上海市燃煤电厂脱硝系统超量减排增量成本研究

王昊

上海投资咨询公司

关键字：燃煤电厂；脱硝设施；超量减排；增量成本

近年来，包括上海市在内的我国中东部地区持续出现大面积重污染雾霾天气，引起社会高度关注。燃煤电厂是引起雾霾的重要排放源之一[1]，据市环保局测算，2012年燃煤电厂对本市细颗粒物（PM2.5）的贡献率约7.3%，其氮氧化物排放量约占全市排放总量的58%。市委、市政府领导高度重视，要求进一步加大燃煤电厂氮氧化物治理力度，推进发电企业在国家和本市标准之外实现超量减排。

上海市于2012年出台了燃煤电厂脱硝工程建设补贴政策和脱硝电价政策，有效推动了燃煤电厂脱硝改造工程的建设。但由于没有相关弥补超量减排成本的补贴政策，燃煤电厂开展氮氧化物超量减排没有积极性。根据上述情况，为调动燃煤发电厂通过精细化管理最大限度挖掘脱硝设施潜力的积极性，需要完善燃煤电厂脱硝设施超量减排支持政策体系。

本文对燃煤电厂脱硝设施运行状况、成本和脱硝技术的路线展开分析，划定脱硝设施超量减排的边界，对超量减排增量成本进行专业软件模拟测算和复核，为相关补贴政策的制定提供依据和建议。

1 上海市燃煤电厂脱硝设备改造和运行现状

1.1 脱硝改造现状和技术路线

近年来，上海市燃煤电厂积极响应国家节能减排相关政策要求，已相继开展了脱硝设施减排改造。其中，漕泾电厂的#1、#2机组（1000MW）、外高桥三厂的#8机组（1000MW）、石洞口二厂的#3、#4机组（660MW）、吴泾二厂的#1机组（600MW）和吴泾热电厂的#8和#9机组（300MW）共8台机组的脱硝设备已稳定运行，基本可以满足有关氮氧化物排放浓度的标准要求（小于100mg/Nm3）。上海市燃煤机组现有脱硝设施现状及计划脱硝改造情况，详见表1-1。

上海市300MW级以上的公用燃煤机组共8台，均采用“低氮燃烧器+SCR”的脱硝技术路线。低氮燃烧是以空气分级燃烧为基础设计的降低锅炉烟气中氮氧化物含量的技术，可以大幅削减烟气在进入SCR脱硝设备前的氮氧化物浓度，是目前电厂脱硝改造的主要技术措施之一。SCR技术是在催化剂作用下，以液氨或尿素作为还原剂，在320℃～420℃的烟气温度范围内（此时需要发电机组负荷达到50%及以上），将氮氧化物还原成氮气和水，脱硝效率可达到80%～90%，是应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术[2,3]。

1.2 运行情况

由于采用了低氮燃烧技术，大部分机组的SCR入口氮氧化物浓度较低，约300mg/Nm3。1000MW机组的SCR出口（烟囱入口）氮氧化物平均浓度一般在75 mg/Nm3以下，而600MW级及300MW机组的SCR出口（烟囱入口）氮氧化物平均浓度为100 mg/Nm3左右。8台机组脱硝设备总体运行情况如下：

1000MW机组：外高桥三厂#8机组和漕泾电厂#1、#2机组的负荷率较高，脱硝设备投运率较高，出口氮氧化物浓度较低[4]（55 mg/Nm3～75 mg/Nm3）,综合脱硝效率为70%～85%。

表1-1 上海市燃煤机组现有脱硝设施现状及计划脱硝改造情况

600MW级机组：石洞口二厂#3、#4机组停运频繁，脱硝设备投运率低，出口氮氧化物浓度较高（＞100 mg/Nm3），综合脱硝效率约50%；吴泾二厂#1机组脱硝设备投运率高，出口氮氧化物浓度约80 mg/Nm3，综合脱硝效率约为70%。

300MW机组：吴泾热电厂#8、#9机组的脱硝设备投运率高，出口氮氧化物浓度约95 mg/Nm3，综合脱硝效率约70%～80%。

1.3 运行成本

各燃煤电厂对满足脱硝电价（0.008元/kWh）考核条件的发电量及相关成本数据的统计情况较好，经调研分析，8台燃煤机组脱硝设备的单位电量脱硝成本（即运行成本/满足考核条件的发电量）为0.0063～0.0148元/kWh（不含折旧），削减单位氮氧化物的运行成本为1.13～3.04万元/吨，详见表2-2。

其中，1000MW机组（超超临界机组）的发电量较大，单位脱硝成本较低，脱硝电价可以覆盖其运行成本；

600MW级机组（超临界机组）中吴泾二厂的负荷率较高，脱硝设施投运率较高，脱硝电价基本可以覆盖其运行成本；石洞口二厂的负荷率较低，脱硝设施投运率较低，满足考核条件电量的单位脱硝成本和削减单位氮氧化物运行成本要高于超临界机组的设计运行水平，脱硝电价不足以覆盖其运行成本；

