基于技術經(jīng)濟分析的燃煤電廠脫硝電價研究.pdf

1、煤炭燃燒會產(chǎn)生大量的二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)，而它們是酸雨的主要成份，對環(huán)境危害極大。我國是世界上少數(shù)幾個以煤炭為主要能源的國家，其中燃煤電廠燃燒了大部分煤炭，而且在我國火電廠仍是發(fā)電的主力。為了控制電廠NOx的排放，國家制定了一系列措施。環(huán)境保護部2011年規(guī)定燃煤鍋爐氮氧化物排放濃度限值為100mg/m3。“十二五”期間，環(huán)保部又明確新建火電項目要實現(xiàn)80％以上的脫硝效率。電力企業(yè)普遍反映脫硝成本較高，增加了企業(yè)經(jīng)營壓

2、力，呼吁出臺脫硝電價。國家發(fā)改委于2011年11月30日宣布，為提高火電企業(yè)脫硝的積極性，試行脫硝電價政策，每千瓦時加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支。那么，0.8分的脫硝電價合不合理?能不能完全補貼電廠的脫硝成本?這就需要對燃煤電廠的脫硝電價進行研究。
　　 本文從外部性內(nèi)部化理論出發(fā)，分析了脫硝電價提出的必要性，分析了氮氧化物的生成機理和影響因素，并據(jù)此研究比較了不同的脫硝工藝，然后通過建立投影尋蹤模型對主要脫硝工藝進行了技

3、術經(jīng)濟分析，選定了計算脫硝電價的合適脫硝工藝-SCR脫硝技術。在脫硝電價的計算過程中，本文考慮了資金的時間價值，根據(jù)技術經(jīng)濟分析中凈現(xiàn)值的原理，建立了基于凈現(xiàn)值的脫硝電價計算模型，并分別對1000MW，600MW和300MW的新建和改造典型機組的脫硝電價做了計算，最后得出結論：國家提出的0.008元/kWh脫硝電價不能完全補償脫硝成本；脫硝機組規(guī)模和形式不同，脫硝電價也應該不同，不能一刀切；設備費和催化劑費用為項目固定資產(chǎn)投資的主要部分