超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

2结果与讨论

2.1实际工程案例费效评估

根据环境保护部2016年10月发布的《火电厂污染防治技术政策(征求意见稿)》和《火电厂污染防治最佳可行技术指南(征求意见稿)》(环办科技函[2016]1739号)[17]，为筛选典型火电厂大气污染防治最佳可行技术，对湖南、湖北和河南等省份实际燃煤电厂开展数据调研，获2种烟气脱硫技术类型和3种烟气脱硝技术类型的系统运行基本参数，基于上述费效评估模型，对不同类型控制技术进行费效评估。

2.1.1烟气脱硫技术

分别针对石灰石/石膏湿法(记为S1)和循环流化床半干法(记为S2)两种烟气脱硫技术进行费效评估，筛选的工程案例涵盖的机组类型包括200、300、600MW，脱硫效率均大于95%。4个脱硫技术工程案例的费效评估结果见表1。

表1脱硫技术工程案例费效评估结果

注:1)以脱除1kgSO2花费的成本计;2)以脱除1kgSO2产生的效益计。

由表1可见，就系统初投资而言，石灰石/石膏湿法脱硫技术单位装机容量投资额的平均值为21.17万元/MW，循环流化床半干法的单位装机容量投资额为25.78万元/MW。

系统年运行费用方面，3个石灰石/石膏湿法脱硫技术单位装机容量年运行费用平均值为4.74万元/MW，脱硫成本平均值为2.44元/kg;脱硫案例4采用循环流化床半干法，运行费用相对较高，为5.68万元/MW，脱硫成本相对较低，为2.34元/kg。

按照国务院发布的《节能减排综合性工作方案》要求[18]，依据补偿治理成本原则，将SO2排污收费标准由0.63元/kg提高到1.26元/kg，提高1倍。对燃煤电厂而言，如不加大SO2减排力度，企业效益将大幅削减。因此，将烟气脱硫技术通过减排SO2节省的排污费用作为发电企业的间接经济效益。

为鼓励发电企业减排SO2，国家发改委和环境保护部发布的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)要求:安装脱硫设施的燃煤发电机组，其上网电价在现行上网电价基础上增加0.015元/(kW˙h)的脱硫加价政策[19]。脱硫电价补贴费用也可作为发电企业的重要经济效益来源。

脱硫石膏作为石灰石/石膏湿法脱硫过程的副产物，其加工利用意义重大，可广泛用于建筑材料行业，另外随着天然石膏资源的日益枯竭，将脱硫石膏替代天然石膏，有利于环境资源的保护。据统计，目前，脱硫石膏的市场售价约为50元/t，是发电企业的重要销售收入。

根据费效评估结果，3个石灰石/石膏湿法脱硫工程系统总收益的平均值为8295.04万元，且系统总收益与系统装机容量成正比。循环流化床半干法工程的系统总收益为7498.29万元，由于该工艺不产生脱硫石膏，因此与同机组规模的脱硫案例2相比，系统总收益减少300万元以上，经济性略差。

脱硫效益方面，3种石灰石/石膏湿法脱硫效益的平均值为3.85元/kg，机组容量对脱硫效益影响不大。循环流化床半干法的脱硫效益为3.71元/kg。为评价不同脱硫技术的优劣，引入效费比(系统总收益/系统总成本)对不同工程案例的经济效益进行比较，效费比越高，说明工程的经济效益越好。

经计算，4个脱硫案例的效费比分别为1.41、1.56、1.83、1.59。综合分析而言，同一技术条件下，机组容量与技术效费比成正相关关系，不同技术相同机组容量条件下，石灰石/石膏湿法脱硫技术效费比低于循环流化床半干法技术。

2.1.2烟气脱硝技术

对常见的3种烟气脱硝技术进行费效评估，其中包括选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)及SCR/SNCR联用技术。筛选的工程案例涵盖的机组类型包括600、660、1000MW，平均脱硝效率为58%。4个脱硝技术工程案例的费效评估结果见表2。

由表2可见，SCR(脱硝案例1与脱硝案例2的平均值，下同)、SNCR及SCR/SNCR的单位装机容量系统初投资分别为7.16万、3.64万、7.26万元/MW，SNCR技术仅为其他两种技术的一半左右，初投资费用较低。SCR、SNCR和SNCR/SCR单位装机容量的年运行费用分别为3.22万、2.51万、2.94万元/MW，SCR的年运行成本最高。3种技术的脱硝成本分别为5.70、9.78、5.29元/kg。

燃煤电厂NOx排污收费标准与SO2相同，均为1.26元/kg，脱硝电价补贴按0.008元/(kW˙h)计算[20]。脱硝效益方面，SCR、SNCR和SNCR/SCR的脱硝效益分别为8.07、15.89、7.17元/kg。同样技术条件下，系统装机容量与脱硝效益成正相关关系。

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