我国燃煤火电大气污染现状与分区布局设想(3),环境保护论文

　　从图7可知，不同月份我国近地面风场变化明显，这主要是受到东亚季风变化所致。 1月东部重污染地区主要受到偏北气流的影响，但在污染较重的华北地区、华中地区等地风速明显减弱，而处于西南地区的四川盆地则会受到偏南气流的影响。 7月大部分重污染地区则主要处于偏南风场的控制下，但同样在华中和华北地区风速相对减弱。从年平均状况来看，华北地区、山西省和陕西省基本处于偏西北风场的控制下，而四川盆地、华南地区则基本处于偏东北风场的控制下。华北、华中、四川盆地均为风速相对较小的地区。
　　
　　若将盛行风向及平均风速作为燃煤火电选址的因素，对于华北平原尤其是京津冀地区，由于盛行风向为偏北风，并且在污染较重时华北地区、华中地区风速会明显减弱，因此不宜将燃煤电厂直接建立在其西北方向和西南方向较近的区域；对于长三角地区，则会常年受到来自华北平原污染物传输的影响，并处于华北平原、华中地区和华南地区污染的包围中；对于珠江三角洲地区，其主要受到来自北方地区的影响，因此在其西部存在一定发展空间，并且其西部风速较强，有利于污染物扩散；对于四川盆地，由于其主要受到其北部和东部地区污染物的传输影响，并且常年风速较弱，较不适宜在本地区继续新建燃煤电厂。
　　
　　2. 2煤电的发展规模与布局策略
　　
　　2. 2. 1煤炭消费增长趋势与上限
　　
　　2. 2. 1. 1增长趋势与峰值
　　
　　近年来，煤炭消费增长趋势与峰值消费量是一个重要的研究热点。煤炭消费峰值与煤炭利用方式、煤炭利用效率以及污染治理水平等多因素密切相关，煤炭消费峰值出现的时间是难以精确预测的。煤炭消费峰值甚至不一定是一个具体的数值，可能是一个平台，在这个平台上甚至有的时间点会比预测值还要高。中国能源研究会预测煤炭消费量在2020年前年均增速为3. 9%,2020年达到峰值47. 6 × 108t（折合32. 6 × 108t标煤） ,此后开始缓慢下降[46]; 中国煤炭工业协会会长王显政[47]则表示，2020年我国煤炭需求总量将达峰值45 × 108~ 48 × 108t左右。较多的研究成果[48-51]表明，到2020年，我国煤炭消费量仍将保持增长的态势，峰值出现的时间应该在2020年或以后，峰值消费量将在40 × 108t以上。
　　
　　2. 2. 1. 2全国煤炭消费总量上限
　　
　　对煤炭消费总量控制目标的研究是学术热点但成果比较少见。有研究[52]表明，若以单位国土面积耗煤量为依据，考虑大气扩散条件，并以先进的污染控制措施为基础，以发达国家环境质量现状为目标，我国煤炭消费总量控制目标为51. 52 × 108t原煤。
　　
　　我国多个政策文件已明确表明，在“十三五”期间实施全国范围的煤炭消费总量控制，特别是在《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中明确提出，到2020年一次能源消费总量控制在48 × 108t（标煤）左右，煤炭消费总量控制在42 × 108t左右。
　　
　　2. 2. 2燃煤火电发展规模
　　
　　根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出的煤炭消费总量控制在42 × 108t左右的目标，估算2020年燃煤火电行业的发展空间。
　　
　　根据2012年中电联发布的《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》预测，到2020年全社会用电量为8. 40 × 1012k W·h,最大负荷将达到13. 66 × 108k W,“十三五”期间的电力弹性系数将达到0. 8,并且西部地区电力需求增速高于东部地区。
　　
　　若发电用煤比例提高到60%,此时的发电用煤量为25. 2 × 108t,相比2012年的17. 4 × 108t增加了7. 8 × 108t,按照新建燃煤电厂发电煤耗290 g（k W·h）、发电平均利用5 500 h估算，燃煤电厂可增加容量为4. 89 × 108k W,新建燃煤电厂污染物排放参照燃气机组排放水平。新增燃煤电厂容量可提供2. 67 × 1012k W·h的发电量，以损失10%估算，可提供电力消费量为2. 42 × 1012k W·h,可以满足2020年电力消费需求增量的70% .
