燃煤电厂“超低排放”成本效益分析

发布时间：2026-06-01 21:58:15 来源：旁枝末节网 作者：百科

1月15日，超低排放全国各省发改、燃煤能源、电厂环保、成本经信系统800余人同时参加一个会议——加快推进煤电超低排放和节能改造动员大会，效益煤电超低排放可谓压力重重。分析重压下燃煤电厂“超低排放”的超低排放成本效益是不得不关注的话题。

“超低排放”是燃煤指在《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的基础上，燃煤电厂排放的电厂二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)、成本烟尘浓度达到或接近该标准中规定的效益以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值。目前，分析在浙江、超低排放广东、燃煤江苏、电厂山东等省市，已建成或改造了一批达到“超低排放”限值的燃煤电厂。本文从经济和环境效益角度，研究燃煤电厂达到“超低排放”目标需要的投资、运行成本和由此减少污染物排放、改善环境空气质量取得的环境效益，以期对推进“超低排放”有所参考。

1“超低排放”发展概况

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)于2011年7月29日发布，针对现有燃煤发电机组和新建机组，要求分别自2014年7月1日和2012年1月1日起，执行新的标准;重点地区执行特别排放限值，SO2和烟尘的控制浓度更低。近年来，电力企业纷纷提出按“超低排放”设计或改造燃煤电厂。2014年3月24日，国家发改委、能源局和环保部联合发布了《能源行业加强大气污染防治工作方案》(发改能源[2014]506号)，提出“推广应用达到燃气机组排放标准的燃煤电厂大气污染物超低排放技术”。2014年6月7日，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》(国办发[2014]31号)，明确提出“提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放接近燃气机组排放水平”。2014年9月12日，国家发改委、环保部和能源局共同发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)，明确指出新建机组基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准含氧量6%的情况下，烟尘、SO2和NOx分别达到10、35和50mg/m3。本文“超低排放”指标即按该限值执行。

2“超低排放”技术路线

燃煤电厂二氧化硫和氮氧化物所占比例较高，是造成我国酸雨的重要原因。针对电厂污染，从20世纪90年代开始，我国环境治理力度显著加强。截至2013年，全国已投运烟气脱硫机组容量约7.15亿kW，占全国煤电机组容量的91%，烟气脱硝机组容量达到4.3亿kW，煤电脱硝比例达到55%，所有煤电机组都配置高效除尘设施。2013年燃煤电厂烟尘排放总量约为1200万t，SO2排放总量约为2000万t，NOx排放总量约为2200万t，其中电力行业对应排放量分别约为140万t、820万t、840万t。

脱硫系统

我国脱硫系统主要引进自国外成熟技术，目前国内主要采用的方法包括湿法、半干法、干法、可再生工艺和联合脱SO2/NOx等。

脱硝系统

烟气中NOx的来源主要有：(1)热力型，空气中的N2在高温下氧化生成NOx;(2)燃料型，燃料中的含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx;(3)快速型，燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团等反应生成NOx。其中，燃煤电厂烟气中的NOx主要为燃料型，为降低NOx的排放，采取的主要减排措施是控制燃烧过程中NOx的生成和对已生成的NOx进行处理。目前主要的处理方法包括低氮燃烧、选择性催化还原法和选择性非催化还原法脱硝等。

除尘系统

烟气中的烟尘主要来源于燃烧产生的灰分，目前采用的除尘方式主要包括电除尘(含湿式电除尘)、袋式除尘和电袋复合除尘等。电除尘器是利用烟尘经过高压电场时被电离，尘粒与负离子结合带上负电后，趋向阳极表面放电而沉积进行除尘。电袋复合型除尘器是将电除尘与布袋除尘有机结合，在原有电除尘器的下游加一台袋式除尘器，来捕集电除尘器未能捕集的微细烟尘，使排放浓度能满足国家环保排放标准要求。

