【精彩论文】超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比

超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比

徐静馨^1,2, 朱法华^1,2, 王圣¹, 张明¹, 赵秀勇¹, 孙雪丽¹, 胡耘¹, 田文鑫¹

（1. 国电环境保护研究院有限公司, 江苏 南京 210031; 2. 国电科学技术研究院有限公司, 江苏 南京 210023）

摘要：燃煤和燃气发电是中国火力发电的两大主流形式。从发电与控制污染技术、环境效应和经济效益3方面对超低排放燃煤电厂和燃气电厂进行了综合对比，对比结果表明：（1）从发电和污染控制技术看，超低排放燃煤电厂已完全自主研发生产，整体技术已跨入国际先进水平；燃气电厂仍采取进口的方式，需加快掌握燃气轮机制造的关键技术；（2）从环境效应看，超低排放燃煤电厂在气、液、固等常规污染物排放上均达到有效控制，对环境影响已较小，当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁；（3）从经济效益看，超低排放燃煤电厂继续保持相对于燃气电厂较大的发电经济优势。研究结果可为客观看待两类电厂的优劣提供理论参考，并为国家制定相关政策提供依据。

引文信息

徐静馨, 朱法华, 王圣, 等. 超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比[J]. 中国电力, 2020, 53(2): 164-172, 179.

XU Jingxin, ZHU Fahua, WANG Sheng, et al. Comprehensive comparison of ultra-low emission coal-fired power plants and gas-fired power plants[J]. Electric Power, 2020, 53(2): 164-172, 179.

引言

火力发电是中国主要发电形式，2018年仍占总装机容量和发电量的70%以上；其中燃煤和燃气发电是两大主流。中国“富煤少气”的能源格局决定了燃煤电厂长期占据中国火电领域的主导地位。煤燃烧过程中会排放大气污染物，一度被认为是导致雾霾频发的重要因素之一^[1-2]。自2011年以来，国家相继出台了一系列严格的环保法规和政策措施，明确要求燃煤电厂在规定期限内大气污染物排放接近或达到GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中燃气轮机组排放浓度的限值，实现超低排放^[3]。截至2018年，全国投运的超低排放改造机组占煤电机组总量的80%，已建成世界规模最大的清洁高效煤电体系。与此同时，由于燃气电厂因燃料是天然气，普遍认为比燃煤发电更为清洁高效，国内很多大城市关停了燃煤电厂，并在中国北方地区大范围推广“煤改气”，甚至有些地方政府要求必须一刀切“煤改气”。然而在实施过程中出现了一系列问题，如供暖期华北、华东地区大面积供气紧张，阶段性气荒、气短；天然气使用价格昂贵、气源安全存在风险等现象^[4-5]。可见，“煤改气”继续向前推进的方法需更理性。因此，近日，国家能源局就此发布了征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》的意见函，提出了“煤改气”必须平稳有序推进，重点发展清洁燃煤集中供暖。

目前有研究表明，超低排放改造后的燃煤电厂大气污染物排放浓度始终低于燃气电厂排放限值，且在控制NO_x排放方面做得更好^[6-10]；也有研究指出，在燃气电厂实际运行过程中，常规污染物浓度往往低于超低排放燃煤电厂，尤其烟尘和SO₂^[11]。还有研究指出，中国煤炭资源丰富，天然气主要依靠进口，造成燃气电厂的发电成本明显高于超低排放燃煤电厂^{[4, 12]}。也有研究指出，超低排放燃煤电厂供电效率将上升至50%，而燃气电厂联合循环发电效率更高，可提升至60%^[12-13]。因此，对于超低排放燃煤电厂和燃气电厂，到底谁更为高效，更为清洁，更为经济，更符合国内行情等问题尚存在较大争议。鉴于上述争论及目前针对超低排放燃煤电厂和燃气电厂在技术、环境、经济方面评估均不足，本研究从发电及污染控制技术、环境效应和经济效益3方面对超低排放燃煤电厂和燃气电厂进行综合对比，其中环境效益分为大气污染排放和其他污染方面，包括煤炭运输过程中煤尘对大气的污染、煤炭燃烧后产生的液、固体废弃物污染，经济效益分为改造和新建成本及发电成本构成，为客观看待两类电厂的优劣提供理论参考，为国家能源局发布的征求意见函提供必要的依据和建议。

