上海市燃煤電廠脫硝系統(tǒng)超量減排增量成本研究

王昊

上海投資咨詢公司

關(guān)鍵字：燃煤電廠；脫硝設(shè)施；超量減排；增量成本

近年來，包括上海市在內(nèi)的我國中東部地區(qū)持續(xù)出現(xiàn)大面積重污染霧霾天氣，引起社會高度關(guān)注。燃煤電廠是引起霧霾的重要排放源之一[1]，據(jù)市環(huán)保局測算，2012年燃煤電廠對本市細(xì)顆粒物（PM2.5）的貢獻(xiàn)率約7.3%，其氮氧化物排放量約占全市排放總量的58%。市委、市政府領(lǐng)導(dǎo)高度重視，要求進(jìn)一步加大燃煤電廠氮氧化物治理力度，推進(jìn)發(fā)電企業(yè)在國家和本市標(biāo)準(zhǔn)之外實現(xiàn)超量減排。

上海市于2012年出臺了燃煤電廠脫硝工程建設(shè)補(bǔ)貼政策和脫硝電價政策，有效推動了燃煤電廠脫硝改造工程的建設(shè)。但由于沒有相關(guān)彌補(bǔ)超量減排成本的補(bǔ)貼政策，燃煤電廠開展氮氧化物超量減排沒有積極性。根據(jù)上述情況，為調(diào)動燃煤發(fā)電廠通過精細(xì)化管理最大限度挖掘脫硝設(shè)施潛力的積極性，需要完善燃煤電廠脫硝設(shè)施超量減排支持政策體系。

本文對燃煤電廠脫硝設(shè)施運(yùn)行狀況、成本和脫硝技術(shù)的路線展開分析，劃定脫硝設(shè)施超量減排的邊界，對超量減排增量成本進(jìn)行專業(yè)軟件模擬測算和復(fù)核，為相關(guān)補(bǔ)貼政策的制定提供依據(jù)和建議。

1 上海市燃煤電廠脫硝設(shè)備改造和運(yùn)行現(xiàn)狀

1.1 脫硝改造現(xiàn)狀和技術(shù)路線

近年來，上海市燃煤電廠積極響應(yīng)國家節(jié)能減排相關(guān)政策要求，已相繼開展了脫硝設(shè)施減排改造。其中，漕涇電廠的#1、#2機(jī)組（1000MW）、外高橋三廠的#8機(jī)組（1000MW）、石洞口二廠的#3、#4機(jī)組（660MW）、吳涇二廠的#1機(jī)組（600MW）和吳涇熱電廠的#8和#9機(jī)組（300MW）共8臺機(jī)組的脫硝設(shè)備已穩(wěn)定運(yùn)行，基本可以滿足有關(guān)氮氧化物排放濃度的標(biāo)準(zhǔn)要求（小于100mg/Nm3）。上海市燃煤機(jī)組現(xiàn)有脫硝設(shè)施現(xiàn)狀及計劃脫硝改造情況，詳見表1-1。

上海市300MW級以上的公用燃煤機(jī)組共8臺，均采用“低氮燃燒器+SCR”的脫硝技術(shù)路線。低氮燃燒是以空氣分級燃燒為基礎(chǔ)設(shè)計的降低鍋爐煙氣中氮氧化物含量的技術(shù)，可以大幅削減煙氣在進(jìn)入SCR脫硝設(shè)備前的氮氧化物濃度，是目前電廠脫硝改造的主要技術(shù)措施之一。SCR技術(shù)是在催化劑作用下，以液氨或尿素作為還原劑，在320℃～420℃的煙氣溫度范圍內(nèi)（此時需要發(fā)電機(jī)組負(fù)荷達(dá)到50%及以上），將氮氧化物還原成氮氣和水，脫硝效率可達(dá)到80%～90%，是應(yīng)用最多而且最有成效的煙氣脫硝技術(shù)[2,3]。

1.2 運(yùn)行情況

由于采用了低氮燃燒技術(shù)，大部分機(jī)組的SCR入口氮氧化物濃度較低，約300mg/Nm3。1000MW機(jī)組的SCR出口（煙囪入口）氮氧化物平均濃度一般在75 mg/Nm3以下，而600MW級及300MW機(jī)組的SCR出口（煙囪入口）氮氧化物平均濃度為100 mg/Nm3左右。8臺機(jī)組脫硝設(shè)備總體運(yùn)行情況如下：

