煤电减排对中国大气污染物排放控制的影响研究

0 引言

多煤、贫油、少气的资源禀赋决定了中国一次能源消费必须以煤炭为主。大规模煤炭利用带来了一系列的能效、环境污染和温室气体排放问题。其中，由煤炭直接燃烧引起的环境污染一直是社会广泛关注的焦点。煤在燃烧过程中产生大量的烟尘、二氧化硫（SO 2 ）、氮氧化物（NO x ）和重金属等多种污染物，是形成细颗粒物污染的重要组成部分，也是近年来雾霾天气频发的原因之一 [1-2] 。煤炭消费的途径主要有燃煤发电、工业燃烧、化工原料以及供热用煤等 [3-4] ，其中燃煤发电耗煤量占全国煤炭消费总量的 50% 以上 [5-6] 。

（作者：李博 1,2 ，王卫良 1 ，姚宣 1,3 ，吕俊复 1 ，李政 1 ，倪维斗 1）

(1. 清华大学 热科学与动力工程教育部重点实验室，2. 电力规划设计总院，3. 北京国电龙源环保工程有限公司）

煤电在中国电源结构中占据主体地位，也是近年来全国大气污染治理的主要行业。自 20 世纪 70 年代中国首次提出针对燃煤电厂污染物排放控制标准以来，火电厂污染物排放标准已经过多次修订。随着 2014 年《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 年）》出台 [7] ，燃煤电厂的“超低排放”技术理念被提出并达成一致共识，该技术理念是指在采用传统的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，通过对现有技术进行提效改进，或采用新技术，使烟尘、SO 2 和 NO x 分别达到 5 mg/m 3或 10 mg/m 3 、35 mg/m 3 和 50 mg/m 3 [8-20] （基准氧含量取 6%）的排放质量浓度。

本文对中国煤电行业污染物控制历程进行了系统梳理与讨论，包括历年来污染物排放标准的修订、污染物排放量/排放绩效的发展情况、污染物脱除设施的装机发展等，进一步分析了全国分行业污染物排放的变化趋势，阐述了煤电行业污染物排放控制在中国大气污染物排放控制中的作用。最后基于目前全国各个行业污染物排放情况，提出了中国大气污染物治理的建议。

1 中国燃煤发电污染物控制历程

1.1 二氧化硫（SO 2 ）排放控制

中国于 1996 年首次将 SO 2 排放浓度作为约束

性指标纳入大气污染物排放标准，并于 1997 年1 月 1 日实施。该标准要求新建、扩建和改建燃煤机组的 SO 2 排放质量浓度不得高于 1 200 mg/m 3 ，否则将不予批准环境影响报告书 [21] 。此后又经过2003 年和 2011 年两次修订，排放限制越来越严格 [22-23] 。2011 年 7 月修订的 SO 2 排放标准要求现役燃煤锅炉的 SO 2 排放质量浓度不得高于 200 mg/m 3 ，新 建 燃 煤 机 组 的 SO 2 排 放 质 量 浓 度 不 得 高 于100 mg/m 3 [23] （重点地区一律不超过 50 mg/m 3 ）。

2014 年出台的超低排放政策中，全国新建燃煤电厂 SO 2 排放质量浓度不得高于 35 mg/m 3 [24] 。

在越来越严格的标准约束下，全国燃煤电厂SO 2 排放控制取得了显著的成效。图 1 给出了2005 年以来全国燃煤发电机组烟气脱硫装置装机容量及装机比例的发展变化情况 [25-27] 。从图 1 中可以发现，随着燃煤发电机组的快速增长以及环保压力的增大，全国燃煤机组的烟气脱硫装置装机容量及装机比例在 2011 年之前经历了一个同步快速增长阶段。燃煤发电机组烟气脱硫装置装机容量由 2005 年的不足 50 GW 飞速增长至 2011 年的 631 GW；烟气脱硫装置装机比例也从 2005 年的 12% 左右大幅提升至 2011 年的 89%。2011 年以后烟气脱硫装置装机容量进一步提高，到 2016 年达到近 880 GW；烟气脱硫装置装机比例也进一步提高至近 93%。

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%。