1. 引言
电力作为我国最大的煤炭消耗行业，其燃烧产生的污染物也是大气污染物的主要来源。据统计，以煤炭为主的化石燃料的燃烧排放了全国约70%的烟粉尘、85%的二氧化硫、67%的氮氧化物 [1]。燃煤电厂具有大气污染物排放量大、扩散传输距离远等特点，因此成为了各国大气污染控制的重点。伴随着燃煤电厂的发展，中国制定了《燃煤电厂大气污染物排放标准》来限制污染物的排放浓度，并在不同阶段进行修改。为了降低发电煤耗和污染排放，在2015年，国家环保部、发展和改革委员会以及能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造计划》的通知 [2]，提出了“超低排放”。
所谓“超低排放”，是指燃煤电厂的大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、SO2、NOX排放浓度(基准含氧量6%)分别不超过10 mg·m−3、35 mg·m−3、50 mg·m−3。随后，国家和地方还出台了相关优惠政策推进燃煤电厂“超低排放”升级改造作为响应。截止到2019年底，国务院新闻办公室举行新闻发布会称，全国约有8.9亿千瓦的煤电机组实现了超低排放，占煤电总装机容量86%，这意味着中国已建成了世界最大规模的超低排放清洁煤电供应体系 [3]，基本实现了燃煤电厂与燃气电厂在烟尘、SO2、NOX的排放上同等清洁的目标 [4]。
在2014年首次提出“超低排放”标准并实施后，中国标准已实现对超欧美国家的反超，烟尘、SO2和NOX排放限值均达到国际领先水平。尽管我国在燃煤电厂行业已取得如此巨大的成绩，但对燃煤电厂大气污染物防治工作却未止步。尤其，在实现对燃煤电厂一次排放的可过滤颗粒物(FPM)进行有效控制的同时，可凝结颗粒物(CPM)的排放及控制逐渐成为研究热点。现有的研究结果表明，CPM对总颗粒物的排放贡献可达43.5%~92.2%。作为燃煤电厂等固定污染源排放颗粒物的主要组分，CPM的排放值得重视 [5]。
目前，部分企业已经开始探索“近零排放”。所谓“近零排放”，是指对生产过程中产生的污染物排放进行严格控制，尽可能使其减少到接近零状态 [6]。通过近零排放，燃煤电厂的排放将等于甚至优于燃气发电，从而解除因环境影响而产生的对燃煤电厂的桎梏。尽管中国燃煤电厂的排放限值标准在国际上处于相对领先的水平，但在技术管理和实际运行过程中还有很多进步的空间 [7]。对于燃煤电厂，美国和欧盟都拥有比较完善和成熟的技术和管理体系，其制定的相关排放标准也得到世界各国的认可。笔者通过分析借鉴欧美发达国家燃煤电厂行业污染物排放控制的成功经验，为中国燃煤机组的近零排放改造和运行优化提供参考。
2. 我国燃煤电厂大气污染物排放标准变化历程
中国“富煤少气”的能源格局决定了燃煤电厂长期占据中国火电领域的主导地位 [8]，污染物排放标准可以对污染源的排放行为起到约束和限制作用，因此燃煤电厂的排放标准对改善由燃煤电厂引起的污染情况起到根本作用。世界各国对燃煤电厂产生的污染物控制的立法工作和条例在本世纪五十年代中期到七十年代末就开始出现了。我国属于发展中国家，在燃煤电厂污染控制上起步比较晚，但在我国国家的大力推动下，我国制定和修改法规的进程较快。
1973年，我国颁布了《工业“三废”排放标准(试行)》(GBJ4-1973)，并于1974年1月开始试行。该标准基于大气扩散公式的推导计算和实践经验参数的修正得出不同排放高度的排放量和排放浓度。此外，燃煤电厂的排放速率和烟囱高度也得到了限制，排放指标包括烟尘和SO2。《工业“三废”排放标准(试行)》(GBJ4-1973)从1974年一直使用到1992年7月底，后被1992年8月开始实施的《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1991)所替代 [9]。后者首次规定了燃煤电厂的烟尘允许排放浓度(600 mg·m−3)，并根据除尘设备的类型和燃煤灰分差异制定不同的排放限值。到了1996年，《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)被颁布，其对GB13223-1991标准进行了修订，加严了烟尘排放标准和对1997年新、扩和改建的燃煤电厂实施SO2全场排放总量和各烟囱排放浓度双重控制 [10]。此外，这一标准首次增加了NOX作为燃煤电厂的排放指标，并对其排放浓度作出了限制性规定。2004年1月1日开始实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)对之前的标准做出了进一步的修改：调整了大气污染物排放浓度限值；取消了按除尘器类型和燃煤灰分、硫分含量区分不同排放浓度限值的做法；增加了对现有火电锅炉达到更加严格排放限值的时限规定；对折算火电厂大气污染物排放浓度的过量空气系数做出了调整 [11]。1997年~2003年间，中国对燃煤电厂SO2和颗粒物的排放限值约为欧美同时期限值的2倍。由此可见，当时中国的燃煤电厂排放标准明显松于欧美国家。
