火电行业提标对改善环境质量的效益评估

2018-02-07杨光俊赵秀勇

电力科技与环保 2018年1期

徐振，莫华，杨光俊，赵秀勇，周英

(1．国电环境保护研究院，江苏南京 210031；2．环境保护部环境工程评估中心，北京 100012；3．常州机电职业技术学院，江苏常州 213164)

0 引言

我国化石能源资源储量中煤炭约占94%[1]，且燃煤发电成本大幅低于风电、光电、气电、核电，长期以来燃煤发电占我国发电总量的比重均在65%以上，形成了以煤电为主的电源结构[2]。随着国民经济长期中高速发展，火电装机容量和发电量持续增长，煤电为主的能源转换结构使火电行业大气污染物排放总量长期居高不下，SO2、NOx排放总量历史峰值均达当年全国工业排放量的60%左右[3-5]。“十二五”期间，华北中南部至江南北部的大部分地区年度雾霾日数超过50d。在此期间，火电行业两次大幅提高大气污染物排放控制要求[2]，本文尝试从火电行业烟尘、SO2、NOx排放总量和对典型省级区域PM2.5落地浓度影响角度，探讨火电行业提标对改善环境空气质量的效益。

1 火电行业大气污染物排放控制发展历程

受社会经济、技术条件和环境保护认识制约，我国火电厂大气污染物排放控制要求历经6个阶段(表1)，现阶段排放标准执行GB13223-2011，煤电机组还执行超低排放政策。

表1 我国火电行业大气污染物排放控制发展历程

项目标准号/文号执行时间工业“三废”排放试行标准GBJ4-731974-01-01燃煤电厂大气污染物排放标准GB13223-911992-08-01火电厂大气污染物排放标准GB13223-19961997-01-01GB13223-20032004-01-01GB13223-2011新建:2012-01-01现有:2014-07-01汞及其化合物:2015-01-01煤电超低排放发改能源〔2014〕2093号2014-09-12

表1中超低排放指煤电机组大气污染物排放浓度基本达到GB13223-2011燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%条件下烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

与欧盟D2010/75/EU[6]、美国40CFRPart60SubpartDaandPart63SubpartUUUUU[7-8]中最严条款相比，全面实施超低排放政策后我国火电厂烟尘控制要求与之相当，SO2、NOx则严格较多，总体上仍处于世界最严水平[2]。

2 火电行业主要大气污染物减排效益

2.1 污染物总量减排实际效益

根据环境质量需求和环境保护认识的变化，火电行业在不同阶段先后以烟尘、SO2、NOx为控制重点[2]，特别是GB13223-2011和煤电超低排放政策实施后，火电行业大气污染防治水平大幅提高，2012年起全行业主要大气污染物排放总量全面、快速下降(如图1所示)。

图1 我国火力发电量与主要污染物排放量变化趋势[3,5]

相比2010年，2016年我国火电行业(约90%发电量来自煤电)烟尘、SO2、NOx平均排放强度分别下降约84%、86%、87%，2015年起即低于美国火电行业(约50%发电量来自煤电)2014年水平[2]。相比2010年，在发电量增长约25%的情况下，2016年我国火电行业烟尘、SO2、NOx排放总量分别降低约125万t、756万t、795万t[3,9]，为完成全国主要污染物减排目标做出最大贡献[10]

2.2 污染物总量减排预测效益

根据排放强度理论，大尺度上火电行业大气污染物排放总量是污染物排放强度和火力发电量的乘积。为预测执行不同排放控制要求的减排效益，设定以下基本条件：

(1)按主流煤电机组能效水平，排放浓度100mg/m3大致对应排放强度0.35g/(kW·h)(机组能效、基准氧含量等会影响换算值)[5]，以此为基准值换算执行不同排放控制要求下的污染物排放强度；

(2)根据中国电力企业联合会《电力工业“十二五”规划专题研究报告电源结构及布局优化研究》，2020年、2030年全国火力发电量分别取5.80、7.79万亿(kW·h)；

(3)根据2016年全国1192家火电企业2709个排口的自动监测数据，烟尘、SO2、NOx小时浓度平均值分别低于30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3，大尺度上GB13223-2011已得到贯彻；

(4)排放总量预测情景分别为情景一(延续执行GB13223-2003，排放强度维持2012年水平)、情景二(严格执行GB13223-2011)、情景三(煤电机组执行超低排放政策)。

预测结果表明：

情景一不收紧火电行业大气污染物排放限值，全行业烟尘、SO2、NOx排放总量呈逐年增长趋势，2030年分别达304万t、1761万t、1877万t，比2012年增加80%以上。

