燃氣電廠與超低排放燃煤電廠環境及生態效應對比

樊 慧 段天宇 朱博騏 陳雙營

1.中國石油經濟技術研究院 2.中國石油天然氣銷售江蘇分公司

0 引言

當前，我國環保工作已經逐步進入精細化治理階段。盡管大氣治理工作已取得顯著成效，但據生態環境部《中國生態環境狀況公報》數據，2019年我國仍有53%的地級及以上城市環境空氣質量超標，“2＋26”城市優良天數占比僅為53%，2019年京津冀及周邊、汾渭平原地區空氣的PM2.5平均濃度分別為57 μg/m3、55 μg/m3，距離環境空氣質量標準35 μg/m3的要求還有很大的差距，與世界衛生組織確定的環境空氣質量過渡時期目標2（IT-2）25 μg/m3、過渡時期目標3（IT3）15 μg/m3、空氣質量準則值（AQG）10 μg/m3的要求差距更大。我國大氣環境治理仍任重道遠。

超低排放燃煤發電是重要的煤炭清潔利用方式，目前我國超過80%的燃煤電廠已實施了超低排放改造。當前，超低排放燃煤發電是否已完全實現等同于燃氣發電的清潔程度？燃氣發電是否還具有環保與生態方面的比較優勢？這是我國未來電源結構優化決策時重要的考量因素。已有的關于超低排放燃煤電廠與燃氣電廠的比較研究主要集中于發電成本方面，對環境與生態效應方面的研究較少且研究結論不完全一致。有研究認為，當燃煤發電標準煤耗不大于全國平均水平時比燃氣電廠更清潔[1]；也有研究指出，中國燃煤電廠與國際能源署提出的2030年煤電廠污染物排放目標仍有較大差距，燃煤發電大氣污染物控制仍面臨較大挑戰[2]。為進一步厘清燃氣電廠相對超低排放燃煤電廠究竟是否存在環境優勢，筆者開展了二者環境與生態效應的對比分析，并從加大環保政策力度、從嚴火電機組污染物排放標準、完善碳市場等方面提出了相關建議。

1 我國火電行業現有環保標準現狀

2011年，我國環境保護部（現生態環境部）與國家質量監督檢驗檢疫總局制定了《火電廠大氣污染物排放標準：GB 13223—2011》，這是自1991年首次發布該標準以來的第三次修訂，自2012年開始實施。標準規定了火電廠大氣污染物排放濃度限值、監測和控制要求。在此基礎上，隨著燃煤發電超低排放專項行動的實施、燃氣電廠脫硝技術的應用，煤電和氣電的環保標準也都得到了進一步的提升。

1.1 超低排放燃煤發電污染物排放標準現狀

根據GB 13223—2011及國家環保部《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》，自2012年1月，全國新建燃煤電廠排放煙塵、SO2、NOx執行標準分別為30 mg/m3、100 mg/m3、100 mg/m3（西南地區除外，其執行標準有所寬松），自2013年4月，重點控制區新受理的燃煤機組執行大氣污染物特別排放限值，煙塵、SO2、NOx排放標準分別為20 mg/m3、50 mg/m3、100 mg/m3（表1）。“十三五”期間，重點控制區市域范圍內所有火電燃煤機組均執行特別排放限值要求。

我國自2014年開始規模化實施煤電超低排放改造。2014年9月，國家發展和改革委員會、環保部、能源局共同制定了《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》，提出東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，即在基準氧含量6%的條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度不高于 10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，中部地區原則上接近或達到上述排放限值，鼓勵西部地區接近或達到上述排放限值。2015年12月2日召開的國務院常務會議決定，在2020年之前對燃煤電廠全面實施超低排放和節能改造。地方政府也積極響應，江蘇、浙江、上海、山東、山西等地出臺了政策或地方標準，明確要求燃煤電廠煙塵、SO2、NOx排放濃度不高于5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。

