姜 宁

(福建省环境保护设计院有限公司,福建 福州 350011)

1 概述

火电行业是我国重要的基础性行业,作为能源消耗大户,长期以来承担着大气污染减排的重任。根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的要求,东部地区新建燃煤发电机组应执行“超低排放”限值,即烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3(基准氧含量6%条件下)。2012年,神华集团率先提出了燃煤电厂更为严格的大气污染物“近零排放”目标,即烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5、35、50 mg/m3的超低排放限值(基准氧含量6%条件下)。至2021年底,我国已经有超10亿kW的燃煤机组实现了超低排放或者“近零排放”[1]。

国内外学者对火电行业大气污染治理技术、大气污染物排放对环境的影响等进行了大量研究。薛文博等[2]基于WRF-CAM量模型,模拟了全国火电行业大气污染物排放对空气质量的影响;阚慧等[3]模拟了保持现状、排污许可、超低排放等不同情境下部分地区火电行业污染物排放造成的大气环境影响;尹立平等[4]从优化环保工程角度,分析通过脱硝、脱硫和除尘系统改造实现燃煤电厂超超低排放技术改造的实践路径;崔磊等[5]采用AERMOD模型,分析出火电企业超低排放改造前后对城市环境空气的改善程度;徐静馨等[6]从发电与控制、环境与经济效益等方面综合比较了超低排放燃煤和燃气电厂的优劣。但针对具体项目,选择执行“近零排放”燃煤机组或燃气机组,对大气环境影响程度如何,缺乏定量对比研究。因此,本研究结合F电厂实际案例,运用AERMOD模型,模拟“近零排放”燃煤机组和燃气机组排放的PM10、SO2、NO2对网格点最大浓度占标率情况,定量分析不同燃料机组对大气环境的贡献情况,为发电企业燃料选择提供参考。

2 数据与研究方法

2.1 研究对象

F电厂积极响应关停小火电、代之以大机组的政策,拟对电厂原有2×350 MW机组进行关停替代改造,就地建设1×700 MW高参数、高效节能、清洁环保的超超临界发电机组。该替代项目在燃料选择上有两种方案,A方案选择天然气为燃料,B方案选择神华混煤为主要燃料(校核煤种为伊泰煤),煤质主要成分如表1所示。

表1 煤质成分

2.2 模型简介与数据来源

2.2.1 AERMOD模型及适用性

AERMOD模型是由美国国家环保局联合美国气象学会组建法规模式改善委员会(AERMIC)开发的稳态烟雨扩散模式[7-8],属于生态环境部推荐的大气环境影响评价法规模型之一[9],主要包括大气扩散模型(AERMOD)、气象数据预处理器(AERMET)和地形数据预处理器(AERMAP)三个模块,用于预测属于局地尺度影响范围内,污染源为点源、面源、线源、体源的一次污染物及二次PM2.5对大气环境的影响,其模拟计算过程如图1所示。

图1 AERMOD模型计算流程

F电厂拟建项目位于海边3 km范围内,区域属于二类环境空气质量功能区,执行《环境空气质量标准》(GB 3095—2012)的二级标准。采用AERSCREEN估算模型判断会发生岸边熏烟现象,但估算的最大1 h平均质量浓度未超过环境质量标准,根据《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ 2.2—2018)推荐模型[10],可选用AERMOD模型进行PM10、SO2、NO2大气污染因子的环境影响预测。

2.2.2 气象数据

收集项目所在地气象站2020年逐日逐时地面气象数据,风速、风向、相对湿度、气温等均为气象部门的观测数据,总云量、低云量为中尺度气象模型WRF模拟的数据,高空气象资料采用中尺度气象模式模拟的同年度50 km内的网格点气象资料。利用AERMOD模型的AERMET模块对气象数据预处理,得到项目所在地模拟时间内的平均温度和平均风速的月变情况,如图2和图3所示。

图2 模拟时间内区域平均温度月变化

图3 模拟时间内区域平均风速月变化

2.2.3 地形数据

区域内地形高度资料分辨率为90 m(USGS),利用AERMOD模型的AERMAP模块对地形数据进行预处理。

3 燃气机组和“近零排放”燃煤机组大气污染物排放及环境影响对比分析

选择燃气机组和“近零排放”燃煤机组的3种常规污染物烟尘、SO2、NOx的排放水平进行对比,定量分析污染物允许排放量、实际排放量、污染防治措施、对大气环境贡献情况的差异。