情景二严格执行GB13223-2011，全行业2030年烟尘、SO2、NOx排放总量较2012年分别下降51%、54%、67%，单项排放总量能控制在1995年前水平(如图2所示)。

情景三进一步收紧有条件的煤电机组(单机≥30万kW公用机组、≥10万kW自备机组，暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉)大气污染物排放限值，全行业2030年烟尘、SO2、NOx排放总量较2012年分别下降79%、86%、84%，且低于2016年水平，单项排放总量能进一步控制在1985年前水平(见图3)，火电行业对我国环境空气容量的压力将显著降低。图3中：(1)2015年全面执行GB13223-2011，2020年后有条件的煤电机组全面超低排放；(2)1985年烟尘、SO2排放总量引自电力环境监测总站历史统计数据，NOx排放总量根据1987年统计数据和火力发电量外推。

3 典型地区火电行业提标的环境改善效益

灰霾天气的发生与气象条件、烟粉尘等一次来源及硫酸盐、硝酸盐等二次来源等因素均有密切关系，观测表明灰霾天数与环境空气中PM2.5浓度呈正相关关系[2,11]。为预测J省火电行业执行不同排放控制要求的区域环境质量改善效益，设定以下基本条件：

(1)采用MM5+CALPUFF空气质量模型；

(2)预测因子为与灰霾形成密切相关的PM2.5，参考部分燃煤电厂实测数据平均值，一次PM2.5源强按烟尘排放量的46%计，SO3源强按54.21mg/m3计(达到超低排放水平的，削减70%)；

(3)环境质量预测情景分别为情景一(表2，输入2012年现状各厂实际位置、实际排放参数)、情景二(严格执行GB13223-2011，考虑新增和关停机组)、情景三(煤电机组单机≥100MW的执行超低排放政策，<100MW的执行GB13223-2011特别排放限值，考虑新增和关停机组)。

图2 实施GB13223-2011后火电行业预测排放量与历史排放量趋势比较

图3 贯彻煤电超低排放政策后火电行业预测排放量与历史排放量趋势比较

表2 J省火电行业装机预测

项目煤电/MW气电/MW2012年现状6630单机≥100MW:56705080规划新增19957200规划关停3000/

在最不利气象条件下预测结果表明：

情景一维持2012年现状排放水平，J省火电行业对各地级城市市区PM2.5日均浓度最大贡献占GB3095-2012二级标准36.4%～56.7%(详见图4)。

情景二严格执行GB13223-2011，J省火电行业对各地级城市市区PM2.5日均浓度最大贡献占GB3095-2012二级标准13.1%～32.9%，较2012年现状水平平均降低约24.1%(图4)，环境空气质量改善效果显著。

情景三进一步收紧有条件的煤电机组大气污染物的排放限值，J省火电行业对各地级城市市区PM2.5日均浓度最大贡献占GB3095-2012二级标准的11.1%～19.9%，比执行GB13223-2011平均可再降低约7.7%(如图4所示)。

图4 省火电行业执行不同排放控制要求对地级城市市区的PM2.5日均浓度最大影响

以煤炭为主要能源的地区，在不考虑外来源输送影响的情况下，火电厂大气污染物排放贡献环境空气中PM2.5浓度的约1/3[11]。J省单位面积火电装机容量约为全国平均水平的7.5倍[12]，维持原有排放水平时火电行业对地级市市区环境空气PM2.5贡献普遍超过占比1/3的平均水平；通过贯彻GB13223-2011，火电行业对地级市市区的环境空气PM2.5贡献基本控制在30%以下，部分地级市腾出了可持续发展的大气环境容量；通过实施煤电超低排放政策，火电行业对地级市市区的环境空气PM2.5贡献基本在15%左右，考虑到美国NAAQS规定的PM2.524小时限值(第98%位置，3年以上平均)约为GB3095-2012的50%[13]，J省火电行业可以适应未来更高的环境质量控制要求。

火电厂作为高架源，其排放的大气污染物落地浓度影响占比小于其排放总量占比，更远小于其煤炭消费量占比[2,14]。研究表明，火电行业在2012年排放水平条件下对全国城市和京津冀、长三角等大部分空气污染最严重区域的PM2.5年均浓度贡献低于10%，并呈现空气污染越重地区火电行业污染贡献越低的特征[14]。环境统计公报表明，近年第90%位置O3日最大8h平均值呈上升趋势[15]，欧美的减排实践表明，SOx、NOx、VOCs减排幅度之和是PM2.5地面浓度削减幅度的5倍左右[16]，因此在深化火电行业NOx等大气污染物减排的同时，还应进一步强化非电行业VOCs等污染物协同减排，才能实现环境空气质量全面改善目标。