的火电厂烟气脱硫容量约7.2 亿kW，占全国燃煤机组容量的91.6%；已投运的火电厂烟气脱硝容量约4.3 亿kW，占全国燃煤机组容量的54%［21］。

2014 年3 月国家发改委与环保部联合发布了《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，燃煤发电机组不仅有脱硫、脱硝电价，而且增加了除尘电价［21］。

2015年12月国家发展改革委、环境保护部和国家能源局联合发布了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，明确对2016 年1月1 日以前已经并网运行的超低排放现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1 分钱（含税）；对2016 年1 月1 日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱（含税）。

环保电价政策的突破，具有典型的中国特色，在燃煤电厂大气污染治理中发挥了重要的促进作用。

3.4 标准体系日益完善

中国燃煤电厂烟气治理经历了从“除尘”到“除尘+脱硫”、再到“脱硝+除尘+脱硫”及“脱硝+除尘+脱硫+湿电”的演变，随着烟气治理设备的不断增加，系统工艺也发生了较大变化。不同烟气治理设施之间存在相互影响，如除尘器出口烟尘浓度过高，会严重影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫的运行，因此，需要了解主要污染物治理设施之间的相互影响，实施最佳可行的技术路线，统筹协同烟气治理系统，才可最大限度地实现经济效益与环境效益的统一。

在原环境保护部的组织下，借鉴欧盟对火电厂大气污染控制的经验，2010 年2 月环境保护部以环发〔2010〕23 号发布了《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》［27］，明确了燃煤电厂烟气治理各种技术的工艺原理、应用效果、适用性及特点等，提出了烟气治理最佳可行技术。此后，各种治理技术的工程技术规范、竣工验收检测、运行管理技术规范也相继出台（见图7），构成了从排放标准—技术路线—工程规范—验收检测—运行管理的全流程污染防治技术标准体系，为火电厂的大气污染治理发挥了重要作用。

图7 火电厂污染防治全流程技术标准体系（括号内的数字为已制定的标准数量）Fig.7 Technical standard system for the whole process of pollution prevention and control in thermal power plants

2015 年原环境保护部委托国电环境保护研究院牵头研制《火电厂污染防治最佳可行技术指南》，国电环境保护研究院联合国内9家权威单位近百位专家深入火电厂现场开展调研，足迹遍布全国20多个省份，对近百台煤电机组的烟气治理设施进行了现场实测与性能评估，获取了逾300 台火电机组污染防治的第一手资料。在系统梳理与分析的基础上，遵循“因煤制宜，因炉制宜，因地制宜，统筹协同，兼顾发展”的原则，识别出一批具有示范和推广前景的火电厂污染控制新技术及其组合。2017年5月原环境保护部以HJ 2301—2017 正式发布了《火电厂污染防治可行技术指南》［28］，该指南是中国第1个以标准发布的工业污染源污染防治技术指南。该指南实施后，生态环境部又立项对该指南的实施效果进行跟踪评估，结果表明，全国约98%的煤电机组均依据指南选择治理技术路线，获得成功应用，全面支撑了中国燃煤电厂的超低排放。

3.5 治理效果极为明显

进入21世纪，中国对火电厂大气污染的治理日益严格，2006年火电行业烟尘及SO2达到峰值，分别为370 万t 和1320 万t，此后逐步下降。2022 年中国火电发电量为58 531 亿kW·h［2］，是2006 年23 741亿kW·h［4］的2.5倍，但火电行业烟尘和SO2排放量分别为9.9 万t 和47.6 万t［29］，与2006 年的峰值相比分别下降了97.3%和96.4%。2011 年火电行业NOx达到峰值1 107 万t，2022 年火电行业NOx排放量为76.2 万t［29］，与2011 年的峰值相比下降了93.1%，详见图8，为中国大气环境的改善作出了巨大贡献，同时也为其他行业的污染物减排提供了有益的借鉴。

图8 火电行业大气污染物的排放量变化Fig.8 Changes in emissions of air pollutants from the power sector

4 治理展望

4.1 污染物排放标准展望

燃煤电厂大气污染物的治理与污染物的排放标准密切相关，排放标准的日益趋严推动治理技术的不断进步，因此燃煤电厂大气污染物的治理展望，必须首先弄清大气污染物排放排放标准的发展展望。中国燃煤电厂大气污染物的超低排放要求，是全球最严的燃煤电厂大气污染物排放限值，比发达国家最严的排放标准限值还要严得多，且河南、河北、上海、山东、浙江、天津、江苏等很多省份均已将燃煤电厂的超低排放要求升格为地方排放标准［30-31］，因此大家一般认为燃煤电厂的大气污染物排放标准不会再严格了，但实际情况可能正好相反。

