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  • 實施超低排放面臨的問題及政策建議
  • 發布時間:2016-01-16 瀏覽次數:305次 作者:023web

      為進一步降低燃煤電廠污染物排放量,2015年12月2日,國務院常務會議決定在全國燃煤電廠實施超低排放。為貫徹落實會議精神,環境保護部、國家發展和改革委員會、國家能源局印發了《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》,具體指導燃煤電廠超低排放工作。


      2016年1月15日,全國各省發改、能源、環保、經信系統共計800余人同時參加一個會議即加快推進煤電超低排放和節能改造動員大會。會上,環境保護部部長陳吉寧表示全面實施煤電超低排放和節能改造是一項重要的國家專項行動。面對時間緊、要求高、任務重的客觀形勢,各地要切實將如期完成改造任務作為完成約束性減排目標的“壓艙石”,作為推進環境質量改善的硬任務,毫不動搖地抓緊抓實抓出成效。


      相關研究和實踐表明,推進燃煤電廠超低排放還存在若干問題,需要盡快研究,找到解決辦法,以使其有序推進。


      燃煤電廠大氣污染物排放控制情況


      截至2014年底,全國全口徑發電裝機容量13.7億千瓦,比2005年增長1.6倍。其中,火電9.24億千瓦,比2005年增長1.4倍。2014年,全國全口徑發電量5.6萬億千瓦時,比2005年增長1.2倍。其中,火電4.23萬億千瓦時,比2005年增長1.1倍。2014年,煤電裝機占火電裝機的90.4%,煤電發電量占火電發電量的93.5%。


      “十一五”以來,電力常規大氣污染物排放相繼達到峰值。尤其是2014年,火電廠大氣污染物排放量快速下降,實現了“十一五”以來的最大降幅。其中,電力煙塵排放量由1979年左右的峰值(年排放量約600萬噸)降至2014年的98萬噸,單位火電發電量煙塵排放量0.23g/kWh;煤電煙氣脫硫裝機比重由2005年的14%提高到2014年的91.4%,電力二氧化硫排放量由2006年的峰值(年排放量約1350萬噸)降至2014年的620萬噸,與1995年的排放量相當,單位火電發電量二氧化硫排放量1.47g/kWh;煤電煙氣脫硝比重快速提高至2014年的82.7%,電力氮氧化物排放由2011年的峰值(年排放量約1000萬噸)降至2014年的620萬噸,單位火電發電量氮氧化物排放量1.47g/kWh(注:上述數據來自中國電力企業聯合會。環境保護部環境統計的2014年火電排放相關數據如下:煙粉塵236萬噸、二氧化硫683萬噸、氮氧化物783萬噸)。。


      燃煤電廠超低排放技術、經濟和環境效益分析


      自2014年多家燃煤電廠實現超低排放以來,已有幾千萬千瓦的機組宣稱實現超低排放。按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》要求,如30萬千瓦及以上機組全部實現超低排放,則改造規模達到7億千瓦以上(不考慮2015年以來的新建機組)。


      為此,筆者從環境、經濟、技術等方面對超低排放效果進行簡要分析。


      首先,從燃煤電廠超低排放控制技術上分析。


      從實現超低排放的燃煤電廠來看,采用的超低排放技術或措施主要分為以下3類:一是對已有技術和設備的潛力進行挖掘、輔機改造、系統優化,如對脫硫除霧器、電除塵器電源和電極進行改造;二是設備擴容,增大裕度或者是將原來過小的裕度恢復正常,如增加脫硫塔或其噴淋層、增加脫硝催化劑層數、增加濕式電除塵器等;三是采用熱值高、灰分低、硫分低的優質煤,如很多的電廠未對脫硫設施進行改造仍能實現二氧化硫超低排放,多是由于近年來煤炭市場向好、煤質趨好等前端利好因素的貢獻??偟膩砜?,上述超低排放技術措施仍主要采用電除塵器、布袋(電袋除塵器)、石灰石石膏濕法脫硫技術、選擇性催化還原技術等,基本上沒有創新性、革命性技術的出現。此外,從2014年以來已經實現超低排放的電廠看,多是燃煤條件好、基礎條件比較充分(如場地和機組改造相對容易等)的電廠,后期超低改造的機組難度將越來越大。


