燃煤电厂脱硫副产物资源化利用可行性分析——上海案例研究

未来5年(2006～2010年)上海进行脱硫的机组将达957.2万kW,文章对上海市未来5年中脱硫副产物的资源化利用,进行了技术、经济分析,预计每年可节省SO2排污费用约1.02、1.28亿元,如以原煤计,则为1.51亿元/a和1.89亿元/a,到2010年将达1.67～2.09亿元/a,折成原煤则为2.34～2.93亿元/a,如排污费提高,效益还将扩大;电厂脱硫石膏销售将获得约2160～2880万元/a,折算成原煤应为3024万元/a和4032万元/a,如加工成球或利用余热烘干成粉,利润还会增加;到2010年脱硫石膏销售收入还将进一步放大。上海石膏板或水泥企业利用54～72万t的脱硫石膏,可使企业的原料购买成本节约3250～3650万元/a,如将FGD石膏40%SO3含量与天然石膏34%相比算入成本,使用FGD石膏的水泥生产企业原料购置费节约将更显著。     

中国“十一五”期间污染减排费用-效益分析

为了定量评估“十一五”期间COD、SO2两项主要污染物减排的综合绩效,采用费用-效益分析方法对COD、SO2的减排费用和减排效益进行了计算.减排费用的计算主要基于现有的统计数据,包括工业污染源治理投入、城市环境基础设施建设投入、污染治理设施运行费用3部分.减排效益的计算思路则为:由于污染减排的直接效果体现为污染物排放量的减少,而污染排放量的减少将导致环境污染损失的减少,因此,将由于实施污染减排政策减少污染排放而降低的“环境污染损失”来等同“污染减排效益”.经过计算可知,“十一五”期间,COD、SO2的静态削减率分别为12.45％和14.29％,动态削减率分别为59.05％和86.83％.采用费用-效益分析方法计算得到“十一五”期间全国污染减排的总费用为6324.87亿元,总效益为33284.86亿元,净效益为26959.48亿元,费用效益比为5.26.结果表明,“十一五”期间,全国2项污染物减排的环境效益和经济效益显著.     

TS-35型氨法脱硫工业化试验及其经济性分析

对TS 35型氨法脱硫工艺进行了系统的工业化试验研究 ,该脱硫工艺对原有锅炉参数影响小 ,氨水消耗量少 ,阻力小 ,能耗低 ,脱硫效率可达 80 % ,几乎无废水排放 ,适用于中小型锅炉的脱硫 ,但有可能会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。对于大型锅炉 ,必须考虑副产品硫酸铵的销路和价格问题。通过经济性分析 ,得出目前实施的排污收费制度存在一定的弊病 ,有必要完善以总量控制为目标的排放许可权交易制度     

烟气同时脱硫脱硝技术进展

化石燃料在燃烧过程中排放大量酸性污染物,如SO2和NOx,对环境产生严重的污染,使之成为世界性的环境污染问题。目前,最有效的脱硫技术之一是烟气脱硫（FGD）。湿法FGD工艺已经被广泛的使用,此工艺费用较低、易于操作,具有较高的SO2去除效率。但此法不能有效地脱除NOx,因为NOx极难溶于水。去除NOx的技术主要分为两大类：燃烧过程控制和燃烧后处理。     

上海电厂FGD产物循环利用的可行性分析

按照上海市第三轮环保三年行动计划的要求,未来3年,上海电厂烟气脱硫规模已经确定,650.8×10~4kW 装机容量.35台燃煤机组在3年中,将先后安装湿法烟气脱硫装置,届时可减少约(16～20)×10~4t/a的 S0_2排放量,将产生约(54～72)×10~4t 的脱硫石膏。文章分析了上海市电厂烟气脱硫产物在生产石膏、水泥中循环利用的可行性,对上海市未来3年中脱硫产物的循环利用,进行了经济分析,按上海市目前 SO_2排污费0.63元/kg计,若煤含硫量以0.8%、1%计算,预计每年可节省 SO_2排污费用约1.02、1.28亿元:电厂脱硫石膏销售将获得约2160～2880万元/a;上海石膏板或水泥企业利用(54～72)×10~4t/a 的脱硫石膏,可使企业的原料购买成本节约3250～3650万元/a;提出了促进上海市电厂脱硫及其产物应用的建议。     

