超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

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超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估在煤电机组超低排放趋势背景下，煤电企业需积极开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究，快速推进环保升级改造，以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。基于环境审计中成本效益估算原则，收集实际工程案例投资和运行参数，建立了烟气脱硫、脱硝技术费效数据库，评估了燃煤电厂典型大气污染物控制技术的费用效益。烟气脱硫技术中，循环流化床半干法单位装机容量的系统初投资、年运行费用分别为25.78万、5.68万元/MW，均高于石灰石/石膏湿法。烟气脱硝技术中，选择性催化还原(SCR)技术的效费比仅为1.15，显著低于选择性非催化还原(SNCR)技术(1.63)和SNCR/SCR联用技术(1.36)，但SCR技术脱硝效率高达80%，而SNCR技术的脱硝效率仅为30%，因此脱硝技术选型时不宜将效费比作为唯一参考指标。为改善环境空气质量，控制燃煤电厂大气污染物排放，2011年7月，环境保护部发布《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)替代旧版标准[1]。新标准大幅收紧了氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)和烟尘的排放限值，提高了新建机组和现有机组烟尘、SO2、NOx等污染物的排放控制要求。2014年9月12日，国家发改委、环境保护部、能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，对燃煤机组排放标准限值进一步提出要求，相较于美国、欧盟等发布的燃煤机组排放标准，烟尘、SO2及NOx3项指标均属超低排放[2-3]。在这一背景下，我国煤电企业需积极响应，开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究，快速推进环保升级改造。目前，我国燃煤电厂大气污染控制呈现多技术流派、运行效果参差不齐和煤种差异较大等问题，导˙133˙王艳等超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估致燃煤电厂存在盲目技术选型、投入/产出比偏大、国家投资浪费等问题[4-8]。6

1尽管国内外学者针对各种大气污染控制技术进行了一系列经济评价，但尚未形成较为系统的控制技术经济评价规则，缺乏统一的评价体系，对新形势下燃煤电厂大气污染控制成本和效益缺乏完整的数据收集分析系统[9-13]。本研究对燃煤电厂常用的脱硫、脱硝等技术进行费效评估，建立燃煤电厂大气污染控制技术费效数据库，从而判断各种技术的投入、产出、效益、成本，为燃煤电厂提供污染控制技术选择平台，以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。1研究方法通过调研国内外大气污染控制技术经济评估的研究成果[14-15]，依据环境审计中的成本效益估算原则[16]，结合国内燃煤电厂大气污染控制技术案例，本研究首先筛选确定评估对象，主要包括燃煤电厂采用的各种烟气脱硫和脱硝技术;然后针对不同技术收集相应的工程案例，获取工程的系统初投资、运行费用等各类经济参数，以及大气污染物减排量、发电量和具有经济价值的副产物产生量，评估该工程产生的直接效益和间接效益;在此基础上，构建一套系统完整的燃煤电厂大气污染控制技术费效数据库。构建成本—效益评估模型，对燃煤电厂大气污染控制技术的各项成本和效益进行计算，进而对整个系统进行费效分析，评估模型如下:Tc=Cd+Crun+Cint(1)Cd=I×FAR/Yd(2)Crun=Cm+Cs+Cp+Cwa+Cwe+Crep+Cins(3)Tp=Pcha+Pbyp+Psub(4)式中:Tc为系统总成本，万元;Cd为系统年折旧费用，万元;Crun为系统年运行费用，万元;Cint为年均利息费用，万元，考虑国产化率的提高，以贷款比例为75%，贷款年限为12，贷款利率为6.12%等额还本计息;I为系统初投资，万元;FAR为固定资产形成率，%，以95%计;Yd为系统折旧年限，通常定为20;Cm为年材料费(包括脱硫技术中的石灰石和水以及脱硝技术中的还原剂、催化剂和压缩空气等费用)，万元;6

