任 健,李大鵬,李啟明,王寧波,王永娟,姚曉虹,王 維,楊 帆,黨 昱

(1.石油和化工行業(yè)化石碳?xì)滟Y源高效利用工程研究中心，陜西 西安 710000;2.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司 碳?xì)涓咝Ю眉夹g(shù)研究中心，陜西 西安 710000;3.中國華能集團(tuán)清潔能源技術(shù)研究院有限公司，北京 102209;4.煤基清潔能源國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102209)

0 引 言

煤氣化過程可將煤炭轉(zhuǎn)化為簡(jiǎn)單穩(wěn)定的CO、H2、CO2等無機(jī)小分子，但存在煤炭分子過度拆分、能耗水平高、能源利用效率低等問題，無法實(shí)現(xiàn)煤炭資源的分質(zhì)、分級(jí)及能源資源的梯級(jí)利用[1]。而以煤熱解技術(shù)為核心的現(xiàn)代煤炭分質(zhì)高效轉(zhuǎn)化技術(shù)可實(shí)現(xiàn)終端煤化工產(chǎn)品的多元化、高附加值化，進(jìn)一步拓寬煤化工技術(shù)的產(chǎn)業(yè)鏈分布[2-3]。

通過煤炭中低溫?zé)峤饧夹g(shù)，可獲取煤炭分子中具有高附加值芳烴資源及碳含量較高的蘭炭產(chǎn)品。以褐煤、次煙煤為代表的低階煤由于煤化程度低、揮發(fā)分高、反應(yīng)活性好，是進(jìn)行中低溫?zé)峤獾淖钸m宜原料。內(nèi)熱式直立爐熱解工藝已實(shí)現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用，但其采用的原料是30～80 mm 塊煤，無法利用目前機(jī)采過程中產(chǎn)生的大量粉煤、碎煤資源[4]。自20世紀(jì)50年代以來，針對(duì)粒徑較小的碎煤、粉煤、末煤的分質(zhì)分級(jí)利用問題，國內(nèi)外學(xué)者開發(fā)了多種低階煤熱解技術(shù)，國外代表性工藝有前蘇聯(lián)的ETCH工藝、德國的Lurgi-Ruhrgas工藝、美國Toscoal、COED、Garrentt工藝等;國內(nèi)代表性技術(shù)有大連理工大學(xué)的DG工藝、浙江大學(xué)的循環(huán)流化床分級(jí)轉(zhuǎn)化技術(shù)、神霧集團(tuán)旋轉(zhuǎn)床和下行床熱解技術(shù)、神木天元和華陸工程聯(lián)合開發(fā)的低階粉煤回轉(zhuǎn)熱解技術(shù)等。這些技術(shù)大多已到工業(yè)化或半工業(yè)化試驗(yàn)階段，但存在煤油氣產(chǎn)物中粉塵含量高、焦油收率低、油氣分離效率低、半焦利用難等問題[5]。鮮見以煤熱解技術(shù)為核心的煤基多聯(lián)產(chǎn)工藝的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、污染排放績(jī)效、環(huán)境成本削減量相關(guān)研究。

針對(duì)煤炭分質(zhì)利用技術(shù)中焦油收率低、焦油與粉塵分離難、反應(yīng)系統(tǒng)能源利用效率低、結(jié)焦問題嚴(yán)重、半焦轉(zhuǎn)化利用難等問題，基于石油化工技術(shù)領(lǐng)域FCC(流化床催化裂化)提升管反應(yīng)原理，結(jié)合煉化工藝與新型煤-油共煉技術(shù)方面的技術(shù)經(jīng)驗(yàn)，陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)碳?xì)涓咝Ю眉夹g(shù)中心開發(fā)了一種新型粉煤熱解-半焦氣化一體化技術(shù)，即CCSI(coal to coal-tar and syngas integration)技術(shù)(圖1)。本文著重對(duì)CCSI技術(shù)的特點(diǎn)及基于CCSI技術(shù)的新型煤、油、電多聯(lián)產(chǎn)模式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、污染排放績(jī)效、環(huán)境成本削減量進(jìn)行研究分析。