技术路线比较

为满足“超低排放”的要求，需要对烟气处理系统进行改进：

(1)一般地区

对于一般地区，采用常规烟气治理技术路线，低氮燃烧+SCR脱硝+电除尘器+石灰石-石膏湿法脱硫装置即可满足要求。NOx的控制采用低氮燃烧技术+SCR脱硝设施，脱硝效率η>70%;除尘系统采用三室五电场静电除尘器，除尘效率η>99.8%;脱硫系统采用常规石灰石-石膏湿法脱硫装置，脱硫效率η>96%。

(2)重点地区

在重点地区，需要提高脱硫、除尘效率，需要将常规电除尘器改为低低温电除尘器或者旋转电极式电除尘器，脱硫系统需要采用单塔双循环、托盘技术、增效环技术等。NOx的控制措施采用低氮燃烧技术+SCR脱硝设施，脱硝效率η>70%;除尘系统采用低低温三室五电场电除尘器，除尘效率η>99.9%;脱硫系统采用单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率η>98%。

(3)超低排放

为达到“超低排放”，需要提高脱硫系统的除尘能力，脱硝系统需增大催化剂的接触面积，将常规的2层催化剂+1层备用改为3层催化剂+1层备用。烟气处理系统中脱硝系统采用低氮燃烧+SCR催化剂脱硝，采用3层催化剂+1层备用，η>85%;除尘系统采用低低温三室五电场电除尘器，η>99.9%;脱硫系统采用单塔双循环湿法脱硫，并提高除尘效率，η>98.5%。

3“超低排放”经济效益

在计算“超低排放”时，假定煤质资料如表1所示，分析采用不同排放方案时的经济效益。

目前燃煤电厂主要机组包括1000MW级、600MW级和300MW级3种，本文考虑两台机组，分3个方案进行比较。燃煤机组在设计时即满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，加装脱硝装置和除尘装置，分别以一般地区和重点地区排放标准作为基础，计算“超低排放”经济效益。

采用“超低排放”设计后，增加的投资成本主要包括基础投资和运行费用两部分。其中，基础投资包括设备的采购和安装;运行费用主要包括燃料费用、运行电耗费用、水耗费用、液氨费用、石灰石粉费用、碱耗费用和年运行维护费用，按10年固定资产折旧，年利用小时数按5000h计，各项消耗品单价暂按如下：标煤价900元/t、厂用电价0.4元/(kW˙h)、水价0.5元/t、液氨价格3000元/t、石灰石粉价100元/t。

(1)2×1000MW新建机组

以目前国内百万千瓦新建超超临界燃煤机组为例，烟气治理措施采用上文提供的方案，一般地区采用“超低排放”设计后，总投资增加1.6亿元，其中设备购置增加1.4亿元、建筑安装增加2000万元;年运行费用增加8000万元;污染物排放共减少0.7t/h，排污费减少200万元，为达到“超低排放”限值处理污染物增加的运行成本为23元/kg。

重点地区采用“超低排放”后，总投资增加6000万元，其中设备购置增加5000万元、建筑安装增加1000万元;年运行费用增加2500万元;污染物共减少0.4t/h，排污费减少120万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为13元/kg。

(2)2×600MW新建机组

计算两台新建60万千瓦机组采用“超低排放”设计后的经济效益，烟气治理措施同上，一般地区总投资增加1.2亿元，其中设备费用为1.1亿元、建筑安装增加1000万元;年运行费用增加6000万元;污染物排放速率减少0.5t/h，排污费减少140万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为26元/kg。

重点地区总投资增加7000万元，其中设备费用为6500万元、建筑安装费用500万元;年运行费用增加2700万元;污染物削减量为0.3t/h，排污费减少100万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为21元/kg。

(3)2×300MW改造机组

两台30万千瓦改造机组为达到“超低排放”限值，采用上文所述烟气处理措施后，在一般地区总投资需要增加5000万元，其中设备费用增加4000万元、建筑安装费用增加1000万元;年运行费用增加2500万元;污染物排放削减0.3t/h，排污费减少100万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为17元/kg。

