在煤電機(jī)組超低排放趨勢背景下，煤電企業(yè)需積極開展燃煤電廠大氣污染物排放控制關(guān)鍵技術(shù)研究，快速推進(jìn)環(huán)保升級改造，以期實(shí)現(xiàn)低成本下燃煤機(jī)組大氣污染物的超低排放。基于環(huán)境審計(jì)中成本效益估算原則，收集實(shí)際工程案例投資和運(yùn)行參數(shù)，建立了煙氣脫硫、脫硝技術(shù)費(fèi)效數(shù)據(jù)庫，評估了燃煤電廠典型大氣污染物控制技術(shù)的費(fèi)用效益。


煙氣脫硫技術(shù)中，循環(huán)流化床半干法單位裝機(jī)容量的系統(tǒng)初投資、年運(yùn)行費(fèi)用分別為25.78萬、5.68萬元/MW，均高于石灰石/石膏濕法。煙氣脫硝技術(shù)中，選擇性催化還原(SCR)技術(shù)的效費(fèi)比僅為1.15，顯著低于選擇性非催化還原(SNCR)技術(shù)(1.63)和SNCR/SCR聯(lián)用技術(shù)(1.36)，但SCR技術(shù)脫硝效率高達(dá)80%，而SNCR技術(shù)的脫硝效率僅為30%，因此脫硝技術(shù)選型時(shí)不宜將效費(fèi)比作為唯一參考指標(biāo)。

為改善環(huán)境空氣質(zhì)量，控制燃煤電廠大氣污染物排放，2011年7月，環(huán)境保護(hù)部發(fā)布《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)替代舊版標(biāo)準(zhǔn)[1]。新標(biāo)準(zhǔn)大幅收緊了氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)和煙塵的排放限值，提高了新建機(jī)組和現(xiàn)有機(jī)組煙塵、SO2、NOx等污染物的排放控制要求。

2014年9月12日，國家發(fā)改委、環(huán)境保護(hù)部、能源局聯(lián)合發(fā)布《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃(2014—2020年)》，對燃煤機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)限值進(jìn)一步提出要求，相較于美國、歐盟等發(fā)布的燃煤機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)，煙塵、SO2及NOx3項(xiàng)指標(biāo)均屬超低排放[2-3]。

在這一背景下，我國煤電企業(yè)需積極響應(yīng)，開展燃煤電廠大氣污染物排放控制關(guān)鍵技術(shù)研究，快速推進(jìn)環(huán)保升級改造。目前，我國燃煤電廠大氣污染控制呈現(xiàn)多技術(shù)流派、運(yùn)行效果參差不齊和煤種差異較大等問題，導(dǎo)˙133˙王艷等超低排放背景下燃煤電廠煙氣控制技術(shù)費(fèi)效評估致燃煤電廠存在盲目技術(shù)選型、投入/產(chǎn)出比偏大、國家投資浪費(fèi)等問題[4-8]。

盡管國內(nèi)外學(xué)者針對各種大氣污染控制技術(shù)進(jìn)行了一系列經(jīng)濟(jì)評價(jià)，但尚未形成較為系統(tǒng)的控制技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)規(guī)則，缺乏統(tǒng)一的評價(jià)體系，對新形勢下燃煤電廠大氣污染控制成本和效益缺乏完整的數(shù)據(jù)收集分析系統(tǒng)[9-13]。本研究對燃煤電廠常用的脫硫、脫硝等技術(shù)進(jìn)行費(fèi)效評估，建立燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)費(fèi)效數(shù)據(jù)庫，從而判斷各種技術(shù)的投入、產(chǎn)出、效益、成本，為燃煤電廠提供污染控制技術(shù)選擇平臺，以期實(shí)現(xiàn)低成本下燃煤機(jī)組大氣污染物的超低排放。

1研究方法

通過調(diào)研國內(nèi)外大氣污染控制技術(shù)經(jīng)濟(jì)評估的研究成果[14-15]，依據(jù)環(huán)境審計(jì)中的成本效益估算原則[16]，結(jié)合國內(nèi)燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)案例，本研究首先篩選確定評估對象，主要包括燃煤電廠采用的各種煙氣脫硫和脫硝技術(shù);然后針對不同技術(shù)收集相應(yīng)的工程案例，獲取工程的系統(tǒng)初投資、運(yùn)行費(fèi)用等各類經(jīng)濟(jì)參數(shù)，以及大氣污染物減排量、發(fā)電量和具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值的副產(chǎn)物產(chǎn)生量，評估該工程產(chǎn)生的直接效益和間接效益;在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建一套系統(tǒng)完整的燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)費(fèi)效數(shù)據(jù)庫。

