燃气电厂与超低排放燃煤电厂环境及生态效应对比

樊 慧 段天宇 朱博骐 陈双营

1.中国石油经济技术研究院 2.中国石油天然气销售江苏分公司

0 引言

当前，我国环保工作已经逐步进入精细化治理阶段。尽管大气治理工作已取得显著成效，但据生态环境部《中国生态环境状况公报》数据，2019年我国仍有53%的地级及以上城市环境空气质量超标，“2＋26”城市优良天数占比仅为53%，2019年京津冀及周边、汾渭平原地区空气的PM2.5平均浓度分别为57 μg/m3、55 μg/m3，距离环境空气质量标准35 μg/m3的要求还有很大的差距，与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标2（IT-2）25 μg/m3、过渡时期目标3（IT3）15 μg/m3、空气质量准则值（AQG）10 μg/m3的要求差距更大。我国大气环境治理仍任重道远。

超低排放燃煤发电是重要的煤炭清洁利用方式，目前我国超过80%的燃煤电厂已实施了超低排放改造。当前，超低排放燃煤发电是否已完全实现等同于燃气发电的清洁程度？燃气发电是否还具有环保与生态方面的比较优势？这是我国未来电源结构优化决策时重要的考量因素。已有的关于超低排放燃煤电厂与燃气电厂的比较研究主要集中于发电成本方面，对环境与生态效应方面的研究较少且研究结论不完全一致。有研究认为，当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁[1]；也有研究指出，中国燃煤电厂与国际能源署提出的2030年煤电厂污染物排放目标仍有较大差距，燃煤发电大气污染物控制仍面临较大挑战[2]。为进一步厘清燃气电厂相对超低排放燃煤电厂究竟是否存在环境优势，笔者开展了二者环境与生态效应的对比分析，并从加大环保政策力度、从严火电机组污染物排放标准、完善碳市场等方面提出了相关建议。

1 我国火电行业现有环保标准现状

2011年，我国环境保护部（现生态环境部）与国家质量监督检验检疫总局制定了《火电厂大气污染物排放标准：GB 13223—2011》，这是自1991年首次发布该标准以来的第三次修订，自2012年开始实施。标准规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和控制要求。在此基础上，随着燃煤发电超低排放专项行动的实施、燃气电厂脱硝技术的应用，煤电和气电的环保标准也都得到了进一步的提升。

1.1 超低排放燃煤发电污染物排放标准现状

根据GB 13223—2011及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自2012年1月，全国新建燃煤电厂排放烟尘、SO2、NOx执行标准分别为30 mg/m3、100 mg/m3、100 mg/m3（西南地区除外，其执行标准有所宽松），自2013年4月，重点控制区新受理的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20 mg/m3、50 mg/m3、100 mg/m3（表1）。“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求。

我国自2014年开始规模化实施煤电超低排放改造。2014年9月，国家发展和改革委员会、环保部、能源局共同制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，提出东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于 10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，中部地区原则上接近或达到上述排放限值，鼓励西部地区接近或达到上述排放限值。2015年12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造。地方政府也积极响应，江苏、浙江、上海、山东、山西等地出台了政策或地方标准，明确要求燃煤电厂烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。

表1 燃煤电厂与燃气电厂污染物排放标准对比表

1.2 燃气机组大气污染物排放标准现状

GB 13223—2011首次增设了燃气轮机组大气污染物排放浓度限值，但并未单独设立标准，而是与天然气锅炉笼统归为“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”，规定烟尘、SO2、NOx排放限值分别为5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3（表 1）。

此后，北京、天津、深圳陆续以地方标准或规范性文件等方式出台了更为严格的燃气轮机组排放限值（表1）。地方标准主要是将NOx的排放限值从国家要求的50 mg/m3进一步严格为15～35 mg/m3；此外，天津、深圳对燃气轮机的烟尘、SO2排放标准并未予以规范，但这并不是标准的放松，而是基于燃气轮机组实际排放水平很低，几乎没有上述两种污染物的考虑。

从全球范围看，我国目前实施的燃煤电厂超低排放标准属于世界领先，标准严于美国、欧盟等地区[2]。燃气轮机的排放标准方面，国外仅美国对燃机SO2有排放限值要求，其他国家均未对烟尘、SO2提出排放限值要求；NOx排放标准方面，欧盟执行10～50 mg/m3的限值标准，美国执行30 mg/m3的限值标准，同时要求企业采用控制技术等进一步降低NOx排放以获得运营执照，其实际NOx排放限值标准介于5～10 mg/m3[3]。因此，我国在燃机NOx排放标准方面，与美国仍有差距。