表1-2 各燃煤机组脱硝设备运行情况表

表1-3 燃煤机组脱硝设备运行成本情况表

300MW热电机组（亚临界机组）的负荷率与同类机组相比较高，但总体来说，脱硝电价相对其运行成本略有不足。

2 上海市燃煤机组脱硝超量减排增量成本估算

目前，国内各省市中尚未开展燃煤电厂脱硝设施超量减排增量成本测算相关研究工作。笔者设计提出了成本估算的技术路线（图2-1），包括明确脱硝超量减排的概念和边界，模拟分析不同排放浓度时的脱硝运行成本，进行成本核算，在此基础上提出超量减排的增量成本测算结果等相关阶段性研究。

图2-1 脱硝超量减排增量成本估算技术路线

2.1 超量减排及增量成本的界定

结合国家关于燃煤电厂氮氧化物排放限值的规定（烟囱入口氮氧化物浓度低于100mg/Nm3）、上海市燃煤电厂脱硝电价政策（SCR装置脱硝效率高于70%），上海市脱硝超量减排的基本考核标准拟包含两个条件：（1）烟囱入口氮氧化物浓度低于100mg/Nm3；（2）SCR装置脱硝效率高于70%。

脱硝超量减排即满足以上两个条件的减排部分。当烟囱入口氮氧化物浓度为B0（B0=100mg/Nm3）时，氮氧化物减排量为基础减排量；烟囱入口氮氧化物浓度进一步降低后所产生的额外减排量，为超量减排。

脱硝增量成本为因超量减排所增加的脱硝成本。燃煤电厂脱硝成本包括：催化剂费用、还原剂费用、用电费用、蒸汽费用、压缩空气费用、用水费用和其它费用（管理费、维护费、财务费、折旧费等）[5]。在脱硝超量减排的情况下，催化剂、还原剂等费用与基础减排情况相比增加的脱硝成本，为增量成本。

注释：A0-SCR入口氮氧化物浓度；

B0-基础减排时的烟囱入口氮氧化物浓度（等于100mg/Nm3）；

B-超量减排时的烟囱入口氮氧化物浓度（小于100 mg/Nm3）。

基础成本-由SCR入口氮氧化物浓度A0降到烟囱入口浓度B0的减排成本；

增量成本-由SCR入口氮氧化物浓度A0降到烟囱入口浓度B的减排成本与基础成本的差值。

2.2 脱硝运行成本模拟计算

根据脱硝超量减排增量成本的估算边界，结合催化剂、还原剂等物料的价格水平，分别对不同容量机组在不同氮氧化物排放浓度下脱硝装置的运行成本应用专业软件进行模拟计算。

2.2.1 计算条件

(1)边界条件

①烟气量：1000MW、600MW、300MW机组产生的烟气量分别以2 890 000Nm3/h、1 930 000Nm3/h和1 030 000Nm3/h计。

②机组年利用小时数：1000MW、600MW、300MW机组的年利用小时数分别以7500h、7000h和6500h计;调峰因子分别以0.73、0.70和0.68计。

③估算范围：SCR入口浓度A0设定为300mg/Nm3，模拟计算烟囱氮氧化物入口浓度分别为100、75、50和30 mg/Nm3时的脱硝运行成本。

（2）价格水平

①催化剂费用：催化剂价格按40 000元/m3。

②还原剂费用：尿素按3 000元/t计，液氨按4 200元/t。

③蒸汽费用：按150元/t。

④压缩空气费用：按1元/m3。

⑤水费：按3.8元/m3。

⑥电费：按0.4773元/kWh。

⑦其它：管理费按400 000元/年。

2.2.2 模拟计算结果

根据上述计算条件，分别对1000MW、600MW、300MW机组（尿素法、液氨法）的SCR脱硝装置运行成本进行模拟计算，主要计算结果如表2-1所示。

2.3 脱硝运行成本的复核

结合电厂提供的各项成本数据，笔者对模拟计算结果进行复核调整，测算不同容量机组在烟囱氮氧化物入口浓度分别为100、75、50和30 mg/Nm3时的脱硝运行成本。

2.3.1 相关费用的复核

(1)催化剂费用：模拟采用和电厂填报的催化剂费用相差较大。经分析，主要差异在于电厂填报数据中包含了催化剂层钢架结构的费用。经进一步调研，模拟的测算结果偏低。按照调研情况复核后的燃煤电厂SCR装置的年催化剂费用如表2-2所示。

（2）对比电厂填报数据，模拟测算的还原剂费用、电费、蒸汽费、水费、压缩空气费较为合理。

（3）其他费用：模拟的其他费用（管理费、维修费、财务费等细项）与电厂提供的成本数据相比，测算结果总体偏低，对其复核后结果如表2-3。

表2-1 不同机组脱硝装置运行成本不含折旧估算（单位：万元/年）

表2-2 燃煤电厂SCR装置的年催化剂费用复核

表2-3 燃煤电厂脱硝运行其他费用（不含折旧）单位：万元/年

关于折旧费，由于脱硝新建与改造工程的静态投资相差较大，不同机组脱硝设施静态投资暂按表2-4计。

表2-4 不同机组脱硝设施静态投资（单位：万元）

2.3.2 按复核后的费用对脱硝运行成本的调整

根据电厂提供的数据对模拟测算结果进行调整，运行成本（不含折旧）如表2-5所示。费用复核调整后，1000MW、600MW、300MW三类容量机组的单位发电量的脱硝成本，详见图2-2。

