中国燃煤电厂超低排放十年：从标准演进到技术定型

基于浙江菲达环保 Li Jianguo 等对中国燃煤电厂排放标准演变与超低排放工程实践的系统梳理

关键词
the coal-fired power plants in China; evolution of emission requirements; ultra-low emissions; technical application achievements; electrostatic precipitator; wet electrostatic precipitator

中国能源结构长期被概括为“富煤、贫油、少气”，煤炭在一次能源消费中占比常年超过 60%[1-2]。在这一格局下，燃煤电厂既是电力供应的主体，也曾是大气污染物的主要排放源。在雾霾频发的倒逼下，“燃煤电厂是中国大气污染物最大排放源”的局面如何被扭转？静电除尘器、湿法脱硫、SCR 脱硝等传统烟气治理技术，又是如何在“超低排放”新政下完成系统升级？

浙江菲达环保科技股份有限公司的 Li Jianguo、Yang Haofeng、Shou Zhiyi、Liu Hanxiao、Jin Zenghui、He Deyuan 等，对中国燃煤电力发展历程、大气污染物排放标准演进、燃煤电厂超低排放技术路线及工程应用成效进行了系统梳理[3-12]。相关结果表明，自 2014 年国家正式推动燃煤机组超低排放改造以来，中国火电行业的大气污染物排放总量、单位发电量排放强度以及供电煤耗均实现了大幅下降，典型城市 PM₂.₅、PM₁₀ 浓度与重污染天数显著改善。这一过程，也同步推动了低低温电除尘器、湿式电除尘器（WESP）、高效静电除尘–袋滤组合等烟气治理技术的快速成熟和规模化应用。

从电力装机结构看，中国火电与燃煤电力在全球长期处于“量级天花板”。电力工业自 1882 年起步，到 1949 年全国装机只有 184.86 万 kW；改革开放之初的 1978 年，总装机 5712 万 kW，其中火电 3984 万 kW[3]。经过 40 年高速发展，2017 年全国装机已达 17.77 亿 kW，其中火电装机 11.06 亿 kW，燃煤机组约 9.8 亿 kW，占总装机的 55.1%[3]。在发电侧，2016 年中国总发电量约 6.14 万亿 kWh，其中火电 4.41 万亿 kWh、燃煤电量 4.02 万亿 kWh，分别在世界范围内位居前列[2-4]。与之相伴，2014—2016 年中国煤炭消费量占全球比重超过 50%，其中约一半用于发电[1-2]。

在大规模燃煤发电支撑经济增长的同时，由煤燃烧产生的烟尘、SO₂、NOₓ 对区域大气环境和灰霾的影响不可忽视。文章指出，要从根本上改善空气质量，高效、清洁利用煤炭是必由之路，而超低排放则是实现“清洁煤电”的核心抓手之一。

回顾排放标准演进，中国对燃煤电厂大气污染物排放管控经历了从“有无”到“严苛”的跨越。1973 年颁布的《工业“三废”排放试行标准》（GBJ 4-73），首次以国家标准形式提出燃煤烟气排放控制要求。1991 年出台并在 1996、2003、2011 年三次修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223），逐步形成针对燃煤电厂的专门排放限值体系。

2011 年版 GB 13223-2011 将新建燃煤机组的粉尘、SO₂、NOₓ 常规限值分别收紧到 30 mg/m³、100–400 mg/m³、100–200 mg/m³，重点地区更严至 20 mg/m³、50 mg/m³、100 mg/m³[3]。在此基础上，2013–2014 年浙江、广州、山西等率先提出地方“超低排放”要求，将燃煤电厂烟尘、SO₂、NOₓ 排放浓度限定为 5 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/m³。2014 年《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014–2020年）》（发改能源〔2014〕2093 号）以及 2015 年《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164 号）进一步明确：存量燃煤机组改造后应达到烟尘≤10 mg/m³、SO₂≤35 mg/m³、NOₓ≤50 mg/m³ 的超低排放水平，部分地区对新建机组提出更严格的 5–10–30 mg/m³ 约束[3-6]。

文章特别提出一个常被忽视却影响深远的技术细节：中国以“小时均值”作为达标评价基准，而美国为 30 日滑动平均、欧盟多为日或月平均。换言之，以静电除尘器为代表的末端治理系统，不仅要保证长期均值达标，更要应对煤质波动、负荷变动等工况下的短时峰值，实际控制要求更为刚性。

在技术路径上，作者强调“源头控制+末端治理”并重的超低排放思路：一方面通过优选煤质、优化炉内燃烧（低氮燃烧）、提高锅炉效率等减排于源头；另一方面以静电除尘、袋式除尘、湿法脱硫、SCR/SNCR 等为核心的烟气治理系统则进行系统级升级和串联优化。