总体来看，随着火电大气污染控制技术的发展与应用，我国燃煤与燃气发电的大气污染物排放标准都在不断趋严。随着越来越多的地方政府出台了更加严格的燃气发电NOx排放限制标准，气电的排放标准仍然领先于超低排放煤电。

2 燃气发电与超低排放燃煤发电污染物排放对比

2.1 常规污染物排放对比

笔者采用文献调研的方式，对超低排放燃煤电厂和燃气电厂3种常规污染物——烟尘、SO2、NOx的实际排放水平进行比较。徐静馨等[1]对江苏、广东、山东地区共99台超低排放燃煤机组以及江苏省17台燃机的常规污染物进行了实测（表2），结果显示：实测范围内的超低排放燃煤电厂和燃气电厂3种常规污染物的排放水平均符合各自的排放标准，但同类型火电机组的排放水平存在较大差异。从污染物排放均值看，99台超低排放燃煤机组的烟尘、SO2、NOx排放水平分别为2 mg/m3、16 mg/m3、33 mg/m3，8台E级燃机排放水平为0.85 mg/m3、2.20 mg/m3、30.00 mg/m3，9台F级燃机排放水平为1.11 mg/m3、0.84 mg/m3、42.00 mg/m3。按照徐静馨等的实测数据[1]，超低排放燃煤机组的平均烟尘排放浓度是燃机的1.8～2.4倍，SO2排放浓度是燃机的7～19倍，NOx排放浓度较E级燃机高3 mg/m3、较F级燃机低9 mg/m3。

考虑本文文献[1]样本中江苏省投运的大部分燃气电厂尚未安装选择性催化还原脱硝装置（SCR），其燃机NOx排放水平显著高于深圳、北京等已实施SCR改造的地区。目前，通过新型低氮燃烧器与SCR改造后，北京F级燃机已实现NOx排放浓度低于30 mg/m3，E级燃机排放浓度低于15 mg/m3，深圳所有燃机均已实现NOx排放浓度低于15 mg/m3[3-4]。

从3种常规大气污染物的实际排放水平看：①超低排放燃煤电厂烟尘、SO2的实际排放水平仍显著高于燃气发电机组，特别是SO2排放浓度是燃机的7～19倍。②在燃气电厂不实施SCR改造的情况下，超低排放燃煤电厂和燃气电厂NOx实际排放水平都在30～50 mg/m3，燃气电厂不存在显著优势，但是通过新型低氮燃烧器与SCR改造后，燃机NOx排放浓度可以稳定在15 mg/m3以下，较超低排放煤电机组NOx平均排放水平仍有优势。从国外燃机NOx排放水平看，通过低氮燃烧器改造、加装SCR、控制燃气品质等多种方式，基本已实现燃机NOx排放达到10 mg/m3甚至5 mg/m3的排放[5]。因此，我国燃气轮机进一步控制NOx排放浓度的空间还较大，且技术上可行、可实施，在深圳、北京等地区已得到实践检验[6]。③实施燃煤电厂超低排放改造确实显著降低了电力行业常规污染物的排放总量，为改善我国大气环境质量做出了重要贡献，但实现了超低排放并不意味着燃煤发电达到了燃气发电的清洁程度，重要原因是我国现行的燃气发电污染物限值标准高于其真实的排放水平，特别是烟尘、SO2的排放标准与实际排放量差距较大，既不能起到激励约束作用，也在一定程度上影响了社会对气电清洁性的认识。

表2 燃气电厂与超低排放燃煤电厂污染物实际排放对比表

2.2 非常规污染物排放对比

2.2.1 汞及其化合物等重金属

联合国环境规划署发布的报告指出，燃煤电厂是全球最大的人为汞（Hg）污染来源[7]。汞是环境中一种生物毒性极强的重金属污染物，具有持续性、迁移性、沉积性和生物富集的特点，且甲基汞能通过食物链逐层放大，在高营养级生物中高度富集并通过人体的血脑屏障，对人的中枢神经系统产生危害[8-9]。目前，《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤电厂汞及其化合物的排放限值是0.03 mg/m3，我国典型燃煤电厂实际运行中汞排放浓度在0.000 2～0.004 6 mg/m3[1]。燃煤电厂烟气中除汞以外，还含有砷、硒、锑、铅等其他重金属，越来越多的学者已意识到控制重金属排放的紧迫性，但对于燃煤电厂烟气重金属测试和控制仍有部分问题亟待解决[10]。

