CCSI技術(shù)與清潔燃氣發(fā)電耦合模式競爭性分析

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)化石碳氫資源高效利用工程研究中心，陜西 西安 710000;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司 碳氫高效利用技術(shù)研究中心，陜西 西安 710000;3.中國華能集團清潔能源技術(shù)研究院有限公司，北京 102209;4.煤基清潔能源國家重點實驗室，北京 102209)

0 引 言

煤氣化過程可將煤炭轉(zhuǎn)化為簡單穩(wěn)定的CO、H2、CO2等無機小分子，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，無法實現(xiàn)煤炭資源的分質(zhì)、分級及能源資源的梯級利用[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)可實現(xiàn)終端煤化工產(chǎn)品的多元化、高附加值化，進一步拓寬煤化工技術(shù)的產(chǎn)業(yè)鏈分布[2-3]。

通過煤炭中低溫熱解技術(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，是進行中低溫熱解的最適宜原料。內(nèi)熱式直立爐熱解工藝已實現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用，但其采用的原料是30～80 mm 塊煤，無法利用目前機采過程中產(chǎn)生的大量粉煤、碎煤資源[4]。自20世紀50年代以來，針對粒徑較小的碎煤、粉煤、末煤的分質(zhì)分級利用問題，國內(nèi)外學者開發(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)有大連理工大學的DG工藝、浙江大學的循環(huán)流化床分級轉(zhuǎn)化技術(shù)、神霧集團旋轉(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)濟性、污染排放績效、環(huán)境成本削減量相關(guān)研究。

針對煤炭分質(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，陜西延長石油集團碳氫高效利用技術(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CCSI技術(shù)的特點及基于CCSI技術(shù)的新型煤、油、電多聯(lián)產(chǎn)模式的技術(shù)經(jīng)濟性、污染排放績效、環(huán)境成本削減量進行研究分析。

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)燃氣約3 500 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。基于前期實驗室小型裝置上134次熱投料試驗獲取的核心參數(shù)，全球首套萬噸級CCSI工業(yè)試驗裝置于2015年建成中交，累計實現(xiàn)了數(shù)千小時連續(xù)穩(wěn)定運行[6]。由陜西延長石油集團碳氫高效利用技術(shù)研究中心自主開發(fā)的百萬噸級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)，與清潔燃氣發(fā)電耦合，在制取煤焦油的同時，將合成氣送至鍋爐或燃氣輪機燃燒進行超凈發(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)。該模式可實現(xiàn)煤炭高效清潔轉(zhuǎn)化及燃料原料化利用，實現(xiàn)綠色潔凈發(fā)電，削減大氣污染物排放強度，最終實現(xiàn)經(jīng)濟與環(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)的新型燃氣潔凈發(fā)電模式經(jīng)濟性評價

2.1 煤焦油深加工經(jīng)濟性評價

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展。陜西延長石油集團已建成的50萬t/a煤焦油深度轉(zhuǎn)化工業(yè)裝置已投產(chǎn)運行，終端的油化產(chǎn)品收率達到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行深度轉(zhuǎn)化。根據(jù)工業(yè)裝置實際運行參數(shù)(投煤量3 600 t/d的CCSI裝置煤焦油收率按15%計算，年運行時間按8 000 h計算)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7 000元/t，煤焦油加工成本750元/t計算，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約為6.15億元/a。

2.2 CCSI合成氣燃燒發(fā)電經(jīng)濟性評價

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中，粗合成氣直接進鍋爐燃燒發(fā)電;② 增量部分燃氣火電裝機中，粗合成氣經(jīng)凈化后進燃氣輪機燃燒發(fā)電。前者應(yīng)用市場潛力大。

2.2.1 CCSI-改造亞臨界燃煤鍋爐發(fā)電模式經(jīng)濟性評價

不同發(fā)電方式的技術(shù)經(jīng)濟性對比見表1。若CCSI所產(chǎn)粗煤氣直接進亞臨界鍋爐燃燒發(fā)電，需對現(xiàn)役亞臨界燃煤電廠的電站鍋爐進行結(jié)構(gòu)改造[7-8]。經(jīng)計算，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、運行費用，實際發(fā)電成本還會更高。對現(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，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到1 589.41～1 622.61元，煤炭增值率為354.12%～363.60%，利潤增值率從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-燃氣輪機聯(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的比值;電價0.360 4元/kWh(含脫硫、脫硝上網(wǎng)標桿電價)。

2.2.2 CCSI-燃氣輪機發(fā)電模式經(jīng)濟性評價

CCSI-燃氣輪機發(fā)電模式中，對CCSI所產(chǎn)粗合成氣經(jīng)深度除塵、脫硫、脫碳后方能進燃氣輪機燃燒發(fā)電，經(jīng)計算，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)凈化后進燃氣輪機發(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CCSI-燃氣輪機發(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-燃氣輪機發(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，原煤價值增值率為433.69%～458.71%。