1 基于CCSI技術(shù)的新型煤油電多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)

1.1 CCSI技術(shù)

CCSI技術(shù)核心是在一個(gè)反應(yīng)器內(nèi)完成煤熱解反應(yīng)及半焦氣化反應(yīng)，噸煤產(chǎn)煤焦油150 kg，高品質(zhì)燃?xì)饧s3 500 Nm3(空氣氣化)，有效氣(CO+H2+CxHy)含量大于35%，產(chǎn)物中無半焦，實(shí)現(xiàn)了煤炭資源利用率、轉(zhuǎn)化效率和終端產(chǎn)品附加值的最大化?；谇捌趯?shí)驗(yàn)室小型裝置上134次熱投料試驗(yàn)獲取的核心參數(shù)，全球首套萬噸級(jí)CCSI工業(yè)試驗(yàn)裝置于2015年建成中交，累計(jì)實(shí)現(xiàn)了數(shù)千小時(shí)連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行[6]。由陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)碳?xì)涓咝Ю眉夹g(shù)研究中心自主開發(fā)的百萬噸級(jí)CCSI工業(yè)化裝置工藝包于2018年3月通過審查。工藝流程如圖1所示。

圖1 CCSI技術(shù)工藝流程Fig.1 Flow scheme of CCSI technology

1.2 新型煤油電多聯(lián)產(chǎn)模式的構(gòu)建

以CCSI技術(shù)為基礎(chǔ)，與清潔燃?xì)獍l(fā)電耦合，在制取煤焦油的同時(shí)，將合成氣送至鍋爐或燃?xì)廨啓C(jī)燃燒進(jìn)行超凈發(fā)電，可構(gòu)建集煤炭清潔高效轉(zhuǎn)化-煤焦油深加工-綠色發(fā)電一體化的新型煤電油多聯(lián)產(chǎn)模式(圖2)。該模式可實(shí)現(xiàn)煤炭高效清潔轉(zhuǎn)化及燃料原料化利用，實(shí)現(xiàn)綠色潔凈發(fā)電，削減大氣污染物排放強(qiáng)度，最終實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)與環(huán)境的協(xié)同發(fā)展。

圖2 基于CCSI技術(shù)的新型煤油電多聯(lián)產(chǎn)模式Fig.2 Novel poly-generation system based on CCSI technology

2 基于CCSI技術(shù)的新型燃?xì)鉂崈舭l(fā)電模式經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

2.1 煤焦油深加工經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

通過CCSI技術(shù)提取的煤焦油收率高、成本低，深加工后經(jīng)濟(jì)效益顯著。煤焦油加工技術(shù)較多，近些年興起的懸浮床+固定床加氫組合技術(shù)在煤焦油加氫技術(shù)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用方面取得了突破性進(jìn)展。陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)已建成的50萬t/a煤焦油深度轉(zhuǎn)化工業(yè)裝置已投產(chǎn)運(yùn)行，終端的油化產(chǎn)品收率達(dá)到85%以上。煤焦油加氫裂化、精制、改質(zhì)后，產(chǎn)出的石腦油中S、N含量低于10×10-6，芳潛含量高于80%;生產(chǎn)的柴油餾分中S、N含量低，十六烷值高達(dá)50以上，是優(yōu)質(zhì)的柴油調(diào)和組分。

為提高煤焦油的綜合附加值，在加工模式上既可選擇新建煤焦油深加工成套裝置自主深度加工轉(zhuǎn)化，也可采取外部委托加工的方式進(jìn)行深度轉(zhuǎn)化。根據(jù)工業(yè)裝置實(shí)際運(yùn)行參數(shù)(投煤量3 600 t/d的CCSI裝置煤焦油收率按15%計(jì)算，年運(yùn)行時(shí)間按8 000 h計(jì)算)可知，年產(chǎn)18萬t優(yōu)質(zhì)中低溫煤焦油按終端油化產(chǎn)品收率85%，加權(quán)平均售價(jià)7 000元/t，煤焦油加工成本750元/t計(jì)算，18萬t煤焦油深加工后銷售收入為10.71億元/a，扣除煤焦油深加工完全成本后所得凈利潤(rùn)約為6.15億元/a。

