关键词：单位产品污染物脱除成本；吨污染物脱除成本；年发电利用小时；产品价格比例；
0 引言
截止到2017年6月底，全国已完成超低排放改造的燃煤发电机组容量达5.7亿千瓦，占煤电总装机比例达60%；另外，《能源发展“十三五”规划》要求“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦，预计到2020年全面完成燃煤电厂超低排放改造。燃煤电站实现烟气污染物超低排放治理的技术路线，因煤、因炉、因地存在差异，技术路线的差异性，引起燃煤烟气污染物治理成本存在差别，为评估主要烟气污染物的典型超低技术路线的治理运行成本的差异性，选取不同容量、技术路线的循环流化床锅炉和煤粉炉进行经济性评估。
0 引言
截止到2017年6月底，全国已完成超低排放改造的燃煤发电机组容量达5.7亿千瓦，占煤电总装机比例达60%；另外，《能源发展“十三五”规划》要求“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦，预计到2020年全面完成燃煤电厂超低排放改造。燃煤电站实现烟气污染物超低排放治理的技术路线，因煤、因炉、因地存在差异，技术路线的差异性，引起燃煤烟气污染物治理成本存在差别，为评估主要烟气污染物的典型超低技术路线的治理运行成本的差异性，选取不同容量、技术路线的循环流化床锅炉和煤粉炉进行经济性评估。
在燃煤电站污染物控制技术费用效益分析方面，众多学者针对燃煤烟气污染物治理技术的控制成本研究开展了大量的工作。David等以珠三角制造业为例展开了分析与研究，结果显示，污染物控制成本约占产品产值的0.3~3%；张彩庆、黄东、史建勇等分别对我国电厂脱硫、脱硝技术进行了技术经济分析；杨航针对燃煤电厂选择性催化还原脱硝系统，提出基于费用效益分析方法的脱硝运行成本评估体系和计算模型，研究了典型机组的SCR脱硝系统运行成本；金侃分析了百万燃煤机组超低排放改造前后污染物控制设施费用及效益，并针对性提出优化污染物控制运行成本的措施；徐甸对330MW和660MW组超低排放环保岛经济性进行评估，同时研究了负荷、含硫量及年发电时间等关键因素变化对污染物脱除成本的影响。
本文利用费效分析方法，在典型情境下对不同容量的循环流化床锅炉和煤粉炉超低排放技术路线的环保系统运行成本对比分析，为电站选择超低技术路线时提供参考依据。
1 方法
1.1 工程概况
七台机组基本情况如下表1所示，其中1~4号机组为煤粉炉，5~7号机组为循环流化床锅炉；七台机组采用相应的烟气污染物治理技术路线均可实现氮氧化物、二氧化硫和颗粒物的超低排放。
表1 评估机组基本情况
1.2 超低排放系统费效评估方法
燃煤电站超低排放系统费效评估方法，是对金侃、徐甸等[9,10]的费用效益评估方法进行了拓展。为评估燃煤电站超低排放系统运行成本，引入超低系统单位产品污染物脱除成本。对于火电机组而言，超低系统单位产品污染物脱除成本是指产生一度电时燃煤烟气污染物满足超低排放限值时超低排放系统 （脱硫、脱硝、除尘系统） 的运行成本；对于热电机组，超低系统单位产品污染物脱除成本是指产生吨蒸汽时燃煤烟气污染物满足超低排放限值时超低排放系统 （脱硫、脱硝、除尘系统） 的运行成本。对于火电机组，单位产品污染物脱除成本占产品价格比例是指超低系统单位产品污染物脱除成本占上网电价百分比；对于热电机组，单位产品污染物脱除成本占产品价格比例是指超低系统单位产品污染物脱除成本占供热价格百分比。吨污染物脱除成本主要是指超低排放系统脱除一吨污染物超低排放系统的运行成本，分为吨二氧化硫脱除成本、吨氮氧化物脱除成本和吨颗粒物脱除成本三部分。
2 结果与讨论
2.1 典型情景下输入条件确定
1） 结合机组设计参数和《火电厂污染防治最佳可行技术指南》 （HJ2301-2017）中对可以实现超低排放的防治技术的适用边界条件的界定，选择入口SO2浓度1200mg/m3，NOx浓度200mg/m3，颗粒物浓度15 g/m3；经过对应机组的超低排放技术路线治理后均满足超低排放要求 （标态，干基，6%O2下，PM<5mg/m3、SO2<35 mg/m3、NOx<50mg/m3）。
2） 根据中电联2016年电力工业统计快报统计，2016年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为4165h；结合财 新预测的2017年煤电年利用小时数约4072小时，综合考虑选择年发电利用小时数4100h。
