中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示
中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示
朱法华1,2，许月阳1，孙尊强2，孙雪丽2，王圣2
(1. 国家能源集团科学技术研究院有限公司，江苏 南京　210046；
2. 国电环境保护研究院有限公司，江苏 南京 210031)
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36.7%和19.5%，但烟尘、SO 2、NO x 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321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h)，相当于2019年减排CO 2约27 015万t ，是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1 801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CO 2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DOI ：10.11930/j.issn.1004-9649.202102055
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118 957万kW ，发电量为50 465亿kW·h [1]，与推行超低排放前的2013年火电装机容量为87 009万kW 、发电量为42 216亿kW·h 相比[2]，分别增长36.7%和19.5%；与此同时，电力行业烟尘、SO 2、NO x 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321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h)[1-2]，相当于2019年减排CO 2约27 015万t ，是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1 801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SO 2排放量下降了29%[3]，这充分说明G B 13223—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，
收稿日期：2021−02−10； 修回日期：2021−03−02。基金项目：国家重点研发计划资助项目(2016YFC0208102)。
第 54 卷 第 4 期中国电力
Vol. 54, No. 42021 年 4 月
ELECTRIC POWER
Apr. 2021
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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，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171 350万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，该标准与同时期发达国家的排放标准比较参见表1[6]。
表 1  GB13223—2011与国外相关标准的比较
Table 1  Comparison between GB13223—2011 and foreign standards
国家及火电机组烟尘/(mg·m−3)SO2/(mg·m−3)NO x/(mg·m−3)
中国
一般地区新建煤电30100100重点地区煤电2050100燃机(氧量15%)53550发改能源〔2014〕2093103550
美国煤电(2005-02-28—2011-05-03)18.5185135美国煤电(2011-05-03及以后新建、扩建)12.3(最高除尘效率99.9%)136.1(最高脱硫效率97%)95.3德国煤电20200200
日本煤电50200200
澳大利亚煤电100200460
由表1可知，GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中燃煤电厂的SO2和NO x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20 mg/m3，与德国相同，远低于日本和澳大利亚，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NO x排放标准限值为50 mg/m3，而该标准对燃气轮机组的烟尘、SO2和NO x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，严重危及生态环境和居民健康[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，G B13223—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1 000 MW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30.5 mg/m3下降到22.8 mg/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NO x产生小于200 mg/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
中国电力第 54 卷2
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5 mg/m3、SO2小于35 mg/m3、NO x小于50 mg/m3。
河南豫剧八大红脸王2013年4月16—17日，江苏泰州电厂二期工程2×1 000 MW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1 000 MW机组，将7、8号2台1 000 MW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日习近平总书记主持原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300 g/(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、NO x排放质量浓度分别不高于10、35、50 mg/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NO x控制方面，主要采用炉内低氧燃烧、双尺度燃烧等先进的低氮燃烧技术控制NO x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NO x质量浓度小于50 mg/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5 mg/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%
第 4 期
朱法华等：中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示
32手车过户
以上，SO2排放质量浓度小于35 mg/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。
此后，原环境保护部又组织编制了《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》，并于2018年4月8日以国家环保标准H J2053—2018的形式正式发布，进一步支撑了烟气超低排放治理工程的实施。
针对超低排放后烟气中非常规污染物的监测及技术验证评估，DL/T 1 520—2016《火电厂烟气中细颗粒物（PM2.5）测试技术规范 重量法》、DL/T 1915—2018《火电厂低浓度颗粒物测试技术规范 重量法》、DL/T 1916—2018《便携式烟气逃逸氨测量系统技术要求》、DL/T 1990—2019《火电厂烟气
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中SO3测试 控制冷凝法》、T/CSES 09-2020《燃煤电厂大气污染物超低排放技术验证评价规范》等标准规范相继发布，全面支撑了电力行业超低排放的实施。
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1 390万t[3]。从单位发电量的S O2排放量（见图1）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0.187 g/(kW·h)[1]，仅是2000年7.9 g/(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]。
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图 1  火电单位发电量SO2排放量
Fig. 1    SO2 emission per kW·h of thermal power
generation
这些成绩的取得得益于环保电价政策的实施[11]，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，极大地推动了在役燃煤机组烟气脱硫的建设与高效运行。
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加价0.8分/(kW·h)，用于补偿企业脱硝成本。2012年12月国家发改委发布了《关于扩大脱硝电价政策试
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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月原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。
2014年3月国家发改委与原环境保护部联合发布了《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。
2015年12月2日国家发改委、原环境保护部、能源局联合发布《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》，为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价1分/(kW·h)（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
0.5分/(kW·h)（含税）。
自2004年脱硫电价政策在华北电网试点，到
2007年在全国范围内执行，再到2016年超低排放
中国电力第 54 卷4
电价在全国范围内实施，环保电价政策为中国电力行业大气污染物乃至全国大气污染物的减排做出了重要贡献。
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、NO x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，政府做好顶层设计及实施后，无须持续推进；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见表2。
表 2  超低排放顶层设计与推进政策关键节点
Table 2  Key time points of top-level design and promotion policy for ultra-low emission 时间事件重点内容
2011年7月
GB13223—2011
《火电厂大气污染物排放标准》
首次全面规定了燃气轮机组的排放限值（烟尘5 mg/m3、SO2 35 mg/m3、NO x
50 mg/m3），为燃煤电厂烟气的深度治理提供了标杆
2014年6月《能源发展战略行动计划
（2014—2020年）》
新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平
2014年6月中央财经领导小组第六次会议现役机组限期实施改造升级
2014年9月《煤电节能减排升级与改造行动计划
（2014—2020年）》
要求东部地区11省市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，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NO x排放质量浓
杭州吃
度分别不高于10、35、50 mg/m3，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
2015年3月政府工作报告全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造
2015年12月国务院常务会议在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，东、中部地区要
提前至2017年和2018年达标
2015年12月《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改
造工作方案》
将全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造上升为一项重要的国家专项行动
2016年11月《电力发展“十三五”规划》300 MW级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放
2018年8月《2018年各省（区、市）煤电超低排放
和节能改造目标任务的通知》
要求继续加大力度推进煤电超低排放和节能改造工作。各地方和相关企业
积极响应，努力取得成效
针对2030年、2060年前中国分别要实现碳达峰与碳中和的目标，燃煤电厂是重要的控制对象之一，除了控制燃煤电厂规模外，主要途径只有两条，一条是通过节能改造，包括“上大压小”、建设高参数大容量机组、降低厂用电率等，实现碳减排；另一条途径是通过碳捕集工程，包括碳捕集和封存（CCS）、碳捕集和利用（CCU）以及碳捕集、利用和封存（CCUS）。毫无疑问，碳捕集工程类似于超低排放，其运行需要更多的能耗、物耗、维护与人工等费用。
从现有工程的实践来看，节能改造是重要的经济可行的途径，节能改造不仅具有经济效益，而且其减碳能力相当可观。与2013年相比，2019年中国火电厂平均供电煤耗从321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(k W·h)[1-2]，下降幅度为14.6 g/(kW·h)，相当于2019年减排CO2约27 015万t。通过节能改造，假定2030年中国火电厂平均供电煤耗下降到295 g/(kW·h)（国家能源集团确定的2025年目标），在火电年发电量不增长的情况下，2030年可减少CO2排放21 094万t。
碳捕集工程不仅投资大、运行费用高，而且面临高耗能、高风险等问题[12]。使用CCUS单位
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