全国范围燃煤电厂二氧化硫排放控制的成本-效益优化 ——以中国为例外文翻译资料

 2022-08-06 14:35:17

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全国范围燃煤电厂二氧化硫排放控制的成本-效益优化

——以中国为例

Jun Zhang，Yong-xin Zhang，Hang Yang，Cheng-hang Zheng，Kan jin，Xue-cheng Wu，Xiang Gao，Ke-fa Cen

中国浙江大学，能源清洁利用国家重点实验室，国家环境保护燃煤大气污染控制工程技术中心

摘要

在中国，工业排放的二氧化硫占总排放量的88.15％，其中燃煤电厂排放的二氧化硫占总排放量的35.62％。而且，90％以上的发电厂安装了烟气脱硫设备。为实现最优经济排放控制，本文以1966家火力发电厂的机组装机容量、年发电量、煤耗、硫含量、排放控制技术、运行周期、地理位置等大量信息为基础，建立了SO2排放控制技术成本分类的ILP算法。结果表明，总运行成本将随着排放减少而增加。当平均脱硫效率达到95％、98％和99％时，我国总运行成本分别为544亿元人民币、648亿元人民币和786亿元人民币。在各电厂达到二氧化硫排放限额的情况下，全国实施最低成本改造法的运行总成本可降低5.05-15.31％。最后，研究结果表明，高脱硫效率的脱硫设备应该主要安装在大机组上，决策者可以利用本文的研究结果为燃煤电厂制定成本-效益控制策略。

关键词：二氧化硫 烟气脱硫技术改造 运营成本数据库 最优成本分析 政策

1 引言

图1.2001-2013年电力、热力和其他来源产生和分配的二氧化硫排放量的比较

大气污染对人类健康有着严重的影响，因此受到政府和公众的广泛关注[1]。二氧化硫（SO2）是一种主要的大气污染物，对许多发展中国家构成重大威胁，而空气污染是最严重的环境问题之一。由于经济快速发展以及自然资源的限制[2-4]，中国也受到二氧化硫污染的困扰[5-7]。如图1所示，2013年中国排放到空气中的SO2有4040万吨（占全球二氧化硫排放量的1/4），其中40.6％以上来自燃煤发电厂[8]。

针对上述污染问题，在过去几年中，政府在国家、省、市各级水平实施了若干控制策略，其中最有效的行动之一是制定国家节能减排倡议。为提高火电厂的烟气脱硫效果，达到“十一五”规划的10％减排目标[9]，做出了巨大的努力。我国燃煤电厂烟气脱硫设备的安装率从2005年的12％增加到2010年的82％[10]。在“十二五”计划中[11,12]，政府制定了新的目标：进一步减少SO2的排放量到2010年的8％[13]。此外，中国2011年7月发布了新的发电厂排放标准。发电厂的SO2排放标准是100 mg/m3，在重点区域是50 mg/m3[14]。为了达到排放标准，燃煤电厂可能需要安装更多的SO2控制设备或者使用更加高效的设备代替现有的。

许多学者用自上而下的方法对SO2的排放和控制策略进行了研究。Sun等人[15]研究了长三角地区三个省的电厂类型及其控污技术的最大减排潜力和总成本。Streets等人[16]建立了一个模型来估算中国珠江三角洲地区的控污成本。Gipson[17] 1973年为美国制定了一项关于控制SO2排放的区域战略的最低成本评价方法。1985年，Morrison等人[18]引入线性规划模型（LP）对酸雨政策进行分析，结果表明LP模型可以广泛应用于多个地区。Fu等人[19]基于最低环境成本（ALC）和最低排放成本（ELC）方法展开研究，以确定成本效益高的臭氧控制策略。近年来，加拿大发展了一种将所有变量限制为整数的线性规划模型[20]，构建了以最小成本减少SO2排放的发电规划多周期优化模型。Dong等人[21]利用GAINS中国模型对我国SO2排放的省际差距、减排潜力和减排成本进行了调查，分析了SO2排放的不公平问题和政策挑战。此外，Dong等人[22]还结合AIM/CGE模型和GAINS中国模型研究了污染物排放的减排成本和CO2减排的协同效应。Zhao等人[23]根据机组类型、燃料质量、排放控制技术等详细信息，建立了基于机组的模型，得到了2000-2005年燃煤电厂的污染物排放量。然而，他们工作的不足之处在于没有考虑容量、脱硫效率和硫含量的影响，而且国内发电行业在全国范围内进行二氧化硫减排的成本分析是有限的。该模型不仅没有为各电厂提出详细控制策略，而且没有直接反映成本模型的影响，这便是本研究的目的。

