王志轩：精准定位精细管理改革火电厂污染物排放标准

时间： 2018-05-24 16:27

来源：《中国电力企业管理》

作者：王志轩

第二层面，法定要求的精准性和可操作性问题。法定排放标准中确定的强制性要求应当有精准的法定适用条件限定(不同机组、地域、建成时间、燃料情况等)和监测条件限定(什么样的监测方法)，但由于我国强制性排放标准的要求相对于发达国家的排放标准(法规)过于简单、粗放，运行要求和监测(管)措施都主要是针对设计满负荷工况条件，排放标准精准性不够、可操作性较差。所以在现实中会出现对燃煤电厂排放要求张冠李戴而不知是非的问题，如用天然气发电排放标准衡量燃煤发电排放(不是宽与严的问题而是适用性问题);非正常工况甚至停机状态下数据失效而不予以排除问题;企业生产运行中污染物排放超标判定不明问题。

我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)及正在推进的超低排放要求，对燃烧后烟气排放中的烟尘(细颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物最高允许排放限值是以质量浓度(毫克/立方米)表示的。虽然标准规定要将实测烟气换算成标准状况、干烟气条件并进行基准氧含量折算(以防止空气稀释)后才能与排放限值的数值进行比较。但是，排放标准未明确排放限值所对应的监测时间长短(排放监测所对应的时间是一小时监测的平均浓度还是一日、一年监测的平均浓度不明确)，也没有区分正常工况和非正常工况的排放限值。实际应用中，长期以来大部分环保监管部门都默认为排放限值的浓度值是“小时平均浓度”，如在《燃煤发电机组环保电价和环保设施运行监管办法》(发改价格[2014]536号)中以污染物浓度小时均值作为达标排放和满足超低排放电价结算的依据。由于文件制定牵头单位是价格主管部门，对于结算电价的监管具有适用性，但不足以成为排放达标判定的法定依据。排放达标判定问题，与火电行业对大气环境质量影响密切相关、与电力发展和环保技术发展密切相关、与安全生产和社会效益密切相关，在实践中对企业依法达标排放和政府监管带来重大影响，必须与时俱进并汲取国际经验加快改进。

从火电行业对大气环境质量影响特性看，2016年火电厂烟气污染物烟尘(颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物三项大气污染物排放总量，比峰值时下降了85%以上，每千瓦时发电量排放量显著降低，显著减轻了对空气环境质量的影响，已经不是造成雾霾影响的主要因素。根据中电联统计分析，公用火电厂电力颗粒物(烟尘)排放量由2005年的约360万吨，降至2016年的35万吨左右;二氧化硫排放量在2006年达到顶峰1350万吨，2016年降至170万吨左右，比峰值下降了87%;氮氧化物排放量2011年达到顶峰1000万吨左右，2016年降至155万吨左右，比峰值下降了85%(见图1)。从火电单位发电量污染物排放量看，颗粒物(烟尘)由2005年1.8克/千瓦时降至2016年的0.08克/千瓦时，二氧化硫由2005年6.4克/千瓦时降至2016年的0.39克/千瓦时，氮氧化物由2005年3.62克/千瓦时降至2016年的0.36克/千瓦时。

中国2015年燃煤发电量是美国的2.4倍，火电发电量是美国的1.5倍，烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放总量与美国基本持平，美国为437万吨，中国为420万吨(见图2)。

烟尘(颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物三项污染物由单独、短时间尺度影响向PM2.5为特征的复合型、长时间尺度的二次污染影响转变。

从上世纪八十年代起，我国大气环境质量标准中环境功能区划分三级，总悬浮颗粒物(TSP)、PM10、二氧化硫等短时间尺度环境影响问题突出，还没有对PM2.5、O3等提出要求。火电厂主要采取布局调整、改善燃料品质、提高烟囱高度、限制企业规模等技术措施控制污染排放。如包括燃煤电厂排放要求在内的《工业“三废”排放试行标准》(GBJ4-73)是以烟囱数量和高度确定大气污染物排放量限值的;而1991年、1996年的燃煤电厂大气污染物排放标准(GB13223)则是考虑了地区功能、地形特点、气象要素、烟囱特征、燃料特性等因素通过计算确定每小时的最高允许排放量。这些做法与当时污染控制技术水平相一致，也符合当时环境质量控制主要是控制短时间尺度平均浓度和日平均浓度的实际情况。但现在火电厂污染控制措施及环境质量要求都发生了巨大变化，燃煤电厂烟尘排放浓度由1000毫克/立方米级降为100毫克/立方米级再降低为当前的10毫克/立方米级(注：烟尘进入除尘器前的原始浓度在15000~40000毫克/立方米之间)，二氧化硫浓度由2000毫克/立方米级降为200毫克/立方米级再降低为30毫克/立方米级，氮氧化物浓度由800毫克/立方米级降为200毫克/立方米级再降低为50毫克/立方米级;与此同时，环境质量考核的重点由短时尺度浓度(小时)向长时间尺度(年均)转变。因此，很容易判断，在低排放浓度限值下超标一倍与上世纪九十年代的高浓度排放限值下同样也是排放超标一倍，排放量增加只是当年的1/10甚至是1/100量级,对环境的影响要小得多。

电力发展与环保新要求导致小时平均浓度波动性增大，已不适合用于达标监督。一是随着经济、社会、能源转型，电力供需矛盾由短缺向宽松转变以及可再生能源大量接入需要煤电机组频繁调峰，使煤电机组年利用小时数大幅下降，由2010年前的平均约5500小时左右下降到4200小时左右，机组旋转备用增多，运行波动性加大(见图3)。

二是用于燃煤电厂的大气污染治理设施的脱除效率已接近(或超过)工艺所能达到的极限，电厂烟气处理系统(烟气岛)更加复杂，脱硝、除尘、脱硫设备依次串联在烟气系统上，烟气处理设备之间以及机组之间互相影响加大。

三是在超低排放限值要求下尤其颗粒物排放限值要求在10毫克/立方米或者5毫克/立方米以下，已经低于标准监测方法的绝对误差范围，烟气连续监测系统已接近或超出适用区间，加之受监测断面选取、取样、分析、显示、标定、烟气折算数参选取等环节的误差传递，使小时平均浓度监测值与真实值相对偏差更大。

以小时平均浓度作为执法考核不科学并造成巨大浪费。目前，排污许可及各省环保执法按照小时均值对污染物排放是否超标进行考核，这种形式要求企业100%的小时都必须达标或称任何情况下都不允许超标。实际上，在低(超低)排放浓度要求下，即便电厂的个别小时甚至一日数次小时平均浓度超标一倍或者数倍，但通过大气物理和化学作用，对日平均或者年平均环境质量的变化几乎没有影响。对于标准监测方法的绝对误差已经大于限值要求的情况下已经谈不上科学监管，如果花更多的钱去开发特低浓度的监测系统必要性、可行性需科学论证。且由于污染控制边际成本已经处于指数增长曲线的高速增长区，企业为了保障任何时候都不超标，达标控制线还必须远离限值红线，这不仅对环保设备质量、运行和环保监管等都带来极大困难，也造成更高的边际成本。

123

编辑：赵凡