燃煤電廠“超低排放”成本效益分析

　　“超低排放”是指在《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)的基礎上，燃煤電廠排放的二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)、煙塵濃度達到或接近該標準中規定的以天然氣為燃料的燃氣輪機組的大氣污染物排放限值。目前，在浙江、廣東、江蘇、山東等省市，已建成或改造了一批達到“超低排放”限值的燃煤電廠。本文從經濟和環境效益角度，研究燃煤電廠達到“超低排放”目標需要的投資、運行成本和由此減少污染物排放、改善環境空氣質量取得的環境效益，以期對推進“超低排放”有所參考。

　　 1 “超低排放”發展概況

　　 《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)于2011年7月29日發布，針對現有燃煤發電機組和新建機組，要求分別自2014年7月1日和2012年1月1日起，執行新的標準;重點地區執行特別排放限值，SO2和煙塵的控制濃度更低。近年來，電力企業紛紛提出按“超低排放”設計或改造燃煤電廠。2014年3月24日，國家發改委、能源局和環保部聯合發布了《能源行業加強大氣污染防治工作方案》(發改能源[2014]506號)，提出“推廣應用達到燃氣機組排放標準的燃煤電廠大氣污染物超低排放技術”。2014年6月7日，國務院辦公廳印發《能源發展戰略行動計劃(2014—2020年)》(國辦發[2014]31號)，明確提出“提高煤電機組準入標準，新建燃煤發電機組供電煤耗低于每千瓦時300克標準煤，污染物排放接近燃氣機組排放水平”。2014年9月12日，國家發改委、環保部和能源局共同發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》(發改能源[2014]2093號)，明確指出新建機組基本達到燃氣輪機組排放限值，即在基準含氧量6%的情況下，煙塵、SO2和NOx分別達到10、35和50mg/m3。本文“超低排放”指標即按該限值執行。

　　2 “超低排放”技術路線

　　燃煤電廠二氧化硫和氮氧化物所占比例較高，是造成我國酸雨的重要原因。針對電廠污染，從20世紀90年代開始，我國環境治理力度顯著加強。截至2013年，全國已投運煙氣脫硫機組容量約7.15億kW，占全國煤電機組容量的91%，煙氣脫硝機組容量達到4.3億kW，煤電脫硝比例達到55%，所有煤電機組都配置高效除塵設施。2013年燃煤電廠煙塵排放總量約為1200萬t，SO2排放總量約為2000萬t，NOx排放總量約為2200萬t，其中電力行業對應排放量分別約為140萬t、820萬t、840萬t。

　　脫硫系統

　　我國脫硫系統主要引進自國外成熟技術，目前國內主要采用的方法包括濕法、半干法、干法、可再生工藝和聯合脫SO2/NOx等。

　　脫硝系統

　　煙氣中NOx的來源主要有：(1)熱力型，空氣中的N2在高溫下氧化生成NOx;(2)燃料型，燃料中的含氮化合物在燃燒過程中進行熱分解，繼而進一步氧化而生成NOx;(3)快速型，燃燒時空氣中的氮和燃料中的碳氫離子團等反應生成NOx。其中，燃煤電廠煙氣中的NOx主要為燃料型，為降低NOx的排放，采取的主要減排措施是控制燃燒過程中NOx的生成和對已生成的NOx進行處理。目前主要的處理方法包括低氮燃燒、選擇性催化還原法和選擇性非催化還原法脫硝等。

　　除塵系統

　　煙氣中的煙塵主要來源于燃燒產生的灰分，目前采用的除塵方式主要包括電除塵(含濕式電除塵)、袋式除塵和電袋復合除塵等。電除塵器是利用煙塵經過高壓電場時被電離，塵粒與負離子結合帶上負電后，趨向陽極表面放電而沉積進行除塵。電袋復合型除塵器是將電除塵與布袋除塵有機結合，在原有電除塵器的下游加一臺袋式除塵器，來捕集電除塵器未能捕集的微細煙塵，使排放濃度能滿足國家環保排放標準要求。

