百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

北极星环保网讯:随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格，燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作，其中部分燃煤电厂已完成大气污染物超低排放改造工作。目前，针对超低排放改造后的成本效益，仍缺乏系统性的分析及评估。基于大量电厂运行DCS及CEMS数据，以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例，采用费用-效益分析的方法，对其展开超低排放技术运行经济性评估及研究。

同时，结合情景分析，研究负荷、含硫量及年发电时间等关键影响因素变化对污染物脱除成本的影响。结果表明:改造后，污染物(SO2、NOx及PM)脱除成本比改造前增加约13～20元˙(MWh)－1，约占上网电价的2.8%～4.4%。改造后，该电厂SO2、NOx及PM排放绩效分别达到0.048、0.109及0.007g˙(kWh)－1，每年可产生环境效益约1344万元。

此外，提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行，FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。

关键词：超低排放;费用效益分析;情景分析;环境效益

近年来，我国雾霾天气频发，环保形势日趋严峻[1-7]。为此，相关部门展开了多项工作。在火电行业，被称为“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)》于2012年1月1日起实施[6，8]。

2014年9月12日，国务院、环保部和能源局三部委联合下发的关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知，明确要求东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(PM<10mg˙Nm-3@6%O2，SO2<35mg˙Nm-3@6%O2，NOx<50mg˙Nm-3@6%O2)[9]。因此，大量燃煤发电企业展开环保装备升级改造工作，部分火电机组完成超低排放改造，相应的技术评估工作也已逐渐开展。

目前，针对技术经济性评估，国内外学者对中国电力、水泥和钢铁等主要用能行业的大气污染控制成本及效益开展了大量研究工作。STREETS等[10]以珠三角制造业为例展开了分析与研究;针对燃煤电站大气污染物排放控制装备运行经济性，WANG等[11]分析研究了煤价变化等影响因素对我国30个省份燃煤电厂的费用效益比的影响[11];SUN等[12]以长三角燃煤电厂为例，对多种污染物脱除的成本进行了分析研究;张彩庆、黄东等[13-15]分别对我国电厂脱硫、脱硝技术进行了技术经济分析;在其他用能行业方面;YANG等[16]对我国水泥行业的污染物脱除进行了费效分析研究;LI等[17]对我们钢铁行业CO2减排的费效进行了分析。

此外，在减排效益方面，李红祥等[18]和刘通浩[19]对SO2、NOx排放造成的健康经济、农业减产等损失进行了分析。但在新的环保形势下，针对燃煤电厂烟气污染物超低排放技术经济性开展的研究工作仍然有限，且尚无定量化结论，亟需展开相关研究与分析工作。

本研究通过费用效益分析法，以某百万燃煤机组超低排放示范工程为例，分析了负荷、煤质等因素对于燃煤电站运行经济性的影响，并进行费用效益评估，研究其超低排放改造前后污染物控制设施费用及效益，分析了污染物控制运行成本进一步优化的措施及其效果，充实完善了燃煤电站超低排放技术评估体系。

1研究方法

1.1工程概况

本文研究对象是某电厂1000MW燃煤机组，机组于2011年建成，改造前建有SCR脱硝系统、干式静电除尘器、石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。为满足超低排放技术要求，机组于2014年6月完成改造，改造内容包括:低氮燃烧器改造、增装1层SCR催化剂、增设管式GGH、电除尘器改造、脱硫塔优化及增设湿式静电除尘器。改造后机组工艺系统图如图1所示。

图1系统工艺路线示意图

监测数据表明，改造后总排口NOx浓度平均值为18.21mg˙Nm-3，PM浓度平均值为1.30mg˙Nm-3，SO2浓度平均值11.07mg˙Nm-3，汞及其化合物浓度平均值为1.72μg˙Nm-3，系统环保性能达到超低排放限值。

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