1  超低排放燃煤电厂和燃气电厂技术对比

1.1  发电技术对比

高效、清洁是燃煤发电的必经之路。目前，燃煤清洁发电技术已经发展成熟，由进口实现了国产化及优化，这些技术包括超超临界燃煤发电技术（USC）、整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）、增压循环流化床燃烧技术（PCFB）和循环流化床富氧燃烧（oxy-fuel）技术等^[14-15]。其中USC发电技术最为成熟且普及率高，从2002年开始，仅用4年时间就完成了亚临界―超临界―超超临界发电技术的发展；在2013年已达到世界先进水平，2015年首次提出研发650 ℃等级高效USC燃煤机组发电技术^[16]，并进一步提高参数研发700 ℃/720 ℃先进超超临界（AUSC）发电技术（见图1）^{[12-13, 17]}。

图1  超临界燃煤发电技术的发展进程Fig.1  The development roadmap of ultra-super critical power generation technologies
燃气–蒸汽联合循环发电技术是应用最为广泛的燃气发电技术。目前，中国现有运行的燃气电厂以E级燃气轮机为主，循环效率最高能达到60%左右^{[12, 18]}。世界上燃机制造厂家主要源于4家，即美国通用电气公司、美国西屋公司、德国西门子公司、瑞典阿西亚–布朗勃法瑞公司，其他制造商多从这4家引进技术进行生产。国家能源局发布的《燃气发电安全监管报告》显示，中国燃气发电核心技术未完全掌握，主要通过引进国外先进技术和设备，导致进口设备价格昂贵，整机检修严重依赖原厂家。

1.2  污染控制技术对比

燃煤电厂污染控制技术从20世纪60—70年代开始起步，也经历了由国外引进―国内完全自主研发―技术国际领先的阶段，实现了超低排放。常规污染物中从除尘来看，由水膜除尘、机械除尘、静电除尘、布袋除尘、电袋复合除尘开发出高效电源、低低温静电、移动电极、湿式静电除尘等高效除尘技术，除尘效率可高达99.99%^[11]。从脱硫来看，在传统的湿法、半干法和干法脱硫技术的基础上，研发了烟气循环流化床脱硫技术和高效石灰石–石膏湿法脱硫技术，其中高效石灰石–石膏湿法脱硫技术包括单塔强化吸收、双循环、双pH值、托盘、旋汇耦合等技术，脱硫效率可高达99.7%^[19-20]。从控制NO_x排放来看，一方面通过低氮燃烧技术控制NO_x的生成，另一方面通过脱硝技术控制烟气中NO_x排放，其中脱硝技术包括选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性催化还原技术（SCR）、SNCR/SCR联合脱硝技术和全负荷脱硝技术等，脱硝效率已达到90%以上^[21-22]。在这些技术基础上，形成了颗粒物、SO₂和NO₂的超低排放技术路线^[23]。此外，脱除一体化、多污染物协同治理技术也可对非常规污染物如SO₃、Hg等进行协同脱除，脱除率可达到90%和60%以上^[24-25]。燃气电厂排放的主要污染物为NO_x，脱硝技术通常采用干式低NO_x燃烧技术和SCR脱硝系统，但燃机及其配套的低氮燃烧器长期被国外四大制造商垄断，因此，该部分技术主要依靠主机厂家控制和升级^[26-27]。催化剂是SCR系统中的核心技术，目前国内燃机催化剂大多仍为进口，但近几年随着国内燃机脱硝催化剂研发进程的加快，部分催化剂产品也达到了国际先进水平^[28]。综上所述，从技术方面可以看出，无论是发电技术还是污染控制技术，超低排放燃煤电厂经过多年的引进、消化、再创新，已完全自主研发生产，整体技术已跨入国际先进水平，部分技术已引领世界发展趋势。相比之下，燃气电厂由于主机仍采取进口的方式，造成发电技术和脱硝技术仍被国外主机厂家垄断，需加大自主研发力度，加快掌握燃气轮机的关键技术，从而节省电厂投资。