2011年出台的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011) [12]，不仅对燃煤电厂大气污染物排放浓度限值进行了调整，还首次增加了汞及其化合物的排放限值，并对重点地区设置了大气污染物特别排放限值。这一标准的实施意味着我国燃煤电厂大气污染物排放标准首次赶超欧美国家，迈入国际先进水平。但由于我国突发雾霾污染且未得到明显缓解，故加大了对燃煤电厂的管控力度，此后，国务院办公厅于2014年6月首次发文要求新建燃煤发电机组大气污染物排放接近燃气机组排放水平，从此中国燃煤电厂走上了超低排放的道路。在2015年，多部门联合出台了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，进一步提出对全国所有具备改造条件的燃煤电厂到2020年实现超低排放(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg·m−3)的要求 [2]。
为了响应国家上述超低排放计划，各省市陆续出台了相关的地方标准。其中，浙江、山东、天津等省市制定的地方排放标准 [13] [14] [15]，比国家超低排放的要求更为严格，这些省市虽不能代表整个中国的燃煤电厂情况，但却能显示出我国关于燃煤电厂的污染物排放标准逐渐向着“近零排放”的目标前进。
3. 基于在线监测的燃煤电厂排放现状分析
目前，我国的超低排放改造已经处于收尾的阶段，为详细了解改造的效果，通过对重点监管企业自行监测信息进行统计，收集了大唐、华能、神华集团下属及其他发电厂、热电联产企业及自备电厂共12家企业25台燃煤机组的主要大气污染物在线监控数据(月均值)。其中60万千瓦及以上机组6台，介于30万千瓦和60万千瓦之间的机组有11台，30万千瓦以下锅炉8台。
从图1的图1(a)、图1(b)、图1(c)中可以看出，颗粒物平均排放浓度为2.24 mg·m−3，最大值4.64 mg·m−3，最小值1.03 mg·m−3；二氧化硫平均排放浓度为14.45 mg·m−3，最大值22.03 mg·m−3，最小值0.73 mg·m−3。这12家企业25台燃煤机组涵盖了不同容量的机组类型，可将其分为<300 MW、300~600 MW和>600 MW三种类型。对于<300 MW的机组，颗粒物、SO2、NOX的平均浓度分别为3.05、11.64和27.66 mg·m−3； 300~600 MW机组的平均浓度为颗粒物2.12 mg·m−3、SO2 18.04 mg·m−3、NOX 29.01 mg·m−3；>600 MW机组的颗粒物、SO2、NOX的平均浓度分别为1.51、18.08和35.48 mg·m−3。颗粒物的排放浓度会随机组容量的增加而减少，而SO2、NOX的排放浓度则会随之增大。
(a) 颗粒物 
(b) 二氧化硫 
(c) 氮氧化物
Figure 1. Time change curve of air pollutant emission of typical coal-fired power plant
图1. 典型燃煤电厂大气污染物排放时间变化曲线
此外，我们还收集了国华公司旗下三个电厂10台机燃煤机组，自2019年10月至2020年9月共12个月间，主要大气污染物的监控数据(月均值、最大值和最小值)。
