电力行业普遍认为标准排放限值过于严格。但随着环境空气污染的日益加重，特别是长三角、珠三角、京津冀等重点区域的灰霾频发，以及国务院《大气污染防治行动计划》的出台，电力行业已逐渐认识到该标准的重要性与必要性，不仅积极采取措施，尽可能实现达标排放，而且有不少集团公司已着手实施燃煤电厂符合燃机排放标准的研究，并进一步提出燃煤电厂超低排放的概念。本文拟从燃煤电厂超低排放的技术集成与对策方面进行研究，分析得出超低排放技术的有效性和可达性。
现行烟气排放及治理概况
“十一五”以来，火电行业在自身大发展的同时，火电环保实现了跨越式发展，无论是烟气治理还是污染物减排，其成效非常显著，为我国节能减排任务作出了巨大贡献。
烟气除尘
2012年我国火电行业烟尘排放量为151万吨，同比下降2.58%。在我国火电装机容量同比增长7.02%、火力发电量同比增长0.34%的情况下，全国火电厂烟尘平均排放绩效值达到0.4克/千瓦时，基本与2011年持平，与美国同期水平0.15克/千瓦时相比，我国火电厂烟尘平均排放绩效还是偏高。随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的执行，我国火电烟尘减排还有空间。
在我国电力工业快速发展、发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，随着除尘技术的提高，目前新建电除尘器的效率一般均高于9.8%，燃煤电厂烟尘排放绩效也逐年下降，由1980年的16.5克/千瓦时降至2000年的2.9克/千瓦时、2012年的0.4克/千瓦时。截至2012年，全国燃煤机组安装静电除尘器的比例达到94.0%，袋式除尘器和电袋除尘器的比例分别为5.5%和0.5%。
烟气脱硫
2012年我国火电行业SO2排放量为883万吨，同比下降3.29%。与2005年相比，2012年火电SO2排放量下降了32.08%。电力行业SO2排放量占全国SO2排放量的比例由2005年的51.0%下降到41.7%。全国电力行业SO2排放绩效值由2005年的6.7克/千瓦时下降到2.3克/千瓦时。单纯从数据比较而言，我国电力SO2排放绩效已好于美国的2.8克/千瓦时。
截至2012年底，我国脱硫机组装机容量达到7.18亿千瓦，同比提高13.97%，占全国火电机组的比例达92%，比2011年的美国高30个百分点。其中，2012年新投运的烟气脱硫机组装机总容量达4500万千瓦。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉及计划关停机组，全国脱硫机组装机容量占煤电机组比例已接近100%。
2012年全国投运燃煤机组脱硫设施中，脱硫工艺以石灰石-石膏法为主，占91.73%，其次为循环流化床锅炉，占3.52%。此外，海水脱硫工艺占2.71%，氨法脱硫工艺占0.88%，其他工艺方法占1.16%。
烟气脱硝
2012年我国火电行业NOx排放量为948万吨，同比下降5.48%，首次实现年度电力NOx排放总量下降。电力行业NOx排放量占全国NOx排放量的比例从2011年的46.0%下降至40.6%。全国电力行业NOx排放绩效值由2011年的2.6克/千瓦时下降到2.4克/千瓦时。
截至2012年底，有2.26亿千瓦的脱硝机组建成，火电脱硝装机容量占全国火电机组容量的比例从2011年的16.9%提高到27.6%(2013年火电脱硝装机容量已达到4.3亿千瓦)。其中，2012年新投运的烟气脱硝机组装机总容量达9000万千瓦，占全国脱硝机组容量的42.79%;规划及在建的烟气脱硝机组超过4.5亿千瓦。所采用的工艺主要是选择性催化还原法(SCR)，约占脱硝机组总装机容量的95%以上，非选择性催化还原法(SNCR)占5%以下。
现行烟气治理存在的主要问题
我国电力行业烟气治理措施虽然在机理和技术上已经很成熟，但从目前已投运的烟气治理设施运行情况来看，仍有很多电厂由于受系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，尤其是随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的执行，实际运行时脱除效率的提高及排放浓度的下降仍有空间。
烟尘超标问题
部分电厂烟尘排放不稳定，存在超标现象。主要原因包括：由于设计原因，目前运行的电除尘器比收尘面积偏小，其除尘器的除尘效率和烟尘排放浓度不能满足更严格的标准限值;实际燃煤煤质偏离设计煤质，除尘设施不能适应煤质的变化，引起运行性能下降;设备老化，运行维护不及时，影响电除尘器电场的投运率等。
脱硫系统问题