1000MW機(jī)組：外高橋三廠#8機(jī)組和漕涇電廠#1、#2機(jī)組的負(fù)荷率較高，脫硝設(shè)備投運(yùn)率較高，出口氮氧化物濃度較低[4]（55 mg/Nm3～75 mg/Nm3）,綜合脫硝效率為70%～85%。

表1-1 上海市燃煤機(jī)組現(xiàn)有脫硝設(shè)施現(xiàn)狀及計劃脫硝改造情況

600MW級機(jī)組：石洞口二廠#3、#4機(jī)組停運(yùn)頻繁，脫硝設(shè)備投運(yùn)率低，出口氮氧化物濃度較高（＞100 mg/Nm3），綜合脫硝效率約50%；吳涇二廠#1機(jī)組脫硝設(shè)備投運(yùn)率高，出口氮氧化物濃度約80 mg/Nm3，綜合脫硝效率約為70%。

300MW機(jī)組：吳涇熱電廠#8、#9機(jī)組的脫硝設(shè)備投運(yùn)率高，出口氮氧化物濃度約95 mg/Nm3，綜合脫硝效率約70%～80%。

1.3 運(yùn)行成本

各燃煤電廠對滿足脫硝電價（0.008元/kWh）考核條件的發(fā)電量及相關(guān)成本數(shù)據(jù)的統(tǒng)計情況較好，經(jīng)調(diào)研分析，8臺燃煤機(jī)組脫硝設(shè)備的單位電量脫硝成本（即運(yùn)行成本/滿足考核條件的發(fā)電量）為0.0063～0.0148元/kWh（不含折舊），削減單位氮氧化物的運(yùn)行成本為1.13～3.04萬元/噸，詳見表2-2。

其中，1000MW機(jī)組（超超臨界機(jī)組）的發(fā)電量較大，單位脫硝成本較低，脫硝電價可以覆蓋其運(yùn)行成本；

600MW級機(jī)組（超臨界機(jī)組）中吳涇二廠的負(fù)荷率較高，脫硝設(shè)施投運(yùn)率較高，脫硝電價基本可以覆蓋其運(yùn)行成本；石洞口二廠的負(fù)荷率較低，脫硝設(shè)施投運(yùn)率較低，滿足考核條件電量的單位脫硝成本和削減單位氮氧化物運(yùn)行成本要高于超臨界機(jī)組的設(shè)計運(yùn)行水平，脫硝電價不足以覆蓋其運(yùn)行成本；

表1-2 各燃煤機(jī)組脫硝設(shè)備運(yùn)行情況表

表1-3 燃煤機(jī)組脫硝設(shè)備運(yùn)行成本情況表

300MW熱電機(jī)組（亞臨界機(jī)組）的負(fù)荷率與同類機(jī)組相比較高，但總體來說，脫硝電價相對其運(yùn)行成本略有不足。

2 上海市燃煤機(jī)組脫硝超量減排增量成本估算

目前，國內(nèi)各省市中尚未開展燃煤電廠脫硝設(shè)施超量減排增量成本測算相關(guān)研究工作。筆者設(shè)計提出了成本估算的技術(shù)路線（圖2-1），包括明確脫硝超量減排的概念和邊界，模擬分析不同排放濃度時的脫硝運(yùn)行成本，進(jìn)行成本核算，在此基礎(chǔ)上提出超量減排的增量成本測算結(jié)果等相關(guān)階段性研究。

圖2-1 脫硝超量減排增量成本估算技術(shù)路線

2.1 超量減排及增量成本的界定

結(jié)合國家關(guān)于燃煤電廠氮氧化物排放限值的規(guī)定（煙囪入口氮氧化物濃度低于100mg/Nm3）、上海市燃煤電廠脫硝電價政策（SCR裝置脫硝效率高于70%），上海市脫硝超量減排的基本考核標(biāo)準(zhǔn)擬包含兩個條件：（1）煙囪入口氮氧化物濃度低于100mg/Nm3；（2）SCR裝置脫硝效率高于70%。