2.2.2 SO3等可凝结颗粒物

燃煤电厂排放的另一重要污染物是SO3，其毒性是SO2的约10倍，是燃煤电厂蓝烟/黄烟的罪魁祸首，极易溶于水形成硫酸雾，是酸雨形成的主要原因。SO3形成亚微米级的H2S04酸雾，通过烟囱排入大气，进而形成二次颗粒硫酸盐，这也是大气中PM2.5的重要来源之一，会对人的呼吸道产生严重损害。文献调研结果显示，燃煤电厂SO3排放浓度大致在0.3～22.7 mg/m3[1,11]，而电厂烟气中的SO3是可凝结颗粒物中最主要的组成部分[12]。近两年，关于燃煤电厂湿烟羽中的可凝结颗粒物是否对雾霾的产生具有影响还存在争议，但已有专家提出可凝结颗粒物和雾霾的关联应进一步进行科学论证[13]。鉴于我国目前还没有出台关于SO3和可凝结颗粒物的监测方法标准及排放限值，该领域应得到更多重视。

2.3 燃气发电与超低排放燃煤发电污染物排放对比

本文文献[1]中引入了“污染当量评价指标”，用以计算超低排放燃煤发电和燃气发电单位发电量的污染当量，并进行比较。这种方法综合考虑了两种火力发电的3种常规污染物排放及非常规污染物Hg和SO3，有其合理性和可行性。但由于其计算过程中选取参数时存在下述问题：①对燃机NOx实际排放浓度选用的是江苏17台燃机的平均排放浓度（E级30 mg/m3、F级42 mg/m3），并不代表中国燃机的先进水平，实际情况是深圳燃气发电机组已实现NOx排放浓度低于15 mg/m3；②对燃气电厂单位发电量排放的干烟气量取值为5.8 m³/（kW·h），笔者按照F级燃机气耗0.183 m3/（kW·h）、E级燃机气耗0.19 m3/（kW·h）计算，燃机干烟气量取值应为5.2 m3/（kW·h）。将上述两个参数调整后，按照“污染当量评价指标”方法重新计算两种火电污染物排放当量，结果如表3所示。

表3 基于实际运行下燃气电厂与超低排放燃煤电厂污染物排放当量对比表

可以看到，基于实际运行数据，综合考虑常规污染物与非常规污染物，超低排放燃煤电厂单位发电量污染物排放当量（0.227×10－3）是E级燃气轮机（0.096×10－3）的2.4倍，是F级燃气轮机（0.089×10－3）的2.6倍，燃气电厂环保优势十分突出。

2.4 污染物治理产生的后遗问题

燃煤发电会产生大量的粉煤灰，即煤粉在高温燃烧后，由烟道气带出并经除尘器收集的粉尘。粉煤灰若不进行妥善处理，会对周围生态环境造成污染。近年来我国粉煤灰的综合利用得到各方面的广泛重视，但仍存在一系列问题。如西部地区粉煤灰大量堆积与填埋，监管制度不完善等[14]。据《中国电力行业年度发展报告》，我国每年燃煤电厂粉煤灰产量超过5×108t，2018、2019年综合利用率分别为71%、72%。

另外，我国燃煤电厂烟气脱硫方法以石灰石—石膏湿法脱硫为主[2]，每年要消耗约5 000×104t石灰石，而石灰石的开采对生态环境会产生一定的负面影响[2,15]。此外，烟气脱硫过程中产生的石膏雨、细颗粒物及脱硝加剧了SO3的生成及氨逃逸，这些细颗粒物及可凝结颗粒物易吸附重金属，不仅是形成灰霾的重要因素，而且危害公众健康，是实现后清洁煤电时代亟待解决的关键性难题[16]。

此外，由于脱硫系统排放的废水具有悬浮物高、含盐量高、腐蚀性强等特点，不能将其直接排入电厂的废水处理系统，必须设置独立的脱硫废水处理系统，以达到环保排放标准[17]。但据了解，目前我国燃煤电厂中实施脱硫废水处理的比例仍较低。

3 燃气发电与超低排放燃煤发电生态效应对比

3.1 碳排放对比

据《BP世界能源统计年鉴》，2019年我国化石能源燃烧产生的CO2排放量约98×108t，超过全球总排放量的1/4[18]，其中，电力行业CO2排放量约占全国总排放量的40%[19]。

由表4可以看出，在单位度电CO2排放水平方面，燃气电厂约为411 g/（kW·h），而燃煤电厂为798 g/（kW·h），气电较煤电减排约50%。其中，燃气电厂效率提升及燃料转换各自贡献约50%的减排水平。从这个角度看，提升气电比例可有效降低我国火电碳排放水平。

