设计并发放了调查问卷，内容包括电力企业锅炉燃烧方式、年燃料消耗量、发电量、煤炭含硫率、烟气除尘设施和除硫效率等。由于企业填报SO2去除效率普遍偏高，因此该数值采用2014年环境统计中的对应数值进行计算。
2.2 计算方法 本研究主要采用“自下而上”的方法，根据单台燃烧设施的燃料类型、燃料消费量、技术类型及末端治理技术等信息计算污染物排放量E，公式如下：
E=A×EF×（1-η） （1）
式中：A为电厂锅炉燃料消耗量；EF为污染物产生系数；η为污染控制措施对污染物的去除效率。
对于燃煤电厂，SO2的排放系数采用物料衡算法，其计算公式如下：
EFSO2=2×S×（1-sr）（1-η） （2）
式中：S为平均燃煤收到的基硫分；sr为硫分进入底灰的比例。
对于燃气和燃油污染物排放，则使用排放系数法，该系数来自于环保部清单编制指南。
根据南京市存在的相关电厂类型，研究中所使用的相关因子和系数如表1所示：
3 南京市电力行业基本情况分析
2014年，南京市电力行业燃煤、燃气和余热电厂的比例为14∶5∶6。由于余热锅炉不存在污染物排放，因此只对燃煤和燃气电厂进行分析。
3.1 燃煤电厂基本情况分析 2014年，南京市共有燃煤电厂14家，按照全年燃煤量大小分别标号1～14。以下是其相对应的燃煤量和全年发电量。由图1和图2可以看出，南京市电厂发电量基本随燃煤量增大而增大，第5、7、9、12这4家相对发电量低主要是由于该4家电厂除发电外，还向外供应大量的热能。
煤炭含硫率直接影响二氧化硫的产生量，图3给出了14家电厂的平均含硫率。由图3可以看出，第13家电厂煤炭含硫率为1%，与其他电厂相差较大，其他电厂含硫率0.43%～0.69%。由于第13家电厂燃煤量消耗较大，其二氧化硫产生量将大大高于其他电厂。
燃煤电厂中装机容量小于100MW的小机组与装机容量大于300的大型机组的比例为73∶27，无中等装机容量的机组。14家燃煤电厂的锅炉燃烧方式分为煤粉炉、层燃炉和循环流化床炉3种，三者的比例为9∶2∶3。煤粉炉燃烧是最主要的燃烧方式。
燃煤电厂的除硫设施分为3种，分别为氨法脱硫、石灰石/石灰石-石膏法脱硫和烟气循环流化床+炉内喷钙法。其中前2种为湿法脱硫，根据我国目前国内烟气脱硫技术研究成果，湿法脱硫效率在75%～95%，其中石灰石/石灰—石膏法技术最为成熟，运行状况最稳定，脱硫效率在90%以上。炉内喷钙脱硫属于干法脱硫，目前国内干法脱硫效率在60%～95%[2]。目前南京市电厂脱硫以石灰/石灰石-石膏法脱硫为主，占比64%。表2给出3种脱硫方式的电厂占比和脱硫效率区间，由表2可知，石灰/石灰石-石膏法脱硫效率大多在90%以上，仅一家脱硫效率70%，氨法脱硫效率普遍较低。
流化床+炉内喷钙法＼&2＼&92＼&]
3.2 燃气电厂情况 2014年，南京市燃气电厂5家，其中4家电厂使用天然气燃料，2家电厂使用高炉煤气焦炉煤气。燃气电厂机组构成为装机容量≤100、100<装机容量<300和装机容量≥300的比例为13∶2∶2，小机组同样占有较大比例。所有燃气电厂均无脱氮除硫设施。
4 电力行业二氧化硫清单结果
经计算得到南京市19家火电厂年SO2排放总量为27 735.20t，如表3所示，1～14家燃煤电厂标号与前文一致，标号15～19家电厂为燃气电厂。将该结果与环境统计资料进行比对分析，除第8家电厂的数值呈现出2倍关系外，其他电厂SO2排放量数值相差不大，由此可见，使用该方法建立的电力行业SO2排放清单具有很强的实用性，与实际情况相符。
5 南京市火电行业锅炉SO2减排的对策建议
目前南京市燃煤电厂全部实现烟气脱硫，未来SO2减排可以从以下3个方面进行改进：
5.1 改善能源结构 由前文分析可以看出，燃气电厂的SO2排放量均显著低于燃煤电厂，甚至可以忽略不计，因此电厂煤改气将是SO2污染减排最重要的措施。天然气是目前公认的绿色能源。研究表明，采用燃煤发电的SO2排放量在4～11g/（kW·h）；但采用天然气发电，SO2排放量可降为0～0.25g/（kW·h），排放浓度25mg/m3左右[3]，因此火力发电应优先选用天然气作为能源。
5.2 优化发电设备 由于年代已久的发电设备存在能耗大、发电效率低的问题，因此需定期检查，逐步淘汰。2014年南京市燃煤电厂以煤粉炉燃烧方式为主，且大部分均为小型机组。循环流化床炉占比较低。层燃炉热效率一般为75%～85%，适用于中小锅炉，但燃烧不充分；煤粉炉锅炉效率一般可以达到90%～92%，能燃烧各种煤且燃烧完全；循环流化床则是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术，属于低温燃烧，可实现燃烧中直接脱硫[4]。因此，循环流化床燃烧方式对于SO2排放控制更为有利，目前南京市电厂中层燃炉可以逐步向循环流化床燃烧方式过渡。
5.3 优化脱硫设施，加强煤炭脱硫工作 由调查来看，目前使用氨法脱硫的4家电厂，其脱硫效率相对较低，因此，改氨法脱硫为另外2种脱硫方式将会对SO2排放量产生较大影响。第13家电厂存在煤炭含硫率高的问题，但由于其脱硫设施除硫效率较高，因此SO2排放量尚在可接受范围内。从进一步实现电力行业SO2减排的角度看，该电厂可以加强煤炭脱硫工作，提高品质。
参考文献
[1]谢咏梅.我国燃煤电厂二氧化硫排放总量控制分析[D].吉林：吉林大学，2012.
[2]张杨帆，李定龙，王晋.我国烟气脱硫技术的发展现状与趋势[J].环境科学与管理，2006，31（4）：124-127.
[3]黄.燃煤改燃气发电项目的经济效益分析[J].经济管理与环保安全，2010，30（9）：110-112.
[4]钟辉，王晓严.循环流化床燃烧技术的发展[J].发电设备，2012，2：130. （责编：张宏民）