0 引 言
依托燃煤电厂高效发电系统和污染物集中治理设施消纳污泥、农林废残余物以及生活垃圾等生物质资源，被认为是解决城镇污水处理厂污泥处置难题、秸秆直焚、垃圾围城问题的经济有效途径。我国最早于2004年在江苏省常州市广源热电有限公司3×75 t/h循环流化床锅炉成功掺烧了生活污水处理厂污泥[1]，此后燃煤电厂掺烧污泥应用得到较大范围推广，也为掺烧其他废弃物提供了思路。近年来国家从政策层面不断推进燃煤电厂掺烧废弃物发电，2017年，国家能源局、环保部联合发布的《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》(国能发电力〔2017〕75号)允许生活垃圾、农林废弃物掺烧到燃煤电厂锅炉中，拓宽了废弃物掺烧的种类[2]，2018年《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》(国能发电力〔2018〕53号)进一步确定了84个燃煤耦合废弃物发电示范项目[3]，自此，我国废弃物掺烧进入了快速发展期。但现阶段我国燃煤电厂废弃物掺烧情况底数不清，污染控制标准模糊，污染物排放不明，因此，本文通过调研了解国内外燃煤电厂掺烧废弃物现状、污染控制标准及掺烧废弃物后污染物变化情况，分析我国目前环境管理存在的问题并提出对策建议。
1 国内外燃煤电厂掺烧废弃物发展现状
1.1 国外发展现状
20世纪80年代起，美国、欧洲等国家开始研究燃煤电厂掺烧废弃物的技术应用，以生活污水处理厂污泥、农林生物质掺烧为主，现已成为发达国家处理废弃物的重要途径。燃煤电厂掺烧污泥项目在美国、德国、芬兰、日本等均有广泛应用，主要基于循环流化床锅炉，煤粉炉也有应用，其中，循环流化床锅炉掺烧比例在25%以下，煤粉炉掺烧比例在10%以下，采用直接掺烧和干化后掺烧2种方式[4]。燃煤电厂掺烧生物质作为煤电碳减排的措施之一，在欧洲、美国等国家得到较好的推广应用，如英国近100%的燃煤电厂均采用燃煤掺烧生物质发电[5，6]，美国有超过300家燃煤电厂掺烧了农作物秸秆、林木加工废弃物等生物质，发电装机容量达到6000 MW[7]。据统计，全世界现有150多套大容量(105 kW级以上)燃煤电厂煤与生物质掺烧发电的实例，其中100多套在欧盟国家，40多套在美国，其余在澳大利亚、韩国等[8]。国外掺烧生物质的燃煤电厂单机容量通常在5万～80万kW，锅炉炉型包括煤粉炉、炉排炉和流化床锅炉等，掺烧比例在45%以下，一般在20%以下，掺烧工艺主要包括生物质与煤直接掺混燃烧、间接混合燃烧(生物质气化为生物质燃气后与煤混烧)、并联燃烧(纯燃生物质锅炉产生的蒸汽并入燃煤锅炉的蒸汽管网，共用汽轮机实现发电)3种方式[5]。
1.2 国内发展现状
我国燃煤电厂掺烧废弃物以生活污水处理厂污泥为主，其次为工业污泥(印染污泥、造纸污泥、纺织污泥、制革污泥)、农林生物质，而掺烧生活垃圾的应用和研究较少[9]。基于国家排污许可平台数据，有34家电厂(含自备电厂)公布了废弃物掺烧情况，其中23家掺烧污泥(包括13个生活污水处理厂污泥、4个造纸污泥、3个纺织污泥、1个印染污泥、1个石化污泥、1个生活污水处理厂污泥+造纸污泥掺烧项目)；7家掺烧生物质；3家混合掺烧污泥和生物质；仅1家掺烧生活垃圾。此外，危险废物掺烧项目也有公开报道，如河南华润电力古城有限公司药渣掺烧项目，为全国首家得到政府部门认可的火电协同处置危险废物的企业。
基于文献调研和国家排污许可平台，污泥掺烧电厂主要分布在江苏、浙江、山东等省份，单机规模为0.6～600 MW，尤以小规模机组为主，55 MW以下机组约占76.5%。掺烧主要采用循环流化床锅炉，约占77.5%，其次为煤粉炉，前者污泥掺烧比例一般在25%以下，少量电厂掺烧比例在30%以上，后者污泥掺烧比例在7.4%以下。掺烧工艺主要以湿污泥与煤直接掺烧、污泥余热干化后掺烧2类技术为主，污泥干化热源普遍采用烟气或过热蒸汽。相比污泥掺烧，我国燃煤电厂掺烧生物质应用较少，与发达国家相比相距较远[10]。自2005年山东华电十里泉电厂掺烧生物质(秸秆)发电项目建成投产以来，由于生物质发电上网电价补贴不足、生物质燃料价格较高等原因，电厂掺烧生物质发展较缓慢。运行较成功的典型案例为国电荆门发电厂660 MW机组掺烧秸秆项目[11]。
