在煤電機組超低排放趨勢背景下，煤電企業需積極開展燃煤電廠大氣污染物排放控制關鍵技術研究，快速推進環保升級改造，以期實現低成本下燃煤機組大氣污染物的超低排放。基于環境審計中成本效益估算原則，收集實際工程案例投資和運行參數，建立了煙氣脫硫、脫硝技術費效數據庫，評估了燃煤電廠典型大氣污染物控制技術的費用效益。


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

為改善環境空氣質量，控制燃煤電廠大氣污染物排放，2011年7月，環境保護部發布《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)替代舊版標準[1]。新標準大幅收緊了氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)和煙塵的排放限值，提高了新建機組和現有機組煙塵、SO2、NOx等污染物的排放控制要求。

2014年9月12日，國家發改委、環境保護部、能源局聯合發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》，對燃煤機組排放標準限值進一步提出要求，相較于美國、歐盟等發布的燃煤機組排放標準，煙塵、SO2及NOx3項指標均屬超低排放[2-3]。

在這一背景下，我國煤電企業需積極響應，開展燃煤電廠大氣污染物排放控制關鍵技術研究，快速推進環保升級改造。目前，我國燃煤電廠大氣污染控制呈現多技術流派、運行效果參差不齊和煤種差異較大等問題，導˙133˙王艷等超低排放背景下燃煤電廠煙氣控制技術費效評估致燃煤電廠存在盲目技術選型、投入/產出比偏大、國家投資浪費等問題[4-8]。

盡管國內外學者針對各種大氣污染控制技術進行了一系列經濟評價，但尚未形成較為系統的控制技術經濟評價規則，缺乏統一的評價體系，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據收集分析系統[9-13]。本研究對燃煤電廠常用的脫硫、脫硝等技術進行費效評估，建立燃煤電廠大氣污染控制技術費效數據庫，從而判斷各種技術的投入、產出、效益、成本，為燃煤電廠提供污染控制技術選擇平臺，以期實現低成本下燃煤機組大氣污染物的超低排放。

1研究方法

通過調研國內外大氣污染控制技術經濟評估的研究成果[14-15]，依據環境審計中的成本效益估算原則[16]，結合國內燃煤電廠大氣污染控制技術案例，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;然后針對不同技術收集相應的工程案例，獲取工程的系統初投資、運行費用等各類經濟參數，以及大氣污染物減排量、發電量和具有經濟價值的副產物產生量，評估該工程產生的直接效益和間接效益;在此基礎上，構建一套系統完整的燃煤電廠大氣污染控制技術費效數據庫。

構建成本—效益評估模型，對燃煤電廠大氣污染控制技術的各項成本和效益進行計算，進而對整個系統進行費效分析，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為系統總成本，萬元;Cd為系統年折舊費用，萬元;Crun為系統年運行費用，萬元;Cint為年均利息費用，萬元，考慮國產化率的提高，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為系統初投資，萬元;FAR為固定資產形成率，%，以95%計;Yd為系統折舊年限，通常定為20;Cm為年材料費(包括脫硫技術中的石灰石和水以及脫硝技術中的還原劑、催化劑和壓縮空氣等費用)，萬元;

Cs為系統年耗蒸汽費，萬元;Cp為系統年耗電費，萬元;Cwa為工資費用，萬元，職工工資以每年每人6.5萬元計，系統正常運行所需工人25人，每增加1臺設備配套增加5人;Cwe為工人福利費用，萬元，員工福利以職工工資的60%計;Crep為系統年修理費，萬元;Cins為年保險費用，萬元，以系統初投資的0.25%計;Tp為系統總收益，萬元;Pcha為節省排污費收益，萬元;Pbyp為副產物銷售收益，萬元;Psub為電價補貼收益，萬元。

為計算方便，本研究中節省排污費收益僅來自脫硫技術和脫硝技術，計算方法分別見式(5)、式(6)，副產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)為脫硫技術節省排污費收益，萬元;CP為機組裝機容量，MW;DT為設備有效運行時間，h;UC為單位發電量煤耗，g/(kW˙h);SC為燃煤含硫率(以質量分數計)，%;TS為SO2轉化率，%，本研究以90%計;RE為脫硫效率，%;UP為SO2排污收費標準，萬元/t;Pcha(NOx)為脫硝技術節省排污費收益，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排污收費標準，萬元/t;LR為脫硫石膏與SO2的產率比，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結果與討論

2.1實際工程案例費效評估

根據環境保護部2016年10月發布的《火電廠污染防治技術政策(征求意見稿)》和《火電廠污染防治最佳可行技術指南(征求意見稿)》(環辦科技函[2016]1739號)[17]，為篩選典型火電廠大氣污染防治最佳可行技術，對湖南、湖北和河南等省份實際燃煤電廠開展數據調研，獲2種煙氣脫硫技術類型和3種煙氣脫硝技術類型的系統運行基本參數，基于上述費效評估模型，對不同類型控制技術進行費效評估。

