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衔接环评和排污许可的火电行业大气污染物源强核算探讨

作者:第一论文网 更新时间:2015年10月26日 21:11:14

我国“多煤少油贫气”的一次能源禀赋,决定了以煤电为主的能源生产与消费结构格局将长期存在,但是这种格局也使火电行业大气污染物排放量长期居高不下(图1)。以S02、NO。为例,火电行业排放量历史峰值分别占当年全国工业排放量的60%左右,因此火电行业环境保护工作受到公众的高度关注,是我国环境管理的重点行业之一。

环境影响评价和排污许可分别是我国污染源事前预防、事中事后监管的核心制度。通过环境影响评价制度,推动了《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223)的实施,火电行业烟尘、S02、NOx排放量分阶段得到控制并大幅削减。然而,火电企业日常排污许可常简化为主要污染物总量管理,与前期环评之间形成两套核算和管理体系,没有实现无缝衔接,不利于环境管理责权划分。在重点污染行业中,火电行业产污环节基本明确、污染防治技术日趋完善、环境管理相对规范,具备有效衔接环评和排污许可的“先行先试”条件。基于2015-2016年广东等8省(市、区)和华能等12家电力集团所属火屯企业(分别占全国火电装机规模的约39. 6%、约67. 5%)大气污染物排放情况调研结果,并结合国内外相关研究[1-5].本文尝试探讨兼顾项目环评和排污许可的、便于操作的火电行业大气污染物核算思路。

火电行业大气污染物核算因子

火电厂排放烟气中所含成份很多,主要有N2、H20、C02、S02、S03、NOx. CO、颗粒物、重金属和微量元素(如Hg、As等)。世界各国对火电厂烟气污染物的关键控制项目基本为烟尘(或颗粒物)、S02、NOx,部分发达经济体开始控制重金属(如Hg)。我国GB 13223-2011污染物关键控制项目为烟尘、S02、NOx、Hg及其化合物,这些污染物在燃料燃烧过程中生成、转化机理较明确,其排放量、排放浓度等预测和监测方法日趋完善[3-4],现阶段也积累了大量正常和非正常状态实测数据,具备监测、统计、考核条件。

火电厂无组织排放污染物主要有NH3、非甲烷总烃、颗粒物等。火电厂液氨储罐属于压力容器,正常情况不存在NH3的无组织排放。调研表明国内已没有长期运行的燃油电厂,其他火电厂油罐区贮存量小、年周转数小,非甲烷总烃的无组织排放量极少。部分竣工环保验收监测资料表明,燃煤电厂物料贮运系统和灰场颗粒物的无组织排放浓度基本能满足《大气污染物综合排放标准》(GB 16297),并更多受外环境影响,同时近年煤场封闭化已成为主流。实践表明,通过环评和事中事后监管加强约束措施和环境管理,火电厂无组织排放是可控的。

考虑到火电行业主要大气污染物的排放量、影响程度和减排重点方向,根据GB 13223指标体系,结合固定源排污许可管理需要,本文建议现阶段火电行业大气污染物源强核算因子定为烟囱有组织排放的烟尘(或颗粒物)、S02、NOx、Hg及其化合物。

火电行业大气污染物核算方法

常规核算火电厂大气污染物排放量的方法有实测法、物料衡算法和排污系数法。

实测法通过实际测量废气排放量、污染物质量浓度计算污染物排放量。GB 13223-1996开始强制要求火电厂安装污染物在线监测系统 (CEMS),根据中电联对386家燃煤电厂的调查,约99%的被调查电厂与环保主管部门实现联网,验收检查合格的CEMS占比大于91%,99%以上的被调查电厂有效数据捕集率符合规范要求,实测法应用符合有效性规定的在线监测数据已具备全国性实施条件。同时,地方环保部门对火电厂定期开展监督性监测,可以比对CEMS监测结果。实测法能反映火电厂各种运行工况下的排放情况,在符合计量认证前提下应作为现有企业首选的污染物核算手段。

物料衡算法根据物质质量守恒定律对生产过程中物料变化进行定量计算。在新改扩建火电项目环评阶段,某些基础数据具有不确定性,或基于环境质量对源强有更严格控制要求,采用物料平衡法可较准确地预测污染物排放量。物料衡算法采用参数比较理想,实际排放量与之存在偏差,例如:我国火电机组具有调峰频繁、负荷率低等特点,燃煤电厂偏离额定工况常增加煤耗10克/千瓦时~2()克/千瓦时[6-7];除尘、脱硫设施基本能全程投运,且一般设有冗余(如多通道、多层)应对部分故障情形,但SCR脱硝设施在烟温过低时段(特别是机组启动阶段)投运的技术问题尚未完全解决,而近年发电设备利用时间持续走低导致火电机组启停、备用频繁,NO2小时浓度超限值现象较普遍。针对这些特殊状况,本文建议首先加强环境管理促进火电企业技术改造、降低非正常排放概率,其次要求火电厂非正常状态增加的污染物排放量通过正常运行阶段适当降低排放浓度等手段予以平衡,可将排放总量控制在物料衡算核算值内。

