China Energy Investment Corporation Limited,Beijing 100011,China

1.引言

我國(guó)貧油、少氣、相對(duì)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(huì)改變，也決定了電源結(jié)構(gòu)長(zhǎng)期以煤電為主的格局不會(huì)改變[1]。目前，我國(guó)發(fā)電用煤占煤炭消費(fèi)總量的50%左右[2]，燃煤發(fā)電量占比約70%[3]。煤電為中國(guó)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展提供了重要能源支撐，但同時(shí)，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(yán)重影響了環(huán)境空氣質(zhì)量。煤電大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)對(duì)生態(tài)環(huán)境保護(hù)具有重要的引領(lǐng)作用，我國(guó)現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)是《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223—2011）[4]。十八大以來(lái)，為推進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)，煤電企業(yè)對(duì)于排污的認(rèn)識(shí)已由“被動(dòng)環(huán)保”轉(zhuǎn)變?yōu)椤爸鲃?dòng)環(huán)?！薄Ｉ袢A集團(tuán)對(duì)國(guó)標(biāo)GB13223—2011中規(guī)定的燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值，于2012年提出清潔煤電大氣污染物近零排放標(biāo)準(zhǔn)[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(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，6% O2）。2014年，中國(guó)政府出臺(tái)了《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》，明確要求煤電企業(yè)快速推進(jìn)“超低排放”環(huán)保升級(jí)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(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，6% O2）[6]。基于我國(guó)能源資源稟賦、電力發(fā)展和環(huán)境約束現(xiàn)狀，燃煤發(fā)電帶來(lái)大氣污染問(wèn)題的長(zhǎng)期性客觀存在。因此，嚴(yán)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(yuǎn)。

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(jí)燃煤機(jī)組上的工程應(yīng)用效果，評(píng)估了長(zhǎng)周期運(yùn)行條件下污染物排放達(dá)標(biāo)穩(wěn)定性，探究了近零排放機(jī)組重金屬汞的深度減排特性，并開(kāi)展了煤電近零排放新限值的探索，為制定更加嚴(yán)格的煤電大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)提供科學(xué)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(jì)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(gè)階段：①以前中國(guó)燃煤電廠主要通過(guò)旋風(fēng)除塵器、文丘里水膜除塵器等除塵，電除塵技術(shù)應(yīng)用較少；②到1990年左右，中國(guó)基本掌握電除塵技術(shù)，除塵效率達(dá)到94.2%；③到2000年，中國(guó)電除塵技術(shù)已接近國(guó)際先進(jìn)水平，市場(chǎng)占有率達(dá)到80%，除塵效率達(dá)到98.0%；④為滿足日益嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)，目前燃煤電廠通常采用電除塵（ESP）、布袋除塵（FF）和電袋復(fù)合除塵（EFIP）[7,8]，其中電除塵市場(chǎng)占有率達(dá)到95%；⑤近年更是通過(guò)技術(shù)創(chuàng)新，開(kāi)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(shè)備一般布置在空氣預(yù)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(wèn)題，為此，高溫除塵技術(shù)受到人們的關(guān)注，主要有過(guò)濾除塵和靜電除塵技術(shù)[10]。過(guò)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(kāi)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(guó)SO2控制技術(shù)研究較發(fā)達(dá)國(guó)家起步慢，但發(fā)展迅速，可概括為4個(gè)階段[13]：①?gòu)?0世紀(jì)70年代開(kāi)始起步，開(kāi)展了脫硫技術(shù)研究、小規(guī)模試驗(yàn)和工業(yè)鍋爐示范；②20世紀(jì)90年代初，引進(jìn)國(guó)外石灰石-石膏濕法煙氣脫硫（WFGD）技術(shù)，隨著國(guó)家相關(guān)政策和環(huán)保法規(guī)的陸續(xù)出臺(tái)，我國(guó)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(yīng)用；③2007-2011年，中國(guó)很多燃煤機(jī)組加裝了煙氣脫硫裝置，設(shè)備國(guó)產(chǎn)化程度不斷提高，脫硫工程造價(jià)大幅度下降；④2011年以來(lái)，環(huán)境保護(hù)部進(jìn)一步對(duì)燃煤電廠SO2排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)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(kāi)發(fā)了單塔強(qiáng)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(biāo)進(jìn)一步提高，運(yùn)行能耗進(jìn)一步降低。

2.3.NOx 控制技術(shù)