2.1.1煙氣脫硫技術

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

表1脫硫技術工程案例費效評估結果


注:1)以脫除1kgSO2花費的成本計;2)以脫除1kgSO2產生的效益計。

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

系統年運行費用方面，3個石灰石/石膏濕法脫硫技術單位裝機容量年運行費用平均值為4.74萬元/MW，脫硫成本平均值為2.44元/kg;脫硫案例4采用循環流化床半干法，運行費用相對較高，為5.68萬元/MW，脫硫成本相對較低，為2.34元/kg。

按照國務院發布的《節能減排綜合性工作方案》要求[18]，依據補償治理成本原則，將SO2排污收費標準由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，企業效益將大幅削減。因此，將煙氣脫硫技術通過減排SO2節省的排污費用作為發電企業的間接經濟效益。

為鼓勵發電企業減排SO2，國家發改委和環境保護部發布的《燃煤發電機組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法》(試行)要求:安裝脫硫設施的燃煤發電機組，其上網電價在現行上網電價基礎上增加0.015元/(kW˙h)的脫硫加價政策[19]。脫硫電價補貼費用也可作為發電企業的重要經濟效益來源。

脫硫石膏作為石灰石/石膏濕法脫硫過程的副產物，其加工利用意義重大，可廣泛用于建筑材料行業，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，有利于環境資源的保護。據統計，目前，脫硫石膏的市場售價約為50元/t，是發電企業的重要銷售收入。

根據費效評估結果，3個石灰石/石膏濕法脫硫工程系統總收益的平均值為8295.04萬元，且系統總收益與系統裝機容量成正比。循環流化床半干法工程的系統總收益為7498.29萬元，由于該工藝不產生脫硫石膏，因此與同機組規模的脫硫案例2相比，系統總收益減少300萬元以上，經濟性略差。

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，機組容量對脫硫效益影響不大。循環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的優劣，引入效費比(系統總收益/系統總成本)對不同工程案例的經濟效益進行比較，效費比越高，說明工程的經濟效益越好。

經計算，4個脫硫案例的效費比分別為1.41、1.56、1.83、1.59。綜合分析而言，同一技術條件下，機組容量與技術效費比成正相關關系，不同技術相同機組容量條件下，石灰石/石膏濕法脫硫技術效費比低于循環流化床半干法技術。

2.1.2煙氣脫硝技術

對常見的3種煙氣脫硝技術進行費效評估，其中包括選擇性催化還原技術(SCR)、選擇性非催化還原技術(SNCR)及SCR/SNCR聯用技術。篩選的工程案例涵蓋的機組類型包括600、660、1000MW，平均脫硝效率為58%。4個脫硝技術工程案例的費效評估結果見表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的單位裝機容量系統初投資分別為7.16萬、3.64萬、7.26萬元/MW，SNCR技術僅為其他兩種技術的一半左右，初投資費用較低。SCR、SNCR和SNCR/SCR單位裝機容量的年運行費用分別為3.22萬、2.51萬、2.94萬元/MW，SCR的年運行成本最高。3種技術的脫硝成本分別為5.70、9.78、5.29元/kg。

燃煤電廠NOx排污收費標準與SO2相同，均為1.26元/kg，脫硝電價補貼按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。同樣技術條件下，系統裝機容量與脫硝效益成正相關關系。

表2脫硝技術工程案例費效評估結果


注:1)以脫除1kgNOx花費的成本計;2)以脫除1kgNOx產生的效益計。


圖1脫硫技術費效影響因素敏感性分析

4個工程案例的脫硝效費比分別為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，比較可知效費比與機組容量成正比。值得說明的是，系統初投資和年運行費用均較低的SNCR技術的效費比在4個案例中較高，但其脫硝效率僅為30%，而效費比最低的脫硝案例2的脫硝效率高達80%。因此在技術選型時并不能將效費比作為唯一的參考指標。

2.2費效評估敏感性分析

為識別和量化影響費效評估結果的關鍵影響因素和不確定性，分別選擇系統初投資、脫硫效率和燃煤含硫率作為煙氣脫硫費效評估的敏感性因子，對上述因子分別設定不同水平，根據效費比的變化情況分析各因子對效費比的敏感性，具體結果見圖1。由圖1可知，效費比與系統初投資成負相關關系，與脫硫效率和燃煤含硫率等指標均表現為正相關關系。

對比發現，燃煤含硫率與效費比的關系趨勢線斜率較脫硫效率大，說明燃煤含硫率對脫硫技術效費比具有更強的敏感性，是影響脫硫技術費效評估結果的重要指標。

3結論

(1)基于環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、系統運行過程原材料和能源消耗量等參數，計算了不同類型脫硫和脫硝技術的成本、效益等經濟指標，其中石灰石/石膏濕法脫硫技術和循環流化床半干法脫硫技術的脫硫成本分別為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)同一技術條件下，機組容量與技術效費比呈正相關關系，石灰石/石膏濕法脫硫技術效費比略低于循環流化床半干法技術。煙氣脫硝技術選型中，不能將效費比作為唯一參考指標。

(3)通過敏感性分析得出，系統初投資指標和效費比表現為負相關關系，燃煤含硫率是影響煙氣脫硫技術費效評估結果的重要指標。

參考文獻略

《污染與防治》作者：王程軻，易鵬