2.2 CCSI合成氣燃燒發(fā)電經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

以水蒸汽與空氣作為氣化劑的CCSI裝置所產(chǎn)合成氣燃燒發(fā)電有2種模式:① 存量部分燃煤火電裝機(jī)中，粗合成氣直接進(jìn)鍋爐燃燒發(fā)電;② 增量部分燃?xì)饣痣娧b機(jī)中，粗合成氣經(jīng)凈化后進(jìn)燃?xì)廨啓C(jī)燃燒發(fā)電。前者應(yīng)用市場(chǎng)潛力大。

2.2.1 CCSI-改造亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電模式經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

不同發(fā)電方式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性對(duì)比見表1。若CCSI所產(chǎn)粗煤氣直接進(jìn)亞臨界鍋爐燃燒發(fā)電，需對(duì)現(xiàn)役亞臨界燃煤電廠的電站鍋爐進(jìn)行結(jié)構(gòu)改造[7-8]。經(jīng)計(jì)算，燃煤電廠亞臨界鍋爐改燒合成氣后的燃料消耗為1.78～1.85 Nm3/kWh。CCSI所產(chǎn)粗合成氣完全成本約0.12元/Nm3。由表1可知，改建亞臨界燃煤鍋爐改燒CCSI粗煤氣的完全發(fā)電成本為296.43～313.63元/MWh，而常規(guī)亞臨界燃煤電廠的發(fā)電成本為341.31～353.22元/MWh，加上超低排放改造的設(shè)備投資、運(yùn)行費(fèi)用，實(shí)際發(fā)電成本還會(huì)更高。對(duì)現(xiàn)役亞臨界燃煤鍋爐適度改造后，改燒CCSI產(chǎn)粗合成氣具有成本優(yōu)勢(shì)，比常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電成本降低39.59～44.88元/MWh。除上電網(wǎng)銷售可獲得360.40元/MWh外，還可額外獲得煤焦油深加工產(chǎn)品銷售收入451.40～469.11元/MWh。噸原料煤的綜合收入終端總收入將達(dá)到1 589.41～1 622.61元，煤炭增值率為354.12%～363.60%，利潤(rùn)增值率從4.87%～13.26%增加到171.92%～182.43%。

表1 不同發(fā)電方式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較Table 1 Technical and economical comparison of different electric-power generation means

注:亞臨界燃煤發(fā)電、超(超)臨界燃煤發(fā)電、IGCC聯(lián)合循環(huán)發(fā)電綜合能源轉(zhuǎn)化效率均指其供電效率，CCSI-改建亞臨界燃煤發(fā)電、CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電綜合能源轉(zhuǎn)化效率則指輸出的產(chǎn)品煤焦油的低位熱值與電能之和與輸入能量項(xiàng)的比值;電價(jià)0.360 4元/kWh(含脫硫、脫硝上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià))。

2.2.2 CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電模式經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電模式中，對(duì)CCSI所產(chǎn)粗合成氣經(jīng)深度除塵、脫硫、脫碳后方能進(jìn)燃?xì)廨啓C(jī)燃燒發(fā)電，經(jīng)計(jì)算，此模式下發(fā)電的完全成本為233.00～241.30元/MWh(以GE公司的9F機(jī)組為例)[7-8]。而普通IGCC、常規(guī)超超臨界燃煤發(fā)電成本分別為850～950元/MWh、310.14～326.41元/MWh，可得CCSI裝置所產(chǎn)粗煤氣經(jīng)凈化后進(jìn)燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電的成本分別比IGCC、超超臨界燃煤發(fā)電成本低617.00～708.70元/MWh，77.14～85.11元/MWh。

