上海市燃煤電廠脫硝系統超量減排增量成本研究

王昊

上海投資咨詢公司

關鍵字：燃煤電廠；脫硝設施；超量減排；增量成本

近年來，包括上海市在內的我國中東部地區持續出現大面積重污染霧霾天氣，引起社會高度關注。燃煤電廠是引起霧霾的重要排放源之一[1]，據市環保局測算，2012年燃煤電廠對本市細顆粒物（PM2.5）的貢獻率約7.3%，其氮氧化物排放量約占全市排放總量的58%。市委、市政府領導高度重視，要求進一步加大燃煤電廠氮氧化物治理力度，推進發電企業在國家和本市標準之外實現超量減排。

上海市于2012年出臺了燃煤電廠脫硝工程建設補貼政策和脫硝電價政策，有效推動了燃煤電廠脫硝改造工程的建設。但由于沒有相關彌補超量減排成本的補貼政策，燃煤電廠開展氮氧化物超量減排沒有積極性。根據上述情況，為調動燃煤發電廠通過精細化管理最大限度挖掘脫硝設施潛力的積極性，需要完善燃煤電廠脫硝設施超量減排支持政策體系。

本文對燃煤電廠脫硝設施運行狀況、成本和脫硝技術的路線展開分析，劃定脫硝設施超量減排的邊界，對超量減排增量成本進行專業軟件模擬測算和復核，為相關補貼政策的制定提供依據和建議。

1 上海市燃煤電廠脫硝設備改造和運行現狀

1.1 脫硝改造現狀和技術路線

近年來，上海市燃煤電廠積極響應國家節能減排相關政策要求，已相繼開展了脫硝設施減排改造。其中，漕涇電廠的#1、#2機組（1000MW）、外高橋三廠的#8機組（1000MW）、石洞口二廠的#3、#4機組（660MW）、吳涇二廠的#1機組（600MW）和吳涇熱電廠的#8和#9機組（300MW）共8臺機組的脫硝設備已穩定運行，基本可以滿足有關氮氧化物排放濃度的標準要求（小于100mg/Nm3）。上海市燃煤機組現有脫硝設施現狀及計劃脫硝改造情況，詳見表1-1。

上海市300MW級以上的公用燃煤機組共8臺，均采用“低氮燃燒器+SCR”的脫硝技術路線。低氮燃燒是以空氣分級燃燒為基礎設計的降低鍋爐煙氣中氮氧化物含量的技術，可以大幅削減煙氣在進入SCR脫硝設備前的氮氧化物濃度，是目前電廠脫硝改造的主要技術措施之一。SCR技術是在催化劑作用下，以液氨或尿素作為還原劑，在320℃～420℃的煙氣溫度范圍內（此時需要發電機組負荷達到50%及以上），將氮氧化物還原成氮氣和水，脫硝效率可達到80%～90%，是應用最多而且最有成效的煙氣脫硝技術[2,3]。

1.2 運行情況

由于采用了低氮燃燒技術，大部分機組的SCR入口氮氧化物濃度較低，約300mg/Nm3。1000MW機組的SCR出口（煙囪入口）氮氧化物平均濃度一般在75 mg/Nm3以下，而600MW級及300MW機組的SCR出口（煙囪入口）氮氧化物平均濃度為100 mg/Nm3左右。8臺機組脫硝設備總體運行情況如下：

1000MW機組：外高橋三廠#8機組和漕涇電廠#1、#2機組的負荷率較高，脫硝設備投運率較高，出口氮氧化物濃度較低[4]（55 mg/Nm3～75 mg/Nm3）,綜合脫硝效率為70%～85%。

表1-1 上海市燃煤機組現有脫硝設施現狀及計劃脫硝改造情況

600MW級機組：石洞口二廠#3、#4機組停運頻繁，脫硝設備投運率低，出口氮氧化物濃度較高（＞100 mg/Nm3），綜合脫硝效率約50%；吳涇二廠#1機組脫硝設備投運率高，出口氮氧化物濃度約80 mg/Nm3，綜合脫硝效率約為70%。