我國(guó)NOx控制技術(shù)發(fā)展時(shí)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(jí)燃燒、燃料分級(jí)燃燒和煙氣再循環(huán)技術(shù)，應(yīng)用最廣泛的是空氣分級(jí)燃燒技術(shù)。Sheikh等[15]分析了通過(guò)降低燃燒溫度、合理地布置三次風(fēng)等方法減少燃燒過(guò)程中產(chǎn)生的NOx。針對(duì)循環(huán)流化床（CFB）鍋爐，柯希瑋等[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(qiáng)化爐內(nèi)不同區(qū)域的還原性氣氛，促進(jìn)NOx的還原。SCR脫硝技術(shù)是國(guó)際上應(yīng)用最多、技術(shù)最成熟的一種煙氣脫硝技術(shù)[17]。20世紀(jì)90年代，中國(guó)燃煤電廠開(kāi)始應(yīng)用SCR脫硝技術(shù)，1999年福建漳州后石電廠600 MW機(jī)組國(guó)內(nèi)首次加裝SCR脫硝裝置，隨著中國(guó)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)日益嚴(yán)格，我國(guó)SCR脫硝技術(shù)得到快速發(fā)展。目前，我國(guó)廣泛應(yīng)用的是V2O5/TiO2基催化劑[18]，可實(shí)現(xiàn)85%以上的脫硝效率，但在低負(fù)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(hào)高壓加熱器提高給水溫度、省煤器入口加裝旁路煙道、設(shè)置省煤器水側(cè)旁路、進(jìn)行分級(jí)省煤器布置等方案進(jìn)行改造，可實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝[14]。此外，開(kāi)發(fā)寬溫度窗口無(wú)毒催化劑和催化劑再生及無(wú)害化處理也是研究重點(diǎn)[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(guó)內(nèi)外的重點(diǎn)關(guān)注。汞（Hg）作為一種易揮發(fā)痕量元素，在煤燃燒過(guò)程中幾乎全部釋放，隨著煙氣冷卻經(jīng)歷一系列復(fù)雜的物理化學(xué)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(hù)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(duì)汞（Hg）、鉛（Pb）、鎘（Cd）、鉻（Cr）、砷（As）進(jìn)行重點(diǎn)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(qiáng)，是國(guó)內(nèi)外研究重點(diǎn)，主要包括現(xiàn)有大氣污染物控制設(shè)備（APCD）協(xié)同控制和單項(xiàng)技術(shù)專門控制。美國(guó)環(huán)境保護(hù)局（US EPA）發(fā)布的信息收集報(bào)告（ICR）統(tǒng)計(jì)了80多個(gè)燃煤機(jī)組汞測(cè)試結(jié)果，在除塵、脫硫、脫硝等煙氣凈化設(shè)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(guò)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(jìn)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(duì)SCR脫硝催化劑進(jìn)行改進(jìn)，提高煙氣中Hg0向Hg2+的轉(zhuǎn)化率，氧化效率可達(dá)到95%，進(jìn)而在WFGD中實(shí)現(xiàn)捕獲[23,24]；②吸附劑噴射法，在除塵設(shè)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(dá)到90%以上的脫汞效率。目前國(guó)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(guó)已有310臺(tái)燃煤機(jī)組安裝了ACI脫汞裝置[32]，但運(yùn)行成本高（脫除1 kg Hg的費(fèi)用一般超過(guò)6.5萬(wàn)美元[33]），且影響飛灰綜合利用，難以在中國(guó)推廣應(yīng)用。因此，開(kāi)發(fā)高效低成本的飛灰吸附劑和礦物類吸附劑，是未來(lái)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(gè)時(shí)期以來(lái)，中國(guó)在燃煤煙氣污染物排放控制技術(shù)研發(fā)方面取得了長(zhǎng)足的進(jìn)步，已成為世界上清潔煤電技術(shù)最為先進(jìn)的國(guó)家之一。2010年以來(lái)，以神華集團(tuán)為代表的國(guó)有能源企業(yè)，積極踐行節(jié)約資源和保護(hù)環(huán)境的基本國(guó)策，組織國(guó)華電力研究院開(kāi)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(shè)計(jì)院結(jié)合浙江寧海電廠三期2×1000 MW工程開(kāi)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(shè)計(jì)，針對(duì)燃煤發(fā)電機(jī)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(guò)了電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院組織的專家評(píng)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(duì)煙氣多污染物的脫除作用詳見(jiàn)表1。

考慮到燃煤機(jī)組具有煤種、爐型、環(huán)保設(shè)施多樣性的特點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)大氣污染物近零排放，需要對(duì)技術(shù)路線的適應(yīng)性進(jìn)行分析，主要包括以下內(nèi)容。