　　技術路線比較

　　為滿足“超低排放”的要求，需要對煙氣處理系統進行改進：

　　 (1)一般地區

　　對于一般地區，采用常規煙氣治理技術路線，低氮燃燒+SCR脫硝+電除塵器+石灰石-石膏濕法脫硫裝置即可滿足要求。NOx的控制采用低氮燃燒技術+SCR脫硝設施，脫硝效率η>70%;除塵系統采用三室五電場靜電除塵器，除塵效率η>99.8%;脫硫系統采用常規石灰石-石膏濕法脫硫裝置，脫硫效率η>96%。

　 　(2)重點地區

　　在重點地區，需要提高脫硫、除塵效率，需要將常規電除塵器改為低低溫電除塵器或者旋轉電極式電除塵器，脫硫系統需要采用單塔雙循環、托盤技術、增效環技術等。NOx的控制措施采用低氮燃燒技術+SCR脫硝設施，脫硝效率η>70%;除塵系統采用低低溫三室五電場電除塵器，除塵效率η>99.9%;脫硫系統采用單塔雙循環石灰石-石膏濕法脫硫，脫硫效率η>98%。

　　(3)超低排放

　　 為達到“超低排放”，需要提高脫硫系統的除塵能力，脫硝系統需增大催化劑的接觸面積，將常規的2層催化劑+1層備用改為3層催化劑+1層備用。煙氣處理系統中脫硝系統采用低氮燃燒+SCR催化劑脫硝，采用3層催化劑+1層備用，η>85%;除塵系統采用低低溫三室五電場電除塵器，η>99.9%;脫硫系統采用單塔雙循環濕法脫硫，并提高除塵效率，η>98.5%。

　　3 “超低排放”經濟效益

　　在計算“超低排放”時，假定煤質資料如表1(略)所示，分析采用不同排放方案時的經濟效益。

　　目前燃煤電廠主要機組包括1000MW級、600MW級和300MW級3種，本文考慮兩臺機組，分3個方案進行比較。燃煤機組在設計時即滿足《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)，加裝脫硝裝置和除塵裝置，分別以一般地區和重點地區排放標準作為基礎，計算“超低排放”經濟效益。

　　采用“超低排放”設計后，增加的投資成本主要包括基礎投資和運行費用兩部分。其中，基礎投資包括設備的采購和安裝;運行費用主要包括燃料費用、運行電耗費用、水耗費用、液氨費用、石灰石粉費用、堿耗費用和年運行維護費用，按10年固定資產折舊，年利用小時數按5000h計，各項消耗品單價暫按如下：標煤價900元/t、廠用電價0.4元/(kW˙h)、水價0.5元/t、液氨價格3000元/t、石灰石粉價100元/t。

　　(1)2×1000MW新建機組

　　以目前國內百萬千瓦新建超超臨界燃煤機組為例，煙氣治理措施采用上文提供的方案，一般地區采用“超低排放”設計后，總投資增加1.6億元，其中設備購置增加1.4億元、建筑安裝增加2000萬元;年運行費用增加8000萬元;污染物排放共減少0.7t/h，排污費減少200萬元，為達到“超低排放”限值處理污染物增加的運行成本為23元/kg。

　　重點地區采用“超低排放”后，總投資增加6000萬元，其中設備購置增加5000萬元、建筑安裝增加1000萬元;年運行費用增加2500萬元;污染物共減少0.4t/h，排污費減少120萬元，達到“超低排放”處理污染物增加的運行成本為13元/kg。

　　 (2)2×600MW新建機組

　　計算兩臺新建60萬千瓦機組采用“超低排放”設計后的經濟效益，煙氣治理措施同上，一般地區總投資增加1.2億元，其中設備費用為1.1億元、建筑安裝增加1000萬元;年運行費用增加6000萬元;污染物排放速率減少0.5t/h，排污費減少140萬元，達到“超低排放”處理污染物增加的運行成本為26元/kg。

　　重點地區總投資增加7000萬元，其中設備費用為6500萬元、建筑安裝費用500萬元;年運行費用增加2700萬元;污染物削減量為0.3t/h，排污費減少100萬元，達到“超低排放”處理污染物增加的運行成本為21元/kg。

　　(3)2×300MW改造機組

　　兩臺30萬千瓦改造機組為達到“超低排放”限值，采用上文所述煙氣處理措施后，在一般地區總投資需要增加5000萬元，其中設備費用增加4000萬元、建筑安裝費用增加1000萬元;年運行費用增加2500萬元;污染物排放削減0.3t/h，排污費減少100萬元，達到“超低排放”處理污染物增加的運行成本為17元/kg。

