中图分类号：X51l 文献标识码：A 文章编号：1006—2009(2010)06—0020—05

经济增长引起的能源需求增加导致大量污染物的产生，化石燃料燃烧排放的主要气态污染物有SO2和NOX。“十五”以来，我国能源消费超常规增长，煤炭消耗量从2000年的13.7×10^8 t猛增至2007年的25.9×10^8 t⋯，SO2和NOX的大量排放导致全国酸雨区面积不但没有明显减少，而且局部地区的酸雨还有加重现象。

火电行业是国民经济和社会发展的物质基础。同时也是能源消耗和环境污染控制的重点行业。

截至2006年底，全国电力装机容量6.24×10^8 kW，发电量2.85 x 10^12kW·h，其中火电装机容量和发电量分别占总装机量和发电量的77.6%和83.3%¨1。燃煤发电是火力发电的绝对主力，2007年火电消耗燃煤13.2×10^8 t，占煤炭消耗总量的50.2%¨1。随着经济发展，电力需求必将逐步增长，火电行业污染物的排放将呈现逐年增加的趋势H-。国际能源署《世界能源展望》2030年中国电力装机容量将达1.5×10^9 kW，是2004年的3.4倍，年增长率为4.8%。

正确评价环境形势，确定污染物排放总量，以及制定环保法规与排放标准，都需要相对准确的污染物排放量数据，但目前火电行业污染物排放量计算方法使用混乱，各种方法的计算结果不一致。今根据欧盟《空气污染物排放清单指南》(Core Inventory of Air Emissions，简称CORI·NAIR)∽1及美国《空气污染物排放因子汇编》(Compilation of Air Pollutant Emission Factors，简称AP42)11⋯，介绍火电行业主要气态污染物排放量的实际测量及理论计算方法，并结合我国实情，就方法的使用提出相关建议。

1实际测量计算方法

我国火力发电的主要燃料为煤炭，煤炭燃烧产生烟气，污染物存在于烟气中，经环保设备处理后，由烟囱排入大气。因此，对于任何燃煤火电厂，只要测量标干态烟气中气态污染物的浓度及烟气量，即可计算出其排放速率。计算排放速率的两个参数——排放浓度和烟气量的测量，又可分为在线测量和手工测量。在线测量由在线监测仪器完成，一般装有环保设备(如脱硫或脱硝设备)的火电机组均安装了污染物在线测量设备，可以实时测量污染物排放浓度和烟气量;手工测量只能测量出一段时间内火电厂污染物的排放情况，其采样及测量方法与在线测量类似，不同之处在于手工测量烟气量时，测量烟道的一个断面，而在线测量仅测量断面上的一个点。

火电厂排放的SO2和NOX浓度均可通过分析测定，样气经过除尘、加热和冷凝等预处理后进入分析仪，测定出标干状态下烟气污染物浓度。目前大部分火电厂的在线测量仪器都可以测定SO2和NOX浓度。

烟气量的测量参数较多，包括烟气动压、静压、温度、湿度、测点大气压等，经过复杂的公式，计算得到标干态的烟气量。目前精确测量烟气量的方法尚欠缺，公认的最准确的方法为网格法，该方法将烟道的一个断面分为若干小网格，测量得到每个网格烟气量的总和即为烟气量。手工测量烟气量每隔一定时间更换一个网格，而在线测量烟气量只能选择截面上的某一点，因而其测量数据与手工测量值有时会有很大差异。

火电厂排放的气态污染物根据生成原理不同，影响因素各不相同，但在煤质相同的情况下，气态污染物的排放量会随着运行负荷而变化(NOX除外)，负荷的高低由耗煤量决定，耗煤量的大小决定气态污染物排放量的高低。使用在线测量数据计算污染物排放量时，不用考虑负荷的影响，但使用手工测量数据计算排放量时，不能简单地将某一负荷条件下的污染物排放量代表某一时间段(如1 a)的排放水平，而应利用手工测量满负荷条件下的污染物排放量与机组满负荷运行时间(其他负荷折算为满负荷)计算实际排放量。

CORINAIR中利用实测数据，使用公式(1)计算火电机组气态污染物年排放量：

式中，E——时间段内污染物排放量，mg;V(t)——烟气量，m3/h;C(t)——烟气中污染物质量浓度(考虑污染处理设施)，mg/m3;t——时问， h;T——年中的时间段。