本研究以详细的数据库为基础，对1966家火力发电厂的机组装机容量、年发电容量、煤耗、硫含量、排放控制技术、运行时间和地理位置进行了估算。这些电厂占中国总装机容量的92％以上，占中国电厂总煤炭使用量的99％[24]。本文的其余部分结构如下：第二部分列出该方法的结构，包括运行成本模型、控制方程、模型算法和计算步骤。第三部分介绍了我们的结果和对结果的讨论，最后一部分基于我们的结果给出了结论和政策含义。

  1. 方法

结合机组煤耗、硫含量和控制技术的脱硫效率，计算了各燃煤机组SO2年排放量。各机组排放量合计得出省级和国家级的排放量。

2.1运行成本模型

对于SO2，控制技术包括氨法脱硫[25]、海水脱硫[26]、CFB-FGD[27]、氧化镁脱硫[28]、LIMB[29]和双碱脱硫[30]。石灰石湿法烟气脱硫技术是目前国内应用最广泛的脱硫技术，脱硫效率在90％-99.5％之间[31]。我们将具有不同脱硫效率的烟气脱硫装置视为不同技术。这将有助于避免重复安装不同脱硫效率的烟气脱硫装置。国家节能减排政策强调了FGD,所以本文将其看作是未来去除SO2的主要方法。到2014年为止，我国已有92％以上的电厂安装了FGD。

假设有N个发电厂和M类SO2控制技术，电厂j安装的SO2控制技术i的运行成本用等式（1）表示:

其中Ci,j为电厂j二氧化硫控制技术i的总运行成本（单位：2010CNY）；AOCi,j,k为机组装机容量为k的发电厂j的二氧化硫控制技术i的单位运行费用（单位：CNY/Kwh），是硫含量（表示为Sar，2.1）、机组容量（表示为Pi，2.3）、和脱除效率（表示为hi，2.1）的函数；k为整数0、1、2、3、4、5、6，分别代表单位组装机容量为5MW、100MW、300MW、600MW和1000MW；EGj,k代表组装机容量为k的发电厂j的年发电量（单位：kw）。在计算过程中考虑了电力、淡水和石灰石的消耗，通过对我国不同电厂的多种情况的计算，形成了AOCi,j,k函数。

此外，我们还考虑了设备维护费用、设备摊销费用、投资费用、人工费用和融资费用。在此基础上，介绍了PRCi,j,k（单位：CYN/t）的作用。它表示发电厂每去除1吨SO2的费用。Rj是发电厂j安装控制技术i后的SO2排放量（单位：吨）。

其中Aj为发电厂j的煤耗量，吨；Sar为燃料的含硫量，％；Sr为灰分中的固硫量，％；eta;i,j为SO2控制技术i的脱硫率，％；方程（2）和（3）中chi;i,j为0或1，表示控制技术i是否应用于发电厂j。如果是，chi;i,j=1，如果没有，chi;i,j=0。此外，方程（4）中每个发电厂j只能安装一种控制技术；Mso2和Ms是SO2和S的分子质量。

综合考虑以上因素，N个发电厂的年总运行费用可表示为下式：

其中，TAOC为全年总运行费用。

本文使用的发电技术、储存、煤耗等详细的点源信息来自中国电力委员会和全国燃煤发电机组脱硫设施清单的中国电力行业统计数据。脱硫率、运行成本等有关SO2控制技术的数据来自中国电力委员会及各发电厂2012年度中国电力行业发展报告。

2.2模型算法和计算过程

本研究中，用一个0-1积分线性规划模型（0-1-ILP，简称ILP）来计算全球最优解，达到排放目标。该模型以模型操作员提供的排放指标为基础，利用不同去除效率的发电厂清单、发电和控制技术数据，计算出成本最低的排放目标。同时，模型在确定边界条件时还考虑了地区差异[32]。这个模型可以表示为以下方程：

限制条件如下：

其中Q为N个发电厂的SO2总排放量，吨；eta;*j为执行任何目标前发电厂j的应用的控制技术的脱硫率，％；根据经典机组运行成本模型，将各个电厂的AOCi,j,k应用于ILP模型。

方程(8)只是简单重述了方程(1)和方程(7),表明总运行成本相当于所有具有不同的机组装机容量、硫含量和脱硫率的电厂的运行成本的总和。方程(9)表明所有电厂的预计排放量总和必须等于或小于年排放总量目标。注意：由于模型不考虑部分排放控制，预计排放量通常低于排放目标。方程(10)表明所有发电厂的任何总目标的二氧化硫去除率必须等于或高于现实的二氧化硫去除效率；换言之，任何发电厂的现行控制技术只能升级或保持原有水平。方程(11)和方程(12)是限制条件：一个发电厂单个机组只能安装一种控制技术。

我们以北京林多系统技术有限公司的基于LINGO软件V11的形式化语言聚合模型为例，对这个0-1整数线性程序进行了

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