2  超低排放燃煤电厂和燃气电厂环境效应对比

2.1  污染当量的计算方法

引入污染当量评价指标，即折算到单位发电量排放的污染当量Mi。计算时分别基于标准限值和实际运行两种情况。计算公式为

式中：M_i为超低排放燃煤电厂/燃气电厂基于标准限值或实际运行两种情况下单位发电量（1 kW·h）排放的污染当量；N_i为标准状态下燃煤（即基准含氧量6%条件下）/燃气（即基准含氧量15%条件下）电厂单位发电量排放的干烟气量，m³/(kW·h)，计算方法详见式（2）和式（3）；和为超低排放燃煤电厂/燃气电厂基于标准限值或实际运行情况下排放的烟尘、SO₂、NO_x、Hg和SO₃质量浓度或质量浓度均值，mg/m³，其中Hg和SO₃排放浓度仅在超低排放燃煤机组实际运行情况下考虑；和分别为烟尘、SO₂、NO_x、Hg和SO₃的污染物当量值，kg，取值依次为：2.180 0、0.950 0、0.950 0、0.000 1和0.600 0，依据《排污费征收标准管理方法》查表确定。

标准状态下，燃煤每千克煤产生干烟气量U（m³/kg）的计算公式^[29]为

式中：α为空气过剩系数，标准状态下取值为1.4；Q_net,air为1 kg标准煤的热值，kJ/kg，依据DL/T 904―2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》中的取值为29 271 kJ/kg。

标准状态下燃煤电厂单位发电量排放的干烟气量N_i计算公式为

式中：G为燃煤电厂发电标准煤耗，g/(kW·h)，国家能源局2019年1月18日发布的2018年全国电力工业统计数据显示全国供电标准煤耗为308 g/(kW·h)。国家能源局关于2017年度全国电力价格情况监管通报中显示，全国燃煤发电平均综合厂用电率为6.88%，由此可算出全国燃煤发电标准煤耗为286.8 g/(kW·h)。通过式（2）和式（3）计算得到燃煤电厂N_i取值为2.97 m³/(kW·h)。

标准状态下燃气电厂单位发电量排放的干烟气量的计算主要采用的是联合循环燃气轮机组单位发电量排放的干烟气量。通过调研燃气电厂，获得目前最为先进的发电效率接近60%的联合循环燃气轮机组单位发电量所需的年平均天然气量是0.20 m³/(kW·h)，并利用《电厂锅炉原理及设备》^[30]中干烟气计算方法推算出标准状态下燃气电厂单位发电量排放的干烟气量N_i取值为5.8 m³/(kW·h)。

2.2  大气污染物排放对比

表1是基于标准限值和实际运行两种情况下超低排放燃煤电厂和燃气电厂单位发电量（1 kW·h）排放的污染当量对比。在标准限值情况下，超低排放燃煤和燃气电厂常规污染物（烟尘、SO₂、NO_x）取值分别依据HJ 2301―2017《火电厂污染防治可行性技术指南》和GB 13233―2011中所规定的排放浓度，即燃煤和燃气电厂烟尘、SO₂、NO_x排放质量浓度分别为10、35、50 mg/m³和5、35、50 mg/m³。燃气电厂标准干烟气量明显高于燃煤电厂，是燃煤电厂的1.95倍（见表1）。通过计算得到单位煤电排放的常规污染物污染当量为0.288×10⁻³，为气电（0.532×10⁻³）排放的54%。由此可见，标准限值情况下，与燃气电厂相比，执行超低排放限值的燃煤电厂单位发电量排放的污染当量明显偏低，对环境的危害更小。

表1  基于标准限值和实际运行下超低排放燃煤电厂和燃气电厂单位发电量（1 kW·h）排放的污染当量对比

Table 1  The pollution equivalent of ultra-low-emission（ULE）coal-fired power plants and gas-fired power plants per unit power generation（1 kW·h）based on standard emission limits and actual operation conditions

表2为在实际运行情况下，根据现场实测及文献调研，超低排放燃煤电厂常规污染物、非常规污染物Hg和SO₃分别基于全国99台、18台和136台超低排放机组排放的浓度均值；燃气电厂常规污染物基于江苏17台燃气机组（E级和F级）排放的浓度均值。

表2  超低排放燃煤电厂和燃气电厂实际运行折算时的机组台数、数据取值和来源

Table 2  Number of units, data value and source for ultra-low-emission coal-fired power plants and gas-fired power plants under actual operation conditions

