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发布时间：2021-03-18 16:34所属平台：学报论文发表咨询网浏览： 次
摘要：与推行超低排放前的2013年相比，2019年中国火电装机容量、发电量分别增长26.9%和16.3%，但烟尘、SO2、NOx排放量却分别下降87.3%、88.6%、88.8%。同期全国火力发电行业厂用电率维持在6.01%，供电煤耗从321g/(kWh)下降到306.4g/(kWh)，相当于2019年减排C
摘要：与推行超低排放前的2013年相比，2019年中国火电装机容量、发电量分别增长26.9%和16.3%，但烟尘、SO2、NOx排放量却分别下降87.3%、88.6%、88.8%。同期全国火力发电行业厂用电率维持在6.01%，供电煤耗从321g/(kW·h)下降到306.4g/(kW·h)，相当于2019年减排CO2约27015万t，是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1801倍。为总结中国燃煤电厂超低排放和节能改造取得的重大成就，指导其他行业的污染治理及碳达峰与碳中和目标的高效经济的实现，系统研究了最严排放标准、企业需求、国家重视、技术创新、经济激励政策等对燃煤电厂超低排放和节能改造成功实践的重要作用。结果表明，燃煤电厂超低排放工程、碳捕集工程等烟气治理工程不仅投资高，而且运行费用可观。
烟气治理工程的顶层设计与持续推进是关键，技术突破和规范应用是保障，环保电价与激励政策是重点。就超低排放而言，超低电价等经济激励政策不能因为超低排放全面完成而取消，而应进一步优化，激励超低排放工程的高效运行。其他工业行业在推行超低排放过程中，应借鉴电力行业的成功经验，制定可行技术路线、工程技术规范、运行管理技术规范等国家环保标准，同时出台相关的经济激励政策，以确保超低排放工程建设好、运行好，真正实现减排效果。节能改造工程完成后，其运行不仅具有一定的经济效益，而且减排CO2的能力较大，在碳达峰与碳中和的约束条件下，燃煤电厂应优先实施节能改造工程。在碳捕集工程能耗、成本、风险不能大幅下降的前提下，碳捕集工程不宜盲目推广。
关键词：煤电;超低排放;节能改造;碳达峰;碳中和
0引言
站在收官之际回看“十三五”，中国火电行业经历了一次艰难而成功的转型，电力行业污染物排放大幅下降，在保障电力供应的同时，为中国大气环境改善做出了重要贡献。2019年全国火电装机容量为118957万kW，发电量为50465亿(kW·h)[1]，与推行超低排放前的2013年火电装机容量为87009万kW、发电量为42216亿(kW·h)相比[2]，分别增长26.9%和16.3%;与此同时，电力行业烟尘、SO2、NOx排放量分别从2013年的142万t、780万t、834万t下降至2019年的18万t、89万t、93万t，相应下降87.3%、88.6%、88.8%[1-2]。
同期全国火力发电行业厂用电率仍维持在6.01%，供电煤耗却从321g/(kW·h)下降到306.4g/(kW·h)[1-2]，相当于2019年减排CO2约27015万t，是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1801倍[3]，在5年多的时间内，创造出世界奇迹。深入总结经验，不仅可为其他行业的污染物治理提供借鉴，而且还可为中国争取实现2030年前碳达峰、2060年前实现碳中和提供经济可行的思路[4]。
1超低排放和节能改造的实践
1.1最严排放标准催生了超低排放
据电力行业统计，“十一五”期间中国在火电装机容量增长80.7%、发电量增长69.2%的情况下，电力行业SO2排放量下降了29%[3]，这充分说明GB13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》中要求自2004年1月1日起除西部非两控区燃用入炉煤收到基硫份小于0.5%的坑口电厂外，新建、扩建和改建燃煤机组必须进行烟气脱硫，同时要求现有燃煤机组在2010年1月1日前基本完成烟气脱硫的必要性，同时也说明通过严格的末端治理，可以同时实现电力发展与环境改善。