表1 燃煤電廠與燃氣電廠污染物排放標準對比表

1.2 燃氣機組大氣污染物排放標準現狀

GB 13223—2011首次增設了燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值，但并未單獨設立標準，而是與天然氣鍋爐籠統歸為“以氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組”，規定煙塵、SO2、NOx排放限值分別為5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3（表 1）。

此后，北京、天津、深圳陸續以地方標準或規范性文件等方式出臺了更為嚴格的燃氣輪機組排放限值（表1）。地方標準主要是將NOx的排放限值從國家要求的50 mg/m3進一步嚴格為15～35 mg/m3；此外，天津、深圳對燃氣輪機的煙塵、SO2排放標準并未予以規范，但這并不是標準的放松，而是基于燃氣輪機組實際排放水平很低，幾乎沒有上述兩種污染物的考慮。

從全球范圍看，我國目前實施的燃煤電廠超低排放標準屬于世界領先，標準嚴于美國、歐盟等地區[2]。燃氣輪機的排放標準方面，國外僅美國對燃機SO2有排放限值要求，其他國家均未對煙塵、SO2提出排放限值要求；NOx排放標準方面，歐盟執行10～50 mg/m3的限值標準，美國執行30 mg/m3的限值標準，同時要求企業采用控制技術等進一步降低NOx排放以獲得運營執照，其實際NOx排放限值標準介于5～10 mg/m3[3]。因此，我國在燃機NOx排放標準方面，與美國仍有差距。

總體來看，隨著火電大氣污染控制技術的發展與應用，我國燃煤與燃氣發電的大氣污染物排放標準都在不斷趨嚴。隨著越來越多的地方政府出臺了更加嚴格的燃氣發電NOx排放限制標準，氣電的排放標準仍然領先于超低排放煤電。

2 燃氣發電與超低排放燃煤發電污染物排放對比

2.1 常規污染物排放對比

筆者采用文獻調研的方式，對超低排放燃煤電廠和燃氣電廠3種常規污染物——煙塵、SO2、NOx的實際排放水平進行比較。徐靜馨等[1]對江蘇、廣東、山東地區共99臺超低排放燃煤機組以及江蘇省17臺燃機的常規污染物進行了實測（表2），結果顯示：實測范圍內的超低排放燃煤電廠和燃氣電廠3種常規污染物的排放水平均符合各自的排放標準，但同類型火電機組的排放水平存在較大差異。從污染物排放均值看，99臺超低排放燃煤機組的煙塵、SO2、NOx排放水平分別為2 mg/m3、16 mg/m3、33 mg/m3，8臺E級燃機排放水平為0.85 mg/m3、2.20 mg/m3、30.00 mg/m3，9臺F級燃機排放水平為1.11 mg/m3、0.84 mg/m3、42.00 mg/m3。按照徐靜馨等的實測數據[1]，超低排放燃煤機組的平均煙塵排放濃度是燃機的1.8～2.4倍，SO2排放濃度是燃機的7～19倍，NOx排放濃度較E級燃機高3 mg/m3、較F級燃機低9 mg/m3。

考慮本文文獻[1]樣本中江蘇省投運的大部分燃氣電廠尚未安裝選擇性催化還原脫硝裝置（SCR），其燃機NOx排放水平顯著高于深圳、北京等已實施SCR改造的地區。目前，通過新型低氮燃燒器與SCR改造后，北京F級燃機已實現NOx排放濃度低于30 mg/m3，E級燃機排放濃度低于15 mg/m3，深圳所有燃機均已實現NOx排放濃度低于15 mg/m3[3-4]。