與CCSI-改造亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電模式類似，對(duì)CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電模式而言，除上電網(wǎng)銷售可獲得360.40元/MWh外，還可獲得額外的煤焦油深加工產(chǎn)品的銷售收入為328.31～352.12元/MWh。綜上所述，CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電模式中，噸原煤經(jīng)轉(zhuǎn)化后的總收入(售電收入+煤焦油深度轉(zhuǎn)化產(chǎn)品收入)為1 867.92～1 955.49元，原煤價(jià)值增值率為433.69%～458.71%。

2.2.3 不同發(fā)電方式經(jīng)濟(jì)性橫向?qū)Ρ?/p>

由表1可知，若輸入端原煤量同為120萬t/a，則臨界燃煤發(fā)電、常規(guī)超臨界燃煤發(fā)電、常規(guī)超超臨界燃煤發(fā)電模式的潤(rùn)增值率分別為4.87%～13.26%、17.98%～22.32%、26.09%～40.44%，而基于CCSI技術(shù)的新模式中利潤(rùn)增值率則分別高達(dá)171.92%～182.43%，232.48%～245.45%。

與常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電相比，CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電模式下年標(biāo)煤節(jié)約量達(dá)到10 488～59 016 t，CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式下年標(biāo)煤節(jié)約量達(dá)到146 560～186 656 t。常規(guī)亞臨界燃煤機(jī)組的供電煤耗為323.26～331.99 gce/kWh。實(shí)物煤折算為標(biāo)煤的系數(shù)為0.714 3，則常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電模式下，噸煤發(fā)電量為2 151.55～2 209.72 kWh，售電總收入為775.42～796.38元;常規(guī)IGCC發(fā)電模式下，噸煤發(fā)電量為2 442.30～2 558.60 kWh，終端總收入為880.23～922.12元。

煤炭經(jīng)CCSI技術(shù)轉(zhuǎn)化后，噸煤總收入由煤焦油深加工后的終端化工產(chǎn)品收入與售電收入2部分組成。CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電模式中，噸煤終端總收入為1 589.41～1 622.61元，原煤(23.02 MJ/kg)價(jià)格按350元/t計(jì)算，原煤增值率為350.89%～358.60%;CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式中，噸煤終端總收入為1 867.92～1 955.49元，原煤價(jià)值增值率為416.08%～434.97%。

3 基于CCSI技術(shù)的新型煤油電多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)環(huán)保性評(píng)價(jià)

3.1 “煤改氣”發(fā)電模式污染物減排機(jī)理

3.1.1 粉塵減排機(jī)理

燃煤電廠以CCSI所產(chǎn)合成氣為燃料時(shí)，實(shí)現(xiàn)“煤改氣”后，由于燃燒機(jī)理不同(煤炭燃燒屬分解燃燒，而氣體燃燒僅包含擴(kuò)散燃燒)[9]，氣體燃料燃燒過程中燃燒火焰更長(zhǎng)、燃燒更充分徹底，最大限度減少了機(jī)械不完全燃燒、化學(xué)不完全燃燒的概率，且燃燒煙氣中幾乎不含非可燃的礦物質(zhì)顆粒，燃燒煙氣中粉塵含量很低。

3.1.2 SO2減排機(jī)理

采用CCSI技術(shù)對(duì)粉煤熱解后，煤中硫元素以不同化學(xué)形態(tài)賦存于粗合成氣、灰渣及煤焦油中。粗合成氣中，硫元素主要以H2S形式存在;煤焦油中，硫元素主要以噻吩官能團(tuán)、縮合芳基硫化物及大分子硫醇的形式存在;而灰渣中，硫元素主要以非揮發(fā)性的無機(jī)硫化物形式存在[10]。因此與直接燃煤發(fā)電相比，遷移至氣相中的硫元素比例大幅降低。經(jīng)前期技術(shù)核算，若粗合成氣未經(jīng)脫H2S處理直接進(jìn)鍋爐燃燒，爐膛煙氣中SO2濃度約為直接燃煤發(fā)電爐膛SO2濃度的25%，若粗合成氣脫H2S處理后再進(jìn)鍋爐或者燃?xì)廨啓C(jī)燃燒發(fā)電，則煙氣中的SO2含量極低。

