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    超低排放背景下燃煤電廠煙氣控制技術(shù)費(fèi)效評估*

    2017-10-18 08:52:57
    環(huán)境污染與防治 2017年3期
    關(guān)鍵詞:燃煤石膏電廠

    王 艷 程 軻 易 鵬

    (1.新鄉(xiāng)醫(yī)學(xué)院公共衛(wèi)生學(xué)院,河南 新鄉(xiāng) 453003;2.河南師范大學(xué)環(huán)境學(xué)院,黃淮水環(huán)境與污染防治教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河南 新鄉(xiāng) 453007;3.中國環(huán)境科學(xué)研究院,環(huán)境基準(zhǔn)與風(fēng)險評估國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100012)

    超低排放背景下燃煤電廠煙氣控制技術(shù)費(fèi)效評估*

    王 艷1,2程 軻2#易 鵬3

    (1.新鄉(xiāng)醫(yī)學(xué)院公共衛(wèi)生學(xué)院,河南 新鄉(xiāng)453003;2.河南師范大學(xué)環(huán)境學(xué)院,黃淮水環(huán)境與污染防治教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河南 新鄉(xiāng)453007;3.中國環(huán)境科學(xué)研究院,環(huán)境基準(zhǔn)與風(fēng)險評估國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京100012)

    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)。

    燃煤電廠 煙氣脫硫 煙氣脫硝 費(fèi)效評估

    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)》(GB 13223—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)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,但尚未形成較為系統(tǒng)的控制技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價規(guī)則,缺乏統(tǒng)一的評價體系,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%等額還本計息;I為系統(tǒng)初投資,萬元;FAR為固定資產(chǎn)形成率,%,以95%計;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,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;Crep為系統(tǒng)年修理費(fèi),萬元;Cins為年保險費(fèi)用,萬元,以系統(tǒng)初投資的0.25%計;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為電價補(bǔ)貼收益,萬元。

    為計算方便,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),%;TS為SO2轉(zhuǎn)化率,%,本研究以90%計;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;LP為脫硫石膏純度,%,以90%計;PR為脫硫石膏單價,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、600 MW,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1 kg SO2花費(fèi)的成本計;2)以脫除1 kg SO2產(chǎn)生的效益計。

    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)電價在現(xiàn)行上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上增加0.015元/(kW·h)的脫硫加價政策[19]。脫硫電價補(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,目前,脫硫石膏的市場售價約為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8 295.04萬元,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7 498.29萬元,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、1 000 MW,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,脫硝電價補(bǔ)貼按0.008元/(kW·h)計算[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。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)選型時并不能將效費(fèi)比作為唯一的參考指標(biāo)。

    表2 脫硝技術(shù)工程案例費(fèi)效評估結(jié)果

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

    圖1 脫硫技術(shù)費(fèi)效影響因素敏感性分析Fig.1 Sensitivity analysis of factors affecting cost-benefit of desulfurization

    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)。

    [1] GB13223—2011,火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[S].

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    [17] 環(huán)境保護(hù)部.關(guān)于征求《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)》意見的函[EB/OL].(2016-10-11)[2016-10-17].http://www.zhb.gov.cn/gkml/hbb/bgth/201610/t20161009_365147.htm.

    [18] 國務(wù)院.國務(wù)院關(guān)于印發(fā)節(jié)能減排綜合性工作方案的通知[EB/OL].(2007-05-23)[2016-09-14].http://www.gov.cn/xxgk/pub/govpublic/mrlm/200803/t20080328_32749.html.

    [19] 國家發(fā)展改革委,環(huán)境保護(hù)部.《燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法》(試行)的通知[EB/OL].(2007-05-29)[2016-09-14].http://www.sdpc.gov.cn/fzgggz/jggl/zcfg/200706/t20070612_140902.html.

    [20] 國家發(fā)展改革委.關(guān)于擴(kuò)大脫硝電價政策試點(diǎn)范圍有關(guān)問題的通知[EB/OL].(2012-12-28)[2016-09-14].http://www.sdpc.gov.cn/rdzt/2012xxgkgz/jgsfxxgk/201301/t20130110_522711.html.

    Cost-benefitevaluationofsmokecontroltechnologiesforcoal-firedpowerplantsinthecontextofultra-lowemission

    WANGYan1,2,CHENGKe2,YIPeng3.

    (1.SchoolofPublicHealth,XinxiangMedicalUniversity,XinxiangHenan453003;2.SchoolofEnvironment,HenanNormalUniversity,KeyLaboratoryofYellowRiverandHuaiRiverWaterEnvironmentandPollutionControl,MinistryofEducation,XinxiangHenan453007;3.StateKeyLaboratoryofEnvironmentalCriteriaandRiskAssessment,ChineseResearchAcademyofEnvironmentalSciences,Beijing100012)

    In the context of ultra-low emission,coal power enterprises should actively carry out technical research on air pollutants control and speed up the environmental upgrades to achieve ultra-low emission with low cost. By applying the principle of cost-benefit in environmental auditing,the cost and benefit of typical air pollution control technologies in coal-fired power plants in China were evaluated by collecting the investment and operating parameters of actual engineering cases and establishing the cost-benefit database of flue gas desulfurization and denitration technologies. The indexes of system initial investment and annual operating expenses of circulating fluidized bed semi-dry desulfurization technology were 2.578×105,5.68×104yuan/MW,all of which were higher than the wet limestone/gypsum desulfurization technology. The ratio of benefit to cost of selective catalytic reduction (SCR) technology was 1.15,obviously lower than those of selective non-catalytic reduction (SNCR) of 1.63 and SNCR/SCR technology of 1.36. However,the denitration efficiency of SCR technology reached at nearly 80%,much higher than that of SNCR technology (30%). Therefore,the ratio of benefit to cost should not be identified as the only index in denitration technology selection.

    coal-fired power plants; flue gas desulfurization; flue gas denitration; cost-benefit evaluation

    王 艷,女,1982年生,博士,講師,研究方向?yàn)榇髿馕廴究刂萍敖】涤绊懺u估。#

    。

    *國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(No.21407122、No.21507024);中國博士后科學(xué)基金資助項(xiàng)目(No.2015M580631);河南省博士后科研項(xiàng)目(No.2015074、No.2015077);河南省科技攻關(guān)項(xiàng)目(No.152102210291);河南省高等學(xué)校重點(diǎn)科研項(xiàng)目(No.14A610005、No.15A610018)。

    10.15985/j.cnki.1001-3865.2017.03.020

    2016-09-10)

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