從除塵來(lái)看，中國(guó)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(shí)現(xiàn)煙塵的近零排放，控制策略由2～3個(gè)除塵環(huán)節(jié)組成。①對(duì)于一次除塵，ESP和EFIP都具有很高的除塵效率，現(xiàn)役機(jī)組如進(jìn)行EFIP改造成本較高，易受現(xiàn)場(chǎng)空間限制，工程實(shí)施較難；通過(guò)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(jì)性；通過(guò)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(jī)組可降至10～20 mg·m-3）。②對(duì)于二次除塵，在高效噴淋和高效除霧器（三級(jí)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(jī)組可低于5 mg·m-3）。③對(duì)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(xì)顆粒的凝并長(zhǎng)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(jī)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(wèn)題。WESP對(duì)燃煤機(jī)組運(yùn)行工況、煤質(zhì)、煙氣組分的適應(yīng)性更強(qiáng)，投資和運(yùn)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(shí)還可應(yīng)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(duì)煙氣多污染物的脫除作用

從脫硫來(lái)看，燃煤硫分是實(shí)現(xiàn)SO2經(jīng)濟(jì)高效脫除的重要邊界條件。針對(duì)京津冀、長(zhǎng)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(yán)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(dá)97%，對(duì)于含硫量較低的煤種（如神華煤），長(zhǎng)周期運(yùn)行來(lái)看基本能夠滿足近零排放要求；為進(jìn)一步高效穩(wěn)定脫硫，需進(jìn)行提效改造，通過(guò)優(yōu)化塔內(nèi)流場(chǎng)分布和強(qiáng)化氣液傳熱傳質(zhì)，將脫硫效率提高到99%以上，實(shí)現(xiàn)SO2排放濃度穩(wěn)定控制在35 mg·m-3以內(nèi)；當(dāng)煤中含硫量較高或煤質(zhì)變化較大時(shí)，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(guò)99%，實(shí)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(guò)99%，實(shí)現(xiàn)SO2排放濃度遠(yuǎn)低于35 mg·m-3。

從脫硝來(lái)看，優(yōu)先選擇爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)，抑制NOx的生成，對(duì)于合適煤種可實(shí)現(xiàn)鍋爐出口NOx濃度低于200 mg·m-3。SCR脫硝效率設(shè)計(jì)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(shí)，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(shí)現(xiàn)NOx的近零排放；機(jī)組低負(fù)荷（40%）運(yùn)行時(shí)，SCR脫硝煙氣溫度低于催化反應(yīng)溫度窗口，可采用省煤器分級(jí)布置、寬溫度窗口脫硝催化劑等寬負(fù)荷脫硝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)NOx排放濃度穩(wěn)定控制在50 mg·m-3以內(nèi)。對(duì)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(dá)到均勻噴氨，故采用經(jīng)濟(jì)性更好的SNCR即可實(shí)現(xiàn)NOx近零排放。

從脫汞來(lái)看，燃煤電廠大氣汞排放主要來(lái)源于入爐煤，大量研究統(tǒng)計(jì)表明[37,38]，中國(guó)原煤平均汞含量為0.15～0.22 mg·kg-1，且符合對(duì)數(shù)正態(tài)分布，是一種正偏態(tài)分布，說(shuō)明大部分原煤中汞含量低于統(tǒng)計(jì)的平均值。根據(jù)燃用不同煤種時(shí)煤中汞含量和產(chǎn)生煙氣量（5～10 m3·kg-1）進(jìn)行測(cè)算，我國(guó)燃煤機(jī)組鍋爐出口汞的初始排放濃度通常小于30 μg·m-3，與文獻(xiàn)報(bào)道的大量現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果相一致[39,40]。結(jié)合常規(guī)大氣污染物控制設(shè)備（除塵+脫硫+脫硝）70%左右的協(xié)同脫除能力[41,42]，可實(shí)現(xiàn)汞排放濃度低于10 μg·m-3。