2018年6月，国家能源局、生态环境部发布《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》(国能发电力〔2018〕53号)，确定了84个燃煤耦合发电试点项目(部分项目含多种类型废弃物掺烧工程)，其中，包括58个农林生物质耦合工程、29个污泥耦合工程和2个垃圾耦合工程，将覆盖全国23个省、自治区、直辖市，涉及28个电力企业[3,11]。该通知要求，除燃煤耦合垃圾发电技改试点项目外，各技改试点项目主体工程应于2019年5月1日前建成投运。届时，燃煤电厂掺烧废弃物项目掺烧规模将大幅增长，我国燃煤电厂掺烧废弃物项目已经进入了快速发展期。
2 燃煤电厂掺烧废弃物污染控制标准及污染物排放影响
2.1 污染控制标准
燃煤电厂掺烧废弃物后烟气污染物在烟尘、SO2、NOx、汞及其化合物的基础上，新增HCl、二噁英、重金属(铅、砷等)等多种有毒有害污染物。欧盟废弃物焚烧标准DIRECTIVE 2010/75/EU[12]针对火电厂掺烧废弃物有专门的污染控制限值，适用于生活垃圾、生活污水处理厂污泥、工业污泥、农林废弃物等掺烧项目。该标准规定烟尘、SO2、NOx、CO、HCl、HF的排放限值综合考虑废弃物单独焚烧和燃煤焚烧的烟气量及排放标准，按式(1)加权计算；而Cd+Ti、Hg、Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V、二噁英的排放限值为固定值，具体见表1。同时，标准要求对烟尘、SO2、NOx、CO、HCl、HF等开展连续在线监测。
(1)
式中：C为掺烧时排放限值，mg/m3；Vwaste为废弃物单独焚烧产生的烟气量，m3；Cwaste为废弃物单独焚烧时的限值，mg/m3；Vproc为燃料(煤)燃烧产生的烟气量，m3；Cproc为燃料(煤)燃烧排放限值，mg/m3。
表1 欧盟DIRECTIVE 2010/75/EU标准
Table 1 Air emission limit values for the co-incineration of waste in DIRECTIVE 2010/75/EU
污染物项目CwasteCproc<50MW50～100MW100～300MW>300MWC标态含氧量/%1166烟尘/(mg/m3)(日均值)1050202010C,见式(1)SO2/(mg/m3)(日均值)50—400200150C,见式(1)NOx/(mg/m3)(日均值)200—300200150C,见式(1)HCl/(mg/m3)(日均值)10—C,见式(1)CO/(mg/m3)(日均值)50—C,见式(1)HF/(mg/m3)(日均值)1—C,见式(1)汞及其化合物/(mg/m3)(30min～8h均值)0.05—0.05(Cd+Ti)/(mg/m3)(30min～8h均值)0.05—0.05(Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)/(mg/m3)(30min～8h均值)0.5—0.5二噁英类/(ng/m3)(6～8h均值)0.1—0.1
对于火电厂掺烧废弃物的污染控制技术，欧盟在《大型火力发电厂污染控制最佳可行技术参考文件》(BAT)[13]也做出了相关规定，即烟气净化可依托电厂现有设施，但当废弃物重金属含量较高时，需要增加活性炭等吸附措施；炉渣和粉煤灰综合利用时由企业严格控制其品质，填埋时则需进行重金属检测和浸出毒性检测。实际应用中，如德国Ville-Berrenrath电厂掺烧含水率70%的污泥，由于进料中Hg含量较多，掺烧后Hg的排放量较大，电厂采用了文丘里吸附烟气中的Hg[4]。
