燃煤电厂减污降碳协同治理探析*

冯永超，胡 勇，彭 逸，熊 强

(重庆市生态环境监测中心，重庆 401147)

2020年9月，习近平主席在第75届联合国大会提出，我国力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，2060年前实现碳中和。十九届五中全会将“碳排放达峰后稳中有降”纳入2035年基本实现社会主义现代化远景目标。现阶段，各个城市还普遍面临着日益严重的局地大气污染物和 CO2减排双重压力，我国需要在推进高质量发展的同时实现快速减排，面临巨大挑战。好在主要大气污染物与 CO2排放的同根同源性、措施的同效性使得两者之间的协同控制具有较大潜力[1]。我国正在统筹加快开展大气污染物治理和 CO2减排工作，推动煤电、钢铁等重点领域实现超低排放，并要求在重点行业制定达峰专项方案和提出明确达峰目标。

煤电是我国大气污染物和二氧化碳排放的最主要来源之一[2-3]。燃煤电厂耗煤量大，排放烟气是大气污染物和 CO2连续集中排放源，其所排放CO2量占我国总排放量50%左右[4-5]。由于其大气污染物和 CO2排放量大，排放相对集中，对其研究易于实现大气污染物和 CO2的协同控制，因此对燃煤电站锅炉烟气中大气污染物和 CO2排放的协同控制研究为国内外广泛重视。

1 实 验

某工业园区内新建“关小建大”热电联产项目，项目主要建设内容包括3×500 t/h超高压燃煤锅炉+2×80 MW背压机组+1×8 MW高背压机组，同步实施石灰石—石膏湿法脱硫、SCR脱硝、双室一电场二袋场电袋复合式除尘。项目供电煤耗、综合供热煤耗均按优于《GB 35574-2017热电联产单位产品能耗消耗限额》中规定1级进行设计，项目消耗煤约155.20万t/a，脱硫石灰石14万t/a，建成后年运行7500h，机组总热效率不低于74.7%，热电比为445%。

2 结果与讨论

2.1 排污情况

拟建项目燃煤锅炉按低氮燃烧技术，烟气经选择性催化还原法(SCR)脱硝(尿素为脱硝剂，催化剂层数3+1)、电袋复合除尘系统、石灰石石膏湿法脱硫处理设计，烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物达到《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)中超低排放限制要求，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3，本项目经环评预测主要污染物排放见表1。该排放水平已明显严于欧盟《2001年10月23日欧盟议会和欧盟委员会第2001/81/EC号指令(B)》(关于大型<大于50 MW>燃烧设备的几种大气污染物限值)和美国锅炉大气污染物排放标准规定相应排放限值。尽管排放浓度实现了超低排放，但排放总量不可忽视，烟尘、二氧化硫、氮氧化物年排放总量分别达到100、400、578 t。为了环境空气质量持续改善，当地政府应严格落实新建项目颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放总量替代削减方案，做到区域“增产不增污”。

表1 大气污染物预测排放量

2.2 碳排放情况

根据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》、北京市地方标准《二氧化碳排放核算和报告要求 电力生产业》(DB 11/T 1781-2020)，以建设内容为边界，核算生产系统产生的温室气体排放[6]。本项目主要排放源为化石燃料燃烧的二氧化碳排放、脱硫过程的二氧化碳排放。本项目碳排放量见表2。

表2 碳排放预测量

主要排放源为燃料燃烧排放、脱硫过程排放，碳排放总量达到3379695 t CO2。其中燃料燃烧排放量为3318095 t CO2，占比约98.2%，项目 CO2排放主要是燃煤排放；脱硫过程碳排放量为61600 t CO2，占比约1.8%，尽管脱硫污染治理增加了厂供电能耗，导致CO2排放增加，但占比仅1.8%，却能有效降低SO2排放，脱硫效率可达到99.1%。因此，为减少碳排放，需要在技术上继续突破，需要进一步减少煤炭用量，未来加大燃煤清洁利用，进一步减少燃煤用于发电的比例。

E=E燃烧+E脱硫+E电和热

(1)

(2)

ADi=FCi×NCVi×10-6

(3)

(4)

(5)

EFk=EFk,t×TR

(6)