      其次,從燃煤電廠超低排放環境效益上分析。


      根據《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)要求以及特別排放限值要求,按照嚴格執行上述標準進行測算(按2014年發電量),電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別約30萬噸、250萬噸、200萬噸(當前公布數據為總量核算數據,未充分體現標準修訂的成效)。由于測算時是按照排放限值上限估算的,考慮到嚴格執法和運行裕度的存在,其實際排放量還應更低。按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》要求進行測算,電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別不超過15萬噸、100萬噸、100萬噸。從上述測算量看,相對于達標排放,超低排放能實現50%以上的總量減排,但實際減排的總絕對量不大。


      如按環境質量分析,由于燃煤電廠是高架源排放并分布在全國各地,再加上減排的總的絕對量不大,超低排放對環境質量影響的分擔率要遠遠小于排放量的分擔率,對環境質量改善的作用相對較小。


      此外,燃煤電廠超低排放改造會增加二氧化碳排放。預計每年因超低排放改造,導致系統能耗增加二氧化碳排放約1950萬噸,提高脫硫效率增加石灰石消耗從而增加二氧化碳排放180萬噸,提高脫硝效率增加液氨消耗增加二氧化碳排放250萬噸,合計增加排放約2380萬噸,且上述測算未考慮超低改造用的鋼材、催化劑等生產及物料運輸過程的二氧化碳排放。


      第三,從燃煤電廠超低排放經濟性上分析。


      煤電超低排放的經濟性主要體現在投資、單位發電量的成本增加、單位污染物控制成本增加等方面,由于機組間的差異較大,因此,選取超低排放電價(單位發電量增加的成本)以及邊際成本(單位污染物控制增加的成本)進行論述。

    按照我們對典型項目的測算(按20年運行周期),在現有環保電價的基礎上,要實現超低排放要求,典型的300MW級機組將增加1.47分/kWh;600MW等級機組增加1.08分/kWh;1000MW等級機組增加0.82分/kWh 。從2016年1月1日起,雖然將給予現有機組1分/kWh的超低電價補貼,但由于補償標準將逐年降低,且隨著電力體制改革的不斷深入,煤電機組市場電量的比重也將逐步提高(環保電價補償的比例將下降),因此,從長遠看不斷提高的環保成本最終要由企業自身承擔。


      按照測算,煤電大氣污染物從達標排放到超低排放少排放的污染物的控制成本將大幅度提高,如二氧化硫超低排放削減增量的成本是改造前成本的近20倍,濕式電除塵器煙塵控制成本是前端除塵器控制成本的千倍;增量成本遠高于全社會平均治理成本(按制定排污收費標準時測算的全社會平均成本,二氧化硫、氮氧化物約為1.26元/kg),高于北京(排污費為10元/kg)、天津(二氧化硫排污費為6.3元/kg,氮氧化物為8.5元/kg)等省市的治理成本。


      燃煤電廠實施超低排放面臨的主要問題


      當前,各發電集團正按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》要求積極開展相關工作,從各方面反映的情況看,在實施過程中主要存在以下方面的問題。


      依法性問題。根據《環境保護法》、《大氣污染物防治法》,對企業大氣污染物排放控制的判定應該用排放標準衡量,達標即為合法,超標違法并承擔相應責任。目前對煤電超低排放改造的要求,多是以行政文件要求為主,僅有部分省市采用地方標準形式。所以,一方面,缺乏法律方面的保障;另一方面,因超低排放相關的一些技術性問題尚未搞清楚(如氨逃逸、SO3產生量增加、脫氮廢棄催化劑如何處理等),相關標準可能難以制定。