4.近零排放工程實(shí)踐

4.1.近零排放技術(shù)應(yīng)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(xiàng)目和現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組節(jié)能環(huán)保升級(jí)改造等綠色發(fā)電計(jì)劃項(xiàng)目中同步實(shí)施。2014年6月，中國(guó)首臺(tái)近零排放新建燃煤機(jī)組在浙江舟山電廠投產(chǎn)，經(jīng)浙江省環(huán)境監(jiān)測(cè)中心現(xiàn)場(chǎng)手工監(jiān)測(cè)，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(shí)現(xiàn)了大氣污染物排放低于燃?xì)獍l(fā)電排放限值，以及首套國(guó)產(chǎn)濕式電除塵在近零排放或超低排放燃煤機(jī)組中的應(yīng)用，有力推動(dòng)了我國(guó)煤電超低排放的實(shí)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(gè)近零排放技術(shù)改造工程，獲國(guó)家能源局（NEA）頒發(fā)的“國(guó)家煤電節(jié)能減排示范電站”稱號(hào)；針對(duì)4臺(tái)機(jī)組進(jìn)一步開(kāi)展近零排放技術(shù)路線的多元化探索與實(shí)踐，形成了差異化的改造實(shí)施方案（表2），于2015年11月在京津冀實(shí)現(xiàn)了首家燃煤電站全廠“近零排放”[43]，4號(hào)機(jī)組通過(guò)分步多級(jí)高效除塵技術(shù)的集成應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)煙塵排放濃度低至0.23 mg·m-3（中國(guó)環(huán)境監(jiān)測(cè)總站現(xiàn)場(chǎng)手工監(jiān)測(cè)）[9]。2016年4月，河北定州電廠2號(hào)機(jī)組完成近零排放技術(shù)改造，原神華集團(tuán)京津冀地區(qū)所屬燃煤電廠22臺(tái)機(jī)組（9.78 GW）全部實(shí)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(tuán)42家電廠101臺(tái)燃煤機(jī)組（53.97 GW）上成功應(yīng)用，單機(jī)規(guī)模150～1000 MW，其中，PC爐96臺(tái)、CFB鍋爐5臺(tái)。根據(jù)國(guó)家或地方環(huán)境監(jiān)測(cè)機(jī)構(gòu)現(xiàn)場(chǎng)手工監(jiān)測(cè)結(jié)果，101臺(tái)機(jī)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(dá)到近零排放標(biāo)準(zhǔn)。從分布區(qū)域看，京津冀地區(qū)22臺(tái)9.78 GW，長(zhǎng)三角地區(qū)22臺(tái)12.51 GW，珠三角地區(qū)5臺(tái)2.49 GW，重點(diǎn)區(qū)域機(jī)組裝機(jī)占比約46%[圖2（a）]；從機(jī)組等級(jí)看，300 MW等級(jí)機(jī)組34臺(tái)11.09 GW，600 MW等級(jí)機(jī)組48臺(tái)29.79 GW，1000 MW等級(jí)機(jī)組9臺(tái)9 GW，其他等級(jí)機(jī)組10臺(tái)4.09 GW[圖2（b）]。此外，在101臺(tái)近零排放機(jī)組中，有38臺(tái)機(jī)組應(yīng)用了WESP，煙塵平均排放濃度為1.8 mg·m-3，遠(yuǎn)低于未應(yīng)用WESP的63臺(tái)機(jī)組排放水平（平均值為3.5 mg·m-3），說(shuō)明機(jī)組加裝WESP可實(shí)現(xiàn)細(xì)顆粒物的深度脫除。

4.2.近零排放機(jī)組長(zhǎng)周期運(yùn)行排放狀態(tài)評(píng)估

環(huán)境監(jiān)測(cè)是落實(shí)環(huán)境保護(hù)法律法規(guī)要求、執(zhí)行大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)、鞏固環(huán)境污染治理成效的重要依據(jù)[45]。我國(guó)燃煤電廠安裝的煙氣排放連續(xù)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)（CEMS）必須有國(guó)家環(huán)保部門認(rèn)證證書和計(jì)量生產(chǎn)許可證，經(jīng)環(huán)保部門驗(yàn)收合格后，其監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)為法定數(shù)據(jù)，是環(huán)境保護(hù)主管部門、社會(huì)組織、公眾實(shí)施監(jiān)督的依據(jù)，也是環(huán)保電價(jià)考核依據(jù)和環(huán)保稅計(jì)稅依據(jù)。

為評(píng)估近零排放機(jī)組長(zhǎng)周期運(yùn)行的排放狀態(tài)和可靠性，統(tǒng)計(jì)分析了原神華集團(tuán)京津冀及周邊地區(qū)、東部地區(qū)46臺(tái)近零排放機(jī)組2017年連續(xù)運(yùn)行5～6個(gè)月的大氣污染物CEMS數(shù)據(jù)。

4.2.1.煙塵控制

46臺(tái)機(jī)組煙塵排放濃度評(píng)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(jiàn)圖3。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，46臺(tái)機(jī)組煙塵排放濃度小時(shí)均值滿足10 mg·m-3超低排放限值的達(dá)標(biāo)率均大于99%，其中，40臺(tái)機(jī)組達(dá)標(biāo)率為100%，詳見(jiàn)圖3；對(duì)照近零排放限值，只有徐州2號(hào)機(jī)組達(dá)標(biāo)率（98.7%）略低于99%，其余45 臺(tái)機(jī)組達(dá)標(biāo)率均超過(guò)99%。

4.2.2.SO2控制

46臺(tái)機(jī)組SO2排放濃度評(píng)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(jī)組的SO2排放水平，詳見(jiàn)圖4。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，46臺(tái)機(jī)組SO2排放濃度小時(shí)均值滿足35 mg·m-3近零排放限值的達(dá)標(biāo)率全部大于99%，其中，36臺(tái)機(jī)組達(dá)標(biāo)率為100%，詳見(jiàn)圖4。