　　
　　随着我国经济步入“新常态”,工业用电增幅有所回落，但我国人均用电量与发达国家仍存在巨大差距，东中部地区作为全国电力负荷重心的状况短时间内难以转变，全国电力消费需求在“十三五”期间仍将保持中高速增长，但电力发展将由需求驱动逐步向创新驱动转换，煤炭消费总量控制对煤电发展的约束作用逐渐减弱，重点区域大气污染控制将成为煤电发展的首要制约因素之一。
　　
　　在东部地区的京津冀、长三角、珠三角等重点区域，燃煤火电发展空间主要来自于对现有的300 MW以下机组的燃煤等量替代，可增加的装机容量空间较小，同时配合现有机组的燃气机组排放标准改造，东部地区的煤电行业大气污染物排放将显着下降。
　　
　　在东部的其他省份和中部地区，考虑到环境容量有限，可适度增加以本地区用电为主的支撑性燃煤火电电源。到2020年，西部地区将是燃煤火电发展空间最大的区域，全国大部分的新增煤电装机容量都在西部地区，特别是在新疆等地区的大型煤电基地，应根据煤炭科学产能及东送的电力需求合理增加燃煤火电项目。
　　
　　2. 3燃煤火电分区布局建议
　　
　　综上，该研究将全国煤电布局划分鼓励发展区、优化发展区和限制发展区，并提出不同区域的发展策略。
　　
　　鼓励发展区，其范围包括新疆维吾尔自治区、内蒙自治区西部、宁夏回族自治区、陕西省北部等。该类地区相对大气环境容量较大且煤炭资源丰富，应大力发展以电力外送为主的千万k W级现代化大型煤电基地，根据东部受电地区需求和全国煤炭消费量限额来确定煤电机组发展容量，根据区域环评结果来确定新增煤电电源点布局。
　　
　　优化发展区，其范围包括东北三省、福建省、海南省、安徽省、湖北省、湖南省、河南省、江西省、山西省、陕西省东南部、贵州省中部、广西省中部等地区。该类地区尚有一定的环境容量，但总体分布不均匀，可适度增加以本地区用电为主的支撑性燃煤火电电源，重点建设单机600 MW及以上大容量、高参数的超超临界机组，新建电厂大气污染物排放应力争达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》中的燃气电厂标准，需严格根据区域环评结果来确定新增煤电电源点布局。
　　
　　限制发展区，其范围包括华北平原、长三角、珠三角和四川盆地等地区。该类地区大气污染严重，基本已经没有环境容量，不再规划新的燃煤电源点，禁止新建煤电机组；根据区域环评结果来利用现有场址进行改扩建，实施煤炭等量或减量置换，被替代煤炭中应包含非电力煤炭消费，逐步淘汰自备燃煤电厂。
　　
　　3 结论
　　
　　a）燃煤电厂对区域NOx、SO2、PM2. 5以及PM10排放通量具有一定的贡献，但即便是在排放通量较大的东部地区，燃煤电厂对ρ（SO2）、ρ（O3）、ρ（PM2. 5）和ρ（PM10）年均值的贡献率基本维持在10%以下，仅对ρ（NOx）年均值的贡献率达到10% ~ 20% .燃煤火电虽然大气污染物排放量较多，但相比其他行业，其对大气污染物地面质量浓度的贡献很小，待我国东部地区现役燃煤火电机组完成超低排放改造后，电力行业对大气污染物浓度的贡献还会进一步降低。
　　
　　b）近地面风场对于大气污染源布局特别是大型燃煤火电这类高架源影响显着，如果考虑到盛行风向对污染物传输的影响，需谨慎在京津冀的西北方向和西南方向较近的区域布局大型燃煤火电基地或新建燃煤电厂。
　　
　　c）我国煤炭消费峰值出现的时间应该在2020年以后，峰值消费量将在40 × 108t以上。按照《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出的到2020年煤炭消费总量控制在42 × 108t的目标估算，新增燃煤电厂容量可以满足2020年电力消费需求增量的70%,“十三五”期间仍需要进一步开发其他能源来满足日益增长的电力需求。电力发展将由需求驱动逐步向创新驱动转换，煤炭消费总量控制对煤电发展的影响逐渐减弱，重点区域大气污染控制将成为煤电发展的首要制约因素之一。
　　
　　d）京津冀、长三角、珠三角和四川盆地等地区，只能通过燃煤等量替代改建大容量机组，可增加的装机容量规模较小。在东部的其他省份和中部地区，可适度增加以本地区用电为主的支撑性燃煤火电电源。而在新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区西部、宁夏回族自治区、陕西省北部等西部地区将是未来燃煤火电发展空间最大的区域，应根据煤炭科学产能及东送的电力需求合理增加燃煤火电项目。
　　