美国燃煤电厂环保发展历程

张建宇，王 昊

(美国环保协会北京代表处，北京 100007)

1 美国燃煤电厂的环境政策

科学合理的环境政策是促进空气质量改善的关键。美国电力行业污染物的成功控制得益于法律和制度的完善，尤其是在美国电力行业率先采用的市场机制--排污交易制度。这一制度让排污企业自主决定污染治理方式以满足政府的要求，使美国电力行业实现了低成本的灵活减排[1]。

美国环保署于1970年颁布《清洁空气法》(Clean Air Act, CAA)，它要求各州和各地区对其区域内和州内的空气质量负责。各州要制定州实施方案(State Implementation Plans, SIPs)，且需被美国环保署批准，以确保各州空气质量达标。《清洁空气法》于1990修订，1990年《清洁空气法》修正案提出酸雨计划(Acid Rain Plan, ARP)，要求电力行业减少造成酸雨的二氧化硫和氮氧化物的排放[2]。

1.1 美国燃煤电厂二氧化硫控制政策

酸雨计划对SO2的控制是要求为美国大陆48个州(除夏威夷和阿拉斯加)和华盛顿哥伦比亚特区的发电机组设定SO2的总排放量。酸雨计划对SO2的控制采用了排污交易的手段，在美国21个东部及中西部州的电力企业中，通过实施SO2排放总量控制和交易政策以实现SO2的减排。

酸雨计划的主要目标之一是，到2010年，美国SO2年排放量比1980年的排放水平减少1000万t。酸雨计划的排污交易分两个阶段实施，第一阶段为1995-1999年，共有110家电厂263个燃煤机组参与，第一阶段目标是SO2排放量要求比1980年减少350万t。第二阶段为2000-2009年，涉及到2000多台规模2.5万kW以上的火电机组[3]。

1.2 美国燃煤电厂氮氧化物控制政策

由化石燃料燃烧产生的NOx会造成臭氧污染、酸沉降、水体的富营养化，形成可吸入细颗粒物并降低能见度导致对人类健康和大气环境的影响。因此，区域性的NOx减排极为重要。火电厂是美国NOx的主要排放源之一。酸雨计划对NOx的控制要求：到2000年NOx排放量在1980年的基础上减少200万t，主要的减排是通过煤电机组安装低氮燃烧技术实现的。

酸雨计划氮氧化物的减排同样分为两个阶段，且以燃煤锅炉的种类划分，第一阶段是1996-1999年针对第一类锅炉(燃煤固态墙式排渣锅炉和四角切向燃烧锅炉)，第二阶段始于2000年，针对第一和第二类锅炉(燃煤固态墙式排渣锅炉和四角切向燃烧锅炉；液态旋风式排渣锅炉和垂直式燃烧锅炉)。电厂可以选择三种履约方式中的一种，一是满足年度的排放限值标准，二是平均两个或多个锅炉的排放绩效，这样电厂可以通过控制技术更好更便宜的实现排放目标，三是如果电厂无法实现排放标准，且使用了适当的NOx排放控制技术，它可以申请要求宽松的选择性排放限值(AlternativeEmissionLimit(AEL))。环保署会基于NOx减排设备和技术在试点阶段合理的设计，安装和运行情况来设定NOx的选择性排放限值。第一阶段受监管的机组要求在1996年达到排放标准，第二阶段受监管的机组要在2000年达到排放标准。

酸雨计划中的NOx减排与AO2交易有很多相似的原理，它也是以结果为导向，可以灵活的选用减排方法，但并未采用排污交易的手段。电厂可以灵活选择适合他们需要技术的做法促进了减排技术的发展，并能以较低成本实现NOx的减排[4]。

1.3 清洁空气市场计划

在州实施方案确保各州完成州内空气质量要求的前提下，污染物的跨区域传输会为下风向州实现空气质量达标造成困难。清洁空气市场计划中的氮氧化物预算交易计划(NBP)，清洁空气跨州条例(CAIR)和跨州空气污染条例(CSARP)针对的是解决SO2和NOx的跨区域传输污染问题[4]。下风向地区的空气质量是这一地区自身的污染排放及上风向地区的污染排放共同影响的结果。SO2会和NOx在空气中发生反应形成细颗粒物PM2.5，同时NOx排放能在空气中形成近地面的臭氧污染。这些污染物能长距离传输造成更大范围内的影响。