相较欧盟，我国现阶段缺少针对燃煤电厂掺烧废弃物的烟气污染控制标准。基于收集的2016年以来14个燃煤电厂废弃物掺烧技改项目环评报告，目前，烟气污染物排放标准在基于GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》及超低排放限值的基础上，对于污泥掺烧项目，新增的HCl、二噁英、重金属(铅等)参照GB 18485—2014《生活垃圾焚烧污染控制标准》，有的则执行GB 18484—2001《危险废物焚烧污染控制标准》，部分项目二噁英排放还参照了欧盟标准；对于生物质掺烧项目，大部分项目未对其他污染物做出规定，个别项目要求VOCs参照DB 12/524—2014《天津市工业企业挥发性有机物排放污染控制标准》，具体见表2。可知：现阶段燃煤电厂掺烧废弃物的烟气污染物交叉引用不同的行业标准，而这些标准存在烟气含氧量折算基准不同的问题，同样的烟气污染物排放浓度按GB 13223—2011(基准氧含量6%)折算后的浓度是按GB 18485—2014(基准氧含量11%)折算浓度的1.5倍，而欧盟标准针对掺烧的折算基准为6%[14]。此外，我国CO、HCl等污染物和部分重金属(Cd、As、Pb、Cr等)参考排放限值较欧盟宽松，尤其我国危险废物焚烧污染控制标准限值较生活垃圾焚烧污染控制标准宽松，造成掺烧一般固废反而比掺烧危险废物管理更加严格的不合理现象，给地方环境管理部门和企业均带来困扰。
关于污染控制技术，我国现阶段也缺乏规范引导，几乎所有项目烟气处理均依托电厂现有的“脱硝+除尘+脱硫”工艺，当掺烧废弃物重金属含量较高时，现有技术路线对烟气污染物控制尤其是重金属的控制存在不确定性；而炉渣和粉煤灰的综合利用也存在环境风险，大部分项目判定炉渣和粉煤灰均为一般固废，可直接进行综合利用(如作为建材)，仅少数项目提出炉渣综合利用(建材)、粉煤灰根据鉴定结果合理处置。
2.2 污染物排放影响
1)燃煤电厂掺烧污泥。
燃煤电厂掺烧污泥会引起烟气量、烟气污染物种类和浓度、灰渣量及理化性质等发生变化。由于污泥中含有较高的灰分、挥发分、重金属、氯元素及有机物等，大量研究结果表明，电厂掺烧污泥后，烟气中烟尘、重金属、二噁英含量将增加[4,15-20]，同时飞灰质量和飞灰及底渣中的重金属含量也会增加[4,16,19]。如刘蕴芳等[16]研究广州市某电厂420 t/h煤粉炉掺烧污泥项目，与单烧煤相比，烟气中的Hg含量升高了30%，Pb含量为单煤的4.3～4.8倍；厦门市集美区某污泥掺烧电厂掺烧含水量60%的市政污泥，掺烧比例为11%时，烟气中Cr的排放浓度为1.252 mg/m3，超过GB 18485—2014；童敏等[18]采用20 kW多功能沉降炉管开展了煤与生活污水处理厂污泥掺烧的试验研究，发现掺烧10%污泥(含水率为30%)后，烟气二噁英的产生浓度由单烧煤时的0.096 TEQ-ng/m3升高至0.232 TEQ-ng/m3，约为单烧煤的2.4倍。此外也有部分研究认为，较低掺烧比，对烟气和粉煤灰中的污染物排放影响不大[21-24]，如丁玲[24]在上海某电厂掺烧3%～9%污泥试验结果为：烟气中重金属、二噁英无明显升高，未增加飞灰重金属含量，不影响飞灰的建材利用。
表2 我国部分燃煤电厂掺烧废弃物项目烟气执行标准及污染控制措施情况
Table 2 Flue gas standards and pollution control measures of co-combustion of waste and coal in some power plants in China