      監管問題。顆粒物參比方法所采用的手工采樣重量法是基于顆粒物排放濃度大于20mg/m3進行采樣分析,當濃度小于20mg/m3時,手工測量誤差相對較大。在《固定污染源煙氣排放連續監測技術規范》(HJ∕T 75-2007)參比方法驗收技術考核指標要求中,當顆粒物排放質量濃度≤50mg/m3時,絕對誤差不超過±15mg/m3;目前該標準正在修訂并公開征求意見,要求改為當顆粒物排放質量濃度≤20mg/m3時,絕對誤差不超過±5mg/m3;換言之,5~15mg/m3CEMS煙塵的顯示結果都有可能是實現超低排放的。此外還有監測斷面選取、定期維護、人員能力等影響精度因素。即便是環境行政主管部門的對比性監督監測能夠監測低濃度,也難以形成對煙塵的有效監管。


      技術層面的問題。從實現超低排放的電廠看,超低排放在技術上并沒有重大創新,多是通過大馬拉小車式的設備擴容量、材料的改進、昂貴設備的使用等來實現。即便是現有技術能夠實現超低排放,仍面臨一些技術難題,如,云貴川渝地區機組煙氣脫硫裝置(FGD)入口煙氣二氧化硫濃度超過7000 mg/m3的電廠不是個別現象,為控制出口低于35 mg/m3,則脫硫效率應超過99.5%,這在實際過程中幾乎難以做到。


      超低排放與其他方面的協調性問題。在超低排放的推進過程中,如何統籌協調好節能、減碳、節水以及其它常規污染物控制之間的相互關系,是切實提升超低排放綜合效益的關鍵,但該問題目前尚未得到系統評估和全盤考慮。如,為實現NOx超低排放而增加一層催化劑,導致系統阻力、空氣預熱器阻力提高,SO2向SO3的轉化率上升,氣溶膠排放增加,導致氨逃逸增大、腐蝕及堵塞現象增加等,目前關于SO3及氨逃逸的環境影響尚無法精確評判。如前所述,燃煤電廠超低排放改造還會增加二氧化碳排放。此外,液氨、催化劑等原材料生產的全生命周期污染物排放也需系統測算和通盤考量。


      經濟性問題。新建機組由于不存在改造等過程,超低排放邊際成本還可以接受;但現有機組超低排放改造的邊際成本則非常高昂,甚至高于全社會平均水平1~2個數量級。由于超低排放改造成本高,所以國家給予一定補貼,但可能存在個別企業為了拿補貼而改造,而不是為了真正實現減排效果,要注意規避這方面的問題。


      推進燃煤電廠超低排放有序發展的政策建議


      在當前燃煤電廠超低排放和節能改造快速推進過程中,針對實施過程中存在的問題,筆者提出如下政策建議。


      一要盡快開展超低排放綜合效果的系統研究與評估。國家環保行政主管部門、宏觀經濟及價格管理部門、電力行業行政主管部門聯合組織相關單位,對超低排放系統性問題進行評估和深入研究,主要包括:超低排放的環境效益、經濟效益及其對技術的影響、系統及設備的可靠性、資源節約或消耗情況、可能產生的二次污染及應對措施、超低排放補貼潛在實施效果等。評價指標應包含能體現其本質屬性的指標,如環境質量改善率、單位電量增加成本、單位污染物減排邊際成本、設備可靠性等。應根據評估目的和對象的不同,確定系統或設備驗收所需的連續運行時間要求。


      二要適時修訂《火電廠大氣污染物排放標準》。在深入研究和系統評估的基礎上,修訂《火電廠大氣污染物排放標準》,將超低排放行政要求納入法制軌道。依據對不同地區、不同機組的要求,結合技術現狀,在標準中明確差異化要求。同時,繼續完善超低排放監測、監管、技術標準體系。


      三要提前部署超低排放技術研發。要盡快開展超低排放相關技術研發,要注意這些新技術既能減少煙塵、二氧化硫、氮氧化物等的排放,又要盡量避免氨逃逸、二氧化碳和三氧化硫排放增加等現象,同時考慮成本降低問題。


      四要有序推進超低排放改造。應因地制宜、因技術經濟條件支撐和當地電力供需等情況,以環境質量改善為目標,穩步有序推進大氣污染物超低排放改造,避免環境效益差、經濟代價大、能源消耗高、二次污染多的超低排放改造。應按照先重點區域后非重點區域、先大容量機組后小容量機組的順序,因地制宜、因煤制宜、因爐制宜有序推進,切勿一擁而上。

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