据统计，2010年中国大陆的煤炭消费量为171350万t油当量，占全球消费总量的48.2%[5]，是排在第2位美国的3.3倍，排在第3位印度的6.2倍，而且中国的煤炭消费还在持续的增长，其中一半以上用于燃烧发电，大气污染形势极其严峻。在GB13223—2003的修订过程中，制定者始终坚持严格排放标准限值的宗旨，面对重重阻力，制定了全球最严的排放限值。2011年7月，GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》由原环境保护部正式颁布。
GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中燃煤电厂的SO2和NOx排放标准限值，不论是重点地区，还是一般地区均远低于美国、德国、日本、澳大利亚等发达国家;重点地区烟尘(颗粒物)排放限值为20mg/m3，与德国相同，远低于日本和澳大利亚;从折算值来看，略高于美国，但美国法规规定除尘器的最高效率为99.9%，即只要除尘器的除尘效率大于99.9%，排放浓度超过标准限值不算超标。事实上，中国许多燃煤电厂由于燃用的煤质灰分较高，除尘器的除尘效率在99.95%以上，仍难以达到标准限值。可见，该排放标准被称为“史上最严”的排放标准，当之无愧。
特别值得一提的是，该标准首次在中国规定了燃气轮机组大气污染物排放标准限值。发达国家燃气轮机组排放标准根据实际运行工艺，仅规定NOx排放标准限值为50mg/m3，而该标准对燃气轮机组的烟尘、SO2和NOx全面规定了排放限值，这为燃煤电厂超低排放的出台提供了基础条件。2012—2013年，中国东部地区大范围出现连续的区域性雾霾事件，给人民生产和生活带来了诸多不便，严重危及环境生态和居民健康[7]。2014年6月国务院发文要求新建燃煤机组大气污染物排放接近燃气机组水平，燃煤电厂超低排放由此拉开序幕[8]。可见，最严的排放标准，特别是其中的燃气机组排放标准，催生了燃煤电厂的超低排放。
1.2企业需求推动了超低排放
由于上海市地方政府规定禁止建设燃煤电厂，现役的燃气电厂不仅成本高，而且气源保障性差。为应对电力短缺，GB13223—2011发布后，上海漕泾电厂首先提出在烟气污染物排放达到燃气机组排放限值要求且区域大气污染物全面下降的条件下，扩建燃煤电厂是否可行的问题，并在现有1000MW机组上进行了低温四电场电除尘器改造与余热回收利用改造，将除尘器出口烟尘质量浓度从30.5mg/m3下降到22.8mg/m3。
2012年9月19日上海漕泾电厂组织召开了专家论证会，提出二期扩建工程采用低氮燃烧技术控制炉内NOx产生小于200mg/m3、采用除尘效率为99.86%的五电场低温电除尘器、脱硫效率为98%的石灰石-石膏湿法脱硫、加装除尘效率为60%的湿式电除尘器，这样可以保证在基准含氧量6%且燃用优质煤的情况下，大气污染物排放满足燃气机组的排放标准限值，即烟尘排放质量浓度小于5mg/m3、SO2小于35mg/m3、NOx小于50mg/m3。
2013年4月16—17日，江苏泰州电厂二期工程2×1000MW环境影响报告书审查会由原环境保护部环境工程评估中心主持在泰州召开，该工程是首个为了获得批复，在国内外均无成功运行案例的情况下，主动按照超低排放进行环境影响评价的扩建工程，采用选择性催化还原法烟气脱硝(SCR)+高频电源供电的低低温五电场静电除尘器+单塔双循环石灰石石膏湿法脱硫+湿式电除尘器进行烟气治理，同年7月获得原环境保护部的批复。
2014年5月30日浙江嘉华电厂为实现煤炭的清洁利用及扩建2台1000MW机组，将7、8号2台1000MW机组改造成超低排放机组，成为国内首台技改投运的超低排放机组，说明燃用优质煤的电厂通过烟气的深度治理，大气污染物可以达到燃气机组的排放水平。尽管由于各种原因，上海漕泾电厂和浙江嘉华电厂的扩建工程均未能建成，但毫无疑问，这些企业的扩建需求，尤其是浙江嘉华电厂对现有机组超低排放的成功改造，推动了燃煤电厂超低排放从构想走向现实。
1.3国家重视规范了超低排放和节能改造
2014年6月7日《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014—2020年)的通知》要求，新建燃煤机组大气污染物排放接近燃气机组水平。2014年6月13日习近平同志主持中央财经领导小组第六次会议，要求现役燃煤机组限期实施改造升级。2014年9月国家发改委、原环境保护部等印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，明确了行动目标，即全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300g/(kW·h)标准煤;东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放质量浓度分别不高于10、35、50mg/m3)。