不同排污收费情景下的发电企业减排模型研究

考虑未来多种污染物排污收费情景及区域电力需求的固有随机特性,建立了2阶段电源规划优化模型,分析了不同排污收费情景、不同电力需求水平下的区域电力结构变化以及污染物和CO2减排策略.在同时征收SO2排污费和CO2排放费的情景(情景3)下,清洁能源发电在发电系统中的比重增加,以煤电为主的火电比重下降;系统减排CO2 8.438′106t,同时协同减排SO2 5202t、NOx 7854t、颗粒物17.42t,但系统费用会显著增加.在同时征收SO2、NOx排污费和CO2排放费的情景下,系统减排SO2 8515t、NOx 13878t、颗粒物23.52t、CO2 12.988′106t,同时系统费用也会进一步增加.在目前征收SO2排污费的基础上征收CO2排放费或同时征收NOx排放费和CO2排放费,可以提高清洁发电方式在发电系统中的比重,降低SO2、NOx和CO2的排放量.     

“十三五”规划碳减排目标下碳交易机制的博弈分析

基于碳排放许可值、CO_2减排技术与成本、碳交易参数的浮动性与不确定性,构建碳交易机制的区间两阶段不确定性随机规划模型(TISP),通过优化模型寻求系统净收益与CO_2排放许可的平衡点,结果表明,当μ=40%时,系统的净收益为最优,且系统的净收益在碳交易模式下高于非交易模式下的净收益;当μ40%时,燃煤电厂在碳交易模式下只需采用CS减排技术均能达到排放许可要求,在非交易模式下则同时采用CS和CA减排技术;当μ40%时,3种发电方式在保证CS减排技术的前提下,均要增加CA减排技术的处理.碳交易机制有利于减排技术的合理分配及用能权、碳排放权和排污权交易市场的建立,尽快实现市场化节能碳减排目标.     

氧化镁脱硫循环经济实践

笔者所负责天津开发区5号热源厂二期脱硫工程工艺选择时,经过技术经济比较,镁法比钙法年脱硫费用可节省256万元^[3],最终该项目选定氧化镁湿法工艺。其设计脱硫效率高达96.38％。经环保部门检测,在进口烟气SO2浓度2200mg／m^3情况下,该脱硫系统净化后烟气最大SO2折算浓度35.5mg／m^3,平均脱硫效率高达98.6％^[4]。     

排污许可权交易的市场化探析

实施污染物总量控制的必要措施是在总量确定之后 ,遵循一定的规则将排污总量分解到企业 ,全面实施排污许可证制度。本文将从许可排污量的产权化、资源化入手 ,论述排污许可权交易的市场化     

烟道气脱硫装置的结构材料

在烟道气脱硫装置(FGD)中,以石灰或石灰石灰浆洗涤电厂烟道气可脱除SO_2。一座新建的规模为1,000兆瓦(MW)电厂,FGD设备的费用约占其投资和运行费用的25％。预计在未来的十年中,电力部门在FGD设备上将花费10亿美元/年。FGD设备结构材料如果选用不当将会造成重大浪费,     

电力行业二氧化硫排放控制现状、费用及对策分析

系统地研究了国家级层面上的30多个法规、政策、规划和文件对火电厂二氧化硫排放的控制要求及存在问题,提出了现行政策还不完善之处.通过对典型石灰石-石膏湿法烟气脱硫费用的研究,提出了4个费用估算预测公式.研究表明,煤的含硫量对脱除每kg二氧化硫的费用影响最为敏感.提出清理修订现行法规及政策,加快实施二氧化硫在电力行业内的排放总量平衡和排放权交易政策,鼓励发电企业依法自主选择治理措施;出台火电厂二氧化硫治理优惠经济政策,规范脱硫产业化发展等的建议.      