排污系数法根据现有同类污染源调查获取的反映行业污染物排放规律的排污系数来估算污染物排放量,当仅有机组规模、环保设施类型等有限信息时,采用该法可大致估算火电厂污染物排放量。但是,“十二五’期间火电厂环保设备技术水平快速·是升,主要污染物排放量大幅度降低,建议及时修订产排污系数,以适应新的行业形势。

火电行业大气污染物核定方法

为快捷地核定火电厂大气污染物排放量,或便于区域环境管理,还可采用基于排放标准限值、单位质量燃料产生的烟气量等较稳定参数的排放限值法或绩效法。

排放限值法根据烟气量和污染物允许排放浓度限值计算污染物排放量。基于排放限值、机组规模、燃料热值等预设参数,排放限值法可绘制成火电企业核定量表格,实际运用时通过参数查表快速判断火电企业排放总量的合理性,有必要时还可依据参数差异性进一步修正核定值。

绩效法根据等效发电量和单位发电量污染物排放绩效值计算污染物排放量。对应排放浓度1 00毫克/立方米,本文建议燃煤锅炉、燃油锅炉及燃气锅炉、燃气轮机组基准绩效值分别取0. 35克/千瓦时、0.30克/千瓦时、0. 70克/千瓦时。这种设定值与国内主流的300兆瓦级燃煤(油)机组、100兆瓦级燃气轮机组在纯凝工况下理论值相当(表1),同类型机组热效率越高,绩效法核定结果对其越有利。同时,在基准绩效值基础上插值形成对应排放限值的绩效值,使绩效法与GB 13223等排放标准结合更加紧密。

核算(核定)方法误差分析

以某新建项目为例(表2),新建2×350兆瓦循环流化床机组,年利用小时按5500小时;燃用煤泥和洗中煤,燃料收到基碳含量35%、氢含量3%、氧含量5%、氮含量1%、硫分1%、灰分38%、水分17%,干燥无灰基挥发分39%,低位发热量13000千焦/千克,耗煤量495吨/时;炉内掺烧石灰石、纯度90%,设计Ca/S摩尔比1.5,脱硫效率50%;采用布袋除尘器,除尘效率99. 96%;炉后石灰石一石膏湿法脱硫,综合除尘效率99. 98%;排放限值10毫克/立方米,对应绩效值0. 035克/千瓦时。物料衡算法烟尘排放量约117.5吨/年,按达标排放折算后与排放限值法、绩效法核定值相当,而排污系数法核算结果简单修正后仍比核定值偏大35%左右,说明第一次污染源普查总结的火电行业排污系数与现阶段实际情况差距较大。

以某现有企业为例(表2),某现有1×350兆瓦煤粉炉机组,2014年7-12月燃料收到基低位发热量平均21. 98兆焦/千克,在线监测系统小时NOx排放浓度加权平均32.7毫克/立方米,烟气量平均805264.2立方米/时,负荷平均211.3兆瓦,设备利用时间2666. 32小时;排放限值50毫克/立方米,对应绩效值0. 175克/千瓦时。2014年7-12月CEMS记录NOx实际排放量约116.4吨,为方便比较,按达标排放折算排放量约366.7吨/年,比排放限值法和绩效法核定量大5%~9%,增量因素主要为低负荷和频繁调节常态增加煤耗(按1 5克,千瓦时计则排放量增加约5%)、非正常排放等。我国火电行业环保考核较严格,火电厂运营阶段常将排放浓度控制在低于排放限值一定幅度内,以降低工况短时波动情况下污染物超排放限值的几率,因此一定周期内的实际排放量基本会低于排放限值法和绩效法的核定量。

兼顾环评和排污许可的优先核算方法

新改扩建项目在可研阶段对燃料、环保设施等参数均进行了一定深度的技术、经济论证,为项目环评源强核算采用物料衡算法奠定了基础,再结合排放标准、总量控制、环境影响等因素可以得出污染物允许排放量,以环评允许排放量作为排污许可证的许可排放量,可实现排污许可制度与环境质量挂钩,从而约束企业的排污行为、促进环境质量的改善。

现有火电企业一方面实际运行状态复杂,另一方面现有技术已基本可以做到快捷、准确获取排放数据,本文建议污染物源强核算采用实测法,再结合排放标准、区域环境质量限制因素确定允许排放量。