1.3.1 氮氧化物预算交易计划

氮氧化物预算交易计划(NOxBudgetTradingProgram，NBP)通过总量控制和交易机制来减少美国东部地区电厂和其他大型燃烧源NOx排放的区域性传输。该计划2003年生效，旨在夏季(即臭氧季)减少氮氧化物的排放。它是1998年公布的NOx州实施计划命令(NOxSIP(StateImplementationPlan)Call)的核心内容。氮氧化物预算交易计划2003-2008年实施，并在夏季月份显著的减少了电厂等大型工业源的NOx排放，为缓解美国东部地区的臭氧污染做出了巨大的贡献。2009年，氮氧化物预算交易计划被清洁空气跨州条例中的臭氧季氮氧化物交易计划取代。

1.3.2 清洁空气跨州条例

清洁空气跨州条例(Clean Air Interstate Rule, CAIR)针对的是粉尘(细颗粒物)和烟雾(臭氧)的区域性传输问题。条例要求美国东部27个州和华盛顿哥伦比亚特区削减造成下风向州细颗粒物和臭氧污染的二氧化硫和氮氧化物排放。2015年1月，它被跨州空气污染条例(CSARP)取代[2]。

根据清洁空气跨州条例，受监管的州必须采用以下两种减排手段之一，即要求电厂参与美国环保署管理的跨州的总量控制和交易系统以实现CAIR对州的排放要求，或采取州自行选择的手段实现排放要求。清洁空气跨州条例分为二氧化硫交易计划、氮氧化物交易计划和氮氧化物臭氧季交易计划三个独立的跨州总量控制和交易计划。

1.3.3 跨州空气污染条例

2011年，美国环保署形成了跨州空气污染条例(Cross-State Air Pollution Rule, CSAPR)，该条例旨在帮助州减少空气污染和国家强制性空气质量标准在1997年对臭氧及2006年对细颗粒物的排放要求。2015年11月，美国环保署提出了跨州空气污染条例的升级方案，升级方案要求受监管的州满足2008年美国国家强制性空气质量标准(NAAQS)臭氧的排放要求。跨州空气污染条例分两个阶段，第一阶段2015年启动，第二阶段2017年启动。该方案要求27个州减少SO2和NOx排放，以实现下风向地区PM2.5的国家强制性空气质量标准。跨州空气污染条例要求所有上风向州的污染物传输遵循1997年的年PM2.5和2006年24hPM2.5的排放标准。其中的14个上风向的州还要遵循1997年的臭氧国家强制性空气质量标准。其他跨州空气污染条例中臭氧计划涉及到的上风向州，条例形成了一个潜在的减排“押金”机制。最终的跨州空气污染条例将要求减少SO2排放的州分为两组，两组都需要在第一阶段减少SO2排放。第一组的州在第二阶段还要额外减少SO2排放，以减少其对下风向州空气质量的影响[5]。

跨州空气污染条例可以改善美国东部、中部和南部数千个郡的空气质量，这些地区的人口数量占美国总人口的75%。州、地方和联邦的行动已经为很多郡改善了空气质量，以实现臭氧和细颗粒物的国家强制性空气质量标准。跨州空气污染条例能让更多地区实现达标。

跨州空气污染条例中第一阶段的年度SO2和NOx减排2015年1月开始实施，2015年5月1日臭氧季NOx减排实施。环保署估计，与2005年比，跨州空气污染条例和其他联邦条例的实施会让受到跨州空气污染条例监管地区的电厂的SO2排放减少640万t约73%；NOx排放减少140万t约为54%；其中包括每年臭氧季NOx排放34万t[5]。