3.1.3 NOx減排機(jī)理

按照燃料燃燒過程中NOx產(chǎn)生的途徑劃分，可分為燃料型NOx、熱力型NOx、快速型NOx三種類型。在燃煤電廠煙氣中，燃料型NOx約占煤燃燒產(chǎn)生NOx總量的75%～90%。研究表明，煤熱解后，煤炭分子中的氮元素會(huì)以不同形態(tài)進(jìn)入半焦、煤氣及煤焦油中，3種NOx所占比例分別為30%～50%、10%～20%、10%～15%[11-14]。半焦中的氮在900～1 100 ℃高溫下經(jīng)氣化轉(zhuǎn)化，最終主要以N2進(jìn)入氣相中，因此煤氣中的氮主要以N2、NH3形式存在。原料煤經(jīng)CCSI熱解處理后，粗合成氣的有效組分只有CO和H2，合成氣進(jìn)鍋爐或燃?xì)廨啓C(jī)燃燒后幾乎無燃料型、快速型NOx產(chǎn)生，所生成的NOx為熱力型NOx。熱力型NOx是由參與燃燒的空氣中氮?dú)夥肿釉诟邷貤l件下被氧氣氧化所產(chǎn)生的，其形成過程是一個(gè)不分支的鏈?zhǔn)椒磻?yīng)，與燃燒溫度密切相關(guān)。通常只有燃燒溫度超過1 500 ℃后其產(chǎn)生量才會(huì)明顯增加;而進(jìn)入合成氣中的NH3與NOx發(fā)生氧化還原反應(yīng)可將已生成的熱力型NOx還原為N2。經(jīng)過計(jì)算，CCSI所產(chǎn)合成氣進(jìn)鍋爐燃燒后產(chǎn)生的NOx濃度約為燃煤煙氣的20%。

3.1.4 重金屬減排機(jī)理

煤炭燃燒過程釋放出的Hg、Pd、Cd、Cr、As等重(類)金屬在高溫條件下一部分以固態(tài)化合物、單質(zhì)形式吸附在粗顆粒煤灰中，經(jīng)后續(xù)除塵系統(tǒng)被捕集下來;還有相當(dāng)一部分則被吸附在煤燃燒形成的具有很大比表面積與吸附活性的亞微米級(jí)飛灰顆粒(PM1及PM0.1)中;少部分以蒸汽形式進(jìn)入煙氣中(如HgCl2、Hg0)[15]。基于CCSI技術(shù)的“煤改氣”燃燒發(fā)電模式中，經(jīng)分級(jí)轉(zhuǎn)化，煤炭中重金屬主要以有機(jī)絡(luò)合物及凝聚態(tài)的形式分別存在于煤焦油與灰渣中，由于熱解溫度只有500～600 ℃，遷移至氣相中的重金屬比例非常小，因此燃燒煙氣中顆粒物濃度非常低，且多為微米級(jí)粗顆粒，可最大限度抑制煤中重金屬向大氣中遷移。

3.2 不同發(fā)電模式的環(huán)境成本對(duì)比

電力生產(chǎn)的環(huán)境成本是指發(fā)電廠為減少污染物排放所投入的技術(shù)資金以及因污染物排放須向國家稅務(wù)部門繳納的稅費(fèi)。自2018年1月1日起，我國已開始在各行業(yè)全面征收環(huán)境保護(hù)稅。因此，對(duì)不同發(fā)電模式下的環(huán)境成本作定量計(jì)算，需要核算評(píng)估不同發(fā)電模式下大氣污染物的排放總量、主要污染物排放應(yīng)稅額。橫向?qū)Ρ炔煌l(fā)電模式的環(huán)境成本，需對(duì)不同模式下電力生產(chǎn)過程中的主要污染物粉塵、SO2、NOx排放強(qiáng)度、納稅額度進(jìn)行核算。