3.1 大气污染物排放量对比

3.1.1 允许排放量对比

燃气机组大气污染物排放标准采用《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)燃气轮机组特别排放限值[11],燃煤机组大气污染物排放标准采用企业承诺的“近零排放”限值,根据设计参数,A、B两方案标态干烟气量分别为270万、206万m3/h,设计年运行4500 h,计算出大气污染物允许排放量,如表2所示。

表2 不同燃料机组污染物允许排放量

从污染物允许排放总量分析,执行“近零排放”标准后的燃煤机组污染物允许排放量均低于燃气机组。从总量控制角度来看,燃煤机组执行“近零排放”后,确实有效降低了常规污染物的排放总量,但由于允许排放总量的计算是基于污染物达到排放浓度限值要求,而燃气发电机组的污染物排放限值明显高于实际的排放水平,特别是SO2、烟尘的标准限值显著高于真实的排放水平,因此,允许排放量的对比只能反映出最不利的极端情况,并不能说明燃煤机组实际排放比燃气机组更清洁[12],需进一步分析不同燃料机组实际排放量水平。

3.1.2 实际排放量对比

根据《污染源源强核算技术指南 火电》(HJ 888—2018)[13],燃煤机组采用物料衡算法核算烟尘、SO2实际排放量,采用类比法核算NOx实际排放量。燃气机组天然气用量101477万m3/a,根据《排放源统计调查产排污核算方法和系数手册》(以下简称《手册》),采用产污系数法核算污染物实际排放量,如表3所示。

表3 大气污染物实际排放量对比

《手册》中无天然气燃烧烟尘产污系数,通过查阅文献,徐静馨等[6]统计了17台燃气发电机组烟尘实际排放量,浓度范围为0.11～1.97 mg/m3,普遍小于本文设计煤种和校核煤种的实际排放量。通过物料衡算、产排污系数法估算不同燃料实际排放的大气污染物情况来看,“近零排放”燃煤机组和燃气机组SO2、NOx、烟尘实际排放浓度均可达到相应的排放标准,燃气机组实际排放的污染物浓度更低,实际排放总量也更小。使用设计煤种情况下,天然气排放的SO2、NOx的排放量比设计煤种分别少104、61 t/a,若使用校核煤种,差距将会更大。

3.2 污染防治措施对比

A方案采用清洁能源天然气,SO2、烟尘无需处理可达标排放,NOx采用低氮燃烧技术。B方案为确保燃煤机组达到承诺的“近零排放”标准,采用“锅炉低氮燃烧器+高效SCR脱硝系统+低低温高效静电除尘器(配高频电源)+高效石灰石—石膏湿法脱硫系统+高效除雾器”的污染防治措施,与神华集团提出的“近零排放”原则性技术路线基本一致。截至2017年10月,国内至少有67台燃煤机组成功实现了“近零排放”[14],说明在采取可行污染防治措施的情况下,企业承诺的“近零排放”可以实现。但脱硫等污染治理设施的运转又增加了企业的碳排放强度,根据刘高军[15]的研究结果,虽然燃煤机组“上大压小”替代后可以降低碳排放强度,但与燃气机组相比,燃煤机组单位机发电量碳排放强度整体上约为燃气机组的2倍以上。显然,与燃煤机组相比,推广燃气机组是实现“双碳”目标的更优选择。

3.3 大气环境影响预测与结果讨论

3.3.1 预测参数与情景设置

为定量分析“近零排放”燃煤机组和燃气机组对大气环境影响的贡献情况,采用AERSCREEN估算模型判定,本次评价范围为评价区边界为起点外延7.85 km的矩形区域,预测网格取500 m×500 m,X轴从西向东为正,Y轴从南向北为正,各网格计算点取各网格中心。采用AERMOD模型进一步预测。

根据设计方案,A方案和B方案排气筒参数、烟气温度等参数如表4所示。

表4 设计方案相关参数

设置不同情景分别讨论在允许排放量和实际排放量不同情景下对大气环境的影响程度,污染源参数详见表2和表3,其中,烟尘以PM10计,NO2按NOx的0.9倍计算。情景一,按照环境影响评价报告编制的原则,考虑在最极端情况下,污染物排放恰好不超标,即达到允许排放量限值的情况下,燃气机组和校核煤种对大气环境的影响;情景二,根据预测的实际排放量,即模拟最接近实际排放的情景下,对比分析燃气机组与设计煤种污染物排放对大气环境的影响。