從3種常規大氣污染物的實際排放水平看：①超低排放燃煤電廠煙塵、SO2的實際排放水平仍顯著高于燃氣發電機組，特別是SO2排放濃度是燃機的7～19倍。②在燃氣電廠不實施SCR改造的情況下，超低排放燃煤電廠和燃氣電廠NOx實際排放水平都在30～50 mg/m3，燃氣電廠不存在顯著優勢，但是通過新型低氮燃燒器與SCR改造后，燃機NOx排放濃度可以穩定在15 mg/m3以下，較超低排放煤電機組NOx平均排放水平仍有優勢。從國外燃機NOx排放水平看，通過低氮燃燒器改造、加裝SCR、控制燃氣品質等多種方式，基本已實現燃機NOx排放達到10 mg/m3甚至5 mg/m3的排放[5]。因此，我國燃氣輪機進一步控制NOx排放濃度的空間還較大，且技術上可行、可實施，在深圳、北京等地區已得到實踐檢驗[6]。③實施燃煤電廠超低排放改造確實顯著降低了電力行業常規污染物的排放總量，為改善我國大氣環境質量做出了重要貢獻，但實現了超低排放并不意味著燃煤發電達到了燃氣發電的清潔程度，重要原因是我國現行的燃氣發電污染物限值標準高于其真實的排放水平，特別是煙塵、SO2的排放標準與實際排放量差距較大，既不能起到激勵約束作用，也在一定程度上影響了社會對氣電清潔性的認識。

表2 燃氣電廠與超低排放燃煤電廠污染物實際排放對比表

2.2 非常規污染物排放對比

2.2.1 汞及其化合物等重金屬

聯合國環境規劃署發布的報告指出，燃煤電廠是全球最大的人為汞（Hg）污染來源[7]。汞是環境中一種生物毒性極強的重金屬污染物，具有持續性、遷移性、沉積性和生物富集的特點，且甲基汞能通過食物鏈逐層放大，在高營養級生物中高度富集并通過人體的血腦屏障，對人的中樞神經系統產生危害[8-9]。目前，《火電廠大氣污染物排放標準》對燃煤電廠汞及其化合物的排放限值是0.03 mg/m3，我國典型燃煤電廠實際運行中汞排放濃度在0.000 2～0.004 6 mg/m3[1]。燃煤電廠煙氣中除汞以外，還含有砷、硒、銻、鉛等其他重金屬，越來越多的學者已意識到控制重金屬排放的緊迫性，但對于燃煤電廠煙氣重金屬測試和控制仍有部分問題亟待解決[10]。

2.2.2 SO3等可凝結顆粒物

燃煤電廠排放的另一重要污染物是SO3，其毒性是SO2的約10倍，是燃煤電廠藍煙/黃煙的罪魁禍首，極易溶于水形成硫酸霧，是酸雨形成的主要原因。SO3形成亞微米級的H2S04酸霧，通過煙囪排入大氣，進而形成二次顆粒硫酸鹽，這也是大氣中PM2.5的重要來源之一，會對人的呼吸道產生嚴重損害。文獻調研結果顯示，燃煤電廠SO3排放濃度大致在0.3～22.7 mg/m3[1,11]，而電廠煙氣中的SO3是可凝結顆粒物中最主要的組成部分[12]。近兩年，關于燃煤電廠濕煙羽中的可凝結顆粒物是否對霧霾的產生具有影響還存在爭議，但已有專家提出可凝結顆粒物和霧霾的關聯應進一步進行科學論證[13]。鑒于我國目前還沒有出臺關于SO3和可凝結顆粒物的監測方法標準及排放限值，該領域應得到更多重視。

2.3 燃氣發電與超低排放燃煤發電污染物排放對比

本文文獻[1]中引入了“污染當量評價指標”，用以計算超低排放燃煤發電和燃氣發電單位發電量的污染當量，并進行比較。這種方法綜合考慮了兩種火力發電的3種常規污染物排放及非常規污染物Hg和SO3，有其合理性和可行性。但由于其計算過程中選取參數時存在下述問題：①對燃機NOx實際排放濃度選用的是江蘇17臺燃機的平均排放濃度（E級30 mg/m3、F級42 mg/m3），并不代表中國燃機的先進水平，實際情況是深圳燃氣發電機組已實現NOx排放濃度低于15 mg/m3；②對燃氣電廠單位發電量排放的干煙氣量取值為5.8 m3/（kW·h），筆者按照F級燃機氣耗0.183 m3/（kW·h）、E級燃機氣耗0.19 m3/（kW·h）計算，燃機干煙氣量取值應為5.2 m3/（kW·h）。將上述兩個參數調整后，按照“污染當量評價指標”方法重新計算兩種火電污染物排放當量，結果如表3所示。