為直觀對(duì)比基于CCSI技術(shù)的燃?xì)獍l(fā)電模式與常規(guī)亞臨界、超超界燃煤發(fā)電機(jī)組的污染物排放對(duì)環(huán)境影響程度的差異，以300 MW級(jí)火電裝機(jī)為計(jì)算基準(zhǔn)，不同發(fā)電方式的年發(fā)電小時(shí)數(shù)統(tǒng)一按8 000 h計(jì)算，即年發(fā)電量均為2.4×108kWh。不同發(fā)電方式下污染物排放績(jī)效見表2。

表2 不同發(fā)電方式的主要污染物排放績(jī)效對(duì)比Table 2 Comparison of major pollutant emission performances with different electric-power generation means

CCSI-改造亞臨界燃煤鍋爐模式下，煤中硫、氮等元素只有一部分進(jìn)入氣相中，CCSI裝置所產(chǎn)粗合成氣可不預(yù)先進(jìn)行氣相脫硫，直接進(jìn)入鍋爐爐膛燃燒，而脫硫脫硝完全依托現(xiàn)有亞臨界燃煤電廠的脫硫、脫硝設(shè)施。CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)模式下，由于燃機(jī)本身對(duì)燃料氣中H2S、NH3、粉塵等濃度有較高要求，因此需對(duì)CCSI裝置所產(chǎn)粗合成氣進(jìn)行脫除H2S、NH3、粉塵預(yù)處理后才能進(jìn)燃?xì)廨啓C(jī)燃燒室燃燒。

由表2可知，以常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電模式為例，亞臨界燃煤發(fā)電模式下，粉塵、SO2、NOx等主要污染物產(chǎn)量分別為75.26～101.24、5.45～6.52、1.07～1.72 g/kWh。根據(jù)電力行業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，要求電廠外排煙氣中粉塵濃度≤10 mg/Nm3、SO2濃度≤35 mg/Nm3、NOx濃度≤50 mg/Nm3，綜合考慮得出常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電模式下，粉塵、SO2、NOx等主要污染物排放績(jī)效分別為17.65～35.32、70.23～122.80、150.90～176.62 mg/kWh。超超臨界燃煤發(fā)電模式下，由于供電效率提高，粉塵、SO2、NOx等主要污染物產(chǎn)生、排放量都會(huì)減小。

根據(jù)上述計(jì)算基準(zhǔn)，表2中超超界燃煤發(fā)電模式、CCSI-改造亞臨界燃煤鍋爐模式、CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)模式下粉塵、SO2、NOx等主要污染物的產(chǎn)生量依次為:66.23～87.27、4.79～5.62、0.94～1.48 g/kWh，35.31～50.34、1.07～1.25、0.31～0.035 g/kWh，≤1.05、≤5.12、≤10.17 mg/kWh。對(duì)應(yīng)的粉塵、SO2、NOx等主要污染物排放績(jī)效分別為:15.11～30.34、91.02～101.33、123.14～152.08 mg/kWh，≤9.15、≤35.01、≤29.26 mg/kWh，≤1.05、≤5.12、≤10.17 mg/kWh。

根據(jù)我國環(huán)保稅費(fèi)征收管理規(guī)定，結(jié)合表2不同污染物排放績(jī)效，計(jì)算常規(guī)亞臨界燃煤電廠、超超臨界燃煤電廠與CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐、CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式下的環(huán)境成本，具體見表3。

表3 不同發(fā)電方式的電力生產(chǎn)環(huán)境成本對(duì)比Table 3 Comparison of environmental cost with different electric-power generation means