表2 河北三河電廠4臺(tái)機(jī)組近零排放改造方案

圖2.近零排放技術(shù)應(yīng)用情況。（a）分區(qū)域；（b）分等級(jí)。

4.2.3.NOx控制

46臺(tái)機(jī)組NOx排放濃度評(píng)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(jiàn)圖5。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，46臺(tái)機(jī)組NOx排放濃度小時(shí)均值滿足50 mg·m-3近零排放限值的達(dá)標(biāo)率全部大于99%，但僅有7臺(tái)機(jī)組達(dá)標(biāo)率為100%，詳見(jiàn)圖5。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)NOx排放超標(biāo)主要發(fā)生在低負(fù)荷和快速變負(fù)荷工況，是受SCR脫硝運(yùn)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(jìn)行了寬負(fù)荷脫硝技術(shù)改造，機(jī)組在35%以上負(fù)荷時(shí)段內(nèi)NOx排放達(dá)標(biāo)率均為100%，改造效果顯著。

圖3.評(píng)估期46臺(tái)機(jī)組煙塵排放情況。

圖4.評(píng)估期46臺(tái)機(jī)組SO2排放情況。

統(tǒng)計(jì)期間，46臺(tái)機(jī)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(dòng)。評(píng)估結(jié)果表明，46臺(tái)近零排放機(jī)組長(zhǎng)周期運(yùn)行時(shí)，APCD運(yùn)行可靠，確保不同負(fù)荷、不同煤質(zhì)下大氣污染物排放濃度小時(shí)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(qiáng)、在生物體內(nèi)富集等特點(diǎn)，嚴(yán)重威脅人類健康和生態(tài)環(huán)境。我國(guó)對(duì)全球人為大氣汞排放的貢獻(xiàn)率為30%～40%[46,47]，其中，55%來(lái)源于燃煤，嚴(yán)格控制煤電大氣汞排放具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

4.3.1.現(xiàn)有APCD 協(xié)同脫汞效果

為掌握近零排放機(jī)組現(xiàn)有APCD對(duì)重金屬汞的協(xié)同脫除效果，采用U.S.EPA Method 30B在5臺(tái)近零排放機(jī)組上開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，結(jié)果如表3所示。三河、定州、壽光電廠4臺(tái)機(jī)組均燃用神華煤，汞含量為0.029～0.05 mg·kg-1，約為中國(guó)煤平均汞含量（0.15～0.22 mg·kg-1）的20%～30%[37]；徐州電廠2號(hào)機(jī)組燃用神華煤和非神華煤（1:2），汞含量與中國(guó)煤平均水平相當(dāng)。由表3可見(jiàn)，5臺(tái)機(jī)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(guó)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(dá)到國(guó)際先進(jìn)煤電機(jī)組的協(xié)同控制水平[48]。煙氣凈化過(guò)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(jìn)后續(xù)設(shè)備對(duì)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(jìn)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(shè)能夠強(qiáng)化氣相汞的脫除效果。

圖5.評(píng)估期46臺(tái)機(jī)組NOx排放情況。

表3 近零排放機(jī)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(shí)踐

在中國(guó)，燃煤飛灰價(jià)格低廉且對(duì)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(jìn)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(jì)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(jī)械改性方法進(jìn)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(shí)現(xiàn)重金屬汞的吸附氧化脫除。原神華集團(tuán)應(yīng)用上述煙氣脫汞技術(shù)路線，與華北電力大學(xué)開(kāi)展大量工程應(yīng)用研究，依托河北三河電廠4號(hào)機(jī)組和江蘇徐州電廠2號(hào)機(jī)組，建成世界首個(gè)300 MW和首個(gè)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(chǔ)上投運(yùn)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(jìn)一步降低38%，可低至0.29 μg·m-3，僅為我國(guó)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(guó)際主流活性炭（AC）脫汞相當(dāng)（圖9）。通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，MFA吸附脫汞運(yùn)行成本為51.3元·g-1，僅為AC吸附脫汞運(yùn)行成本的10%～15%。

5.煤電近零排放推動(dòng)排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)步

保護(hù)環(huán)境是中國(guó)的基本國(guó)策，環(huán)保是無(wú)止境的，深入推進(jìn)煤電綠色發(fā)展是推動(dòng)煤炭清潔高效利用的必然要求。面向未來(lái)，為加快推進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)，煤電企業(yè)應(yīng)充分認(rèn)識(shí)到近零排放是個(gè)不斷實(shí)踐與探索的過(guò)程，堅(jiān)持環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)“好上更好、嚴(yán)上更嚴(yán)”，促進(jìn)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(gè)數(shù)量級(jí)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(tái)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(tái)