SO2排放指标分配方法研究及在我国的实践

SO₂排放指标的合理分配是实施总量控制、排污许可证制度和排污权交易的重要基础.通过对环境质量反演法、历史数据法、排放绩效法和拍卖法等排污指标分配方法优缺点和适用条件的研究,得出基于排放绩效的分配方法较为适用于电力行业,并在江苏省电力行业中进行了成功实践.      

国外控制SO2排放的成功经验以及对我国SO2控制的政策建议

我国的SO2排放已经成为制约国民经济健康持续发展的主要因素之一。首先回顾了“十五”期间SO2排放控制政策的实施情况,之后通过对国外SO2控制的成功经验的分析,提出了对“十一五”期间SO2控制政策的建议。一方面,国外的成功经验表明SO2减排与经济发展之间并不矛盾;另一方面,我国所面临的特殊国情和所处的特殊时期又决定了减排是一项艰巨的任务。除了最大限度地改善产业结构和能源结构,“十一五”期间我国的SO2减排政策应该更多着眼于能源效率的大幅度提高和烟气脱硫设施的普及;加大环保投资、扩大需求、促进环保产业发展必不可少。     

碳市场发电企业违约分级累进处罚机制研究

在确保减排效率的前提下,以全国碳市场中的发电企业为研究对象,以实现碳市场经济剩余最大化为目标,构建政府和双寡头企业的两阶段动态博弈模型,研究分级累进处罚机制对大型和小型企业发电量、利润的影响,以及在实行分级累进处罚机制的碳市场中经济剩余的实现.算例结果表明：随着罚款系数的增加,违约企业是大型发电企业时,总发电量、企业总利润和经济剩余大幅减少7.47%、15.34%、5.88%;违约企业是小型发电企业时,总发电量小幅减少1.43%,企业总利润小幅减少3.39%或上升0.03%,经济剩余小幅上升0.13%;大型违约企业未参与碳交易时,企业总利润大幅减少16.35%,参与碳交易时,企业总利润小幅减少15.34%;小型违约企业未参与碳交易时,企业总利润大幅减少3.39%,参与碳交易时,企业总利润小幅上升0.03%,分级累进处罚机制能够有效的遏制企业的违约行为.因此,在设计发电行业处罚机制时,应加大处罚力度;设置分级累进处罚机制,分别根据企业规模和碳市场参与度进行分级和累进,并建立有效的监管制度.     

排污权有偿使用与交易制度若干问题探析——以浙江省温州市为例

排污权有偿使用与交易制度是我国一项重要的环境经济政策。文章以温州市为例,从水环境管理视角出发,探讨排污权有偿使用与交易的若干问题。着重分析温州市初始排污权核定与分配的成效、存在的问题和解决途径,利用平均治理成本等方法设计排污权有偿使用价格,研究排污权交易的实现途径。在此基础上,文章提出应探索利用地方立法权制定排污权相关法律法规、完善初始排污权核定与分配方法、优化排污权竞拍机制和实施市场化激励政策等建议。     

火电厂烟气脱硫工艺国产化初探

火电厂排放的SO2形成酸雨已严重危害人类生存环境。国家把解决烟气脱硫问题纳入大政方针之中，强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置。文章介绍了几种目前国际上较为成熟的脱硫工艺，并对各种工艺进行了比较，分析了国内烟气脱硫市场，并就脱硫技术国产化问题提出若干看法。     

流域容量总量分配及排污交易潜力分析

流域容量总量的公平分配方法和排污交易潜力分析是目前流域管理研究的热点.采用层次分析法(AHP)和基尼系数交互反馈的方法研究了基于人口和经济公平的流域容量总量分配方案,并在此基础上建立了不考虑交易成本时的流域排污交易优化模型.将该模型用于分析邛海流域TP交易,得到污染控制总成本最小时的TP削减工程方案和排污交易方案.通过对比交易和未交易时的污染治理最小总成本发现,在不考虑交易成本时,排污交易有节约22.35%总成本的潜力.由于未考虑交易成本,这并不能说明邛海流域排污交易是可行的.但通过这种方法可以确定邛海流域排污交易可行的最大交易成本为1.56×109元·a-1.为了增大排污交易的可行性,应减少信息收集、谈判、管理、监测等方面的交易成本使其低于这一阈值.提出的排污交易优化模型能够提供交易信息,具有降低交易成本的潜力.     

