超低排放背景下燃煤電廠煙氣控制技術(shù)費(fèi)效評估

北極星環(huán)保網(wǎng)訊: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?；诃h(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。

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