超低排放燃煤电厂实际排放的烟尘和NO_x平均浓度与燃气电厂相比并无明显差距；但燃煤电厂排放的SO₂平均质量浓度较高（16 mg/m³），明显高于E级（2.20 mg/m³）和F级（0.84 mg/m³）燃气机组，这主要是由于燃气电厂的燃料天然气中基本不含硫^[31]。燃煤电厂非常规污染物Hg平均质量浓度采用了实测和文献调研相结合的方式，均值为0.001 5 mg/m³；实测SO₃的平均质量浓度为5.44 mg/m³。在实际运行情况下（见表1），与燃气电厂相比，单位煤电排放的常规污染物污染当量（0.156×10⁻³）较低，分别为E级（0.198×10⁻³）和F级（0.264×10⁻³）气电排放的79%和59%；在综合考虑非常规污染物排放下，单位煤电排放的总污染物污染当量（0.227×10⁻³）是F级气电排放的86%，略高于E级气电排放。由此可见，超低排放燃煤电厂在实际运行情况下，单位发电量排放的常规污染物污染当量明显低于燃气电厂，总污染物污染当量低于F级气电排放，但略高于E级气电排放。本研究中燃气电厂干烟气量计算时选择的是最为先进的发电效率接近60%的联合循环燃气轮机组，但在实际运行中，大多数燃气电厂发电效率达不到60%，因此，干烟气量远高于5.8 m³/(kW·h)，导致了燃气电厂排放的大气污染物被低估。

2.3  其他污染方面对比

燃煤电厂对环境的影响除了在燃煤过程中排放大气污染物外，还包括煤炭运输过程中煤尘对大气的污染和煤炭燃烧后液、固体废弃物对环境的污染，其中固体废弃物主要是煤炭燃烧产生的粉煤灰和烟气脱硫后的石膏^[38]。目前煤炭运输主要使用铁路敞车，一般采用车厢加盖或篷布遮盖防尘和洒水防尘法，可以有效抑制煤炭运输扬尘污染。废水排放处理一般采用化学絮凝沉降法、微生物法、烟气废热利用等，研究指出，通过利用旁路烟道及旁路喷雾干燥技术可达到脱硫废水零排放^[39-40]。固体废弃物能用于综合利用，粉煤灰和脱硫石膏一般用作建筑材料、生产筑路材料、回填材料、农业肥料和土壤改良剂等^[41-44]。燃气电厂与燃煤电厂相比，不需要铁路运输原燃料，发电后会产生废水和少量固体废弃物，因此认为燃气电厂的清洁程度比燃煤电厂好。但由于中国城市化进程加剧，需要大量水泥等建筑材料进行基础建设。据欧洲水泥协会统计，2013年全球水泥产量合计40亿t，中国占总产量的58.6%。若一刀切“煤改气”或只建设燃气电厂，则城市建设需要的建筑材料需要通过以汽车为主的远距离公路运输。生态环境部2018年发布的《中国机动车环境管理年报》统计数据表明，汽车是机动车大气污染排放的主要贡献者，其排放的CO和HC超过80%，NO_x和PM超过90%；其中货车排放的NOx和PM较高，占汽车保有量7.8%的柴油货车排放了57.3%的NO_x和77.8%的PM。同时研究也指出，京津冀、长三角和珠三角地区以柴油为主的公路运输仍占据主导地位，重型货车成为京津冀地区NO_x排放的重要污染源^[45-46]。

综上所述，从环境效应可以看出，（1）大气污染排放基于单位发电量排放的污染当量，无论是标准限值还是实际运行（煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时）情况下，超低排放燃煤电厂的常规污染物排放均明显低于燃气电厂，在环保方面并无劣势，燃煤发电更加清洁；（2）其他污染方面，煤炭运输过程中煤尘对大气的污染、煤炭燃烧后产生的液、固体废弃物均利用有效技术和方法得到了较好的控制和处理，对环境影响已较小，还能为超低排放燃煤电厂所在城市提供必需的建筑材料、筑路材料等，从而变废为宝；而若一刀切“煤改气”或只建设燃气电厂，将导致所在城市基础建设的原材料短缺，需要远距离公路运输，从而导致汽车尾气污染加重，对环境带来更大的影响。