2016年10 月，国务院印发《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，要求到2020年，大型发电集团单位度电CO2排放控制在550 g/（kW·h）。根据《中国电力行业年度发展报告》，2019年全国单位度电CO2排放约为577 g/（kW·h），而火电厂单位度电CO2排放量约为838 g/（kW·h），降低火电碳排放水平是减少电力行业碳排放的重要手段。鉴于目前碳捕集和封存技术距离大规模商业化仍有距离、进一步降低发电煤耗的空间不大[20-21]，最有效地降低发电行业碳排放强度的途径是优化电源结构，包括提升可再生能源发电比例及气电比例。目前，欧洲的国家如英国、法国、德国、荷兰等均出台了煤电退出时间表，将于2030年前退出全部煤电。

表4 燃煤发电与燃气发电CO2排放量比较表

3.2 资源消耗对比

火电行业是典型的用水大户，水在火力发电过程中担负着传递能量、冷却及清洁的重要作用，火电用水消耗量约占全国工业用水消耗量的20%，且有近1/2的火电装机建在“过度取水”地区，加剧了部分流域内水资源的供需矛盾。根据中国电力企业联合会的统计结果，全国火电厂每千瓦时发电耗水量约1.4 kg，每千瓦时发电量废水排放量为0.07 kg[22]。燃气发电通过节水及废水零排放改造，可以达到每千瓦时发电耗水量约1 kg，外排水量为0[23]。

此外，根据《火电工程限额设计参考造价指标（2017年）》[24]，新建一座9F级2×400 MW等级燃气蒸汽联合循环机组的占地面积约11公顷（1公顷＝1×104m2），相当于新建一座2×660 MW超临界燃煤机组占地面积的1/4。特别是在我国东部沿海等电力负荷中心，土地资源较为稀缺，新建燃气电厂能够很大程度上节约项目占地、发挥国土价值。

4 结论与建议

4.1 主要结论

1）燃气发电相对于超低排放燃煤发电具有明显的环保优势。实现超低排放的燃煤电厂其烟尘、SO2排放浓度均显著高于燃气发电；通过实施低氮燃烧改造和加装SCR后，燃气电厂NOx排放水平可稳定控制在15 mg/m3以下，较超低排放燃煤电厂有环保优势。若考虑SO3等可凝结颗粒物的排放、汞等重金属排放、粉煤灰的处置与利用、烟气脱硫过程产生的二次环境问题、脱硫废水排放等问题，气电环保优势更为明显。

2）GB 13223—2011中燃气发电的排放限值有待进一步完善：①烟尘、SO2的排放限值设定（烟尘为5 mg/m3、SO2为35 mg/m3）远高于燃气发电机组实际排放水平，不能反映气电的实际清洁程度，加上天然气燃料本身的总含硫量与清洁程度决定了燃机排放的烟尘、SO2水平非常低，对燃机的烟尘、SO2设定排放限值没有实际约束意义，反而可能带来环保执法的难度；②对NOx的排放限值（50 mg/m3）设定未起到减排激励作用，我国燃气发电机组通过实施SCR改造可以实现NOx低于15 mg/m3的实际排放，发达国家部分燃机的NOx排放水平甚至达到5～10 mg/m3，因此，GB 13223—2011中对燃机的NOx排放限值应进一步降低。

3）燃气电厂较燃煤电厂CO2减排效果显著。燃气发电的单位度电CO2排放可以较超低排放燃煤发电减少50%，提升气电比例可有效降低我国火电行业碳排放量。燃气发电较之燃煤发电可显著节约水资源与土地资源。

4.2 相关建议

1）继续加大环保政策力度，鼓励燃气电厂建设：①进一步扩大煤炭消费减量控制的区域范围和力度，尽可能以可再生能源发电和燃气发电满足增量电力装机需求；②取消《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中对新建燃气热电联产的限制，应积极鼓励燃气热电联产项目的建设；③完善火电厂大气污染物排放控制体系，研究将SO3、部分重金属等非常规污染物纳入污染物排放控制范围。

2）进一步严格燃气发电机组的常规污染物排放标准。NOx作为PM2.5等主要污染物的前体物，进一步控制NOx排放对于持续改善城市环境质量具有重要意义。建议参照北京、深圳地区对燃气轮机的NOx排放标准, 修订GB 13223—2011，将全国范围内燃气轮机NOx的排放限值设定为15 mg/m3。同时，考虑燃机实际排放水平很低（几乎没有），建议取消对燃机烟尘、SO2的排放限值，一方面避免不必要的监控和执法成本，另一方面消除超低排放达到燃机排放水平的错觉。

3）发挥碳市场对电力行业低碳转型的作用。加快构建和完善全国碳市场，并设定“地板价”，通过碳价机制形成气候友好的公平竞争市场环境，引导电力企业加快向低碳电力结构转型的步伐。