　　在重點地區總投資增加1500萬元，其中設備費增加1000萬元、建筑安裝費增加500萬元;年運行費用增加500萬元;污染物排放降低0.2t/h，排污費減少50萬元，達到“超低排放”處理污染物增加的運行成本為5元/kg。

　　進行“超低排放”改造后總投資、年運行費用增加較多，排污費略有減少。

　　4 “超低排放”環境效益

　　環境空氣影響預測采用《環境影響評價技術導則大氣環境》(HJ2.2—2008)中推薦的AERMOD模式，預測污染物落地濃度。不同機組的煙氣參數如表2(略)所示，選取了山區、平原兩個有代表性的地形進行濃度預測。以SO2為例，分別計算出不同機組采用“超低排放”之后落地濃度的變化情況。

　　平原地區濃度預測

　　平原地區SO2落地濃度在一般地區兩臺百萬千瓦機組采用“超低排放”限值后，占標率從8.0%降至2.8%，降低了5.2%;兩臺60萬千瓦機組落地濃度占標率從5.2%降低至1.8%，降低了3.4%;兩臺30萬千瓦機組落地濃度占標率從6.6%降至2.4%，降低了4.2%。重點地區兩臺百萬千瓦機組采用“超低排放”限值后，落地濃度占標率從4.0%下降至2.8%，降低了1.2%;60萬千瓦機組從2.6%下降至1.8%，降低了0.8%;30萬千瓦機組從3.4%降至2.4%，降低了1.0%。

　　 一般地區采用“超低排放”后，SO2落地濃度占標率下降了3.4%～5.2%，而在重點地區，落地濃度占標率僅下降了0.8%～1.2%，改變幅度很小。

       山區濃度預測

       山區SO2落地濃度采用AERMOD預測時容易發生煙流撞山現象，在此情景下，一般地區兩臺百萬千瓦機組采用“超低排放”限值后，占標率從21.2%降至7.4%，下降了13.8%;兩臺60萬千瓦機組落地濃度占標率從14.0%降低至4.8%，下降了9.2%;兩臺30萬千瓦機組落地濃度疊加值占標率從25.8%降至9.2%，下降了16.6%。重點地區兩臺百萬千瓦機組采用“超低排放”，落地濃度占標率從10.6%下降至7.4%，下降了3.2%;60萬千瓦機組從7.0%下降至4.8%，下降了2.2%;30萬千瓦機組從13.0%降至9.2%，下降了3.8%。

       一般地區采用“超低排放”后，SO2落地濃度下降了9.2%～16.6%，而在重點地區，采用“超低排放”后，落地濃度削減幅度僅為2.2%～3.8%，改變幅度相對于一般地區較小。

　　5 總結

　　總體而言，對于不同機組，在進行“超低排放”設計后，一般地區和重點地區的污染物地面落地濃度均有所下降，重點地區采用“超低排放”限值后落地濃度疊加值變化幅度較小。一般地區污染物削減邊際成本為17～26元/kg;而在重點地區，邊際成本為5～21元/kg，與全社會平均污染物治理成本1.26元/kg相比較高。因此，為達到“超低排放”，將導致污染物處理成本迅速增加，經濟效益較差。

　　電廠采用環保設施的經濟效益主要來自于排污費的減少和環保電價的補貼，目前脫硫、脫硝和除塵的電價補貼分別為1.5分/(kW˙h)、1分/(k˙Wh)和0.2分/(k˙Wh)。滿足一般排放標準時即可獲得環保電價補貼，因而達到“超低排放”在經濟上并沒有較大收益。

　　 “超低排放”在目前的技術條件下可以實現，但需要增加的系統較為復雜，耗費材料較多，尚未取得新興技術重大突破;在經濟上投入增加較多，環境收益卻相對較弱。為實現“超低排放”，改善環境質量，宜進一步加大在煙氣處理技術上的科研投入;或采用集中供熱，以提供蒸汽來替代環保措施落后的鍋爐;甚至可另辟新的社會補償機制，將“超低排放”的改造資金投入現有污染源或其他行業的削減中，從區域聯防聯控著手，社會效益會更為明顯。

        （作者簡介：石睿，王佩華，楊倩，趙恒，中國電力工程顧問集團中南電力設計院。）