依托國(guó)華電力承擔(dān)的國(guó)家科技支撐計(jì)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(gè)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(tái)（2017年4月投運(yùn)），原煙氣由300 MW機(jī)組省煤器后引出，如圖10所示。中試平臺(tái)開(kāi)發(fā)并應(yīng)用了寬溫度窗口脫硝催化劑、濕式機(jī)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(guó)環(huán)境監(jiān)測(cè)總站現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)，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(shí)現(xiàn)了排放水平的新跨越。

為掌握煙氣多污染物脫除過(guò)程中相互影響及耦合關(guān)系，重點(diǎn)研究了寬溫度窗口脫硝催化劑對(duì)SOx、NH3的影響規(guī)律和多污染物脫除過(guò)程運(yùn)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(shí)踐，由于APCD控制系統(tǒng)易發(fā)生運(yùn)行調(diào)整不及時(shí)的問(wèn)題，NOx排放濃度的波動(dòng)程度相對(duì)較大，因此SCR脫硝系統(tǒng)對(duì)深度調(diào)峰等工況的適應(yīng)性和增加噴氨量導(dǎo)致的NH3逃逸問(wèn)題值得關(guān)注。

圖8.改性飛灰脫汞系統(tǒng)投運(yùn)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(tái)。（a）現(xiàn)場(chǎng)布置及工藝流程圖；（b）pH分區(qū)脫硫+濕式機(jī)電耦合除塵系統(tǒng)。

中試平臺(tái)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(fù)荷運(yùn)行時(shí)，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(biāo)，脫硝效率在80%～94%范圍內(nèi)調(diào)節(jié)可滿足要求。通過(guò)手工采樣和在線監(jiān)測(cè)對(duì)NH3逃逸量進(jìn)行測(cè)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(shì)，但基本滿足2.25 mg·m-3的環(huán)保要求；當(dāng)脫硝效率升至94%，NH3逃逸情況明顯加劇，說(shuō)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(yùn)行時(shí)間的增加而增加，在1～2.25 mg·m-3之間，故高脫硝效率下長(zhǎng)周期運(yùn)行時(shí)需加以關(guān)注。此外，入口NOx濃度快速增加時(shí)，NH3逃逸隨后會(huì)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(yàn)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(duì)NH3逃逸量和SO2/SO3轉(zhuǎn)化率進(jìn)行測(cè)試，如圖13所示。由圖可見(jiàn)，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(qiáng)的低溫活性，還原劑氨能夠有效吸附到表面酸性位點(diǎn)，進(jìn)而參與到氧化還原反應(yīng)中。這為解決機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)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(yùn)行優(yōu)化控制規(guī)律研究

通過(guò)對(duì)中試平臺(tái)各污染物控制系統(tǒng)進(jìn)行耦合集成，進(jìn)一步開(kāi)展近零排放環(huán)保島運(yùn)行優(yōu)化控制研究。

（1）煙塵排放控制主要通過(guò)調(diào)整三個(gè)除塵環(huán)節(jié)相關(guān)控制參數(shù)實(shí)現(xiàn)運(yùn)行優(yōu)化。以5 mg·m-3為控制目標(biāo)（ESP入口煙溫120 ℃），ESP啟動(dòng)二、三、四電場(chǎng)，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(jī)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(biāo)（ESP入口煙溫120 ℃），ESP啟動(dòng)4個(gè)電場(chǎng)+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(jī)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(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化。滿負(fù)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(shí)，由圖15（a）可見(jiàn)，脫硫效率隨著循環(huán)泵開(kāi)啟數(shù)量的增加而增加，WFGD出口SO2濃度由開(kāi)啟BD循環(huán)泵時(shí)的61.76 mg·m-3降至開(kāi)啟A/B/C/D循環(huán)泵時(shí)的0.2 mg·m-3；滿負(fù)荷條件下，WFGD入口SO2濃度為800～850 mg·m-3，開(kāi)啟循環(huán)泵A/B/D時(shí)，由圖15（b）可見(jiàn)，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(shí)的9.07 mg·m-3降至漿液pH為6.0時(shí)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(guò)程中通過(guò)優(yōu)化配風(fēng)方式、燃燒組織等方式，很難進(jìn)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(yùn)行時(shí)，通過(guò)調(diào)節(jié)脫硝效率（80%～94%），實(shí)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(shí)現(xiàn)運(yùn)行優(yōu)化的主要措施是研發(fā)并應(yīng)用具有實(shí)時(shí)預(yù)測(cè)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(duì)NH3逃逸量的影響。