1.4 空气质量标准

美国没有针对电厂的排放标准，而是以空气质量标准和许可证制度来衡量电厂的污染物排放。以《清洁空气法》1990年修正案为依据提出的国家强制性空气质量标准(National Ambient Air Quality Standards ,NAAQS)是针对影响公众健康和环境的污染物制定排放标准。国家强制性空气质量标准分为两类标准，基于人体健康的系列标准被称为一级标准，另外一套标准是旨在防止环境和财产损失的，被称为二级标准。空气质量标准的设定对应着各州提出的州实施计划(SIPs)，州实施计划适用于州内包括电厂在内的工业企业，助其实现排放标准。颗粒物(可吸入颗粒物、细颗粒物)、地面臭氧、一氧化碳、二氧化硫、二氧化氮和铅这六种污染物都被纳入了国家强制性空气质量标准的管辖。这六种污染物的排放标准会不定时的修订。

2 美国燃煤电厂污染物技术减排

2.1 SO2的技术减排

对燃煤电厂SO2排放的管理始于1990年颁布的酸雨计划，酸雨计划要求电力行业减少造成酸雨的SO2和NOx的排放，酸雨计划可称为美国对SO2排放管控的里程碑[6-7]。为了减少SO2排放，企业可以根据自身情况选择使用脱硫技术或采用交易的手段实现排放的总量要求[8]。

脱硫技术本身具有同质性，世界各国主要采用的为湿法脱硫、干法脱硫和吸收剂喷射脱硫，其中湿法脱硫占比最大。与干法脱硫相比，湿法脱硫的优势在于脱硫效率高，运行成本低，且脱硫副产品可以回收。从美国的情况来看，自1995年酸雨计划第一阶段启动到2015年，脱硫的比例呈逐渐上升的趋势。美国能源信息署(EIA)的脱硫装机数据显示，1990年共有159台机组，7178.2万kW安装了烟气脱硫设施，2005年共有555台机组1.14亿kW安装了烟气脱硫设施占煤电总装机的36.2%，2015年680台机组2.23亿kW安装了烟气脱硫设施，占煤电总装机的79.7%。以2012年和2016年为例，美国的湿法脱硫占总脱硫装机的比例分别为85%和78.9%(见图1)。

图1 美国燃煤电厂中脱硫机组所占比例

2016年湿法脱硫比例降低的原因主要是由于新增的脱硫机组单机容量普遍较小，采用干法脱硫的比例相对较高，这与干法更适用于中小机组的改造以及小机组的排放要求较为宽松有很大关系。另外，美国在20世纪90年代对脱硫和脱硫技术更为关注，目前关注度已经大大降低。这一方面说明脱硫技术本身已经成熟，脱硫效果稳定，且电厂SO2排放已经不再是影响空气质量的主要原因。另一方面，是由于美国的电力结构发生了显著的变化，煤电的地位被逐渐取代。2012r年美国燃煤机组脱硫技术份额情况如图2所示。

图2 2012年美国燃煤机组脱硫技术份额情况

美国从20世纪80年代中期以来，投运的烟气脱硫(FGD)多采用湿烟囱运行，即并不安装烟气-烟气再热器(GGH)[9]。且1996年美国电科院(EPRI)发布湿烟囱设计导则，建议FGD后采用湿烟囱运行(即不采用任何烟气再热系统或部分烟气旁路)。GGH的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟

气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对进烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度，同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。但实际运行过程中，由于温度等因素，降低腐蚀的效果并不明显。

另外，对GGH烟羽抬升高度的研究显示，环境温度越低，干、湿烟气抬升高度相差越小，北方冬季有利于湿烟气抬升[10]。环境温度低于10℃，干、湿烟气扩散后对地面浓度的影响差异可忽略。GGH的另一弊端是成本高，安装费用为主要成本，占脱硫系统投资费用的15%，另外其运行和维护也有一定成本[11]。

2.2 NOx的技术减排

电厂对NOx的控制分为低氮燃烧和燃烧后脱除。低氮燃烧主要是通过调整混合空气以及燃烧所用的燃料来降低火焰温度，从而减少30%～40%的氮氧化物生成。燃烧后NOx脱除技术主要以选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)为主。SCR有着高达80%～90%的脱硝效率，但是投资和运行成本较高；SCNR成本较低，但是脱硝效率只有30%～40%。而现在广泛应用的SCR技术，其发明权属于美国[12]。