脫硝超量減排即滿足以上兩個條件的減排部分。當(dāng)煙囪入口氮氧化物濃度為B0（B0=100mg/Nm3）時，氮氧化物減排量為基礎(chǔ)減排量；煙囪入口氮氧化物濃度進(jìn)一步降低后所產(chǎn)生的額外減排量，為超量減排。

脫硝增量成本為因超量減排所增加的脫硝成本。燃煤電廠脫硝成本包括：催化劑費用、還原劑費用、用電費用、蒸汽費用、壓縮空氣費用、用水費用和其它費用（管理費、維護(hù)費、財務(wù)費、折舊費等）[5]。在脫硝超量減排的情況下，催化劑、還原劑等費用與基礎(chǔ)減排情況相比增加的脫硝成本，為增量成本。

注釋：A0-SCR入口氮氧化物濃度；

B0-基礎(chǔ)減排時的煙囪入口氮氧化物濃度（等于100mg/Nm3）；

B-超量減排時的煙囪入口氮氧化物濃度（小于100 mg/Nm3）。

基礎(chǔ)成本-由SCR入口氮氧化物濃度A0降到煙囪入口濃度B0的減排成本；

增量成本-由SCR入口氮氧化物濃度A0降到煙囪入口濃度B的減排成本與基礎(chǔ)成本的差值。

2.2 脫硝運(yùn)行成本模擬計算

根據(jù)脫硝超量減排增量成本的估算邊界，結(jié)合催化劑、還原劑等物料的價格水平，分別對不同容量機(jī)組在不同氮氧化物排放濃度下脫硝裝置的運(yùn)行成本應(yīng)用專業(yè)軟件進(jìn)行模擬計算。

2.2.1 計算條件

(1)邊界條件

①煙氣量：1000MW、600MW、300MW機(jī)組產(chǎn)生的煙氣量分別以2 890 000Nm3/h、1 930 000Nm3/h和1 030 000Nm3/h計。

②機(jī)組年利用小時數(shù)：1000MW、600MW、300MW機(jī)組的年利用小時數(shù)分別以7500h、7000h和6500h計;調(diào)峰因子分別以0.73、0.70和0.68計。

③估算范圍：SCR入口濃度A0設(shè)定為300mg/Nm3，模擬計算煙囪氮氧化物入口濃度分別為100、75、50和30 mg/Nm3時的脫硝運(yùn)行成本。

（2）價格水平

①催化劑費用：催化劑價格按40 000元/m3。

②還原劑費用：尿素按3 000元/t計，液氨按4 200元/t。

③蒸汽費用：按150元/t。

④壓縮空氣費用：按1元/m3。

⑤水費：按3.8元/m3。

⑥電費：按0.4773元/kWh。

⑦其它：管理費按400 000元/年。

2.2.2 模擬計算結(jié)果

根據(jù)上述計算條件，分別對1000MW、600MW、300MW機(jī)組（尿素法、液氨法）的SCR脫硝裝置運(yùn)行成本進(jìn)行模擬計算，主要計算結(jié)果如表2-1所示。

2.3 脫硝運(yùn)行成本的復(fù)核

結(jié)合電廠提供的各項成本數(shù)據(jù)，筆者對模擬計算結(jié)果進(jìn)行復(fù)核調(diào)整，測算不同容量機(jī)組在煙囪氮氧化物入口濃度分別為100、75、50和30 mg/Nm3時的脫硝運(yùn)行成本。

2.3.1 相關(guān)費用的復(fù)核

(1)催化劑費用：模擬采用和電廠填報的催化劑費用相差較大。經(jīng)分析，主要差異在于電廠填報數(shù)據(jù)中包含了催化劑層鋼架結(jié)構(gòu)的費用。經(jīng)進(jìn)一步調(diào)研，模擬的測算結(jié)果偏低。按照調(diào)研情況復(fù)核后的燃煤電廠SCR裝置的年催化劑費用如表2-2所示。

（2）對比電廠填報數(shù)據(jù)，模擬測算的還原劑費用、電費、蒸汽費、水費、壓縮空氣費較為合理。

（3）其他費用：模擬的其他費用（管理費、維修費、財務(wù)費等細(xì)項）與電廠提供的成本數(shù)據(jù)相比，測算結(jié)果總體偏低，對其復(fù)核后結(jié)果如表2-3。