项目名称掺混物质烟尘、SO2、NOx等执行标准HCl、铅等重金属、二噁英等执行标准烟气处理措施灰渣玖龙纸业(河北)有限公司1号、2号循环流化床燃煤锅炉掺烧污泥技术改造项目造纸污泥DB13/2209—2015《燃煤电厂大气污染物排放标准》—低氮燃烧+SNCR+电袋除尘+氧化镁湿式脱硫+湿电除尘综合利用无锡友联热电股份有限公司掺烧污泥生物质固体燃料项目市政污泥GB13223—2011燃气轮机标准GB18485—2014,二噁英参照执行欧盟标准低氮燃烧+SNCR+布袋除尘+氨-硫酸铵湿法脱硫炉渣综合利用,飞灰危废鉴别后再处置海门鑫源环保热电有限公司污泥掺烧系统项目市政污泥、印染污泥GB13223—2011GB18485—2014SNCR+布袋除尘+石灰石-石膏法脱硫河南华润电力古城有限公司2×300MW燃煤机组药渣资源化综合利用项目药渣(危废)GB13223—2011燃气轮机标准GB18484—2001低氮燃烧+SCR+静电除尘+石灰石-石膏法脱硫综合利用神华鄂尔多斯煤制油分公司自备电站燃煤锅炉掺烧利用污水场脱水污泥项目含油污泥(危废)GB13223—2011GB18484—2001SNCR+电袋除尘+氨法脱硫综合利用大唐长山热电厂燃煤耦合生物质气化发电技术改造示范项目玉米秸秆成型燃料或稻壳燃煤电厂超低排放限值—低氮燃烧+SCR+静电除尘+石灰石-石膏法脱硫综合利用江苏国信协联能源有限公司燃煤耦合农林废弃残余物发电技改试点项目小麦和水稻秸秆,稻壳、稻草、芦苇、树枝和竹枝等GB13223—2011HCl执行GB18485—2014,VOCs执行DB12/524—2014SCR+静电除尘+石灰石-石膏法脱硫+湿电除尘综合利用
对于掺烧污泥后烟气中SO2、NOx的浓度变化，研究结果出现分歧。部分研究认为，污泥中氮、硫、氯等污染物含量高于燃煤，掺烧污泥后烟气中SO2、NOx含量会增加[4,17]。部分研究则认为，掺烧污泥比例低时影响很小，如李锷[21]认为，掺混5%、10%干污泥对锅炉烟气SO2、NOx几乎无影响；牛彩伟[25]研究表明，当掺烧比例<20%时，对炉内温度以及NOx排放浓度的影响较小，但当掺混比>20%后，燃烧区域温度大幅度下降，NOx排放浓度大幅增加。还有部分研究发现，掺烧污泥后烟气中SO2、NOx含量变化呈现不同趋势，如刘政艳等[15]研究表明，随着污泥掺烧率的增大(7.35%干污泥掺烧比以内)，SO2排放浓度变化不大，NOx排放浓度逐渐降低；而童敏等[18]实验研究结果为：随污泥掺混的比例增加烟气中NOx排放浓度没有明显的变化规律，SO2排放浓度呈线性增加。此外也有研究认为SO2、NOx排放浓度均略有降低[16]。
我国污泥种类复杂多样，城市污泥与工业污泥、不同工业污泥之间均存在较大差异，污染物排放特征也不一样，上述研究的烟气污染控制措施均依托电厂现有烟气净化系统，缺少适应性与有效性评估，特别针对新增的重金属及二噁英污染物，由于电厂烟气污染控制技术与生活垃圾焚烧电厂不同，无活性炭喷射等专门吸附措施，某些电厂甚至没有设置布袋除尘器过滤环节，在较高掺烧比例下其最终重金属、二噁英排放是否满足GB 18485—2014还有待进一步研究。且大部分研究均认为，在较低掺烧比例下烟气污染物排放仍符合现行标准要求，但对掺烧比例阈值的研究较少，使烟气污染物排放将不能达标或需采取针对性的补漏措施，所对应的掺烧比例的上限，目前还不太清楚。
2)燃煤电厂掺烧生物质。
农林生物质作为一种清洁可再生能源，硫含量、灰含量均低于目前使用的大量煤炭，且生物质燃料是一种CO2排放为中性的低碳燃料，其碳排放按照“零排放”计算，因此燃煤电厂掺烧生物质后烟气污染物和CO2排放较单燃煤时低。根据国际能源机构的有关研究结果及欧盟经验[5,10]，每2 t秸秆的热值相当于1 t煤，但其平均含硫量只有3.8‰，远低于煤1%的平均含硫量，燃煤掺烧生物质发电利用部分生物质能代替一些煤炭等矿物燃料，相对于火电而言不仅可减少CO2等气体的净排放量，而且产生的污染物会显著降低。
3 燃煤电厂掺烧废弃物环境管理不足与建议