在除尘环节，主要技术路线包括：配高效电源改造的高效静电除尘器（ESP）、低低温电除尘器、静电+袋滤一体化超净除尘器、纯袋式除尘器、动极式电除尘器，以及必要时在湿法脱硫后增设的湿式电除尘器（WESP）[6-12]。其中，低低温电除尘器通过烟气冷却提升粉尘比电阻和荷电性能，可在较高粉尘入口浓度下实现烟尘排放稳定低于 5–10 mg/m³。该技术在日本已有约 20 年应用基础，中国自 2010 年起加大研发和工程实践投入。统计显示，截至 2016 年底，中国低低温电除尘装机容量超过 1.3 亿 kW，占燃煤机组总容量约 13.7%；到 2017 年底增至约 2.3 亿 kW，基本成为燃煤电厂超低排放的“标配”技术之一[7-11]。

湿式电除尘器技术则在欧美、日本已成熟运行近 30 年，适用于湿法脱硫后带雾滴的饱和湿烟气精细除尘，可协同去除亚微米颗粒、酸雾和部分重金属。中国在超低排放政策出台后快速跟进，截至 2016 年底 WESP 装机规模已超过 1.5 亿 kW，到 2017 年底达到约 2.2 亿 kW，投运机组数量全球第一，超过其他国家总和[6,10-12]。这意味着以 ESP+WFGD+WESP 为代表的“干+湿”组合除尘工艺，已在国内实现工程化定型。

脱硫方面，文章认为以石灰石–石膏湿法脱硫为主的技术路线在超低排放阶段进一步强调“协同除尘”的功能。通过优化喷淋层布置、引入多塔体或复合塔结构、采用 pH 分区运行等手段，可在实现高效 SO₂ 脱除的同时，对细颗粒物形成二次洗涤，降低进入后续湿式电除尘或烟囱的颗粒物负荷[6,8]。对部分沿海机组，还辅以海水脱硫、循环流化床半干法等工艺形成多元化技术组合。

脱硝方面，常规煤粉炉以“高效低氮燃烧+选择性催化还原（SCR）”为主，通过增加催化剂层数、精细控制氨喷射量与烟气均匀性来稳定满足 NOₓ≤50 mg/m³ 的排放目标，并兼顾氨逃逸控制以避免对下游电除尘器、湿法脱硫和 WESP 造成二次影响[6]。对循环流化床锅炉等工况，则根据实际需要采用 SNCR 或 SNCR+SCR 组合工艺，以在不同负荷、不同床温条件下取得兼顾经济性与达标性的脱硝效果。

在政策驱动与技术迭代双轮作用下，中国燃煤电厂超低排放改造在 2014–2017 年间实现“量变到质变”的跨越。2013 年，全国燃煤机组除尘、脱硫、脱硝配套率分别为 100%、90.6%、52.5%；到 2016 年，除尘和脱硫配套率均达 100%，脱硝 95.8%[4-5]。按环境保护部数据，到 2015、2016、2017 年底，全国已完成超低排放改造的机组容量分别达到 1.6 亿 kW、4.4 亿 kW、7.1 亿 kW，约 71% 的燃煤机组容量达到超低排放水平[3-4]。

从实际减排效果来看，2005–2013 年间，尽管火电发电量从 1.4 万亿 kWh 增至 3.82 万亿 kWh，烟尘与 SO₂ 排放总量仍分别下降约 55.6% 和 40.4%，但 NOₓ 排放略有增加[4-5]。而在超低排放全面推进后的 2013–2017 年，火电发电量继续增长到 4.55 万亿 kWh 的同时，烟尘、SO₂、NOₓ 排放总量分别再下降 83.8%、84.6%、86.3% 左右[4-5]。2017 年三项排放总量仅分别为 26 万吨、120 万吨和 114 万吨，接近或低于部分发达国家水平。尤其值得注意的是，在 2015 年中国火电发电量约为美国的 1.5 倍时，两国三项污染物排放总量已大致相当（美国 437 万吨，中国约 420 万吨）[4]，表明单位发电量排放绩效已显著收敛。

以单位发电量排放强度衡量，2005 年火电烟尘、SO₂、NOₓ 排放绩效分别为 1.78 g/kWh、6.69 g/kWh、3.62 g/kWh，2013 年降至 0.34 g/kWh、1.85 g/kWh、1.98 g/kWh；到 2017 年进一步降至 0.06 g/kWh、0.26 g/kWh、0.25 g/kWh[4-5,17]。其中，2005–2013 年三项指标降幅分别为 80.9%、72.3%、45.3%，而 2013–2017 年的追加降幅则分别达到 82.4%、85.9%、87.4%。这意味着，在超低排放政策实施的短短四年内，火电排放绩效实现了第二轮“断崖式”下降，目前 SO₂、NOₓ 排放强度已处于除日本以外的全球先进水平[4]。