表3 基于實際運行下燃氣電廠與超低排放燃煤電廠污染物排放當量對比表

可以看到，基于實際運行數據，綜合考慮常規污染物與非常規污染物，超低排放燃煤電廠單位發電量污染物排放當量（0.227×10－3）是E級燃氣輪機（0.096×10－3）的2.4倍，是F級燃氣輪機（0.089×10－3）的2.6倍，燃氣電廠環保優勢十分突出。

2.4 污染物治理產生的后遺問題

燃煤發電會產生大量的粉煤灰，即煤粉在高溫燃燒后，由煙道氣帶出并經除塵器收集的粉塵。粉煤灰若不進行妥善處理，會對周圍生態環境造成污染。近年來我國粉煤灰的綜合利用得到各方面的廣泛重視，但仍存在一系列問題。如西部地區粉煤灰大量堆積與填埋，監管制度不完善等[14]。據《中國電力行業年度發展報告》，我國每年燃煤電廠粉煤灰產量超過5×108t，2018、2019年綜合利用率分別為71%、72%。

另外，我國燃煤電廠煙氣脫硫方法以石灰石—石膏濕法脫硫為主[2]，每年要消耗約5 000×104t石灰石，而石灰石的開采對生態環境會產生一定的負面影響[2,15]。此外，煙氣脫硫過程中產生的石膏雨、細顆粒物及脫硝加劇了SO3的生成及氨逃逸，這些細顆粒物及可凝結顆粒物易吸附重金屬，不僅是形成灰霾的重要因素，而且危害公眾健康，是實現后清潔煤電時代亟待解決的關鍵性難題[16]。

此外，由于脫硫系統排放的廢水具有懸浮物高、含鹽量高、腐蝕性強等特點，不能將其直接排入電廠的廢水處理系統，必須設置獨立的脫硫廢水處理系統，以達到環保排放標準[17]。但據了解，目前我國燃煤電廠中實施脫硫廢水處理的比例仍較低。

3 燃氣發電與超低排放燃煤發電生態效應對比

3.1 碳排放對比

據《BP世界能源統計年鑒》，2019年我國化石能源燃燒產生的CO2排放量約98×108t，超過全球總排放量的1/4[18]，其中，電力行業CO2排放量約占全國總排放量的40%[19]。

由表4可以看出，在單位度電CO2排放水平方面，燃氣電廠約為411 g/（kW·h），而燃煤電廠為798 g/（kW·h），氣電較煤電減排約50%。其中，燃氣電廠效率提升及燃料轉換各自貢獻約50%的減排水平。從這個角度看，提升氣電比例可有效降低我國火電碳排放水平。

2016年10 月，國務院印發《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》，要求到2020年，大型發電集團單位度電CO2排放控制在550 g/（kW·h）。根據《中國電力行業年度發展報告》，2019年全國單位度電CO2排放約為577 g/（kW·h），而火電廠單位度電CO2排放量約為838 g/（kW·h），降低火電碳排放水平是減少電力行業碳排放的重要手段。鑒于目前碳捕集和封存技術距離大規模商業化仍有距離、進一步降低發電煤耗的空間不大[20-21]，最有效地降低發電行業碳排放強度的途徑是優化電源結構，包括提升可再生能源發電比例及氣電比例。目前，歐洲的國家如英國、法國、德國、荷蘭等均出臺了煤電退出時間表，將于2030年前退出全部煤電。