300MW機組：吳涇熱電廠#8、#9機組的脫硝設備投運率高，出口氮氧化物濃度約95 mg/Nm3，綜合脫硝效率約70%～80%。

1.3 運行成本

各燃煤電廠對滿足脫硝電價（0.008元/kWh）考核條件的發電量及相關成本數據的統計情況較好，經調研分析，8臺燃煤機組脫硝設備的單位電量脫硝成本（即運行成本/滿足考核條件的發電量）為0.0063～0.0148元/kWh（不含折舊），削減單位氮氧化物的運行成本為1.13～3.04萬元/噸，詳見表2-2。

其中，1000MW機組（超超臨界機組）的發電量較大，單位脫硝成本較低，脫硝電價可以覆蓋其運行成本；

600MW級機組（超臨界機組）中吳涇二廠的負荷率較高，脫硝設施投運率較高，脫硝電價基本可以覆蓋其運行成本；石洞口二廠的負荷率較低，脫硝設施投運率較低，滿足考核條件電量的單位脫硝成本和削減單位氮氧化物運行成本要高于超臨界機組的設計運行水平，脫硝電價不足以覆蓋其運行成本；

表1-2 各燃煤機組脫硝設備運行情況表

表1-3 燃煤機組脫硝設備運行成本情況表

300MW熱電機組（亞臨界機組）的負荷率與同類機組相比較高，但總體來說，脫硝電價相對其運行成本略有不足。

2 上海市燃煤機組脫硝超量減排增量成本估算

目前，國內各省市中尚未開展燃煤電廠脫硝設施超量減排增量成本測算相關研究工作。筆者設計提出了成本估算的技術路線（圖2-1），包括明確脫硝超量減排的概念和邊界，模擬分析不同排放濃度時的脫硝運行成本，進行成本核算，在此基礎上提出超量減排的增量成本測算結果等相關階段性研究。

圖2-1 脫硝超量減排增量成本估算技術路線

2.1 超量減排及增量成本的界定

結合國家關于燃煤電廠氮氧化物排放限值的規定（煙囪入口氮氧化物濃度低于100mg/Nm3）、上海市燃煤電廠脫硝電價政策（SCR裝置脫硝效率高于70%），上海市脫硝超量減排的基本考核標準擬包含兩個條件：（1）煙囪入口氮氧化物濃度低于100mg/Nm3；（2）SCR裝置脫硝效率高于70%。

脫硝超量減排即滿足以上兩個條件的減排部分。當煙囪入口氮氧化物濃度為B0（B0=100mg/Nm3）時，氮氧化物減排量為基礎減排量；煙囪入口氮氧化物濃度進一步降低后所產生的額外減排量，為超量減排。

脫硝增量成本為因超量減排所增加的脫硝成本。燃煤電廠脫硝成本包括：催化劑費用、還原劑費用、用電費用、蒸汽費用、壓縮空氣費用、用水費用和其它費用（管理費、維護費、財務費、折舊費等）[5]。在脫硝超量減排的情況下，催化劑、還原劑等費用與基礎減排情況相比增加的脫硝成本，為增量成本。

注釋：A0-SCR入口氮氧化物濃度；

B0-基礎減排時的煙囪入口氮氧化物濃度（等于100mg/Nm3）；

B-超量減排時的煙囪入口氮氧化物濃度（小于100 mg/Nm3）。

基礎成本-由SCR入口氮氧化物濃度A0降到煙囪入口濃度B0的減排成本；

增量成本-由SCR入口氮氧化物濃度A0降到煙囪入口濃度B的減排成本與基礎成本的差值。

2.2 脫硝運行成本模擬計算

根據脫硝超量減排增量成本的估算邊界，結合催化劑、還原劑等物料的價格水平，分別對不同容量機組在不同氮氧化物排放濃度下脫硝裝置的運行成本應用專業軟件進行模擬計算。

2.2.1 計算條件

(1)邊界條件

①煙氣量：1000MW、600MW、300MW機組產生的煙氣量分別以2 890 000Nm3/h、1 930 000Nm3/h和1 030 000Nm3/h計。

②機組年利用小時數：1000MW、600MW、300MW機組的年利用小時數分別以7500h、7000h和6500h計;調峰因子分別以0.73、0.70和0.68計。