4.1.1 火电行业大气污染物排放占比仍然较高

尽管2006 年以后火电行业烟尘与SO2排放量、2011 年以后火电行业NOx排放量均持续下降，但火电行业的大气污染物排放总量依然较大，排放量占全国工业污染源的排放总量比例仍然较高。如2020 年，火电行业SO2排放量占工业污染源排放总量的30.8%，NOx排放量则占工业污染源排放总量的20.9%［32-33］。

4.1.2 环境空气质量改善需求依然迫切

中国目前的环境空气质量标准PM2.5年均浓度35 μg/m3，是世界卫生组织2021 年空气质量指导值PM2.5年均浓度5 μg/m3的7 倍［34］，是美国1997 年的《国家环境质量空气标准》PM2.5年均浓度15 μg/m3的2.3 倍［35］，是欧盟2008 年的《环境空气质量指令》PM2.5年均浓度20 μg/m3的1.75倍［36］。尽管近年来中国环境空气质量改善幅度很大，但2022 年全国339个地级及以上城市中，仅有213 个城市环境空气质量达标，占62.8%；126个城市环境空气质量超标，占37.2%，全国PM2.5年均浓度下降至29 μg/m3［37］。与G7 国家及俄罗斯、澳大利亚、巴西等国的环境空气中PM2.5年均浓度普遍在10 μg/m3左右相比，中国环境空气质量的改善需求依然迫切，见表5。

表5 全球部分国家PM2.5年均浓度 单位：μg/m3Table 5 Average annual concentration of PM2.5 in some countries

中国2020 年环境空气中PM2.5年均浓度为33 μg/m3，2021 年为30 μg/m3，2022 年为29 μg/m3，年均浓度下降幅度呈现变缓趋势。结合表5 可以看出，2035 年中国基本实现现代化，美丽中国目标基本实现，环境空气中PM2.5年均浓度至少需要下降50%。今年“两会”期间，王金南政协委员明确提出，要衔接美丽中国和健康中国建设目标，修订空气质量标准指标限值。建议在对我国空气质量进行综合评估的基础上，尽快启动环境空气质量标准的修订工作，加严颗粒物、二氧化氮等污染物浓度限值要求，研究增设臭氧长期暴露指标等要求［38］。

4.1.3 排放标准进一步严格是必然趋势

改善环境空气质量是美丽中国建设的必然要求，环境空气中PM2.5年均浓度下降50%，意味着污染物排放总量减排要超过50%，这是因为环境空气中的PM2.5，不仅有污染源一次排放形成的，而且有二次形成的。美国2010 年的大气污染物排放量与2000 年相比，PM10削减了50%，SOx削减了50%，NOx削减了41%，VOC 削减了35%，最终导致PM2.5年均地面浓度削减了27%［39］。可见，与环境空气中PM2.5年均浓度削减27%相比，污染源排放的PM10、SOx、NOx的削减比例分别增加了23、23、14个百分点。中国环境空气中PM2.5年均浓度若要下降50%，意味着污染源排放的烟尘、SO2、NOx需分别减排73%、73%和64%。近年来，中国环境空气中臭氧浓度超标现象较为严重，与NOx排放关系密切，更需加大NOx的减排力度。总体而言，如果电煤消耗量没有大幅下降，燃煤电厂大气污染物烟尘、SO2、NOx排放标准限值都需要严格70%以上，可称之为超净排放。

图9 显示中国2016 年以来的能源消费情况，由图9 可知，中国一次电力及其他能源的消费量增长最快，2021 年达到86 984 万t 标煤，说明大力发展非化石能源、特别是新能源效果明显，但煤炭消费量仍持续增加，2021 年达到293 440 万t标煤［40］。中国电煤占煤炭消费总量的比例持续提高，考虑到近二年国家新批了较多的煤电项目，以及大量随机性、间歇性、波动性的新能源需要煤电的调节与支撑，短期内中国电煤的消费量不会大幅下降。