2Cs为系统年耗蒸汽费，万元;Cp为系统年耗电费，万元;Cwa为工资费用，万元，职工工资以每年每人6.5万元计，系统正常运行所需工人25人，每增加1台设备配套增加5人;Cwe为工人福利费用，万元，员工福利以职工工资的60%计;Crep为系统年修理费，万元;Cins为年保险费用，万元，以系统初投资的0.25%计;Tp为系统总收益，万元;Pcha为节省排污费收益，万元;Pbyp为副产物销售收益，万元;Psub为电价补贴收益，万元。为计算方便，本研究中节省排污费收益仅来自脱硫技术和脱硝技术，计算方法分别见式(5)、式(6)，副产物销售收益来自燃煤电厂脱硫石膏的销售收益，计算方法见式(7)。Pcha(SO2)=CP×DT×UC×SC×2×TS×RE×UP×10-3(5)Pcha(NOx)=CP×DT×UC×EF×RN×PN×10-9(6)Pbyp=CP×DT×UC×SC×2×TS×LR/LP×PR×10-3(7)式中:Pcha(SO2)为脱硫技术节省排污费收益，万元;CP为机组装机容量，MW;DT为设备有效运行时间，h;UC为单位发电量煤耗，g/(kW˙h);SC为燃煤含硫率(以质量分数计)，%;TS为SO2转化率，%，本研究以90%计;RE为脱硫效率，%;UP为SO2排污收费标准，万元/t;Pcha(NOx)为脱硝技术节省排污费收益，万元;EF为燃煤电厂单位煤耗的NOx排放因子，g/t;RN为脱硝效率，%;PN为NOx排污收费标准，万元/t;LR为脱硫石膏与SO2的产率比，以2.69计;LP为脱硫石膏纯度，%，以90%计;PR为脱硫石膏单价，万元/t。2结果与讨论2.1实际工程案例费效评估根据环境保护部2016年10月发布的《火电厂污染防治技术政策(征求意见稿)》和《火电厂污染防治最佳可行技术指南(征求意见稿)》(环办科技函[2016]1739号)[17]，为筛选典型火电厂大气污染防治最佳可行技术，对湖南、湖北和河南等省份实际燃煤电厂开展数据调研，获2种烟气脱硫技术类型和3种烟气脱硝技术类型的系统运行基本参数，基于上述费效评估模型，对不同类型控制技术进行费效评估。2.1.1烟气脱硫技术分别针对石灰石/石膏湿法(记为S1)和循环流化床半干法(记为S2)两种烟气脱硫技术进行费效评估，筛选的工程案例涵盖的机组类型包括200、300、600MW，脱硫效率均大于95%。就系统初投资而言，石灰石/石膏湿法脱硫技术单位装机容量投资额的平均值为21.17万元/MW，循环流化床半干法的单位装机容量投资额为25.78万元/MW。6

3系统年运行费用方面，3个石灰石/石膏湿法脱硫技术单位装机容量年运行费用平均值为4.74万元/MW，脱硫成本平均值为2.44元/kg;脱硫案例4采用循环流化床半干法，运行费用相对较高，为5.68万元/MW，脱硫成本相对较低，为2.34元/kg。按照国务院发布的《节能减排综合性工作方案》要求[18]，依据补偿治理成本原则，将SO2排污收费标准由0.63元/kg提高到1.26元/kg，提高1倍。对燃煤电厂而言，如不加大SO2减排力度，企业效益将大幅削减。因此，将烟气脱硫技术通过减排SO2节省的排污费用作为发电企业的间接经济效益。为鼓励发电企业减排SO2，国家发改委和环境保护部发布的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)要求:安装脱硫设施的燃煤发电机组，其上网电价在现行上网电价基础上增加0.015元/(kW˙h)的脱硫加价政策[19]。脱硫电价补贴费用也可作为发电企业的重要经济效益来源。脱硫石膏作为石灰石/石膏湿法脱硫过程的副产物，其加工利用意义重大，可广泛用于建筑材料行业，另外随着天然石膏资源的日益枯竭，将脱硫石膏替代天然石膏，有利于环境资源的保护。据统计，目前，脱硫石膏的市场售价约为50元/t，是发电企业的重要销售收入。根据费效评估结果，3个石灰石/石膏湿法脱硫工程系统总收益的平均值为8295.04万元，且系统总收益与系统装机容量成正比。循环流化床半干法工程的系统总收益为7498.29万元，由于该工艺不产生脱硫石膏，因此与同机组规模的脱硫案例2相比，系统总收益减少300万元以上，经济性略差。脱硫效益方面，3种石灰石/石膏湿法脱硫效益的平均值为3.85元/kg，机组容量对脱硫效益影响不大。循环流化床半干法的脱硫效益为3.71元/kg。为评价不同脱硫技术的优劣，引入效费比(系统总收益/系统总成本)对不同工程案例的经济效益进行比较，效费比越高，说明工程的经济效益越好。经计算，4个脱硫案例的效费比分别为1.41、1.56、1.83、1.59。综合分析而言，同一技术条件下，机组容量与技术效费比成正相关关系，不同技术相同机组容量条件下，石灰石/石膏湿法脱硫技术效费比低于循环流化床半干法技术。2.1.2烟气脱硝技术对常见的3种烟气脱硝技术进行费效评估，其中包括选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)及SCR/SNCR联用技术。筛选的工程案例涵盖的机组类型包括600、660、1000MW，平均脱硝效率为58%。6