③估算范圍：SCR入口濃度A0設定為300mg/Nm3，模擬計算煙囪氮氧化物入口濃度分別為100、75、50和30 mg/Nm3時的脫硝運行成本。

（2）價格水平

①催化劑費用：催化劑價格按40 000元/m3。

②還原劑費用：尿素按3 000元/t計，液氨按4 200元/t。

③蒸汽費用：按150元/t。

④壓縮空氣費用：按1元/m3。

⑤水費：按3.8元/m3。

⑥電費：按0.4773元/kWh。

⑦其它：管理費按400 000元/年。

2.2.2 模擬計算結果

根據上述計算條件，分別對1000MW、600MW、300MW機組（尿素法、液氨法）的SCR脫硝裝置運行成本進行模擬計算，主要計算結果如表2-1所示。

2.3 脫硝運行成本的復核

結合電廠提供的各項成本數據，筆者對模擬計算結果進行復核調整，測算不同容量機組在煙囪氮氧化物入口濃度分別為100、75、50和30 mg/Nm3時的脫硝運行成本。

2.3.1 相關費用的復核

(1)催化劑費用：模擬采用和電廠填報的催化劑費用相差較大。經分析，主要差異在于電廠填報數據中包含了催化劑層鋼架結構的費用。經進一步調研，模擬的測算結果偏低。按照調研情況復核后的燃煤電廠SCR裝置的年催化劑費用如表2-2所示。

（2）對比電廠填報數據，模擬測算的還原劑費用、電費、蒸汽費、水費、壓縮空氣費較為合理。

（3）其他費用：模擬的其他費用（管理費、維修費、財務費等細項）與電廠提供的成本數據相比，測算結果總體偏低，對其復核后結果如表2-3。

表2-1 不同機組脫硝裝置運行成本不含折舊估算（單位：萬元/年）

表2-2 燃煤電廠SCR裝置的年催化劑費用復核

表2-3 燃煤電廠脫硝運行其他費用（不含折舊）單位：萬元/年

關于折舊費，由于脫硝新建與改造工程的靜態投資相差較大，不同機組脫硝設施靜態投資暫按表2-4計。

表2-4 不同機組脫硝設施靜態投資（單位：萬元）

2.3.2 按復核后的費用對脫硝運行成本的調整

根據電廠提供的數據對模擬測算結果進行調整，運行成本（不含折舊）如表2-5所示。費用復核調整后，1000MW、600MW、300MW三類容量機組的單位發電量的脫硝成本，詳見圖2-2。

圖2-2 不同機組單位發電量脫硝成本（不含折舊）

上述修正后的模擬計算結果表明，1000MW、600MW、300MW機組單位發電量的脫硝成本逐漸增加，0.8分/kWh的脫硝電價基本能夠覆蓋1000MW燃煤機組的脫硝運行成本，但不足以覆蓋660MW及以下燃煤機組的脫硝運行成本。

2.4 增量成本測算

2.4.1 計算方法

基礎減排：低氮燃燒器出口煙氣的氮氧化物濃度一般為300mg/Nm3左右，因此將基礎減排的SCR入口濃度A0設定為300 mg/Nm3。根據超量減排的考核條件，基礎減排的煙囪入口氮氧化物濃度B0設定為100 mg/Nm3，相應的脫硝成本為基礎減排成本（C0）。

超量減排：SCR入口氮氧化物濃度A0為300 mg/Nm3，煙囪入口氮氧化物濃度B＜100 mg/Nm3時，相應的脫硝成本為C，超出基礎減排成本的即為超量減排的增量成本。

超量減排量=（B0-B）×煙氣量×年利用小時數×調峰因子

超量減排增量成本（ΔC）=C-C0。

2.4.2 增量成本

不同容量機組在SCR入口氮氧化物濃度A為300 mg/Nm3時，煙囪入口氮氧化物濃度B由100 mg/Nm3分別降低至75、50、30 mg/Nm3及相應綜合脫硝效率下的增量成本總量和削減單位氮氧化物增量成本如表2-6。不同容量機組尿素法與液氨法超量減排削減單位氮氧化物的增量成本（注：SCR入口氮氧化物濃度均按300 mg/Nm3計，煙囪入口濃度分別從100降至75、50、30毫克/標準立方米，對應的SCR綜合脫硝效率分別為75%、83%、90%），詳見圖2-3。