3.3.2 情景一结果比较与分析

燃气机组与“近零排放”燃煤机组在恰好不超标的情况下,对网格点的贡献值进行预测分析。其中,短期浓度以日均值为代表,长期浓度以年均值为代表,预测结果如表5所示。

从表5可以看出,校核煤种产生的SO2、NO2、PM10最大日均浓度贡献值占标率分别为4.95%、2.21%、0.71%,比天然气分别少8.94%、3.52%、1.28%;最大年均浓度贡献值占标率分别为0.63%、0.47%、0.08%,比天然气分别少1.19%、0.51%、0.14%。说明在此极端情况下,无论短期浓度还是长期浓度,“近零排放”燃煤机组对大气环境的贡献更小。

3.3.3 情景二结果比较与分析

在实际生产过程中,企业为确保稳定达标排放,按允许排放量限值排放污染物的可能性很小。因此,根据实际排放量对比分析“近零排放”燃煤与燃气机组对网格点的贡献情况更具有现实意义。由于天然气排放的烟尘量微乎其微,因此不进行PM10预测,各污染因子对网格点的贡献如表6所示。

表6 情景二大气环境影响预测结果对比分析

从表6可以看出,设计煤种产生的SO2、NO2、PM10最大日均浓度贡献值占标率分别为2.30%、1.94%、0.32%,最大年均浓度贡献值占标率分别为0.29%、0.40%、0.04%。各常规因子对大气环境的贡献均不大,也印证了此标准下的燃煤机组大气污染物控制已经达到了国际领先水平[12]。其中,SO2日均、年均浓度贡献值占标率比天然气分别多1.99%、0.18%,可以看出,无论短期浓度还是长期浓度,设计煤种SO2实际排放对大气环境的影响均更大。而NO2日均、年均浓度贡献值占标率比天然气分别少0.54%、0.23%,这与徐静馨等学者的研究结论吻合,即超低排放改造后的燃煤电厂在控制NOx排放方面做得更好[6]。

对比实际排放量发现,设计煤种的NOx实际排放量较天然气更大,但从对网格点的贡献程度来看,设计煤种NO2的贡献值占标率更小,主要是由于A、B方案设计的排气筒参数和烟气温度有所差异,导致大气污染物扩散效果不同[16]。

3.3.4 大气环境影响不确定性分析

一是城市不同导致的不确定性。本研究选取项目所在地2020年气象数据,城市的不同、气象数据年份的不同,均会对结果产生一定的影响。二是实际运行的不确定性。由于锅炉实际运行情况、温度、排气量等的变化,实际产生的影响与模拟预测结果可能也存在一定的差异。

4 结论

根据F电厂案例分析,从SO2、NOx、烟尘允许排放总量的角度分析,“近零排放”燃煤机组主要大气污染物允许排放量均小于燃气机组,主要是因为允许排放量的计算是基于污染物的排放浓度限值要求。利用物料衡算、产污系数等方法估算发现,燃气机组常规大气污染物实际排放量比燃煤机组显著降低。

燃煤机组执行“近零排放”标准,需要配套有效的大气污染治理措施。除了煤炭本身燃烧过程碳排放强度比燃气机组大,大气污染治理设施运转又进一步增加了碳排放,在碳达峰碳中和的背景下,燃气机组更有优势,更有利于电力企业向低碳高质量发展方向转型。

运用AERMOD模型模拟预测分析不同燃料机组对周边大气环境的影响程度发现,在燃煤机组执行“近零排放”后,各常规因子对大气环境的贡献均不大。通过预测分析实际排放对大气环境的影响,发现燃气机组SO2的日均、年均浓度贡献值占标率较设计煤种分别少1.99%、0.18%,NO2日均、年均浓度贡献值占标率较设计煤种分别多0.54%、0.23%,说明燃气机组SO2排放对大气环境影响更小,未来应更重视燃气机组NOx排放的控制。建议电厂结合当地环境背景情况,因地制宜选择燃料。