2015年3月5日，政府工作报告明确要求“推动燃煤电厂超低排放改造”，这是在政府层面，首次将燃煤机组大气污染物排放接近或基本达到燃气轮机组水平(排放限值)称之为超低排放。2015年12月2日国务院常务会议要求“在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造”。
2015年12月11日，原环境保护部、国家发改委、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，首次明确燃煤电厂超低排放和节能改造是一项重要的国家专项行动，要求各有关部门、地方及企业高度重视此项工作，尽快制定专项实施计划。该方案重点任务中明确要统筹节能与超低排放改造，在推进超低排放改造同时，协同安排节能改造，东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区现役煤电机组平均供电煤耗到2020年前达标;企业尽可能安排在同一检修期内同步实施超低排放和节能改造，降低改造成本和对电网的影响。2016—2020年全国实施节能改造3.4亿kW。2016年3月5日政府工作报告要求“全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造”，进一步明确与规范了超低排放和节能改造的实施要求。
1.4技术创新及标准建设支撑了超低排放
针对燃煤烟气超低排放的共性难题，高等院校与科研院所及工程公司联合攻关，取得了一系列重大技术突破[9]。在NOx控制方面，主要是采用炉内低氧燃烧、双尺度燃烧等先进的低氮燃烧技术控制NOx的生成，通过催化剂创新和改进、流场均化、喷氨优化等烟气脱硝技术革新，实现各种负荷下NOx质量浓度小于50mg/m3。
在烟尘控制方面，通过电源创新、流场优化、材料创新，开发了主要采用高频等新型电源供电的高效电除尘及低低温电除尘器、超净电袋复合除尘器、袋式除尘器等技术和装备，结合脱硫洗涤，选择性加装湿式静电除尘器、新型尘雾富集脱除装置，控制烟囱颗粒物排放质量浓度小于10或5mg/m3。在SO2控制方面，主要采用双pH值分区脱硫塔、复合塔等石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，强化除尘除雾效果，实现脱硫效率从95%提升至99.5%以上，SO2排放质量浓度小于35mg/m3。
为确保超低排放改造工程的普遍成功、避免部分工程建成后难以运行及被迫拆除重建造成的严重浪费，2016年4月原环境保护部组织编制《火电厂污染防治可行技术指南》，编制组在深入研究的基础上，提出了“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的技术路线选择原则，并根据燃煤电厂的实际情况，提供了典型的超低排放技术路线[10]。2017年5月21日原环境保护部以国家环保标准HJ2301—2017的形式正式发布了指南，是中国第一个以标准发布的污染防治可行技术指南，在电力行业得到了广泛应用。
1.5经济激励政策保障了超低排放
1.5.1环保电价政策是保障环保设施正常运行的关键
目前电力行业环保设施的建设与运行效果是工业行业的典范，但不可否认的是2006年以前燃煤电厂的脱硫设施运行状况并不理想，脱硫设施建了不少，但SO2排放量仍持续增长，从2000年的810万t增长到2006年的峰值1390万t[3]。从单位发电量的SO2排放量也可看出，2002—2005年，排放绩效不降反升，说明脱硫设施没有发挥应有的作用。2007年以后，排放绩效持续下降，2019年仅为0.187g/(kW·h)[1]，仅是2000年7.9g/(kW·h)的2.37%，相当于全国电力行业SO2平均脱除效率达到97.63%，比美国法规标准中规定的烟气最高脱硫效率97%还要高[6]。
1.5.2其他激励政策是保障环保设施正常运行的有益补充