图2-2 不同机组单位发电量脱硝成本（不含折旧）

上述修正后的模拟计算结果表明，1000MW、600MW、300MW机组单位发电量的脱硝成本逐渐增加，0.8分/kWh的脱硝电价基本能够覆盖1000MW燃煤机组的脱硝运行成本，但不足以覆盖660MW及以下燃煤机组的脱硝运行成本。

2.4 增量成本测算

2.4.1 计算方法

基础减排：低氮燃烧器出口烟气的氮氧化物浓度一般为300mg/Nm3左右，因此将基础减排的SCR入口浓度A0设定为300 mg/Nm3。根据超量减排的考核条件，基础减排的烟囱入口氮氧化物浓度B0设定为100 mg/Nm3，相应的脱硝成本为基础减排成本（C0）。

超量减排：SCR入口氮氧化物浓度A0为300 mg/Nm3，烟囱入口氮氧化物浓度B＜100 mg/Nm3时，相应的脱硝成本为C，超出基础减排成本的即为超量减排的增量成本。

超量减排量=（B0-B）×烟气量×年利用小时数×调峰因子

超量减排增量成本（ΔC）=C-C0。

2.4.2 增量成本

不同容量机组在SCR入口氮氧化物浓度A为300 mg/Nm3时，烟囱入口氮氧化物浓度B由100 mg/Nm3分别降低至75、50、30 mg/Nm3及相应综合脱硝效率下的增量成本总量和削减单位氮氧化物增量成本如表2-6。不同容量机组尿素法与液氨法超量减排削减单位氮氧化物的增量成本（注：SCR入口氮氧化物浓度均按300 mg/Nm3计，烟囱入口浓度分别从100降至75、50、30毫克/标准立方米，对应的SCR综合脱硝效率分别为75%、83%、90%），详见图2-3。

表2-5 费用复核后不同机组脱硝运行成本(不含折旧)（单位：万元/年）

以上计算结果表明，机组容量越小，超量减排削减单位氮氧化物增量成本逐渐增加；随着排放浓度的降低或综合脱硝效率的提高，各机组超量减排的增量成本不断增加；尿素法的单位氮氧化物超量减排时的增量成本高于液氨法。

图2-3 不同机组削减单位氮氧化物增量成本

3 建议与思考

3.1 补贴政策建议

考虑到对脱硝超量减排增量成本补贴操作的便利性，同时基于燃煤机组氮氧化物减排量的核算方法，笔者建议不区分机组容量，按综合脱硝效率测算的平均增量成本（图3-1）进行补贴（注：SCR入口氮氧化物浓度均按300 mg/Nm3计，对应的综合脱硝效率分别为75%、83%、90%。补贴标准制定建议考虑以下几个因素：（1）尿素法比液氨法的脱硝成本高，建议根据脱硝技术路线的不同，对液氨法与尿素法制定不同的补贴标准；（2）烟囱入口氮氧化物浓度越低，脱硝成本越高，建议根据SCR综合脱硝效率的不同，制定分段补贴标准；（3）参考脱硫增量成本补贴政策，建议按脱硝超量减排不同效率段的平均增量成本进行补贴，详见表3-1。

图3-1 不同容量机组的平均脱硝增量成本

表2-6 不同机组脱硝超量减排的增量成本（不含折旧）

表3-1 基于综合脱硝效率的超量减排建议补贴标准

3.2 本市氮氧化物控制的相关思考

基于本文对上海市燃煤电厂氮氧化物排放控制的增量成本和效益综合分析，为更好地推进上海市氮氧化物排放控制和大气污染治理，笔者提出以下建议：

（1）探索更为市场化的NOx控制政策。从发达国家的排污权交易政策来看，企业凭借较高的脱硝效率进入排污交易市场获得的经济效益并非小于低脱硝效率的经济效益[7]。大规模的脱硝电价以及超量减排补贴，为财政带来一定的负担，建议后续进一步研究和探索建立火电等行业相关排污权交易政策体系。

（2）多部门协同推进氮氧化物减排。如果单纯加强对公用电厂的NOx排放控制，减排效果并不明显，经测算，公用电厂超量减排削减NOx排放量约为1500t～7500t，还应当对排放量较大NOx排放源（如交通源、工业锅炉、工业过程等）加以控制，采取切实有效的低氮减排措施，共同推进上海市氮氧化物减排工作。

（3）推进多污染物区域协同控制。由于大气各种物质间的化学反应，在特定区域下，氮氧化物控制对于某些污染物浓度反而有不利的影响[8]。以O3为例，单纯进行NOX排放控制会导致夏季长三角城市中心城区的O3浓度升高。为实现大气O3浓度降低，还需要对VOC进行协同控制。因此，为实现上海市大气环境质量的全面改善，对多污染物进行协同控制是必要的。

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