图9 中国能源消费情况Fig.9 China's energy consumption situation

4.2 超净排放技术展望

由于世界各国均不将CO2作为污染物，因此本文不讨论CO2的治理技术。燃煤电厂排放的大气污染物主要是烟尘（颗粒物）、SOx（SO2）和NOx，其次是重金属。重金属中除Hg有部分呈气态外，基本上均以颗粒态形式存在，会随着烟尘（颗粒物）的脱除而脱除，即使Hg 也在超低排放过程中得到很好的去除，超低排放设施对烟气中Hg平均协同脱除效率达到了88.44%［41］。因此，深度减少燃煤电厂大气污染物的排放，仍然应立足烟尘、SO2和NOx。

4.2.1 传统工艺的超净排放技术

燃煤电厂大气污染物的治理目前主要通过炉内低氮燃烧、循环流化床锅炉还通过炉内添加石灰石脱硫，炉后烟气普遍采用烟气脱硝、除尘及烟气脱硫工艺，有的再采用湿式电除尘进行深度除尘，实现超低排放。

要在传统工艺超低排放的基础上实现超净排放，首先是控制煤质，尽可能燃用低灰分、低硫分、高挥发分、高热值的煤炭，减少烟气治理设施入口烟气中烟尘、SO2和NOx的浓度；其次，烟气脱硝可适当增加催化剂的层数，干式除尘可采用超净电袋复合除尘器，石灰石-石膏湿法脱硫可采用复合塔、双pH值等工艺，脱硫后加装烟气流速较低的湿式静电除尘器；再次是加强运行管理。国家能源集团海南乐东电厂已通过对现有超低排放工程的改造，采用“低氮燃烧+精细SCR 脱硝+高效电袋复合除尘+双循环脱硫+冷凝节水除尘一体化+湿式静电深度净化”技术路线，实现烟尘、SO2和NOx分别小于2、10、10 mg/m3。这种超净排放的技术路线，存在投资大、运行费用高、能耗高的缺点，因此投运5 年多，仍没有得到推广应用。

4.2.2 一体化超净排放技术

鉴于传统工艺实现超净排放存在的缺点，必须突破传统技术路线。“十三五”期间依托国家重点研发计划“燃煤电站多污染物协同控制与资源化技术及装备”，在350 MW 机组上，建设完成了一套烟气处理量为20 000 m3/h 的干式烟气多污染物控制及硫资源化示范工程，实现了烟气多污染物协同控制技术与焦亚硫酸钠制备技术的耦合。在前段烟气SCR 运行的条件下，可稳定实现SO2、NOx排放浓度均小于10 mg/m3的超净排放目标。下一步需要提高低温下炭基催化材料的脱硝能力，并降低气流速度，实现烟尘、SO2、NOx一体化的深度脱除，低成本地满足超净排放要求。

5 结论

（1）中国电力工业历经130 多年，经历了蹒跚起步、艰苦创业、蓬勃发展、创造辉煌4 个阶段。2013年以来，发电量和装机容量均一直位居世界第一，2022 年超过G7 国家的总和。一百多年来，中国的电源装机结构及发电量结构一直以火电为主，火电中主要是煤电，已建成世界上单机容量最大、发电煤耗最低的135 万kW 煤电机组，2022 年中国火电装机容量达到133 239 万kW，占比从2006 年的77.6%下降至2022 年的53.0%，火电发电量占比从2006 年的83.3%下降至2021 年的67.4%，2022 年的69.8%，2022 年由于中国西南地区严重干旱，水电发电量大幅下降。

（2）中国火电行业大气污染物排放量经历了逐渐增长，达到峰值再持续下降的过程，烟尘和SO2在2006 年达到峰值，分别为370 万t 和1 320 万t，2022年分别下降至9.9万t和47.6万t；NOx在2011年达到峰值1 107万t，2022年已下降至76.2万t。取得如此显著成效，主要由标准限值不断趋严，治理技术持续创新，经济政策陆续突破，标准体系日益完善。

（3）火电行业的大气污染物排放总量依然较大，排放量占全国工业污染源的排放总量比例仍然较高。与G7 国家及俄罗斯、澳大利亚、巴西等国的环境空气质量相比及衔接美丽中国和健康中国建设目标，环境空气质量改善需求依然迫切，中国燃煤电厂烟尘、SO2、NOx排放标准限值都需要进一步严格70%以上。大气污染物治理技术需要重大突破，应重点开发基于炭基催化剂的尘、硫、硝一体化的脱除技术，并实现SO2的资源化，低成本高效实现燃煤电厂的超净排放。