4SCR(脱硝案例1与脱硝案例2的平均值，下同)、SNCR及SCR/SNCR的单位装机容量系统初投资分别为7.16万、3.64万、7.26万元/MW，SNCR技术仅为其他两种技术的一半左右，初投资费用较低。SCR、SNCR和SNCR/SCR单位装机容量的年运行费用分别为3.22万、2.51万、2.94万元/MW，SCR的年运行成本最高。3种技术的脱硝成本分别为5.70、9.78、5.29元/kg。燃煤电厂NOx排污收费标准与SO2相同，均为1.26元/kg，脱硝电价补贴按0.008元/(kW˙h)计算[20]。脱硝效益方面，SCR、SNCR和SNCR/SCR的脱硝效益分别为8.07、15.89、7.17元/kg。同样技术条件下，系统装机容量与脱硝效益成正相关关系。4个工程案例的脱硝效费比分别为1.67、1.15、1.63、1.36，脱硝案例1和脱硝案例2同采用SCR技术，比较可知效费比与机组容量成正比。值得说明的是，系统初投资和年运行费用均较低的SNCR技术的效费比在4个案例中较高，但其脱硝效率仅为30%，而效费比最低的脱硝案例2的脱硝效率高达80%。因此在技术选型时并不能将效费比作为唯一的参考指标。2.2费效评估敏感性分析为识别和量化影响费效评估结果的关键影响因素和不确定性，分别选择系统初投资、脱硫效率和燃煤含硫率作为烟气脱硫费效评估的敏感性因子，对上述因子分别设定不同水平，根据效费比的变化情况分析各因子对效费比的敏感性，具体结果见图1。由图1可知，效费比与系统初投资成负相关关系，与脱硫效率和燃煤含硫率等指标均表现为正相关关系。对比发现，燃煤含硫率与效费比的关系趋势线斜率较脱硫效率大，说明燃煤含硫率对脱硫技术效费比具有更强的敏感性，是影响脱硫技术费效评估结果的重要指标。3结论(1)基于环境审计中成本效益估算原则，通过获取锅炉6

5容量、污染物脱除效率、燃煤含硫率、系统运行过程原材料和能源消耗量等参数，计算了不同类型脱硫和脱硝技术的成本、效益等经济指标，其中石灰石/石膏湿法脱硫技术和循环流化床半干法脱硫技术的脱硫成本分别为2.44、2.34元/kg，脱硫效益分别为3.85、3.71元/kg;SCR、SNCR和SNCR/SCR3种烟气脱硝技术的脱硝成本分别为5.70、9.78、5.29元/kg，脱硝效益分别为8.07、15.89、7.17元/kg。(2)同一技术条件下，机组容量与技术效费比呈正相关关系，石灰石/石膏湿法脱硫技术效费比略低于循环流化床半干法技术。烟气脱硝技术选型中，不能将效费比作为唯一参考指标。(3)通过敏感性分析得出，系统初投资指标和效费比表现为负相关关系，燃煤含硫率是影响烟气脱硫技术费效评估结果的重要指标。参考文献略6