2.2.3 不同發(fā)電方式經(jīng)濟性橫向?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)的新模式中利潤增值率則分別高達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)電模式下年標煤節(jié)約量達到10 488～59 016 t，CCSI-燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電模式下年標煤節(jié)約量達到146 560～186 656 t。常規(guī)亞臨界燃煤機組的供電煤耗為323.26～331.99 gce/kWh。實物煤折算為標煤的系數(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)價格按350元/t計算，原煤增值率為350.89%～358.60%;CCSI-燃氣輪機聯(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)保性評價

3.1 “煤改氣”發(fā)電模式污染物減排機理

3.1.1 粉塵減排機理

燃煤電廠以CCSI所產(chǎn)合成氣為燃料時，實現(xiàn)“煤改氣”后，由于燃燒機理不同(煤炭燃燒屬分解燃燒，而氣體燃燒僅包含擴散燃燒)[9]，氣體燃料燃燒過程中燃燒火焰更長、燃燒更充分徹底，最大限度減少了機械不完全燃燒、化學不完全燃燒的概率，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減排機理

采用CCSI技術(shù)對粉煤熱解后，煤中硫元素以不同化學形態(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、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處理后再進鍋爐或者燃氣輪機燃燒發(fā)電，則煙氣中的SO2含量極低。

3.1.3 NOx減排機理

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以不同形態(tài)進入半焦、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，合成氣進鍋爐或燃氣輪機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氣分子在高溫條件下被氧氣氧化所產(chǎn)生的，其形成過程是一個不分支的鏈式反應(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)生量才會明顯增加;而進入合成氣中的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)過計算，CCSI所產(chǎn)合成氣進鍋爐燃燒后產(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飛灰顆粒(PM1及PM0.1)中;少部分以蒸汽形式進入煙氣中(如HgCl2、Hg0)[15]。基于CCSI技術(shù)的“煤改氣”燃燒發(fā)電模式中，經(jīng)分級轉(zhuǎn)化，煤炭中重金屬主要以有機絡(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。自2018年1月1日起，我國已開始在各行業(yè)全面征收環(huán)境保護稅。因此，對不同發(fā)電模式下的環(huán)境成本作定量計算，需要核算評估不同發(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排放強度、納稅額度進行核算。

為直觀對比基于CCSI技術(shù)的燃氣發(fā)電模式與常規(guī)亞臨界、超超界燃煤發(fā)電機組的污染物排放對環(huán)境影響程度的差異，以300 MW級火電裝機為計算基準，不同發(fā)電方式的年發(fā)電小時數(shù)統(tǒng)一按8 000 h計算，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效見表2。

表2 不同發(fā)電方式的主要污染物排放績效對比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入氣相中，CCSI裝置所產(chǎn)粗合成氣可不預先進行氣相脫硫，直接進入鍋爐爐膛燃燒，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-燃氣輪機模式下，由于燃機本身對燃料氣中H2S、NH3、粉塵等濃度有較高要求，因此需對CCSI裝置所產(chǎn)粗合成氣進行脫除H2S、NH3、粉塵預處理后才能進燃氣輪機燃燒室燃燒。

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)污染物排放標準，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、排放量都會減小。

根據(jù)上述計算基準，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-燃氣輪機模式下粉塵、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。對應(yīng)的粉塵、SO2、NOx等主要污染物排放績效分別為: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)保稅費征收管理規(guī)定，結(jié)合表2不同污染物排放績效，計算常規(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-燃氣輪機聯(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)境成本對比Table 3 Comparison of environmental cost with different electric-power generation means

我國總大氣污染物單位當量污染物應(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)能升級改造計劃重點區(qū)域為參比，電廠粉塵、SO2、NOx的污染物當量值依次取2.18、0.95、0.95 kg，大氣污染物每當量污染物應(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。對比基準統(tǒng)一為300 MW機組年運行8 000 h時不同發(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-燃氣輪機聯(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%。在日益嚴峻的污染物排放標準及環(huán)境容量瀕臨極限的嚴峻形勢下，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)化加工的精細化工產(chǎn)業(yè)與清潔燃氣發(fā)電模式相耦合，可進一步提高煤炭資源的綜合收益與附加值，實現(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-燃氣輪機發(fā)電模式中，噸煤終端總收入分別達到了1 578.12～1 605.08元、1 806.28～1 872.38元，原煤價值增值率分別為350.89%～358.60%、416.08%～434.97%，利潤增值率分別為171.92%～182.43%、232.48%～245.45%。折標計算300 MW級火電裝機滿負荷運轉(zhuǎn)8 000 h，2種新型發(fā)電模式下年節(jié)約標煤量分別為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-燃氣輪機聯(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)的新型燃氣清潔發(fā)電模式具有顯著的節(jié)能減排效果和良好的經(jīng)濟競爭力，可實現(xiàn)經(jīng)濟效益與環(huán)境保護的協(xié)同發(fā)展，將改變現(xiàn)階段煤炭資源的利用方式，實現(xiàn)煤炭資源的清潔高效轉(zhuǎn)化，促進能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整及消費方式的轉(zhuǎn)變。