2015年12月发布的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，除环保电价政策外，还出台了发电量奖励、排污费激励、财政支持、信贷融资支持等政策，如“适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右，具体数量由各地确定”，“督促各地在提高排污费征收标准(SO2、NOx不低于每当量1.2元)同时，对污染物排放浓度低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的，切实落实减半征收排污费政策，激励企业加大超低排放改造力度”。这些政策对环保设施的正常运行起到了补充作用。
2.煤电超低排放和节能改造的启示
2.1顶层设计与持续推进是关键节能改造与超低排放最大的不同在于，节能改造实施后，由于能够减少煤耗、电耗、水耗、人工等等，具有较好的经济效益，因此政府做好顶层设计及实施后，无需持续推进;超低排放工程实施后，运行存在电耗、物耗、水耗、维护等较高费用，难以一蹴而就，需要政府持续推进与政策跟进，与超低排放相关的顶层设计与推进政策。
2.2技术突破与规范应用是保障
面对燃煤电厂大气污染物超低排放的需求，在国外可借鉴经验极为缺乏的前提下，国内产学研用单位紧密配合开展工程示范，2013年初湖南益阳电厂300MW级煤电机组首次实施了柔性电极湿式电除尘器工程，对PM2.5的脱除效率在85%左右，其成功应用为烟尘超低排放提供了可行技术，使得湿式电除尘器成为早期超低排放的标准配置[17]。2015年2月广东粤电沙角C电厂全国首个660MW机组超净电袋成功投运，电袋出口烟尘质量浓度为3.7mg/m3，脱硫出口为2.66mg/m3，实现了没有湿式电除尘器也可实现烟尘超低排放的目标[18]。
此后，各种超低排放技术相继突破，超低排放技术呈现多元化。好的技术不一定能建成好的工程，合适的工艺参数，恰当的材料选择，高水平的施工质量，规范的运行管理，都是好的环保治理工程不可或缺的。为保障超低排放工程的运行效果，避免早期脱硫、脱硝工程重复建设的问题，原环境保护部组织制定了《火电厂污染防治可行技术指南》、《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》、《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》等国家环保标准，规范了超低排放工程的建设和运行，保障了超低排放工程“设计好、建设好、运行好、效益好”的有机统一。
煤炭论文范例：煤炭清洁高效利用的探索与发现
3.结论
(1)中国煤炭消费量世界第一，其中一半以上用于燃烧发电，严重的大气污染需要世界最严的燃煤电厂大气污染物排放标准。中国燃煤电厂大气污染治理的实践过程表明，最严的排放标准催生了燃煤电厂的超低排放，企业的发展需求推动了超低排放，国家重视规范了超低排放和节能改造，技术创新及标准体系建设支撑了超低排放，经济激励政策保障了超低排放工程的正常运行。(2)燃煤电厂超低排放工程、碳捕集工程都属于烟气治理工程，不仅需要高昂的投资，而且需要可观的运行费用，其建设与运行不可能一蹴而就。顶层设计与持续推进是关键，技术突破和规范应用是保障，超低电价与激励政策是重点。超低电价等经济激励政策不能因为超低排放全面完成而取消，需要进一步优化，激励超低排放工程的高效运行。
(3)与烟气治理工程存在很大的不同，节能改造工程完成后，其运行尽管也需要一定的费用，但节能会带来更大的经济效益。因此，节能改造工程一般都具有明显的经济效益，且其节能带来的CO2减排能力较大，在碳达峰与碳中和的约束条件下，燃煤电厂应优先实施节能改造工程。在碳捕集工程能耗、成本、风险不能大幅下降的前提下，碳捕集工程不宜盲目推广。(4)其他工业行业在推行超低排放过程中，应借鉴电力行业的成功经验，制定最佳可行技术路线、工程技术规范、运行管理技术规范等，同时出台相关的经济激励政策，以确保超低排放工程不仅能建好，而且能运行好，真正实现减排效果。
参考文献：
[1]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2020[M].北京：中国建材工业出版社，2020.
[2]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2014[M].北京：中国市场出版社，2014.
作者：朱法华1,2，许月阳1，孙尊强2，孙雪丽2，王圣2
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《中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示》