百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

通过对计算得到的单位发电量污染物脱除成本进行换算，折合到每吨煤发电的污染物脱除成本，经过曲线拟合得到图8。

由图8可知，电厂燃用煤种的含硫量每上升0.1%，污染物控制成本增加约0.9元，不超过1元。结合对国内不同煤价定价规则的研究分析可得，一般情况下，煤种含硫量每提高0.1%，煤价降低约3～5元左右，并在此基础上考虑到煤的低位发热量和含水量的影响。

因此，在保证电厂污染物控制设备正常运行条件下，适当提高燃用煤种含硫量，能够有效提高电厂污染物控制设备运行经济性。

3.3达到不同排放标准情景下吨污染物脱除平准化成本变化分析

设定燃煤含硫量分别为0.5%、1.0%及1.5%3种情景，分析3种情景下脱硫设施分别达到一般地区排放限值(100mg˙m-3)、重点地区排放限值(50mg˙m-3)和超低排放限值(35mg˙m-3)的吨SO2脱除平准化成本。

结果表明，在相同含硫量情景下，SO2排放浓度分别为35与100mg˙m-3时，吨SO2脱除平准化成本增幅约为12%～14%;SO2排放浓度分别为35与50mg˙m-3时，吨SO2脱除平准化成本增幅约为5.8%～6.1%。

可见，相同含硫量下，燃煤机组SO2排放达到超低排放限值，与达到一般地区排放限值或重点地区排放限值相比，吨SO2脱除平准化成本增速放缓。

针对脱硝，NOx排放达到重点地区排放限值(100mg˙m-3)和燃气轮机排放限值(50mg˙m-3)的吨NOx脱除成本分别约为8658和9427元˙t-1，达到超低排放限值与重点地区排放限值相比，吨NOx平准化脱除成本增幅约为8.9%，增幅较小。

针对除尘，PM排放达到重点地区排放限值(20mg˙m-3)和燃气轮机排放限值(5mg˙m-3)的吨PM脱除成本分别约为34和90元˙t-1，与SO2和NOx减排成本相比，吨PM脱除成本绝对值较小，其变化幅度不及SO2和NOx减排成本变化的10%。

4结论

本文针对某百万机组超低排放技术改造示范工程，建立费用效益评估模型结合情景设置，综合考虑负荷、含硫量及年发电时间对超低排放技术经济性评估开展研究，得到主要结论如下:

1)采用费用效益分析方法，对超低排放技术改造机组进行经济性分析，改造后污染物脱除成本约在35～50元˙(MWh)-1之间，与改造前相比，改造前后污染物脱除成本增加量约在13～20元˙(MWh)-1之间，约占上网电价的2.8%～4.4%;

2)改造前后吨SO2、NOx脱除平准化成本增幅分别为5.9%、8.9%，增幅较小，机组烟气污染物超低排放改造成本增加较少，且环境效益明显，SO2、NOx及PM排放绩效分别为0.048、0.109及0.007g˙(kWh)-1，远低于全国污染物平均排放绩效;

3)机组运行负荷对脱硫、脱硝及除尘运行成本的影响明显，负荷越大，运行成本越低。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%，提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本。同时污染物脱除成本随年发电时间的降低，含硫量的增加而增加。

参考文献略

《环境工程学报》作者：金侃，张军，郑成航，张涌新，吴学成，史建勇，孟炜，高翔

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