部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值的情况。电厂实际燃煤硫份和热值偏离设计值是脱硫装置存在的普遍问题之一，直接造成脱硫设施入口烟气量和SO2浓度超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行。部分电厂的实际燃煤硫份较设计值有较大幅提高，有的甚至超过设计值的1倍以上。
部分电厂脱硫设施入口烟尘浓度较高，不能满足脱硫设施要求。脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，特别是老厂改造时，这一问题尤为严重。大量的烟尘进入脱硫塔，轻则降低脱硫效率，影响副产物的脱水性能，加剧系统的磨损，重则可引起吸收浆液的品质恶化，脱硫设施无法运行，被迫停运。部分电厂还存在人为因素，造成综合脱硫效率低的情况。
脱硝系统问题
脱硝系统存在的潜在问题主要包括：液氨的安全性问题、脱硝技术国产化问题、失效催化剂的再生与处置问题、氨逃逸问题等。
另外，还需要解决SCR烟气脱硝低负荷下的投运问题。通常情况下，机组低负荷运行时，烟温下降，脱硝装置不能正常运行，但此时锅炉产生的NOx浓度是额定负荷的2～3倍，所以SCR烟气脱硝低负荷下投运问题亟待解决。此外，脱硝系统的投运还容易导致空预器等堵塞。
“石膏雨”问题
安装湿法烟气脱硫系统的燃煤发电机组在取消烟气换热器(GGH)以后，烟囱排烟温度降低，容易出现夹带液态污染物的排放，导致正常天气情况下，烟囱附近区域经常出现下降小液滴的“石膏雨”现象。该现象一般出现在烟囱下风向800米左右的范围以内，当机组运行负荷高、环境温度低时，“石膏雨”现象尤为严重。“石膏雨”现象产生的主要原因，除了取消GGH后烟气温度降低之外，还包括脱硫塔设计偏小、塔内流速较大、湿法脱硫系统运行效率降低、除雾器效果较差、烟囱内部冷凝液收集设计不合理等原因，另外天气也是形成“石膏雨”的原因之一，尤其是在冬季，烟温与环境温度相差较大时，越容易发生“石膏雨”现象。
“石膏雨”现象属于燃煤电厂的二次污染问题，主要成分是石膏，液滴直径在1～8毫米。石膏雨中含有的硫酸钙虽然对人体健康没有显著影响，但是在脱硫过程中产生的杂质和粉尘，被人体吸入后仍会有一定影响。同时，“石膏雨”现象也会影响厂区的生活和生产，以及附近居民区的生活。
运行管理问题
部分电厂运行管理存在的问题包括：脱硫设施旁路运行现象;GGH堵灰现象，造成系统阻力增大，影响脱硫设施的投运率;设备和管道的腐蚀、磨损和堵塞问题;管理、运行、维护水平低的问题;脱硫废水处理系统不能正常运行情况;烟气连续监测系统安装位置不符合管理规定，以及测量数据不能真实反映实际情况等。
大气污染物超低排放的技术集成
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中的重点地区燃煤发电锅炉特别排放限值是目前世界上最严格的排放标准。国内外对燃煤电厂大气污染物超低排放没有统一的规定，本文燃煤电厂污染物超低排放是指通过先进的烟气综合治理技术，使燃煤电厂的污染物排放满足GB13223—2011中的重点地区以气体为燃料的燃气轮机组排放限值，或一般地区以天然气为燃料的燃气轮机组排放限值的要求，即烟尘排放小于5毫克/立方米、SO2小于35毫克/立方米、NOx小于50毫克/立方米，但烟气含氧量仍然折算到燃煤发电锅炉的基准含氧量6%。
烟尘控制技术
为达到烟尘排放低于5毫克/立方米，技术路线可以选择为：电除尘器配高频电源+湿式电除尘器，或电除尘器配高频电源+烟气余热利用系统+湿式电除尘器。
电除尘器高频电源是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。采用高频电源给电除尘器供电，可降低烟尘排放40%～60%，相比工频电源可节约电耗40%～80%。配合电除尘器，除尘效率能达到99.80%～99.85%，适宜煤质条件下排放浓度低于20毫克/立方米。
与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是，湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排出，可以避免已捕集粉尘的再飞扬，达到很高的除尘效率，同时还可以消除“石膏雨”现象。从美国的资料以及日本电厂运行情况来看，湿式电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中PM2.5等细颗粒物，烟尘排放浓度控制在10毫克/立方米以下，甚至5毫克/立方米以下，酸雾去除率超过95%，对汞的控制效果也很明显。国内湖南益阳电厂、上海长兴岛第二发电厂、江西九江电厂、河南荥阳电厂等已成功投运。监测数据表明，对一次PM2.5、SO3和Hg的去除率分别在85%、70%和60%左右。湿式电除尘器的优点包括：布置在湿式脱硫系统后，可有效地除去PM2.5微尘及石膏微液滴，去除率在70%以上;冲洗水对烟气有洗涤作用，可除去烟气中部分SO3微液滴。