圖12.94%脫硝效率下NH3逃逸量情況。

通過(guò)50 000 m3·h-1燃煤煙氣中試平臺(tái)研究，獲得了污染物深度減排、運(yùn)行成本、系統(tǒng)能耗的全過(guò)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(dá)到不同濃度限值的解決方案。中試平臺(tái)對(duì)外開(kāi)放，已與中國(guó)環(huán)境監(jiān)測(cè)總站、清華大學(xué)、浙江大學(xué)、華北電力大學(xué)等單位開(kāi)展了合作研究，預(yù)留了電凝并、化學(xué)團(tuán)聚、聲波團(tuán)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(yàn)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(yùn)行優(yōu)化。（a）控制目標(biāo)5 mg·m-3；（b）控制目標(biāo)1 mg·m-3。

通過(guò)煤電近零排放技術(shù)的再創(chuàng)新、再實(shí)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(tái)機(jī)組分別于2016年7月和11月投產(chǎn)發(fā)電。工程建設(shè)期間針對(duì)APCD逐系統(tǒng)進(jìn)行方案優(yōu)化，最大限度地實(shí)現(xiàn)大氣污染物的深度脫除；投產(chǎn)后通過(guò)多裝備全系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化和全過(guò)程精準(zhǔn)調(diào)控，經(jīng)山東省環(huán)境監(jiān)測(cè)中心站現(xiàn)場(chǎng)手工監(jiān)測(cè)煙塵、SO2、NOx排放濃度，1號(hào)機(jī)組分別為小于1 mg·m-3、2 mg·m-3、18 mg·m-3，2號(hào)機(jī)組分別為小于1 mg·m-3、小于2 mg·m-3、16 mg·m-3。

圖15.運(yùn)行工況對(duì)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(hào)機(jī)組；（b）2號(hào)機(jī)組。

表4 2017-2018年山東壽光電廠大氣污染物排放統(tǒng)計(jì)

圖16給出了2017年1月至2018年12月兩臺(tái)機(jī)組大氣污染物CEMS數(shù)據(jù)。由圖可見(jiàn)，煙塵、SO2、NOx排放濃度小時(shí)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(guó)先進(jìn)燃煤電廠[50]。進(jìn)一步對(duì)排放數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表4所示。統(tǒng)計(jì)期間，1號(hào)機(jī)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(hào)機(jī)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(tái)機(jī)組煙塵、SO2、NOx排放濃度小時(shí)均值≤1 mg·m-3、10 mg·m-3、20 mg·m-3的時(shí)數(shù)比率（time ratio）分別超過(guò)95.5%、93.1%、81.8%。此外，煙氣汞手工監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，在現(xiàn)有APCD協(xié)同控制作用下，兩臺(tái)機(jī)組汞排放濃度分別為0.9 μg·m-3和0.52 μg·m-3?？梢钥闯?，通過(guò)加強(qiáng)煤電環(huán)保設(shè)施工程建設(shè)和運(yùn)行維護(hù)管理，可實(shí)現(xiàn)機(jī)組長(zhǎng)周期在遠(yuǎn)低于當(dāng)前階段近零排放限值的指標(biāo)下穩(wěn)定運(yùn)行。

結(jié)合4.3.1小節(jié)介紹的工程案例，近零排放機(jī)組在現(xiàn)有APCD協(xié)同控制作用下，燃用我國(guó)主流動(dòng)力煤時(shí)，汞排放濃度可小于3 μg·m-3。但是，對(duì)于燃用西南地區(qū)高汞煤機(jī)組，煙氣中初始汞濃度可能會(huì)高達(dá)60 μg·m-3[51]，應(yīng)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(shí)現(xiàn)汞排放濃度小于3 μg·m-3?？紤]到燃煤電廠是我國(guó)大氣汞排放的主要來(lái)源之一，對(duì)之加以嚴(yán)格控制是我國(guó)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(guò)清潔煤電大氣污染物深度脫除技術(shù)的頂層設(shè)計(jì)、國(guó)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(jī)組大氣污染物排放限值有潛力進(jìn)一步趨嚴(yán)。因此，本文提出在當(dāng)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(zhǔn)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(guò)程，與GB13223—2011中燃煤電廠大氣污染物排放限值進(jìn)行對(duì)標(biāo)，“1123”生態(tài)環(huán)保排放限值總體上減小了一個(gè)數(shù)量級(jí)，為十九大報(bào)告提出要“提高污染排放標(biāo)準(zhǔn)”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(jì)性