表2-5 費用復核后不同機組脫硝運行成本(不含折舊)（單位：萬元/年）

以上計算結果表明，機組容量越小，超量減排削減單位氮氧化物增量成本逐漸增加；隨著排放濃度的降低或綜合脫硝效率的提高，各機組超量減排的增量成本不斷增加；尿素法的單位氮氧化物超量減排時的增量成本高于液氨法。

圖2-3 不同機組削減單位氮氧化物增量成本

3 建議與思考

3.1 補貼政策建議

考慮到對脫硝超量減排增量成本補貼操作的便利性，同時基于燃煤機組氮氧化物減排量的核算方法，筆者建議不區分機組容量，按綜合脫硝效率測算的平均增量成本（圖3-1）進行補貼（注：SCR入口氮氧化物濃度均按300 mg/Nm3計，對應的綜合脫硝效率分別為75%、83%、90%。補貼標準制定建議考慮以下幾個因素：（1）尿素法比液氨法的脫硝成本高，建議根據脫硝技術路線的不同，對液氨法與尿素法制定不同的補貼標準；（2）煙囪入口氮氧化物濃度越低，脫硝成本越高，建議根據SCR綜合脫硝效率的不同，制定分段補貼標準；（3）參考脫硫增量成本補貼政策，建議按脫硝超量減排不同效率段的平均增量成本進行補貼，詳見表3-1。

圖3-1 不同容量機組的平均脫硝增量成本

表2-6 不同機組脫硝超量減排的增量成本（不含折舊）

表3-1 基于綜合脫硝效率的超量減排建議補貼標準

3.2 本市氮氧化物控制的相關思考

基于本文對上海市燃煤電廠氮氧化物排放控制的增量成本和效益綜合分析，為更好地推進上海市氮氧化物排放控制和大氣污染治理，筆者提出以下建議：

（1）探索更為市場化的NOx控制政策。從發達國家的排污權交易政策來看，企業憑借較高的脫硝效率進入排污交易市場獲得的經濟效益并非小于低脫硝效率的經濟效益[7]。大規模的脫硝電價以及超量減排補貼，為財政帶來一定的負擔，建議后續進一步研究和探索建立火電等行業相關排污權交易政策體系。

（2）多部門協同推進氮氧化物減排。如果單純加強對公用電廠的NOx排放控制，減排效果并不明顯，經測算，公用電廠超量減排削減NOx排放量約為1500t～7500t，還應當對排放量較大NOx排放源（如交通源、工業鍋爐、工業過程等）加以控制，采取切實有效的低氮減排措施，共同推進上海市氮氧化物減排工作。

（3）推進多污染物區域協同控制。由于大氣各種物質間的化學反應，在特定區域下，氮氧化物控制對于某些污染物濃度反而有不利的影響[8]。以O3為例，單純進行NOX排放控制會導致夏季長三角城市中心城區的O3濃度升高。為實現大氣O3濃度降低，還需要對VOC進行協同控制。因此，為實現上海市大氣環境質量的全面改善，對多污染物進行協同控制是必要的。

松江區開展重點用能企業節能降碳、能源計量培訓

近日，松江區政府召開重點用能企業節能降碳、能源計量業務培訓會，92家單位負責人和能源管理專員參加。松江區政府從能源審計、節能、能耗統計政策等方面進行宣傳解讀。國家能源上海分中心就能源計量法律法規、能源計量器具配備管理通則、能源計量審查、能源數據在線采集工作等專業知識進行了講解。上海電器科學研究所就供熱、制冷、壓縮機、電機、變壓器等系統節能措施進行了PPT演示。通過培訓提高了該區企業對能源計量器具的管理水平，提升了能源計量管理人員業務素質，進一步推動能源計量工作更好地服務于全區節能減排。