电除尘器配烟气余热利用系统，可以实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。目前国内火电厂排烟温度偏高，容易导致锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等情况。烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统，第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从约123℃冷却到约105℃。第二级布置在吸收塔的进口，将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。使进入电除尘器的运行温度由常温状态(120～140℃)下降到低温状态(100～108℃)，由于排烟温度的降低，进入电除尘器的烟气量减少，粉尘比电阻降低，从而提高除尘效率。上海漕泾电厂一期1号机组在除尘器进口加装烟气余热利用换热器后，烟气温度从123℃降低到约105℃，电除尘器效率从99.81%提高到了99.87%，对应的出口排放浓度从21.57毫克/立方米降低到14.29毫克/立方米。福建宁德电厂等则在电除尘器之前加装一级低温省煤器，即余热利用系统，直接将烟气温度降低至酸露点以下，采用低低温电除尘器，目前的运行效果也都很好。
除了上述技术路线之外，还可以考虑的高效除尘方案包括：旋转电极式电除尘器、零风速振打清灰技术以及电袋复合除尘器等。
二氧化硫控制技术
为达到SO2排放低于35毫克/立方米，技术路线可以选择为：单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔(液柱+喷淋双塔)技术、串联接力吸收塔技术、双回路吸收塔技术等不同流派。另外在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量和浆池容量也能增加脱硫效率，例如采用4运1备的方式，以每层脱硫效率65%计算，总效率可达到98.5%。
截至2013年底，我国投运的1000MW容量机组已达60台，几乎都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而且运行情况较好，脱硫效率能够达到设计值。随着环保标准的提高，新建电厂脱硫工艺以采用双循环为主，已建电厂则以脱硫系统的增效改造为主。珞璜电厂一期2×360MW机组烟气脱硫改造，将格栅填料塔改为托盘塔，脱硫效率从95%提高到97.2%;广西合山1、2号2×330MW机组脱硫增效改造，采用串联双塔技术，脱硫效率从96%提高到98.2%;广西永福电厂使用的双塔双循环技术脱硫效率达到99%左右。
氮氧化物控制技术
为达到NOx排放低于50毫克/立方米，技术路线可以选择为：炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术。一方面控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面控制SCR烟气脱硝效率。例如，低氮燃烧后的NOx产生浓度为250毫克/立方米，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度为37.5毫克/立方米;燃用挥发份较高的烟煤时，采用先进的低氮燃烧后，NOx产生浓度在200毫克/立方米以下，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度降至30毫克/立方米以下。
其中，低氮燃烧技术是该技术路线的核心。要采用最新的低氮燃烧技术，确保低氮燃烧后NOx排放浓度在250毫克/立方米以下。目前，我国部分电厂采用了该技术，NOx的产生浓度降低效果明显。例如，上海外高桥电厂1000MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米;浙江北仑电厂1000MW、600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度分别为230、250毫克/立方米;江苏望亭电厂660MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米;浙江乐清电厂600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为200毫克/立方米等。