图2中图2(a)、图2(b)和图2(c)分别为10台燃煤机组在12个月的颗粒物、SO2和NOX的月均值浓度变化情况。从图中我们可以看出在燃煤机组实际运行过程中，大气污染物浓度会发生明显的波动。根据12个月的监测结果发现，三河#1、#2、#3机组和定州#3、#4机组的颗粒物、SO2和NOX的浓度要高于其对应的平均值，颗粒物浓度最高可以达到3.18 mg·Nm−3、SO2最高为18.38 mg·Nm−3以及NOX最高为32.9 mg·Nm−3。三河#4机组、定州#1、#2机组以及寿光#1、#2机组的污染物浓度要相对较低，颗粒物最低可以达到0.06 mg·Nm-3、SO2最低为0.31 mg·Nm−3以及NOX最高为0.54 mg·Nm−3。10台燃煤机组产生的颗粒物、SO2和NOX的平均浓度分别为1.29 mg·Nm−3、12.03 mg·Nm−3和20.72 mg·Nm−3。国华公司旗下三个电厂10台机燃煤机组主要大气污染物不仅满足了超低排放要求，还基本上接近了“近零排放”的标准。
(a) 颗粒物 
(b) 二氧化硫 
(c) 氮氧化物
Figure 2. Changes in monthly average concentration of air pollutants in coal-fired units
图2. 燃煤机组大气污染物月均值浓度变化
基于上述燃煤电厂的实例分析，可以认为使燃煤电厂与燃气机组同等清洁的目标通过超低排放改造成为了现实，也反映了完成超低排放改造对方法、技术和工艺等方面的严苛要求。下一步的“近零排放”也将会更加艰难，因此，我们也需要迫切了解和解决我国燃煤电厂目前存在的问题，为近零排放打好基础。
4. 中美欧燃煤电厂的对比与分析
4.1. 执行对象的对比与分析
美国按照燃煤锅炉建设时间或改造时间进行分类，并且据此执行不同的排放标准。除此之外，美国还考虑了基于燃料类型的不同进行的分类。以NOX绩效限值为例：将1997年7月10日之前改扩建的燃煤锅炉，基于燃料类型，分为“采自达科他州、或者蒙大拿州的褐煤超过25%”、“采自达科他州、或者蒙大拿州的褐煤少于25%”、“次烟煤”、“烟煤”、“无烟煤”和“其他煤型”共6种，并分别执行对应的限值 [16]。欧盟现行的2010/75/EU指令中指出以2013年1月7日为界将燃煤机组分为现有机组新建机组，现有机组执行的排放限值要松于新建机组的排放标准。对于标准适用的机组，欧盟还按总额定热输入(MW)将其划分为三类：50~100 MW、100~300 MW、>300 MW，分别执行不同的排放限值。我国《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)中以2012年1月1日标准实施之日为界，将本标准实施之日前建成或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉定为现有锅炉；实施之日起环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉为新建锅炉 [17]。除此之外，与美国和欧盟相比，中国还按电厂所在的地区进行分类，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤锅炉排放限值要比重点地区的排放限值低30%~50%。虽然，按地区分类是考虑到不同地区间经济技术和燃煤电厂的实际情况，但却忽略了机组功率和燃煤类型的影响。
尚毅林 [18] 等人研究了不同规模机组的SO2、NOX和烟尘的排放强度和减排潜力，结果表明机组规模越大，减排潜力越大；采用同一种处理技术时，机组规模越大SO2和烟尘排放强度越低，且降低幅度明显。张辉 [14] 等人发现机组容量为200 MW时，使用烟煤和无烟煤的SO2的排放量分别为823.294 mg·(KW·h)−1、600.364 mg·(KW·h)−1；机组容量为600 MW时，使用烟煤和无烟煤的SO2的排放量分别为552.35 mg·(KW·h)−1、397.270 mg·(KW·h)−1。由此可见，污染物的排放量与机组容量和煤种都有关系。
中国燃煤电厂排放标准中缺少对机组功率和燃煤类型的详细划分。我国可以借鉴欧盟国家的经验，对于不同容量的机组设定不同的排放标准，这样不仅避免过度改造增加机组负担，减轻企业大规模改造的投入成本，还可以调动企业进行改造的积极性和主动性。中国还应提倡省市对燃煤电厂进行摸底排查，详细了解各省市的情况，然后根据省市的煤种性质，燃煤电厂的机组容量，制定不同的排放要求。
4.2. 达标评判方法对比与分析
