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随着燃煤机组烟气脱硫装置装机容量的不断增长以及装机比例的持续提高,全国燃煤发电行业的 SO 2 排放总量与排放绩效大幅下降。图 2 所示为 2005 年以来全国燃煤发电行业 SO 2 排放总量及排放绩效的发展情况 [25-27] 。“十一五”规划将SO 2 列入约束性减排指标,要求到 2010 年,全国SO 2 排放总量比 2005 年减少 10%,控制在 2 294.4万 t 以内,煤电行业 SO 2 排放量控制在 1 000 万 t以内,单位发电量 SO 2 排放强度比 2005 年降低50%。同时由于国家给出了脱硫补贴电价的优惠政策,煤电行业 SO 2 减排效果明显。进入“十二五”后,中国 SO 2 排放标准更加严格,但由于国内大部分火电机组都已安装脱硫装置,且每年装机容量还在增加,全国燃煤发电行业的 SO 2 排放总量下降缓慢,每年平均在 800 万 t 以上。然而,随着 2014 年超低排放政策的出台,煤电行业的SO 2 排放在 2014 年后出现陡然下降的现象。相比于 2014 年,2015 年煤电行业 SO 2 排放量下降约 68%。
到 2016 年,SO 2 排放量进一步降低至 170 万 t,仅为 2014 年 SO 2 排放量的 27% 左右。
1.2 氮氧化物(NO x )排放控制中国燃煤电厂对 NO x 的控制开始于 1996 年出台的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—1996),规定新、扩、改建火电厂锅炉的 NO x 排放质量浓度在固态排渣和液态排渣情况下分别不超过 650 和 1 000 mg/m 3 [21] 。此后,该标准历经2003 年和 2011 年两次修订。在 2003 年标准中,对燃煤锅炉 NO x 的控制立足于低氮燃烧方式,并预留烟气脱硝装置空间,根据燃煤挥发分的含量不同,要求 NO x 排放的质量浓度限值为 450、650和 1 100 mg/m 3 [22] 。2009 年 6 月,环保部提出《火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)》,对NO x实施分地域控制,其中重点地区为 200 mg/m 3 ,其他地区为 400 mg/m 3 。在 2011 年标准中对 NO x 排放进行了进一步限制,要求自 2014 年 7 月 1 日起,现有火力发电锅炉 NO x 排放达到 100 mg/m 3以下,新建火力发电锅炉自 2012 年 7 月 1 日起执行该限值 [23] 。2014 年印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020 年)》规定 NO x的超低排放是指在烟气含氧量 6% 的基准下,排放质量浓度不超过 50 mg/m 3 [24] 。
图 3 所示为 2005 年以来中国火电机组烟气脱硝装置装机容量及装机比例的发展变化情况 [25-27] 。
从图 3 中可以看出,2011 年之前全国安装烟气脱硝装置燃煤机组的装机容量及装机比例增长缓慢。彼时,除了部分新建机组安装了烟气脱硝装置之外,大部分机组并未安装。其主要原因是在“十一五”期间,中国重点控制 SO 2 污染物排放,尚未将 NO x 作为约束性减排指标,且彼时中国 NO x 排放标准限值虽然为 450 mg/m 3 ,但并未严格执行,导致大部分新建机组都未安装烟气脱硝装置。“十二五”规划首次将 NO x 作为约束性减排指标 [28] ,要求在“十二五”期间 NO x 排放量削减 10%,且 2011 年新修订的 NO x 排放标准中将NO x 排放限值降低至 100 mg/m 3 ,导致全国烟气脱硝装置装机容量和装机比例迅速增长。此外,2011 年国家发改委还出台了燃煤发电机组试行脱硝电价,对全国 14 个省(区、市)符合国家政策要求的燃煤发电机组,上网电价在现行基础上加价 0.008 元/(kW·h),进一步促进了 2011 年后全国烟气脱硝装置装机容量的快速增长。截至 2016 年年底,全国燃煤发电机组烟气脱硝装置装机量已达到 910 GW,占燃煤发电总装机容量的 96%。
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