中国环境保护相关电价政策效应与资金机制

本文从电价政策优化视角,分析了环保电价与可再生能源电价的目标、补贴率变化,首次核算了两类政策的资金总额,对比评估了两类政策的资金规模、微观作用机制、资金机制和决策机制.结果发现,环保电价长年稳定,为燃煤发电行业污染治理资金提供了稳定预期,实现了污染物的快速减排;可再生能源上网标杆电价多次下调,激励企业技术进步的同时,助长了企业投机行为.微观作用机制上,环保电价刺激了燃煤发电企业治污技术进步、企业私人成本下降,但社会承担了较高的污染治理成本;而可再生能源电价政策促进了发电社会成本的下降.可再生能源电价资金传导机制更为刚性,但存在附加征收率不高、资金缺口大等问题,政策设计未做到激励相容.2015年环保电价与可再生能源电价补贴资金总额分别为767.97亿元（不含税）和429.1亿元（供给侧）.环保电价资金总额超过可再生能源电价资金总额,强化了燃煤发电成本优势,制约了可再生能源发展,不利于电力结构的清洁化.     

中国碳排放权交易市场发展历程 ——从试点到全国

碳排放权交易作为控制温室气体排放的一种市场化手段,相对于行政手段具有全社会减排成本较低、能够为企业减排提供灵活选择等优势。2011年以来,我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳7个地方开展了碳排放权交易试点工作,为全国碳市场建设积累了宝贵经验。2017年年底,以发电行业为突破口的全国碳市场启动。2018年4月,国务院碳交易主管部门由国家发展和改革委转隶至生态环境部,生态环境部从推动碳交易立法、建立健全制度体系、加快基础设施建设、强化基础能力建设等方面稳步推进全国碳市场建设。本文梳理了我国碳市场的发展历程,并对全国碳市场的进一步完善提出建议。     

2001—2013年我国稀土资源开发生态环境成本评估

科学评估稀土资源开发的生态环境成本是我国稀土资源可持续开发战略制定和稀土市场定价机制改革的客观要求。论文利用遥感影像解译数据、污染源普查数据、污染源动态更新数据、稀土统计数据等多种数据源,考虑“北轻南重”的稀土资源特性,构建了我国稀土资源采选和冶炼的生态破坏损失和环境污染损失核算框架,定量评估了2001—2013年我国北方包头白云鄂博氟碳铈-独居石混合型稀土矿、四川和山东微山氟碳铈矿、南方七省区离子吸附型稀土矿等三大稀土生产基地稀土资源开发的生态环境成本。结果表明：1）2001—2013年我国稀土资源开发的生态环境成本为761.7亿元,其中,采选导致的生态破坏损失为721.8亿元,冶炼导致的环境治理成本为39.9亿元;2）我国三大类稀土矿中,北方包头白云鄂博氟碳铈-独居石混合型稀土矿稀土开发的生态环境损失以环境污染损失为主,环境污染治理成本为25.5亿元,占包头矿生态环境总成本的74.3%,四川和山东微山氟碳铈矿和南方七省区离子吸附型稀土矿以生态破坏损失为主,分别为54.3亿元和658.6亿元,占各自生态环境总成本的89.5%和98.8%;3）南方七省区离子吸附型稀土矿采选单位稀土氧化物生态环境成本大,是四川和山东微山氟碳铈矿的9.6倍,包头白云鄂博氟碳铈-独居石混合型稀土矿的41.4倍;4）我国稀土开发生态环境成本占其价格的45％以上,在现有的市场价格下,扣除生态环境成本,我国稀土产业利润为负。