在重点地区总投资增加1500万元，其中设备费增加1000万元、建筑安装费增加500万元;年运行费用增加500万元;污染物排放降低0.2t/h，排污费减少50万元，达到“超低排放”处理污染物增加的运行成本为5元/kg。

进行“超低排放”改造后总投资、年运行费用增加较多，排污费略有减少。

4“超低排放”环境效益

环境空气影响预测采用《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2—2008)中推荐的AERMOD模式，预测污染物落地浓度。不同机组的烟气参数如表2所示，选取了山区、平原两个有代表性的地形进行浓度预测。以SO2为例，分别计算出不同机组采用“超低排放”之后落地浓度的变化情况。

平原地区浓度预测

平原地区SO2落地浓度在一般地区两台百万千瓦机组采用“超低排放”限值后，占标率从8.0%降至2.8%，降低了5.2%;两台60万千瓦机组落地浓度占标率从5.2%降低至1.8%，降低了3.4%;两台30万千瓦机组落地浓度占标率从6.6%降至2.4%，降低了4.2%。重点地区两台百万千瓦机组采用“超低排放”限值后，落地浓度占标率从4.0%下降至2.8%，降低了1.2%;60万千瓦机组从2.6%下降至1.8%，降低了0.8%;30万千瓦机组从3.4%降至2.4%，降低了1.0%。

一般地区采用“超低排放”后，SO2落地浓度占标率下降了3.4%～5.2%，而在重点地区，落地浓度占标率仅下降了0.8%～1.2%，改变幅度很小。

山区浓度预测

山区SO2落地浓度采用AERMOD预测时容易发生烟流撞山现象，在此情景下，一般地区两台百万千瓦机组采用“超低排放”限值后，占标率从21.2%降至7.4%，下降了13.8%;两台60万千瓦机组落地浓度占标率从14.0%降低至4.8%，下降了9.2%;两台30万千瓦机组落地浓度叠加值占标率从25.8%降至9.2%，下降了16.6%。重点地区两台百万千瓦机组采用“超低排放”，落地浓度占标率从10.6%下降至7.4%，下降了3.2%;60万千瓦机组从7.0%下降至4.8%，下降了2.2%;30万千瓦机组从13.0%降至9.2%，下降了3.8%。

一般地区采用“超低排放”后，SO2落地浓度下降了9.2%～16.6%，而在重点地区，采用“超低排放”后，落地浓度削减幅度仅为2.2%～3.8%，改变幅度相对于一般地区较小。

5总结

总体而言，对于不同机组，在进行“超低排放”设计后，一般地区和重点地区的污染物地面落地浓度均有所下降，重点地区采用“超低排放”限值后落地浓度叠加值变化幅度较小。一般地区污染物削减边际成本为17～26元/kg;而在重点地区，边际成本为5～21元/kg，与全社会平均污染物治理成本1.26元/kg相比较高。因此，为达到“超低排放”，将导致污染物处理成本迅速增加，经济效益较差。

电厂采用环保设施的经济效益主要来自于排污费的减少和环保电价的补贴，目前脱硫、脱硝和除尘的电价补贴分别为1.5分/(kW˙h)、1分/(k˙Wh)和0.2分/(k˙Wh)。满足一般排放标准时即可获得环保电价补贴，因而达到“超低排放”在经济上并没有较大收益。

“超低排放”在目前的技术条件下可以实现，但需要增加的系统较为复杂，耗费材料较多，尚未取得新兴技术重大突破;在经济上投入增加较多，环境收益却相对较弱。为实现“超低排放”，改善环境质量，宜进一步加大在烟气处理技术上的科研投入;或采用集中供热，以提供蒸汽来替代环保措施落后的锅炉;甚至可另辟新的社会补偿机制，将“超低排放”的改造资金投入现有污染源或其他行业的削减中，从区域联防联控着手，社会效益会更为明显。

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