構(gòu)建成本—效益評估模型，對燃煤電廠大氣污染控制技術(shù)的各項(xiàng)成本和效益進(jìn)行計(jì)算，進(jìn)而對整個系統(tǒng)進(jìn)行費(fèi)效分析，評估模型如下:

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為系統(tǒng)總成本，萬元;Cd為系統(tǒng)年折舊費(fèi)用，萬元;Crun為系統(tǒng)年運(yùn)行費(fèi)用，萬元;Cint為年均利息費(fèi)用，萬元，考慮國產(chǎn)化率的提高，以貸款比例為75%，貸款年限為12，貸款利率為6.12%等額還本計(jì)息;I為系統(tǒng)初投資，萬元;FAR為固定資產(chǎn)形成率，%，以95%計(jì);Yd為系統(tǒng)折舊年限，通常定為20;Cm為年材料費(fèi)(包括脫硫技術(shù)中的石灰石和水以及脫硝技術(shù)中的還原劑、催化劑和壓縮空氣等費(fèi)用)，萬元;

Cs為系統(tǒng)年耗蒸汽費(fèi)，萬元;Cp為系統(tǒng)年耗電費(fèi)，萬元;Cwa為工資費(fèi)用，萬元，職工工資以每年每人6.5萬元計(jì)，系統(tǒng)正常運(yùn)行所需工人25人，每增加1臺設(shè)備配套增加5人;Cwe為工人福利費(fèi)用，萬元，員工福利以職工工資的60%計(jì);Crep為系統(tǒng)年修理費(fèi)，萬元;Cins為年保險(xiǎn)費(fèi)用，萬元，以系統(tǒng)初投資的0.25%計(jì);Tp為系統(tǒng)總收益，萬元;Pcha為節(jié)省排污費(fèi)收益，萬元;Pbyp為副產(chǎn)物銷售收益，萬元;Psub為電價(jià)補(bǔ)貼收益，萬元。

為計(jì)算方便，本研究中節(jié)省排污費(fèi)收益僅來自脫硫技術(shù)和脫硝技術(shù)，計(jì)算方法分別見式(5)、式(6)，副產(chǎn)物銷售收益來自燃煤電廠脫硫石膏的銷售收益，計(jì)算方法見式(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)為脫硫技術(shù)節(jié)省排污費(fèi)收益，萬元;CP為機(jī)組裝機(jī)容量，MW;DT為設(shè)備有效運(yùn)行時(shí)間，h;UC為單位發(fā)電量煤耗，g/(kW˙h);SC為燃煤含硫率(以質(zhì)量分?jǐn)?shù)計(jì))，%;TS為SO2轉(zhuǎn)化率，%，本研究以90%計(jì);RE為脫硫效率，%;UP為SO2排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，萬元/t;Pcha(NOx)為脫硝技術(shù)節(jié)省排污費(fèi)收益，萬元;EF為燃煤電廠單位煤耗的NOx排放因子，g/t;RN為脫硝效率，%;PN為NOx排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，萬元/t;LR為脫硫石膏與SO2的產(chǎn)率比，以2.69計(jì);LP為脫硫石膏純度，%，以90%計(jì);PR為脫硫石膏單價(jià)，萬元/t。

2結(jié)果與討論

2.1實(shí)際工程案例費(fèi)效評估

根據(jù)環(huán)境保護(hù)部2016年10月發(fā)布的《火電廠污染防治技術(shù)政策(征求意見稿)》和《火電廠污染防治最佳可行技術(shù)指南(征求意見稿)》(環(huán)辦科技函[2016]1739號)[17]，為篩選典型火電廠大氣污染防治最佳可行技術(shù)，對湖南、湖北和河南等省份實(shí)際燃煤電廠開展數(shù)據(jù)調(diào)研，獲2種煙氣脫硫技術(shù)類型和3種煙氣脫硝技術(shù)類型的系統(tǒng)運(yùn)行基本參數(shù)，基于上述費(fèi)效評估模型，對不同類型控制技術(shù)進(jìn)行費(fèi)效評估。

2.1.1煙氣脫硫技術(shù)

分別針對石灰石/石膏濕法(記為S1)和循環(huán)流化床半干法(記為S2)兩種煙氣脫硫技術(shù)進(jìn)行費(fèi)效評估，篩選的工程案例涵蓋的機(jī)組類型包括200、300、600MW，脫硫效率均大于95%。4個脫硫技術(shù)工程案例的費(fèi)效評估結(jié)果見表1。

