燃煤電站環(huán)保裝備運行成本效益研究.pdf

1、隨著我國火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的日趨嚴(yán)格，燃煤發(fā)電企業(yè)陸續(xù)開展環(huán)保裝備升級改造工作，然而目前，燃煤電站環(huán)保裝備運行成本效益缺乏系統(tǒng)性的分析及評估，針對不同工況下的環(huán)保裝備運行成本效益尚無定量化的分析結(jié)論。
　　本研究基于國內(nèi)外研究方法學(xué)。建立了環(huán)保裝備運行成本評價模型及關(guān)鍵影響因素分析模型。運行成本模型主要考慮機(jī)組容量、污染物入口濃度及排放限值、機(jī)組負(fù)荷、地域等影響因素，結(jié)合物料平衡算法，對多因素影響下的燃煤電站環(huán)保裝備運行成本

2、展開分析。減排效益評估模型則利用劑量反應(yīng)關(guān)系，對污染物減排帶來的健康效益及農(nóng)業(yè)效益進(jìn)行評估分析。在此基礎(chǔ)上，建立了燃煤電站環(huán)保裝備費用效益綜合評價模型及煤電站環(huán)保裝備運行成本關(guān)鍵影響因素分析模型，對環(huán)保裝備運行成本效益展開更加全面及深入的分析及評估。
　　基于燃煤電站環(huán)保裝備運行成本效益評估模型，分析得到典型情景下，即SO2、NOx和煙塵的入口濃度分別為1900~2200mg/Nm3、200~250mg/Nm3和23~25g/m3

3、，機(jī)組發(fā)電負(fù)荷在60％~65%之間時，不同機(jī)組容量的石灰石石膏法脫硫裝備、SCR脫硝裝備以及電除塵裝備達(dá)到不同排放限值時的運行成本分別在0.0086~0.0321元/kWh，0.0043~0.0205元/kWh和0.0017~0.0106元/kWh之間，且運行成本隨著機(jī)組容量的上升而下降，隨著排放限值的加嚴(yán)而上升。污染物減排效益方面，在現(xiàn)狀基礎(chǔ)上減排達(dá)到重點地區(qū)排放限值時，京津冀地區(qū)SO2、NOx和煙塵的單位污染物減排效益分別為8900

4、元/噸，8892元/噸和12702元/噸，共計可產(chǎn)生環(huán)境效益114.6億元/年。
　　基于燃煤電站環(huán)保裝備運行成本關(guān)鍵影響因素分析模型，分析了燃煤電站環(huán)保裝備在不容入口濃度和機(jī)組發(fā)電負(fù)荷影響下的運行成本變化情況。結(jié)果表明，當(dāng)脫硫、脫硝、除塵裝備入口濃度分別在800mg/Nm3~10000mg/Nm3、150 mg/Nm3~400 mg/Nm3和15g/m3~40g/m3之間變化時，石灰石石膏濕法脫硫裝備、SCR脫硝裝備以及電除塵裝

5、備的運行成本補(bǔ)償分別在典型情景下運行成本的-24.3%到+145.4%，-18.7%至+31.0%和-22.6%至+42.8%之間變化；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷在40%和100%之間變化時，不同容量機(jī)組總排口達(dá)到不同排放限值時，石灰石石膏濕法脫硫裝備、SCR脫硝裝備以及電除塵裝備的運行成本補(bǔ)償分別在典型情景下運行成本的的+26.5%至-21.3%、+54.0%至-31.8%和+37.1%至-29.6%之間變化。
　　在此基礎(chǔ)上，基于對京津冀地區(qū)

6、燃煤電站機(jī)組容量、環(huán)保裝備入口濃度及發(fā)電負(fù)荷等影響因素的統(tǒng)計及研究，計算得到達(dá)到重點地區(qū)特別排放限值和超低排放限值時，京津冀地區(qū)燃煤電站環(huán)保裝備總運行成本分別為68.27億元/年和99.25億元/年。結(jié)合針對減排效益的分析，得到了達(dá)到重點地區(qū)排放限值時，京津冀地區(qū)燃煤電站環(huán)保裝備運行效益成本比為2.94，當(dāng)達(dá)到超低排放限值時，減排效益增加35.5億元/年，凈效益增加4.6億元/年。
　　最后，以某百萬燃煤機(jī)組煙氣污染物超低排放技術(shù)

7、改造的情況為實際案例，應(yīng)用成本效益分析模型展開相應(yīng)分析，結(jié)果表明改造后，污染物減排成本改造前增加0.0112-0.0187元/kWh，約占上網(wǎng)電價的2.68%-4.47%。改造后，該電廠SO2、NOx及PM排放績效分別達(dá)到0.048 g/kWh、0.109 g/kWh及0.007 g/kWh，每年可產(chǎn)生環(huán)境效益約1552萬元。此外，提升機(jī)組運行負(fù)荷能顯著降低污染物脫除裝備運行成本從實際運行平均負(fù)荷（60.4%負(fù)荷）提高到滿負(fù)荷運行，F(xiàn)G