我國總大氣污染物單位當(dāng)量污染物應(yīng)稅額為1.2～12元，且不同地區(qū)存在較大差異[16]。表3選取燃煤電廠節(jié)能升級(jí)改造計(jì)劃重點(diǎn)區(qū)域?yàn)閰⒈?，電廠粉塵、SO2、NOx的污染物當(dāng)量值依次取2.18、0.95、0.95 kg，大氣污染物每當(dāng)量污染物應(yīng)稅額取8元/kg。根據(jù)上述原則，不同發(fā)電模式下電廠外排的主要大氣污染物粉塵、SO2、NOx的應(yīng)稅額分別為3.66、8.42、8.42元/kg。對(duì)比基準(zhǔn)統(tǒng)一為300 MW機(jī)組年運(yùn)行8 000 h時(shí)不同發(fā)電模式下粉塵、SO2、NOx的上繳稅額。

由表3可知，以常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電為例，結(jié)合表2該模式下粉塵、SO2、NOx的排放量，可得因粉塵、SO2、NOx排放上繳的環(huán)保稅為155 057.21～310 297.48元/a、1 419 284.21～2 481 936.84元/a、3 049 852.63～3 569 515.79元/a，環(huán)保稅費(fèi)總額為4 624 194.05～6 361 750.11元/a。

與常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電相比，CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐模式中，粉塵、SO2、NOx產(chǎn)生量削減幅度分別為43.33%～71.68%、50.16%～71.50%、80.61%～83.43%，總環(huán)境成本削減幅度為70.01%～78.20%。

與常規(guī)超超臨界燃煤發(fā)電模式相比，CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式中，粉塵、SO2、NOx排放量削減幅度分別為66.91%～83.52%、98.89%～99.00%、91.67%～93.42%，總環(huán)境成本削減幅度則為92.14%～93.58%。在日益嚴(yán)峻的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)及環(huán)境容量瀕臨極限的嚴(yán)峻形勢(shì)下，基于CCSI的新型“煤改氣”電力生產(chǎn)模式具有明顯的節(jié)能減排效果。

4 結(jié) 論

1)將CCSI與煤焦油深度轉(zhuǎn)化加工的精細(xì)化工產(chǎn)業(yè)與清潔燃?xì)獍l(fā)電模式相耦合，可進(jìn)一步提高煤炭資源的綜合收益與附加值，實(shí)現(xiàn)煤炭資源利用方式由燃料向原料化轉(zhuǎn)變。與傳統(tǒng)的直接燃煤發(fā)電相比，是煤炭資源高效轉(zhuǎn)化、清潔利用的工程化整體解決方案。

2)CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電、CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電模式中，噸煤終端總收入分別達(dá)到了1 578.12～1 605.08元、1 806.28～1 872.38元，原煤價(jià)值增值率分別為350.89%～358.60%、416.08%～434.97%，利潤(rùn)增值率分別為171.92%～182.43%、232.48%～245.45%。折標(biāo)計(jì)算300 MW級(jí)火電裝機(jī)滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)8 000 h，2種新型發(fā)電模式下年節(jié)約標(biāo)煤量分別為1.05萬～5.90萬t、9.90萬～10.30萬t。

3)與常規(guī)亞臨界燃煤發(fā)電相比，CCSI-改建亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電的粉塵、SO2、NOx產(chǎn)生量削減幅度分別為99.95%～99.96%、80.37%～80.90%、71.03%～79.65%，總環(huán)境成本削減幅度為70.01%～78.20%;CCSI-燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式的粉塵、SO2、NOx產(chǎn)生量削減幅度分別為99.97%～99.99%、98.79%～99.82%、99.47%～99.66%，總環(huán)境成本削減幅度為92.14%～93.58%。

4)基于CCSI技術(shù)的新型燃?xì)馇鍧嵃l(fā)電模式具有顯著的節(jié)能減排效果和良好的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力，可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)境保護(hù)的協(xié)同發(fā)展，將改變現(xiàn)階段煤炭資源的利用方式，實(shí)現(xiàn)煤炭資源的清潔高效轉(zhuǎn)化，促進(jìn)能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整及消費(fèi)方式的轉(zhuǎn)變。