煤電近零排放增加的發(fā)電成本是指在GB13223—2011達(dá)標(biāo)排放基礎(chǔ)上，為實(shí)現(xiàn)近零排放而新增的投資和運(yùn)行成本。以原神華集團(tuán)7臺(tái)300～1000 MW等級(jí)近零排放機(jī)組為例，按照設(shè)備壽命周期為15年、年利用小時(shí)數(shù)為4000 h進(jìn)行測(cè)算，結(jié)果如表6所示。由表可見(jiàn)，7 臺(tái)機(jī)組從直接排放到近零排放的平均投資和運(yùn)行成本約0.0276 元·(kW·h)-1，其中，由達(dá)標(biāo)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(duì)于3臺(tái)京津冀區(qū)域燃煤機(jī)組，實(shí)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(tuán)京津冀區(qū)域22臺(tái)機(jī)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(jià)僅為燃?xì)獍l(fā)電的1/2，具有明顯的經(jīng)濟(jì)性[53]。

表5 清潔煤電大氣污染物排放限值

表6 不同等級(jí)燃煤機(jī)組近零排放技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

受不同機(jī)組環(huán)保設(shè)施投運(yùn)情況、工程造價(jià)等因素影響，煤電近零排放的經(jīng)濟(jì)性存在一定差異。對(duì)比發(fā)現(xiàn)新建機(jī)組增加的投資和運(yùn)行成本明顯低于改造機(jī)組，這取決于其具備更好的環(huán)保設(shè)計(jì)方案優(yōu)化條件。對(duì)于壽光電廠1號(hào)機(jī)組，實(shí)際運(yùn)行時(shí)達(dá)到了“1123”生態(tài)環(huán)保排放，該機(jī)組按照近零排放技術(shù)路線設(shè)計(jì)建設(shè)，執(zhí)行“1123”新排放限值較近零排放限值增加的費(fèi)用主要是電耗、物耗等運(yùn)行成本，經(jīng)測(cè)算約為5.7×10-4元·(kW·h)-1；結(jié)合國(guó)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(wàn)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(guó)煤電近零排放或超低排放的成功實(shí)踐始于2014年。以原神華集團(tuán)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(guó)燃煤電廠為例，若全部實(shí)現(xiàn)近零排放，測(cè)算出煙塵、SO2和NOx較實(shí)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(píng)估煤電近零排放的環(huán)境效益，依托國(guó)家和集團(tuán)科技創(chuàng)新項(xiàng)目開(kāi)展相關(guān)研究。Liu等[55]以中國(guó)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(shí)排放數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)情景，采用GEOS-Chem模式對(duì)近零排放情景進(jìn)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(hù)部環(huán)境工程評(píng)估中心以京津冀區(qū)域各市2013年執(zhí)行的國(guó)家或地方排放標(biāo)準(zhǔn)為基準(zhǔn)情景，采用雙向耦合WRF-CMAQ模式對(duì)近零排放情景進(jìn)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(jiàn)，煤電近零排放的實(shí)施可有效改善環(huán)境空氣質(zhì)量。

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

7.結(jié)論

通過(guò)開(kāi)展清潔煤電近零排放技術(shù)研究與工程實(shí)踐，得到如下結(jié)論：

（1）提出了符合我國(guó)燃煤發(fā)電機(jī)組特點(diǎn)的近零排放原則性技術(shù)路線，應(yīng)用到全國(guó)101臺(tái)不同等級(jí)、不同爐型燃煤機(jī)組，實(shí)現(xiàn)了大氣污染物排放低于燃?xì)獍l(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(shí)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(jī)組長(zhǎng)周期運(yùn)行時(shí)，不同負(fù)荷、不同煤質(zhì)范圍內(nèi)大氣污染物排放濃度小時(shí)均值穩(wěn)定在近零排放限值以下，達(dá)標(biāo)率基本大于99%。

（3）近零排放機(jī)組現(xiàn)有APCD協(xié)同脫汞效率為86.6%±7%，基本達(dá)到國(guó)際先進(jìn)煤電機(jī)組的協(xié)同控制水平；應(yīng)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(guó)現(xiàn)行排放限值的1%，相同脫除效果下運(yùn)行成本僅為國(guó)際主流活性炭脫汞技術(shù)的10%～15%。

（4）通過(guò)50 000 m3·h-1燃煤煙氣中試平臺(tái)研究，270～290 ℃低溫窗口下可實(shí)現(xiàn)安全、高效脫硝，并形成了大氣污染物排放達(dá)到不同濃度限值的解決方案；提出并實(shí)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(tái)機(jī)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(yīng)持續(xù)推進(jìn)煤炭清潔高效利用，深入開(kāi)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(cè)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(yīng)用，推動(dòng)中國(guó)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命。

致謝

作者衷心感謝科技部國(guó)家科技支撐計(jì)劃課題（2015BAA05B02）的資助。