超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

北极星环保网讯: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]。

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;

Cs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。

延伸阅读：

超低排放技术路线那么多到底如何选

煤电超低排放的技术经济与环境效益分析探究

煤电机组烟尘超低排放改造及其技术经济分析