在《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)中，污染物排放限值是单一的浓度限值形式。与中国不同，在美国新源绩效标准(NSPS)中，排放限值分为绩效限值、脱除率限值、不透明度百分比限值，其中最为重要的绩效限值是将30天滑动平均尺度作为考核周期 [19]。与美国相似，欧盟2010/75/EU指令中也是以日历月均值作为排放限值达标评判标准 [20]。中国历年的燃煤电厂大气污染物排放标准尚未明确指出排放限值达标评判方法，普遍以小时均值来核查是否达标。因此，与欧美所使用的一段时间内的平均浓度相比，中国所使用的每小时的浓度标准要更加严格。
有学者 [21] 曾针对国内燃煤电厂进行了随机检测，结果表明受检测的已完成超低排放改造的燃煤电厂超标概率较大，存在较为明显的“验收达标，运行超标”的情况。若以欧盟国家的月均值作为考核标准，徐振等 [22] 人发现燃煤电厂烟尘、SO2、NOX的排放口达标率由小时浓度的60%提升至80%以上。由此可见，针对我国燃煤电厂的生产特点，更适合使用这种长期严格、短期放宽的评判方法。我国可以借鉴欧美国家的评判方法，结合燃煤电厂的实况，将评判标准由小时浓度延长至7天或结合燃煤电厂的运行的周期进行制定。
4.3. 分析检测方法对比与分析
对于烟尘类污染物，美国EPA测定体系较我国更为细致，对烟气中PM、PM10、PM2.5、CPM等颗粒物制定了详细的测试方法，并且可以分为烟道内过滤法与烟道外过滤法，在烟道外过滤法中对滤膜温度进行了规定。而中国则仅有烟道内过滤法测定可过滤颗粒物，无PM2.5及CPM测试方法规定。中国固定源颗粒物测试方法均为烟道内过滤法，未对滤筒温度做出规定。对于气态污染物，中国按照气态污染物定量的方法的不同制定了不同的标准体系，并给出了明确的技术条件规定，而美国测试方法标准中仅规定了仪器测定污染物时需满足的性能指标(校准、采样、质控、漂移等)，但对采用的分析技术并未作出规定，即无论分析仪采用何种方法(紫外、非分散红外、化学发光法或其他)，只要满足性能指标即可。
为“近零排放”可以更快的成为现实，我国应尽快发展适用于我国高湿低浓度烟气环境下的分粒径颗粒物采样方法标准，完善颗粒物采样方法中对滤膜/滤筒的采样温度的要求，对固定源烟气中可凝结颗粒物及可过滤颗粒物的测试方法标准进行补充和完善，建立适用于对我国燃煤电厂烟气中的颗粒物进行稀释采样的方法标准。
4.4. 经济效益的对比与分析
美国曾采用命令控制型的政策手段和市场激励的经济手段成功降低了燃煤电厂NOX的排放量，同时大大降低了减排成本 [23]。我国制定的“超低排放”属于先命令控制型后经济鼓励型政策，虽然改造成功会减缓燃煤电厂带来的环境污染问题，但改造成本过大，这也导致一些企业不愿主动实施改造。通过研究调查发现，对于超低减排的设备投入和运行费用相较于常规污染治理设施基本增加了30%左右的成本，这样一来，企业将会面临较大的经营压力。如果想要达到烟尘5 mg·m−3、SO2 35 mg·m−3、NOX 50 mg·m−3，则需要再增加10%的投入 [24]。这也说明，我国在燃煤电厂领域，超低减排的补贴政策仍需进一步完善和细化。
对此，我国应该仿效美国充分利用经济来调动燃煤电厂减排的积极性。首先，考虑不同阶段和地区的燃煤电厂大气污染物控制，进一步完善和细化惩处手段和激励政策，对企业大气污染物减排成本进行有效补贴，同时对排放不达标的煤电企业制定明确的惩处方案。其次，在市场方面，激励企业积极研发和健全污染物控制措施，进一步降低大气污染物排放水平。对于积极进行超低技术研发和工程改造的企业和单位，予以经济上的奖励。
5. 结语
本文基于不同类型和装机容量的燃煤电厂在线监测数据，对燃煤电厂超低排放现状进行了实例分析，结果表明我国燃煤电厂已实现稳定超低排放，部分企业更接近“近零排放”水平。由于起步比较晚，我国燃煤电厂大气污染物排放标准仍存在一些不足之处。对此，本文在参考欧美国家经验的基础上，提出了以下几点建议：
1) 建议根据煤电机组功率和煤种性质细分燃煤电厂大气污染物排放标准，实现因地制宜、因煤制宜；
2) 建议结合燃煤机组容量和机组运行规律，明确制定燃煤电厂排放限值达标评判方法；
3) 建议补充和完善燃煤电厂大气污染物分析检测方法；
4) 建议完善燃煤电厂在改造过程中涉及的奖惩政策，以提高机组运行的稳定性和经济性。
综上所述，中国应进一步加强国际合作，制定和实施更为科学合理可行的燃煤电厂大气污染物排放标准，早日实现燃煤电厂近零排放。
基金项目
国家重点研发计划项目(大气污染源排放清单与重点行业管控技术研究示范，2019YFC0214201)；国家自然科学基金项目(21507024, 21407122)。
NOTES
*通讯作者。