由于在大尺寸的烟道中，烟气量的连续测量很困难，所以在大部分实例中，烟气量并不使用实测数据计算。年排放量可以使用公式(2)和(3)计算：

式中，V-一平均烟气量，m3/h;Vfg——单位燃料燃烧产生的理论标干烟气量，m3/kg;mfuel——燃料消耗速率，kg/h。

如果不能得到连续测量的数据，则可使用公式(4)计算：

从以上公式可以看出，CORINAIR在计算火电气态污染物排放量时，并不完全使用实际测量数据，而是根据不同情况使用不同的方法，尽量避免因烟气量测量不准而影响排放量的计算。根据实际测量经验，我国的火电机组尤其是大机组的烟气量测量有一定难度，主要是因测点位置不合理造成。由于老机组在建设时未给环保设备安装留下足够位置，所以改造时烟道大多建造在狭小的空间内，未达到标准⋯·要求，有的离弯道很近，有的不完全水平或垂直，这些都会造成烟气量测量结果不准确，进而影响排放量计算的准确性。新建机组空间足够，只有少部分存在此类问题，但新建机组大多是装机容量较高的大机组，烟道面积太大，而有的测量技术不能完全覆盖如此大的面积，只能选择烟道面积的一部分用网格法测量，影响了测量结果的准确性。因此，在利用实际测量数据计算火电机组气态污染物排放量时，不能完全使用公式(1)计算，尤其是对改造后的老机组及新建大机组，可以考虑使用公式(2)和(4)计算排放量。

2理论计算方法

火电行业气态污染物排放量的理论计算方法很多，主要包括使用排放因子、经验公式等方法。鉴于实际测量的成本及测量的准确性，使用排放因子计算污染物排放量是最常用的方法。经验公式一般用于使用排放因子计算排放量不准确的污染物，如形成原理比较复杂的NOX。

2.1 使用排放因子计算排放量

美国国家环境保护署(USEPA)将排放因子定义为一个具有普遍代表性的值，用来衡量一项活动单位强度下污染物排放的量，其单位通常表示为：污染物的量/活动强度。以火电燃煤锅炉为例，燃煤是一项活动，其强度可以用消耗单位低位发热量来表示，而SO2是其排放的污染物，用kg表示，锅炉的SO2排放因子可以表示为：kg SO2/TJ。使用排放因子计算污染物排放量的方法见公式(5)，计算得到的排放量为某种燃料消耗的排放量：

排放量=燃料消耗X排放因子 (5)

USEPA AP42中提供了绝大多数固定源的排放因子，其中包括火力发电产生的气态污染物排放因子。排放因子根据数据质量、代表性和可靠性分为不同的等级，包括A、B、c、D、E 5级，A级表示最好，B、C、D、E依次递减。排放因子按照燃料的使用情况分为4大类，包括无烟煤、烟煤、次烟煤和褐煤，每个大类又按照燃烧方式、机组类型、排渣方式和建造时间分为若干小类。

排放因子与燃料消耗数据相乘即可得到污染物的排放量，值得注意的是并不是所有气态污染物的排放因子都以数值表示。如SO2就表示为燃料消耗数值与燃料中S的百分含量相乘的形式，这与SO2的生成原理有关，烟气中的SO2完全来自燃料中的S元素，只要了解有多少S元素转化为SO2及燃料中s元素的含量，即可计算出SO2的产生量。目前在我国的环境统计中，就是利用该方法计算全国SO2排放量，燃料中s元素的转化率为0.8。而在CORINAIR和AP42中，该数值与燃料及锅炉类型有关。并不是一个固定值。如CORINAIR中燃烧硬煤的固态排渣炉转化率为0.95，液态排渣炉为0.99，褐煤在0.4—0.95之间;AP42中无烟煤为0.975，烟煤为0.95，次烟煤为0.875，褐煤为0.75。不同燃料、不同机组在燃烧过程中s元素的转化率并不是一个定值，将其作为一个定值计算SO2排放量无疑会造成计算结果的不确定性。目前我国火电厂均对入炉煤作s元素分析，准确计算火电行业SO2排放量，S元素的转化率数值非常重要，应对其开展重点研究。与SO2类似，燃煤火电机组CO2排放量在AP42和CORINAIR中也是使用元素含量与转化率计算得到，不同的是CO2的转化率数值美国和欧盟相差不大，AP42为0.99，CORINAIR为0.98。

2.2使用经验公式计算排放量

经验公式一般用于计算生成原理复杂或难以准确测量的污染物排放因子和排放量，在CORINAIR中NOX和烟气量均可使用该方法计算。

2.2.1 NOX

火力发电排放的NOX中，NO占据的比例超过95%，剩余为NOX，所以在实际测量或理论计算中一般只考虑前者。燃烧排放的NOX生成原理复杂，主要包括燃料型、热力型和快速型。煤炭燃烧产生的NOX大部分来自燃料中的N元素(80%一90%)，由于炉膛内温度过高而导致空气中N2与O2发生化学反应产生的热力型NOX低于20%。CORINAIR中NOX排放量的计算方法见公式(6)：

式中，CNOfuelmax——燃料中的N全部转化时NO的总量(NO质量/烟气量)，kg/m3;Cnfuel——燃料中的含N量( N元素质量/燃料质量)，kg/kg;Vfc——单位质量燃料燃烧产生的标态烟气量，m3/kg。