表1脫硫技術(shù)工程案例費(fèi)效評估結(jié)果


注:1)以脫除1kgSO2花費(fèi)的成本計(jì);2)以脫除1kgSO2產(chǎn)生的效益計(jì)。

由表1可見，就系統(tǒng)初投資而言，石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)單位裝機(jī)容量投資額的平均值為21.17萬元/MW，循環(huán)流化床半干法的單位裝機(jī)容量投資額為25.78萬元/MW。

系統(tǒng)年運(yùn)行費(fèi)用方面，3個石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)單位裝機(jī)容量年運(yùn)行費(fèi)用平均值為4.74萬元/MW，脫硫成本平均值為2.44元/kg;脫硫案例4采用循環(huán)流化床半干法，運(yùn)行費(fèi)用相對較高，為5.68萬元/MW，脫硫成本相對較低，為2.34元/kg。

按照國務(wù)院發(fā)布的《節(jié)能減排綜合性工作方案》要求[18]，依據(jù)補(bǔ)償治理成本原則，將SO2排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)由0.63元/kg提高到1.26元/kg，提高1倍。對燃煤電廠而言，如不加大SO2減排力度，企業(yè)效益將大幅削減。因此，將煙氣脫硫技術(shù)通過減排SO2節(jié)省的排污費(fèi)用作為發(fā)電企業(yè)的間接經(jīng)濟(jì)效益。

為鼓勵發(fā)電企業(yè)減排SO2，國家發(fā)改委和環(huán)境保護(hù)部發(fā)布的《燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價(jià)及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法》(試行)要求:安裝脫硫設(shè)施的燃煤發(fā)電機(jī)組，其上網(wǎng)電價(jià)在現(xiàn)行上網(wǎng)電價(jià)基礎(chǔ)上增加0.015元/(kW˙h)的脫硫加價(jià)政策[19]。脫硫電價(jià)補(bǔ)貼費(fèi)用也可作為發(fā)電企業(yè)的重要經(jīng)濟(jì)效益來源。

脫硫石膏作為石灰石/石膏濕法脫硫過程的副產(chǎn)物，其加工利用意義重大，可廣泛用于建筑材料行業(yè)，另外隨著天然石膏資源的日益枯竭，將脫硫石膏替代天然石膏，有利于環(huán)境資源的保護(hù)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前，脫硫石膏的市場售價(jià)約為50元/t，是發(fā)電企業(yè)的重要銷售收入。

根據(jù)費(fèi)效評估結(jié)果，3個石灰石/石膏濕法脫硫工程系統(tǒng)總收益的平均值為8295.04萬元，且系統(tǒng)總收益與系統(tǒng)裝機(jī)容量成正比。循環(huán)流化床半干法工程的系統(tǒng)總收益為7498.29萬元，由于該工藝不產(chǎn)生脫硫石膏，因此與同機(jī)組規(guī)模的脫硫案例2相比，系統(tǒng)總收益減少300萬元以上，經(jīng)濟(jì)性略差。

脫硫效益方面，3種石灰石/石膏濕法脫硫效益的平均值為3.85元/kg，機(jī)組容量對脫硫效益影響不大。循環(huán)流化床半干法的脫硫效益為3.71元/kg。為評價(jià)不同脫硫技術(shù)的優(yōu)劣，引入效費(fèi)比(系統(tǒng)總收益/系統(tǒng)總成本)對不同工程案例的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行比較，效費(fèi)比越高，說明工程的經(jīng)濟(jì)效益越好。

經(jīng)計(jì)算，4個脫硫案例的效費(fèi)比分別為1.41、1.56、1.83、1.59。綜合分析而言，同一技術(shù)條件下，機(jī)組容量與技術(shù)效費(fèi)比成正相關(guān)關(guān)系，不同技術(shù)相同機(jī)組容量條件下，石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)效費(fèi)比低于循環(huán)流化床半干法技術(shù)。

2.1.2煙氣脫硝技術(shù)

對常見的3種煙氣脫硝技術(shù)進(jìn)行費(fèi)效評估，其中包括選擇性催化還原技術(shù)(SCR)、選擇性非催化還原技術(shù)(SNCR)及SCR/SNCR聯(lián)用技術(shù)。篩選的工程案例涵蓋的機(jī)組類型包括600、660、1000MW，平均脫硝效率為58%。4個脫硝技術(shù)工程案例的費(fèi)效評估結(jié)果見表2。