式中：E燃烧为化石燃料燃烧产生的CO2排放量，单位为吨二氧化碳(tCO2)；

ADi为第i种化石燃料的活动水平，单位为太焦(TJ)；

EFi为第i种化石燃料的二氧化碳排放因子，单位为tCO2/TJ；

i为化石燃料类型代号；

NCVi是第i种燃料的平均低位发热量，kJ/kg(煤炭)；

CCi为第i种燃料的单位热值含碳量，单位为吨碳/太焦(tC/TJ)；

OFi为第i种化石燃料的碳氧化率，单位为%，煤炭取98%；

E脱硫为脱硫过程的二氧化碳排放量，t；

CALk为第k种脱硫剂中碳酸盐消耗量，t；

EFk为脱硫剂中碳酸盐的排放因子，tCO2/t；

E电和热为0，无净购入使用电力。

2.3 减污降碳建议

(1)采取节能减排措施，源头协同治理。常规大气污染物与二氧化碳排放具有同根、同源、同过程的特点。减少污染物排放与降低二氧化碳之间可以产生很好的协同效应，提高燃煤利用效率，在降低二氧化碳排放的同时，也可以减少常规污染物排放。一方面在总平面布置、设备选型、工艺系统、材料选择、节能管理等方面挖掘潜力，采用选用高效发电机组背压机组，节能新技术、新工艺、提高热效率，降低发电标煤耗；另一方面应通过技术研发进一步减少燃煤发电煤耗，甚至是由煤改为燃气或生物质清洁能源，会带来明显的减污降碳协同增效效果。

(2)坚持科技创新驱动，加强低碳技术研究应用。新建项目应采取并探索减少碳排放和二氧化碳综合利用的措施，预留碳捕集及中和设施的空间或接口，逐步实现工艺过程的低碳运行。对于火电厂烟气中的 CO2减排一般可以分为源头控制和末端治理。 源头控制即通过工艺创新来提高新的发电机组效率，进一步减少发电中能耗来减少CO2的排放；末端治理就是通过捕获、封存等措施减少 CO2排放[7-11]。 目前，大多数燃煤电厂还没有降碳的环保设施，应加强与高校、科研院所等加强低碳技术创新合作，开展二氧化碳捕集、封存、综合利用一体化研究工作，积极探索二氧化碳资源化利用的途径、技术和方法，形成技术研发和生产应用联动机制。如重庆是丰富的页岩气开采区，探索超临界二氧化碳代替水做压裂液的研究对页岩气增产、二氧化碳减排、减少水资源消耗具有重要的现实意义[12-14]。

(3)优化能源结构方面，严控煤炭消费总量，提高水电等可再生能源电力占比。稳妥开发建设水电，因地制宜发展风电、太阳能光伏发电、地热发电和生物质发电等绿色能源。

(4)推动将碳排放纳入环境影响评价与排污许可管理，推动统筹融合协同控制温室气体与污染物排放管理。通过规划环评、项目环评、排污许可推动区域、行业和企业落实煤炭消费削减替代，进行碳总量控制。重庆等部分省市已率先开展了相关工作。

(5)完善全国碳排放权交易市场制度和基础能力建设，发电行业作为突破口已率先在全国上线交易，和传统的行政管理手段相比，碳市场既能将温室气体控排责任压实到企业，又能够为减碳提供经济激励机制，在发电行业碳市场稳妥有效运行基础上，逐步扩大市场覆盖其他高排放行业范围，充分利用市场机制控制和减少温室气体排放。

3 结 语

减污降碳协同增效是一项全新的工作，任务十分艰巨，对生态环境管理部门、能源主管部门以及火电企业提出了新的管理要求。

(1)生态环境管理部门做好顶层擘画、突出协同增效，把降碳作为源头治理的“牛鼻子”，强化科技和制度创新，完善绿色低碳评价体系，形成有效的激励约束机制，协同控制温室气体与污染物排放。

(2)电力部门深挖协同减排措施。电力部门降低煤电比重、提高绿电比例，创新协同减排措施，挖掘潜力等方面的协同减排效果。

(3)优化组合末端治理。虽然工业污染治理中的超低排放会明显降低大气污染物排放量，但同时物料以及能耗等增加会增加 CO2排放，因此合理组合污染控制措施，将末端治理发挥最大的效用。

(4)火电企业要严格履行环保主体责任，必须将减污降碳管理工作常态化，充分利用市场实现“减排与收益”双赢，坚定走清洁低碳、绿色高质量发展的转型升级之路。