我国燃煤电厂掺烧废弃物已积累了一定的经验，在国家试点项目的推动下将有更快的发展，但目前尚未形成完备的全过程污染控制与环境监管体系，废弃物存在“无序掺烧”风险。
1)掺烧废弃物种类繁杂，环境准入要求不统一。现阶段工业废水处理产生的印染污泥、造纸污泥、纺织污泥、制革污泥、工业产品废料(渣)、制药渣等未明确列入国家政策允许范围内的废弃物掺烧至燃煤电厂锅炉中，加大了污染物排放环境风险的不确定性。建议尽快研究出台燃煤电厂协同资源化处置废弃物建设项目环境准入条件和管理规定，对掺烧废弃物的种类、性质和质量、废气污染治理措施的运行与特征污染物排放、炉渣和粉煤灰的固废属性与综合利用等内容进行细化要求，加强监管。
2)缺乏针对废弃物掺烧的污染物管理与排放控制要求。①缺少专门的燃煤电厂掺烧废弃物污染控制标准，烟气污染物交叉引用火电行业排放标准、生活垃圾焚烧排放标准、危险废物焚烧排放标准和地方排放标准等，无法真实反映烟气污染物排放情况。②缺少对新增污染物的自行监测管理要求。火电企业目前安装的在线连续排放监测(CEMS)系统只对SO2、烟尘和NOx污染物排放进行实时监测，不能监测掺烧项目新增的其他烟气污染物，火电行业自行监测制度也缺少对掺烧项目的全部污染物监控要求，使得掺烧项目的污染物控制水平无法明确。③缺少对电厂现有烟气治理技术措施的适应性与有效性评估，电厂废气治理措施对增加污染因子的去除效果不明。我国废弃物原料复杂多样，品种多，季节性差异大、含水量与热值差异显著，而目前掺烧项目均简单沿用电厂现有的烟气治理措施，未结合掺烧废弃物特点有针对性地对新增烟气污染物进行“查缺补漏”。建议根据燃煤电厂掺烧废弃物种类的不同，分类管理，重点针对污泥、生活垃圾掺烧，研究制定符合我国国情的燃煤电厂掺烧废弃物烟气污染控制标准和污染控制技术规范、指南，完善我国标准体系建设。加强废弃物掺烧项目的环境监管，完善排污许可证申请与核发补充要求，明确自行监测指标与频次，强化对污泥、生活垃圾掺烧项目新增二噁英、重金属等污染物的监测要求，注重防范环境风险。同时建议选择典型燃煤电厂废弃物掺烧试点项目开展现有烟气治理技术有效性评估。通过现场监测，从现有烟气治理技术适用性、灰渣综合利用可靠性等方面出发，可全面分析燃煤电厂掺烧废弃物后对环境的影响变化情况，掌握新增污染物排放水平和电厂控制措施效果。
3)燃煤电厂废弃物掺烧项目信息公开力度不够，在国家排污许可平台上仅34个电厂对外公布了废弃物的掺烧情况，我国电厂掺烧废弃物的实际量仍不清楚。建议发挥排污许可固定污染源环境管理的作用，规范企业排污许可证内容填报，掌握燃煤电厂掺烧废弃物种类、建设与运营情况，全面摸清燃煤电厂掺烧废弃物底数；并借力生态环境部清废行动、环保督查、环评复核，开展燃煤电厂废弃物掺烧专项清查，严肃查处违规和不符合环保要求的掺烧项目，规范掺烧行为。
4 结 论
随着国家政策的支持，我国燃煤电厂掺烧废弃物已进入快速发展期。本文基于国家排污许可平台和文献调研对我国燃煤电厂废弃物掺烧现状进行了梳理，结果表明，目前工艺以循环流化床锅炉掺烧污泥为主，包括生活污水处理厂污泥以及各种工业污泥，而农林生物质掺烧应用较少。同时，通过分析发现，燃煤电厂掺烧生物质有利于减少烟气污染物和温室气体排放，对环境具有正效应；而掺烧污泥后烟气中烟尘、重金属、二噁英等污染物排放量及粉煤灰中重金属含量将增加，但我国现阶段缺少专门的燃煤电厂废弃物掺烧准入条件和污染控制标准要求，烟气污染物交叉引用火电行业排放标准、生活垃圾焚烧排放标准、危险废物焚烧排放标准和地方排放标准等，在缺少测试和技术评估情况下烟气治理普遍沿用电厂原有技术路线，缺乏合理规范引导，存在环境风险。建议全面摸清燃煤电厂掺烧废弃物实际量，选择典型燃煤电厂废弃物掺烧试点项目开展现有烟气治理技术有效性评估，研究制订废弃物掺烧相关的污染物排放标准和污染控制技术规范、指南，积极推进燃煤电厂废弃物掺烧科学、有序、绿色发展。
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