1970年《清洁空气法》对氮氧化物的要求对于现有电厂的影响较小，而新建电厂只要采用低氮燃烧即可达到排放标准。2000年，美国1150个电厂中，有415个采用低氮燃烧，只有44个采用燃烧后NOx脱除技术[13]。1990年酸雨计划中要求现有电厂安装低氮燃烧锅炉等合理可用控制技术(RACT)来控制NOx排放。自《清洁空气法》1990年修正案后，除了优化锅炉燃烧，更换燃料以及淘汰部分机组这些措施之外，许多燃煤机组开始安装SCR脱硝装置。采用SCR脱硝技术的燃煤机组，从1998年的6个增加到了2014年的250个[14]。但是近几年在清洁空气跨州条例的影响下，SCR烟气脱硝装置的运行成本高于购买排放额度的成本，一些电厂减少了SCR的使用频率[15]。

3 美国燃煤电厂污染物减排成效

通过法律、技术与经济手段相结合的方式，美国在燃煤电厂污染物减排上取得了显著的效果[16]。其中，SO2的减排效果最明显。美国能源信息的署数据显示，美国燃煤电厂SO2排放从2005年的1034万t下降到2015年的254.8万t，NOx从2005年的396.1万t下降到2015年的182.4万t，CO2从2005年的25.4亿t下降到2015年的20.3亿t。2005-2015年美国燃煤电厂发电量与CO2、SO2、NOx排放量如图3所示。

从图3中可以看出，2005-2015年，SO2和NOx排放量逐步下降，这归功于酸雨计划等法律法规的推动以及污染物减排技术的不断进步；受发电量变化的影响，CO2的排放量有所波动，但是整体上呈下降趋势。

图3 2005年—2015年美国燃煤电厂净发电量

4 美国电力行业的低碳环保趋势

水力压裂法推动了美国页岩气资源的大量开采，使得天然气价格的下跌，因此，美国天然气发电在成本上比煤电更具竞争力。

另外，美国88%的煤电设施建于1950年-1990年之间，其产能增长速度在1970年代到1980年代早期达到高峰[17-20]。运行中的燃煤机组平均寿命是39年，许多老旧的发电厂都因为面临天然气发电厂所带来的经济压力和污染控制的规定而选择淘汰和关停。

可再生能源成本的持续降低，技术的进步和对气候变化问题的关注，美国的电力结构已经发生了显著的调整。2005年和2015年美国发电能源结构见图4(a)和(b)，图中可以看出，煤电发电量从2005年占比50%下降到2015年的33%，而天然气的比例则由19%上升到33%，其他清洁能源的比例也有着明显的上升。

2015年8月3日，美国奥巴马政府时期的美国环保署颁布了《清洁电力计划》，标志着美国电力行业在采取实际行动应对气候变化、促进电力行业的低碳清洁转型，减少污染物排放方面所迈出的历史性一步。尽管2017年10月，特朗普政府的联邦环保署署长斯科特·普鲁伊特签署了一项撤销《清洁电力计划》的提议，该提议能否最终生效还要经过各方角逐。但从美国电力行业的发展来看，美国大部分煤电厂已入暮年，电力行业内部及公众对于电力行业清洁低碳发展的意识已经形成，美国的电力结构向清洁低碳发展是大势所趋。

图4 2005年—2015年美国发电能源结构

5 结语

美国20世纪90年代《清洁空气法》修正案发布后，美国燃煤电厂的污染物排放逐渐得到的控制，取得了很好的效果。在政策和技术的共同作用下，以SO2、NOx和颗粒物为主的燃煤电厂污染物已经不再是美国电力行业环境问题的焦点，取而代之的是以碳减排为核心的电力行业的清洁低碳发展和转型。不仅在美国，电力行业的清洁低碳转型也将是包括中国在内，全世界电力行业发展的必然走向。

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