针对SCR烟气脱硝技术中低负荷下的投运问题，可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温，保证烟气脱硝装置的正常运行。上海外高桥第三发电厂采用“弹性回热技术”(即增加一个给水加热装置)实现了全负荷脱硝，使脱硝系统投运率接近100%。2011年，上海外高桥第三发电厂脱硝系统全年投运率达98.54%，2012年全年投运率达98.89%，2012年，该电厂平均NOx排放浓度为48.58毫克/立方米;2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。
推进大气污染物超低排放技术的建议
在上述对燃煤电厂大气污染物超低排放技术的有效性和可达性分析基础上，针对该技术的实行条件和保障要求，从重点区域规划范围内电厂环保措施、燃煤电厂环保电价政策、电厂运行管理等三方面提出对策建议。
重点区域电厂环保措施建议
根据《重点区域大气污染防治“十二五”规划》，将规划区域划分为重点控制区和一般控制区，并实施差异化的控制要求，制定有针对性的污染防治策略。对重点控制区，实施更严格的环境准入条件，执行重点行业污染物特别排放限值，采取更有力的污染治理措施。
结合上述燃煤电厂超低排放的技术路线，建议在重点控制区，无论新建、改建、扩建燃煤电厂，均同步采用湿式电除尘器;对于由于煤质不容易收尘的煤种，同时采用旋转电极式电除尘器并加装低低温电除尘器;在一般控制区预留湿式电除尘器场地;在灰霾频发地区，新建、改建、扩建燃煤电厂需同步采用湿式电除尘器，进一步降低燃煤电厂对PM2.5的贡献，同时可消除“石膏雨”现象。
燃煤电厂环保电价政策建议
燃煤电厂排放的SO2和NOx对二次PM2.5的形成贡献较大。虽然全国脱硫机组装机容量占煤电机组的比例已接近100%，但是由于管理存在问题，2012年全国脱硫效率只有77.2%，其减排空间很大。因此，国家在加强脱硫、脱硝设施建设的同时，一定要出台相应的经济政策，引导企业主动运行好环保设施。
目前我国燃煤电厂脱硫电价补偿标准为每千瓦时1.5分;2013年8月，国家发改委出台《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分提高至1分;对于采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区低于20毫克/立方米)的，电价补偿标准为每千瓦时0.2分。我国目前先进的燃煤电厂烟气治理技术已经高于美国，但是根据为满足环保标准而选择的环保治理工艺的不同，美国补贴的环保电价每千瓦时折合人民币4.2～6.4分，比我国目前的2.7分要高出很多。
随着燃煤电厂大气污染控制技术由过去的除尘、脱硫、脱硝的单一式控制，逐步向常规污染物与脱除重金属及气溶胶等深度一体化协同控制技术发展，使大气污染物实现超低排放。根据初步测算，严格执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，部分机组实现超低排放，至2050年，我国燃煤电厂烟尘年排放量可控制在50万吨，SO2、NOx年排放量可分别控制在200万吨左右，烟气中汞等重金属排放也会严格控制在排放标准要求之内，而且燃煤电厂的污染物排放量还完全可以根据环境质量要求进行更为严格的控制。从控制成本来看，大气污染物控制成本和相关防止二次污染物的治理成本大约为每千瓦时6分。
建议根据火电厂大气污染物控制的不同阶段和地区，进一步调整环保电价政策，一方面通过环保电价予以企业成本补偿，另一方面通过经济杠杆激发企业的守法主动性。
燃煤电厂环保运行管理建议
2012年，纳入环保重点调查统计范围的电力企业共3127家，其中，独立火电厂1824家，自备电厂1303家。独立火电厂共安装脱硫设施3465套，SO2排放量为706.3万吨，脱除量为2396.3万吨，脱除效率为77.2%，比2011年提高2.7个百分点。尽管SO2脱除率逐年提高，但是实际脱硫效率距离设计值差距还很大，假如能将SO2脱除率提高到90%，则独立火电厂SO2排放量将减少一半，年减少约350万吨。纳入统计范围的自备电厂SO2排放量为152.6万吨，比上年增加0.8%，SO2脱除效率为45.3%。所以，无论从排放量还是从SO2脱除效率来看，对自备电厂脱硫设施的建设与运行更加需要加强监管。
2012年，独立火电厂共安装脱硝设施438套，NOx排放量为981.6万吨，脱除量为111.6万吨，脱除效率为10.2%，其减排潜力巨大。同时，NOx又是产生PM2.5的重要因素。可见，加强脱硝设施的监管迫在眉睫。
除上述环保设施的运行管理需要加强外，还需要加强处罚力度，提高违法成本，强化企业负责人的环保责任制。同时，还需要提升企业守法意识，提高执法力度。
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