表4 燃煤發電與燃氣發電CO2排放量比較表

3.2 資源消耗對比

火電行業是典型的用水大戶，水在火力發電過程中擔負著傳遞能量、冷卻及清潔的重要作用，火電用水消耗量約占全國工業用水消耗量的20%，且有近1/2的火電裝機建在“過度取水”地區，加劇了部分流域內水資源的供需矛盾。根據中國電力企業聯合會的統計結果，全國火電廠每千瓦時發電耗水量約1.4 kg，每千瓦時發電量廢水排放量為0.07 kg[22]。燃氣發電通過節水及廢水零排放改造，可以達到每千瓦時發電耗水量約1 kg，外排水量為0[23]。

此外，根據《火電工程限額設計參考造價指標（2017年）》[24]，新建一座9F級2×400 MW等級燃氣蒸汽聯合循環機組的占地面積約11公頃（1公頃＝1×104m2），相當于新建一座2×660 MW超臨界燃煤機組占地面積的1/4。特別是在我國東部沿海等電力負荷中心，土地資源較為稀缺，新建燃氣電廠能夠很大程度上節約項目占地、發揮國土價值。

4 結論與建議

4.1 主要結論

1）燃氣發電相對于超低排放燃煤發電具有明顯的環保優勢。實現超低排放的燃煤電廠其煙塵、SO2排放濃度均顯著高于燃氣發電；通過實施低氮燃燒改造和加裝SCR后，燃氣電廠NOx排放水平可穩定控制在15 mg/m3以下，較超低排放燃煤電廠有環保優勢。若考慮SO3等可凝結顆粒物的排放、汞等重金屬排放、粉煤灰的處置與利用、煙氣脫硫過程產生的二次環境問題、脫硫廢水排放等問題，氣電環保優勢更為明顯。

2）GB 13223—2011中燃氣發電的排放限值有待進一步完善：①煙塵、SO2的排放限值設定（煙塵為5 mg/m3、SO2為35 mg/m3）遠高于燃氣發電機組實際排放水平，不能反映氣電的實際清潔程度，加上天然氣燃料本身的總含硫量與清潔程度決定了燃機排放的煙塵、SO2水平非常低，對燃機的煙塵、SO2設定排放限值沒有實際約束意義，反而可能帶來環保執法的難度；②對NOx的排放限值（50 mg/m3）設定未起到減排激勵作用，我國燃氣發電機組通過實施SCR改造可以實現NOx低于15 mg/m3的實際排放，發達國家部分燃機的NOx排放水平甚至達到5～10 mg/m3，因此，GB 13223—2011中對燃機的NOx排放限值應進一步降低。

3）燃氣電廠較燃煤電廠CO2減排效果顯著。燃氣發電的單位度電CO2排放可以較超低排放燃煤發電減少50%，提升氣電比例可有效降低我國火電行業碳排放量。燃氣發電較之燃煤發電可顯著節約水資源與土地資源。

4.2 相關建議

1）繼續加大環保政策力度，鼓勵燃氣電廠建設：①進一步擴大煤炭消費減量控制的區域范圍和力度，盡可能以可再生能源發電和燃氣發電滿足增量電力裝機需求；②取消《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》中對新建燃氣熱電聯產的限制，應積極鼓勵燃氣熱電聯產項目的建設；③完善火電廠大氣污染物排放控制體系，研究將SO3、部分重金屬等非常規污染物納入污染物排放控制范圍。

2）進一步嚴格燃氣發電機組的常規污染物排放標準。NOx作為PM2.5等主要污染物的前體物，進一步控制NOx排放對于持續改善城市環境質量具有重要意義。建議參照北京、深圳地區對燃氣輪機的NOx排放標準, 修訂GB 13223—2011，將全國范圍內燃氣輪機NOx的排放限值設定為15 mg/m3。同時，考慮燃機實際排放水平很低（幾乎沒有），建議取消對燃機煙塵、SO2的排放限值，一方面避免不必要的監控和執法成本，另一方面消除超低排放達到燃機排放水平的錯覺。

3）發揮碳市場對電力行業低碳轉型的作用。加快構建和完善全國碳市場，并設定“地板價”，通過碳價機制形成氣候友好的公平競爭市場環境，引導電力企業加快向低碳電力結構轉型的步伐。