3  超低排放燃煤电厂和燃气电厂经济效益对比

3.1  改造和新建成本对比

改造和新建主要包括超低排放机组改造、“煤改气”项目改造和新建燃气蒸汽联合循环机组。通过电厂调研数据及《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》（以下简称《造价指标》编制原则对以上几种机组/锅炉的工程投资成本及其构成进行了核算^[47-48]。图2是以上几种机组/锅炉总工程静态投资成本及其构成。由图2可以得出，2×300 MW、2×660 MW和2×1 000 MW超低排放燃煤机组改造的总工程静态投资分别为12 475万、25 000万和32 600万元，单位投资分别为207.9、189.4和163 元/kW；超低排放机组装机容量越大，单位投资越小；其中机组改造投资费用中建筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用分别占比范围为4.2%~17.2%、50.1%~79.8%、8.3%~24.6%和7.7%~10.7%。因燃料不同造成的结构形式完全不同，“煤改气”项目需要对锅炉进行更换，工程改造投资成本为6.22亿元；其中建筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用分别占比为22.5%、45.0%、19.3%、13.2%。另外，国际上采用9F型机组的燃气电厂的单位造价大约为2 421 元/kW，中国引进的9F型机组单位造价为3 090~4 096 元/kW，新建燃气蒸汽联合循环机组的总投资达到20亿元以上。

图2  超低排放机组改造、“煤改气”项目改造和新建燃气蒸汽联合循环机组总工程静态投资成本及其构成

Fig.2  The static investment cost and its composition of ultra-low emission unit transformation, “coal to gas” boiler transformation and new gas-fired unit

3.2  发电成本构成对比

超低排放燃煤电厂和燃气电厂的发电成本主要根据电厂调研数据和《造价指标》编制原则核算，其中超低排放燃煤电厂采用2×300 MW机组，燃气电厂采用300 MW、9F级燃气蒸汽联合循环发电机组，燃气价格按照3.6 元/m³（标准状态）计算^[47]。图3是超低排放燃煤电厂和燃气电厂的发电成本构成。由图3可见，执行超低排放的燃煤电厂的发电成本为0.466 元/(kW·h)，构成为燃料费、折旧费、财务费用、分利、所得税、环保及其他，分别占比49.79%、12.60%、6.10%、10.60%、2.80%、8.61%和9.50%。燃气电厂的发电成本为0.932 元/(kW·h)，构成为燃料费、折旧费、财务费用、分利、所得税及其他，分别占比为72.15%、7.66%、3.83%、6.12%、1.68%和8.56%。同时也计算了“煤改气”项目的发电成本，根据实际调研数据，天然气发热量按35.53 MJ/m³、锅炉发电效率按47%计算，得到燃气锅炉发电的燃料成本为0.786元/(kW·h)，根据《造价指标》规定的燃料成本占发电成本的比例为70%估算，发电成本为1.084 元/(kW·h)^[39]。

图3  超低排放燃煤电厂和燃气电厂的发电成本构成

Fig.3  The generation cost composition of ultra-low emission coal-fired power plant and gas-fired power plant

综上所述，从经济效益可以看出，（1）改造或新建总投资费中，超低排放燃煤机组改造的费用最低，其次是“煤改气”项目改造，新建燃气蒸汽联合循环机组的费用最高，超低排放机组装机容量越大，单位投资越小；（2）发电成本构成中，超低排放燃煤发电的成本是气电的50%，是“煤改气”项目的43%，燃煤发电成本远小于气电。

4  结论

本研究对超低排放燃煤电厂和燃气电厂从发电与污染控制技术、环境效应和经济效益3方面进行了对比，结果如下。（1）从发电和污染控制技术看，超低排放燃煤电厂已完全自主研发生产，整体技术已跨入国际先进水平；燃气电厂仍采取进口的方式，需加大自主研发力度，加快掌握燃气轮机的关键技术。（2）从环境效应看，超低排放燃煤电厂不再是一种污染环境的发电模式，在气、液、固等常规污染物排放上均达到有效控制，对环境影响已较小，当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂还要清洁。（3）从经济效益看，无论是改造、新建或发电成本构成，超低排放燃煤电厂继续保持相对于燃气电厂较大的发电经济优势。对于国家能源局发布征求的意见函，仍应坚持各地宜煤则煤、宜气则气，结合当地资源，不应一刀切推行“煤改气”或大跃进式建设“煤改气”或燃气电厂。目前超低排放燃煤电厂在技术、环保、经济、效率上均不亚于燃气电厂，在少气的城市可采用超低排放燃煤电厂，在采暖期既能保障供暖需求，又能保障清洁供暖。煤电超低排放是中国能源安全的战略选择，是能源革命的重要内容。（责任编辑　张燕）

作者介绍

徐静馨(1985—)，女，博士后，从事大气污染控制和电力环境保护研究，E-mail: [e-mail];

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朱法华(1966—)，男，通信作者，博士，高级工程师(教授级)，从事电力环境保护科研工作，E-mail: [e-mail].

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编辑：杨彪

审核：方彤

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