3） 根据某省统调机组上网标杆电价的规定，选择上网电价 （含硫、硝、尘电价补贴） 0.3853元/k Wh；对于循环流化床锅炉电耗价格亦按照此进行核算。
2.2 结果分析
2.2.1 典型情景下超低系统经济性对比分析
利用费效分析模型在典型情景下进行建模计算，结果如图1-图4所示。
如图1所示，单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；其中海水脱硫技术的单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本最低，低于脱硫电价补贴；采用石灰石-石膏湿法脱硫技术 （旋汇耦合） ，单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本最高，高于脱硫电价补贴。
图1 脱硫系统成本随机组容量变化情况
图2 脱硝系统成本随机组容量变化情况
图3 除尘系统成本随机组容量变化情况
图4 超低系统成本随机组容量变化情况
如图2所示，单位产品脱硝系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；采用SCR脱硝技术机组的吨氮氧化物脱除成本高于采用SNCR/SCR脱硝技术的机组。
如图3所示，单位产品除尘系统运行成本和吨颗粒物脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；火电机组单位产品除尘系统运行成本高于除尘电价补贴 （0.002元/k Wh） ；对于350MW的火电机组采用干式静电除尘+湿式静电除尘技术，对应的单位投资相比较其他采用低低温静电除尘+湿式静电除尘技术的低，使得单位产品除尘系统运行成本较低。
如图4所示，单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例随着机组容量的增大呈现减小趋势；火电机组中采用干式电除尘+海水脱硫技术+湿式静电除尘技术路线的机组单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例最低；热电机组中，容量较大的单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例较低。
2.2.2 超低系统运行成本随年利用小时数变化情况根据典型情境的分析结果，单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例较低的为220t/h的 （5） 号热电机组 （低氮+SNCR/SCR+电袋复合除尘+WFGD （空塔+筛板） +WESP） 和 （4） 号火电机组 （低氮+SCR+ESP+WFGD （海水脱硫） +WESP） ，以此机组为基准分析年发电利用小时数会影响超低系统运行成本。
图5 超低系统成本随年发电利用小时数变化情况
如图5所示，随着年发电利用小时数的增大，单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例呈现减少的趋势；两台容量不同、技术路线不同的机组随着年发电利用小时数的增大对应的比例差异减少。
3 结论
对七台机组的超低系统单位产品污染物脱除成本和吨污染物脱除成本进行分析，得出如下结论：单位产品污染物脱除系统运行成本和吨污染物脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例随着机组容量的增大呈现减小趋势；单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例随年发电利用小时的增大而减小。全国基准情景下，火电机组超低系统单位产品污染物脱除成本占产品价格的比例为7.22%~10.77%，热电机组单位产品超低系统运行成本占产品价格的比例7.71%~11.32%。
海水脱硫技术受技术适用条件的限制难以广泛推广应用，因此除海水脱硫机组，在全国基准火电年发电利用小时数下，超低系统单位产品污染物脱除成本在0.0298~0.0415元/k Wh之间，同时近年来火电年发电利用小时数持续走低，将会进一步增大超低系统单位产品污染物脱除成本，因此建议进一步稳定超低电价补贴政策，以保证电厂环保运行的积极性；热电机组超低系统单位产品污染物脱除成本在16.7~25元/t之间，单位产品超低系统运行成本占产品价格的比例接近10%，为促进热电厂超低改造的积极性，建议出台相关的供热价格补贴政策。