燃料中的N元素不会全部转化为燃料型NOX其中转化的部分使用经验公式(7)计算干烟气无氧情况下的燃料型NO产生量：

式中，Cnofuelmax⋯——燃料中的N部分转化时NO的产生量(NO质量/烟气质量)，ms/kg;Cvolatiles——燃料中挥发分含量(挥发分质量/燃料质量)，kg/kg;C""nofuelmax——燃料中的N全部转化时NO的总量(NO质量/烟气质量)，mg/kg;Ccfix——燃料中的固定碳含量(固定碳质量/燃料质量)，ks/kg。

燃料型NO占NOX排放总量的70%一90%，所以估算燃料型NO比估算热力型NO重要。热力型NO可以用燃料型NO的一部分来计算，见公式(8)：

(8)

式中，CNOtotalboiler——锅炉中产生的NO总量(NO质量/烟气质量)，kg/kg;CNOthermal——热力型NO的产生量(热力型NO质量/烟气质量)，kg/kg;y——热力型NO相对于燃料NO的比例，固态排渣炉为0.05，液态排渣炉为0.3。

最后计算经过NOX脱除设备处理后的NO2排放量，见公式(9)：

式中，Cno2prim——经过NOX脱除设备处理后的N02总量(NO2质量/烟气质量)，kg/kg;Cno2boiler——锅炉产生的NO2总量(NO2质量/烟气质量)，ks/kg;ηprim k——单个NOX脱除设备的处理效率。

在所有的计算公式中，公式(7)最重要，其计算需要燃料中N元素含量、挥发分和固定碳3个燃料分析指标，后两个为燃料工业分析的基本参数，目前我国绝大部分火电厂均能提供，而N元素含量分析目前尚未普及，元素分析仅针对S元素。因此，应尽快促使火电厂开展N元素分析工作，这对我国火电行业NOX生成和排放量研究帮助很大。

2.2.2烟气量

烟气量的测量参数较多，公式较为复杂，对于大机组或测孔位置不符合标准的机组，可能会造成较大的测量偏差。CORINAIR中介绍了一种烟气量的理论计算方法，见公式(10)：

Vo2min=1.864xCc+0.700xCs+5.553xCh-0.700xCo2 (10)

式中，Vo2min——单位质量燃料中的元素完全氧化消耗O2的最少体积(氧气体积/燃料质量)，m3/kg;Cc——单位燃料中碳元素含量，kg/kg;Cs——单位燃料中S元素含量，ks/kg;CH——单位燃料中氢元素含量，ks/kg;Co2——单位燃料中氧元素含量，ks/kg。

计算出需要O2的体积后，可以计算N2的体积，见公式(11)：

Vnair=Vo2minx79/21 (11)

式中，Vnair——单位质量燃料燃烧消耗空气中的氮气体积，m3/kg。

根据公式(12)，计算标干烟气(无氧状态)的体积：

VFG=1.852 x Cc+0.682×Cs+0.800CN+Vnair (12)

式中，VFG——单位质量燃料燃烧产生的理论标干烟气量，m3/kg。

根据公式(13)，将无氧状态下的标干烟气量转化为规定氧气浓度下的标干烟气量：

VFGref=VFGx(21-O2)/(21-O2ref) (13)

式中，VFGref——单位质量燃料燃烧规定氧气浓度下的标干烟气量，m3/kg;O2——烟气中O2的体积分数，%;O2ref——规定的02体积分数，%。

以上公式主要利用燃烧理论计算烟气量，需要煤炭元素分析数据。目前我国火电厂入炉煤仅分析S元素，在用的设计煤种可以提供比较详细的工业分析和元素分析数据，因而使用设计煤种的电厂可以利用元素分析数据计算理论烟气量。

2.3 模型法

模型法主要用于计算CO2的排放量。CO2排放量与经济发展、人口水平、人均GDP等一系列经济指标有着密切关系，不少研究都利用这些指标建立了CO2排放量的计算模型，计算当前的CO2排放量，并对未来的排放水平作预测。

3结论与建议

(1)计算火力发电行业气态污染物的排放量之前，应对每种方法的不确定性作分析，寻找最适合的计算方法。实际测量仅适用于测孔位置符合标准的机组对于老机组及测孔位置不符合标准的机组，应使用理论方法计算。

(2)不同气态污染物的排放量不宜使用相同的方法计算，就现阶段而言，理论方法适用于S02和CO2排放量计算，实际测量方法和经验公式适用于NOX排放量计算。

(3)目前我国使用排放因子计算S02排放量时，设定的s元素转化率为0.8，而欧盟和美国则根据燃料和机组类型等给出不同的数值。未来使用排放因子方法计算SO2排放量时，不能简单地利用单一数值计算，需对此开展进一步研究。

(4)目前火电厂暂未开展除S元素之外的其他人炉煤元素分析，而使用经验公式计算NOX排放量和烟气量时，均需使用煤元素分析数据。因[此，应促使火电厂开展煤元素分析工作，尤其是提供N元素分析数据，这对于形成原理复杂的NOX及受测孔位置影响很大的烟气量的准确估算很有帮助。