由表2可見，SCR(脫硝案例1與脫硝案例2的平均值，下同)、SNCR及SCR/SNCR的單位裝機(jī)容量系統(tǒng)初投資分別為7.16萬、3.64萬、7.26萬元/MW，SNCR技術(shù)僅為其他兩種技術(shù)的一半左右，初投資費(fèi)用較低。SCR、SNCR和SNCR/SCR單位裝機(jī)容量的年運(yùn)行費(fèi)用分別為3.22萬、2.51萬、2.94萬元/MW，SCR的年運(yùn)行成本最高。3種技術(shù)的脫硝成本分別為5.70、9.78、5.29元/kg。

燃煤電廠NOx排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)與SO2相同，均為1.26元/kg，脫硝電價(jià)補(bǔ)貼按0.008元/(kW˙h)計(jì)算[20]。脫硝效益方面，SCR、SNCR和SNCR/SCR的脫硝效益分別為8.07、15.89、7.17元/kg。同樣技術(shù)條件下，系統(tǒng)裝機(jī)容量與脫硝效益成正相關(guān)關(guān)系。

表2脫硝技術(shù)工程案例費(fèi)效評估結(jié)果


注:1)以脫除1kgNOx花費(fèi)的成本計(jì);2)以脫除1kgNOx產(chǎn)生的效益計(jì)。


圖1脫硫技術(shù)費(fèi)效影響因素敏感性分析

4個工程案例的脫硝效費(fèi)比分別為1.67、1.15、1.63、1.36，脫硝案例1和脫硝案例2同采用SCR技術(shù)，比較可知效費(fèi)比與機(jī)組容量成正比。值得說明的是，系統(tǒng)初投資和年運(yùn)行費(fèi)用均較低的SNCR技術(shù)的效費(fèi)比在4個案例中較高，但其脫硝效率僅為30%，而效費(fèi)比最低的脫硝案例2的脫硝效率高達(dá)80%。因此在技術(shù)選型時(shí)并不能將效費(fèi)比作為唯一的參考指標(biāo)。

2.2費(fèi)效評估敏感性分析

為識別和量化影響費(fèi)效評估結(jié)果的關(guān)鍵影響因素和不確定性，分別選擇系統(tǒng)初投資、脫硫效率和燃煤含硫率作為煙氣脫硫費(fèi)效評估的敏感性因子，對上述因子分別設(shè)定不同水平，根據(jù)效費(fèi)比的變化情況分析各因子對效費(fèi)比的敏感性，具體結(jié)果見圖1。由圖1可知，效費(fèi)比與系統(tǒng)初投資成負(fù)相關(guān)關(guān)系，與脫硫效率和燃煤含硫率等指標(biāo)均表現(xiàn)為正相關(guān)關(guān)系。

對比發(fā)現(xiàn)，燃煤含硫率與效費(fèi)比的關(guān)系趨勢線斜率較脫硫效率大，說明燃煤含硫率對脫硫技術(shù)效費(fèi)比具有更強(qiáng)的敏感性，是影響脫硫技術(shù)費(fèi)效評估結(jié)果的重要指標(biāo)。

3結(jié)論

(1)基于環(huán)境審計(jì)中成本效益估算原則，通過獲取鍋爐容量、污染物脫除效率、燃煤含硫率、系統(tǒng)運(yùn)行過程原材料和能源消耗量等參數(shù)，計(jì)算了不同類型脫硫和脫硝技術(shù)的成本、效益等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，其中石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)和循環(huán)流化床半干法脫硫技術(shù)的脫硫成本分別為2.44、2.34元/kg，脫硫效益分別為3.85、3.71元/kg;SCR、SNCR和SNCR/SCR3種煙氣脫硝技術(shù)的脫硝成本分別為5.70、9.78、5.29元/kg，脫硝效益分別為8.07、15.89、7.17元/kg。

(2)同一技術(shù)條件下，機(jī)組容量與技術(shù)效費(fèi)比呈正相關(guān)關(guān)系，石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)效費(fèi)比略低于循環(huán)流化床半干法技術(shù)。煙氣脫硝技術(shù)選型中，不能將效費(fèi)比作為唯一參考指標(biāo)。

(3)通過敏感性分析得出，系統(tǒng)初投資指標(biāo)和效費(fèi)比表現(xiàn)為負(fù)相關(guān)關(guān)系，燃煤含硫率是影響煙氣脫硫技術(shù)費(fèi)效評估結(jié)果的重要指標(biāo)。

參考文獻(xiàn)略

《污染與防治》作者：王程軻，易鵬