表2-1 不同機(jī)組脫硝裝置運(yùn)行成本不含折舊估算（單位：萬元/年）

表2-2 燃煤電廠SCR裝置的年催化劑費用復(fù)核

表2-3 燃煤電廠脫硝運(yùn)行其他費用（不含折舊）單位：萬元/年

關(guān)于折舊費，由于脫硝新建與改造工程的靜態(tài)投資相差較大，不同機(jī)組脫硝設(shè)施靜態(tài)投資暫按表2-4計。

表2-4 不同機(jī)組脫硝設(shè)施靜態(tài)投資（單位：萬元）

2.3.2 按復(fù)核后的費用對脫硝運(yùn)行成本的調(diào)整

根據(jù)電廠提供的數(shù)據(jù)對模擬測算結(jié)果進(jìn)行調(diào)整，運(yùn)行成本（不含折舊）如表2-5所示。費用復(fù)核調(diào)整后，1000MW、600MW、300MW三類容量機(jī)組的單位發(fā)電量的脫硝成本，詳見圖2-2。

圖2-2 不同機(jī)組單位發(fā)電量脫硝成本（不含折舊）

上述修正后的模擬計算結(jié)果表明，1000MW、600MW、300MW機(jī)組單位發(fā)電量的脫硝成本逐漸增加，0.8分/kWh的脫硝電價基本能夠覆蓋1000MW燃煤機(jī)組的脫硝運(yùn)行成本，但不足以覆蓋660MW及以下燃煤機(jī)組的脫硝運(yùn)行成本。

2.4 增量成本測算

2.4.1 計算方法

基礎(chǔ)減排：低氮燃燒器出口煙氣的氮氧化物濃度一般為300mg/Nm3左右，因此將基礎(chǔ)減排的SCR入口濃度A0設(shè)定為300 mg/Nm3。根據(jù)超量減排的考核條件，基礎(chǔ)減排的煙囪入口氮氧化物濃度B0設(shè)定為100 mg/Nm3，相應(yīng)的脫硝成本為基礎(chǔ)減排成本（C0）。

超量減排：SCR入口氮氧化物濃度A0為300 mg/Nm3，煙囪入口氮氧化物濃度B＜100 mg/Nm3時，相應(yīng)的脫硝成本為C，超出基礎(chǔ)減排成本的即為超量減排的增量成本。

超量減排量=（B0-B）×煙氣量×年利用小時數(shù)×調(diào)峰因子

超量減排增量成本（ΔC）=C-C0。

2.4.2 增量成本

不同容量機(jī)組在SCR入口氮氧化物濃度A為300 mg/Nm3時，煙囪入口氮氧化物濃度B由100 mg/Nm3分別降低至75、50、30 mg/Nm3及相應(yīng)綜合脫硝效率下的增量成本總量和削減單位氮氧化物增量成本如表2-6。不同容量機(jī)組尿素法與液氨法超量減排削減單位氮氧化物的增量成本（注：SCR入口氮氧化物濃度均按300 mg/Nm3計，煙囪入口濃度分別從100降至75、50、30毫克/標(biāo)準(zhǔn)立方米，對應(yīng)的SCR綜合脫硝效率分別為75%、83%、90%），詳見圖2-3。

表2-5 費用復(fù)核后不同機(jī)組脫硝運(yùn)行成本(不含折舊)（單位：萬元/年）

以上計算結(jié)果表明，機(jī)組容量越小，超量減排削減單位氮氧化物增量成本逐漸增加；隨著排放濃度的降低或綜合脫硝效率的提高，各機(jī)組超量減排的增量成本不斷增加；尿素法的單位氮氧化物超量減排時的增量成本高于液氨法。

