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随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格,燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作,然而目前,燃煤电站环保装备运行成本效益缺乏系统性的分析及评估,针对不同工况下的环保装备运行成本效益尚无定量化的分析结论。本研究基于国内外研究方法学。建立了环保装备运行成本评价模型及关键影响因素分析模型。运行成本模型主要考虑机组容量、污染物入口浓度及排放限值、机组负荷、地域等影响因素,结合物料平衡算法,对多因素影响下的燃煤电站环保装备运行成本展开分析。减排效益评估模型则利用剂量反应关系,对污染物减排带来的健康效益及农业效益进行评估分析。在此基础上,建立了燃煤电站环保装备费用效益综合评价模型及煤电站环保装备运行成本关键影响因素分析模型,对环保装备运行成本效益展开更加全面及深入的分析及评估。基于燃煤电站环保装备运行成本效益评估模型,分析得到典型情景下,即NOx和烟尘的入口浓度分别为1900-2200mg/Nm3、200-250mg/Nm3和23-25g/m3,机组发电负荷在60%-65%之间时,不同机组容量的石灰石石膏法脱硫装备、SCR脱硝装备以及电除尘装备达到不同排放限值时的运行成本分别在0.0086～0.0321元/kWh,0.0043-0.0205元/kWh和0.0017-0.0106元/kWh之间,且运行成本随着机组容量的上升而下降,随着排放限值的加严而上升。污染物减排效益方面,在现状基础上减排达到重点地区排放限值时,京津冀地区SO2、NOx和烟尘的单位污染物减排效益分别为8900元／吨,8892元／吨和12702元／吨,共计可产生环境效益114.6亿元／年。基于燃煤电站环保装备运行成本关键影响因素分析模型,分析了燃煤电站环保装备在不容入口浓度和机组发电负荷影响下的运行成本变化情况。结果表明,当脱硫、脱硝、除尘装备入口浓度分别在800mg/Nm3～10000mg/Nm3、150 mg/Nm3～400mg/Nm3和15g/m3-40g/m3之间变化时,石灰石石膏湿法脱硫装备、SCR脱硝装备以及电除尘装备的运行成本补偿分别在典型情景下运行成本的-24.3%到+145.4%,-18.7%至+31.0%和-22.6%至+42.8%之间变化；当机组负荷在40%和100%之间变化时,不同容量机组总排口达到不同排放限值时,石灰石石膏湿法脱硫装备、SCR脱硝装备以及电除尘装备的运行成本补偿分别在典型情景下运行成本的的+26.5%至-21.3%、+54.0%至-31.8%和+37.1%至-29.6%之间变化。在此基础上,基于对京津冀地区燃煤电站机组容量、环保装备入口浓度及发电负荷等影响因素的统计及研究,计算得到达到重点地区特别排放限值和超低排放限值时,京津冀地区燃煤电站环保装备总运行成本分别为68.27亿元/年和99.25亿元/年。结合针对减排效益的分析,得到了达到重点地区排放限值时,京津冀地区燃煤电站环保装备运行效益成本比为2.94,当达到超低排放限值时,减排效益增加35.5亿元/年,净效益增加4.6亿元/年。最后,以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例,应用成本效益分析模型展开相应分析,结果表明改造后,污染物减排成本改造前增加0.0112-0.0187元/kWh,约占上网电价的2.68%-4.47%。改造后,该电厂S02、NOx及PM排放绩效分别达到0.048 g/kWh、0.109 g/kWh及0.007 g/kWh,每年可产生环境效益约1552万元。此外,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(60.4%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。