与工业总体排放对比可以更直观地看到火电减排的“挤出效应”。2011–2013 年，火电烟尘排放量占工业源总烟尘排放约 14%–17%；在超低排放实施仅两年后的 2015 年，这一占比迅速降至 2.7% 左右[13-16]，火电对工业烟尘排放的贡献已相对有限。SO₂ 方面，2011–2013 年火电排放占工业 SO₂ 总量的 42%–46%，NOₓ 占比 53%–59%，而到 2015 年已分别降至 12.8% 和 15.5%，2016 年继续降至 9.7% 和 8.7%[4,13-16]。2011–2015 年工业源 SO₂ 和 NOₓ 排放总量分别减少 461 万吨和 549 万吨，其中火电行业自身减排量分别达到 593 万吨和 830 万吨[4,13-14]，意味着非电力行业相关排放在此期间仍有一定程度增加。如果没有火电的超低排放“硬减排”，全国工业源总体减排目标难以实现。

在能源利用效率方面，中国燃煤电厂供电煤耗同期也在持续优化。1978 年 6000 kW 及以上火电机组供电标准煤耗为 471 g/kWh，到 2017 年降至 309 g/kWh，降低 162 g/kWh，降幅 34.4%[4,17]。2016 年，不同容量等级机组供电煤耗普遍低于十年前：60 万 kW 级机组约 306 g/kWh，30 万 kW 级约 308 g/kWh，20 万 kW 级约 320 g/kWh，小机组也降至 349 g/kWh 左右[4]。在大容量、高参数机组替代落后小机组、“上大压小”和供热机组比例提高、节能改造推广等多因素共同推动下，中国煤电机组供电煤耗已处于全球先进梯队。

大气环境层面的反馈同样清晰可见。2013–2017 年，全国 PM₂.₅、PM₁₀、SO₂、NO₂ 年均浓度分别从 72、118、40、44 μg/m³ 降至 43、75、18、31 μg/m³，降幅为 40.3%、36.4%、55.0%、29.5%[18-22]。与之对应，北京、上海等典型城市的优良天数占比明显提高，重污染天数持续下降。2015–2017 年，北京、上海优良天数比例分别提高约 10.9 与 5.1 个百分点，重污染天数分别减少约 22 天和 6 天[18-20]。虽然大气复合污染的成因复杂、涉及多个行业和移动源，但燃煤电厂的超低排放改造无疑是其中最可量化、最具确定性的一块“硬骨头”。

展望未来，中国电力行业正面临能源转型、电改深化与碳市场建设多重挑战。一方面，电力装机结构正加速向“清洁化”演进：截至 2017 年底，非化石能源发电装机容量已达 6.9 亿 kW，占总装机 38.8%，发电量占比 29.6%，较 2007 年实现了持续攀升[4]。按规划，到 2020 年非化石能源消费比重将提高至 15%，非化石能源发电装机占比将达到甚至略超 39%[4,17]。BP 能源展望认为，未来 20 年中国将成为全球可再生能源增量的最大来源，其新增规模将超过欧盟和美国之和[2,17]。

另一方面，从煤炭利用方式看，“以电代散”的提升空间仍然可观。统计显示，在超低排放条件下，每吨电煤平均排放的烟尘、SO₂、NOₓ 约为 0.21 kg、1.06 kg、0.96 kg，而农村生活散烧煤的对应排放强度则约为 3.73 kg、20.72 kg、1.62 kg，分别是电煤排放水平的 17.8 倍、19.5 倍和 1.7 倍[4]。2015 年中国电煤占煤炭消费总量的比重约 49%，低于世界平均水平 56%，远低于美国、澳大利亚约 91% 的水平，甚至低于印度 70% 以上的比例[4]。根据《“十三五”能源发展规划》（发改能源〔2016〕2744 号），到 2020 年电煤占比将提升至 55% 以上[4]。在这一过程中，以低低温 ESP、WESP 为核心的一整套成熟静电除尘与协同治理技术，将作为“清洁煤电”的技术底座，承担更多由散煤向电力端转移的污染负荷。

值得关注的是，2017 年底国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（发改气候〔2017〕2191 号），标志着电力行业已进入全国统一碳交易市场的实质建设阶段[17]。对发电企业而言，这既是挑战也是机遇：一方面，需要系统梳理碳资产与排放基线，评估碳价、配额分配和电价机制对企业盈利的综合影响；另一方面，借助碳市场压力，进一步挖掘机组热效率提升、灵活性改造、深度调峰和可再生能源消纳等领域的减排潜力。对静电除尘及烟气治理行业而言，超低排放技术已在国家层面完成“从达标到示范再到普及”的闭环，下一阶段在“双碳”目标下，如何与碳减排、能效提升和多污染物协同控制融合，将成为新的技术风向。

从行业风向来看，中国燃煤电厂超低排放实践已经证明：在严格标准与政策约束下，以低低温电除尘器、湿式电除尘器、湿法脱硫与 SCR 为代表的成熟烟气治理技术，完全可以在大规模燃煤电力系统中实现工程化部署，并将单位发电量的大气污染物排放压缩到全球领先水平。未来，随着可再生能源占比提高、碳市场逐步完善，煤电的角色将从“保供主体”转向“调峰和容量支撑”，但其“清洁化、灵活化”的技术改造空间远未封顶。对静电除尘与工业烟气治理领域而言，围绕超低甚至“近零”排放目标的设备升级、系统优化与全生命周期运维，将在相当长时间内保持技术和市场的双重热度。

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