圖2-3 不同機(jī)組削減單位氮氧化物增量成本

3 建議與思考

3.1 補(bǔ)貼政策建議

考慮到對脫硝超量減排增量成本補(bǔ)貼操作的便利性，同時基于燃煤機(jī)組氮氧化物減排量的核算方法，筆者建議不區(qū)分機(jī)組容量，按綜合脫硝效率測算的平均增量成本（圖3-1）進(jìn)行補(bǔ)貼（注：SCR入口氮氧化物濃度均按300 mg/Nm3計，對應(yīng)的綜合脫硝效率分別為75%、83%、90%。補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)制定建議考慮以下幾個因素：（1）尿素法比液氨法的脫硝成本高，建議根據(jù)脫硝技術(shù)路線的不同，對液氨法與尿素法制定不同的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)；（2）煙囪入口氮氧化物濃度越低，脫硝成本越高，建議根據(jù)SCR綜合脫硝效率的不同，制定分段補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)；（3）參考脫硫增量成本補(bǔ)貼政策，建議按脫硝超量減排不同效率段的平均增量成本進(jìn)行補(bǔ)貼，詳見表3-1。

圖3-1 不同容量機(jī)組的平均脫硝增量成本

表2-6 不同機(jī)組脫硝超量減排的增量成本（不含折舊）

表3-1 基于綜合脫硝效率的超量減排建議補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)

3.2 本市氮氧化物控制的相關(guān)思考

基于本文對上海市燃煤電廠氮氧化物排放控制的增量成本和效益綜合分析，為更好地推進(jìn)上海市氮氧化物排放控制和大氣污染治理，筆者提出以下建議：

（1）探索更為市場化的NOx控制政策。從發(fā)達(dá)國家的排污權(quán)交易政策來看，企業(yè)憑借較高的脫硝效率進(jìn)入排污交易市場獲得的經(jīng)濟(jì)效益并非小于低脫硝效率的經(jīng)濟(jì)效益[7]。大規(guī)模的脫硝電價以及超量減排補(bǔ)貼，為財政帶來一定的負(fù)擔(dān)，建議后續(xù)進(jìn)一步研究和探索建立火電等行業(yè)相關(guān)排污權(quán)交易政策體系。

（2）多部門協(xié)同推進(jìn)氮氧化物減排。如果單純加強(qiáng)對公用電廠的NOx排放控制，減排效果并不明顯，經(jīng)測算，公用電廠超量減排削減NOx排放量約為1500t～7500t，還應(yīng)當(dāng)對排放量較大NOx排放源（如交通源、工業(yè)鍋爐、工業(yè)過程等）加以控制，采取切實有效的低氮減排措施，共同推進(jìn)上海市氮氧化物減排工作。

（3）推進(jìn)多污染物區(qū)域協(xié)同控制。由于大氣各種物質(zhì)間的化學(xué)反應(yīng)，在特定區(qū)域下，氮氧化物控制對于某些污染物濃度反而有不利的影響[8]。以O(shè)3為例，單純進(jìn)行NOX排放控制會導(dǎo)致夏季長三角城市中心城區(qū)的O3濃度升高。為實現(xiàn)大氣O3濃度降低，還需要對VOC進(jìn)行協(xié)同控制。因此，為實現(xiàn)上海市大氣環(huán)境質(zhì)量的全面改善，對多污染物進(jìn)行協(xié)同控制是必要的。

松江區(qū)開展重點用能企業(yè)節(jié)能降碳、能源計量培訓(xùn)

近日，松江區(qū)政府召開重點用能企業(yè)節(jié)能降碳、能源計量業(yè)務(wù)培訓(xùn)會，92家單位負(fù)責(zé)人和能源管理專員參加。松江區(qū)政府從能源審計、節(jié)能、能耗統(tǒng)計政策等方面進(jìn)行宣傳解讀。國家能源上海分中心就能源計量法律法規(guī)、能源計量器具配備管理通則、能源計量審查、能源數(shù)據(jù)在線采集工作等專業(yè)知識進(jìn)行了講解。上海電器科學(xué)研究所就供熱、制冷、壓縮機(jī)、電機(jī)、變壓器等系統(tǒng)節(jié)能措施進(jìn)行了PPT演示。通過培訓(xùn)提高了該區(qū)企業(yè)對能源計量器具的管理水平，提升了能源計量管理人員業(yè)務(wù)素質(zhì)，進(jìn)一步推動能源計量工作更好地服務(wù)于全區(qū)節(jié)能減排。