层次分析法是一种定性与定量耦合的系统分析方法，可用于解决处理处置技术在多层次多目标决策系统中的选择问题^[5]。它首先对评价对象依总评价目标(由评价目的而定)进行连续地分解，得到各层评价目标，并将最底层确定为衡量目标达到程度的评价指标；然后，通过对评价指标的重要程度进行比较，构造判断矩阵进行量化计算，并根据计算结果得到关键因素的重要性排序；最后，依据一定方法，基于该评价指标体系对评价对象的总评价目标核算，得到综合评分，从而给出评价对象的优劣等级^[6]。

目前，针对技术经济性评估，国内外研究者对大气污染控制的成本及效益开展了卓有成效的研究。针对珠江三角洲地区制造业带来的大气污染，STREETS等^[7]提出，可以通过比较控制策略的成本和出口产品的价值进行成本及效益分析；针对我国火电行业绩效提升的措施，WANG等^[8]调查了30个省份2000—2010年的成本及效益，提出其影响因素为技术效率、电力价格等；也有研究^[9-10]分别对我国SO₂、NO_x控制技术进行了技术经济分析；经济合作与发展组织(OECD)中的国家长期进行环境政策的费用效益分析^[11]；环境保护部环境规划院在《中国环境经济核算技术指南》中提出了环境成本核算方法和思路^[12]，并已完成了2004—2014年我国大气污染防治的费效分析^[13]。因此，依据成本-效益对比的方法建立氮氧化物、颗粒物控制技术经济性评估指标体系，最终通过效费比进行经济性评估，这已成为一种行之有效的方法。经济性评估指标体系如图1所示。

1) 系统总成本评估的下延指标。2017年，《中国能源统计年鉴》^[14]采用工业废气治理设施运行费，这些费用包括能源消耗、设备折旧、设备维修、人员工资、管理、药剂及与设施运行有关的其他费用等；周磊^[15]采用年均固定成本与变动成本之和计算脱硝成本，年均固定成本主要为设备折旧、检修费用及催化剂更新费用等，变动成本主要为工厂的用电消耗和还原剂液氨消耗费等；王艳等^[16]将系统总成本费用分为系统年折旧费、系统年运行费和年均利息费。基于以上研究，将系统年折旧费和系统年维护费单独列出，与系统年运行费共同构成系统总成本评估的三级指标。各具体指标的计算方法如式(1)~式(4)所示。

2) 对于系统总效益评估的下延指标。王艳等^[16]将系统总收益分为节省排污费收益、副产物销售收益和电价补贴收益；汤民淮等^[17]将效益指标分为环境效益和社会经济效益、运转性能和推广适用性；仇恒东^[18]将效益指标分为环境效益(排放削减情况)和经济效益(燃油消耗情况)；袁颖枝等^[19]将效益分为经济因素、环境因素和社会因素。基于以上研究，将社会效益和经济效益分别计算，与环境效益共同构成系统总效益评估的三级指标。各具体指标的计算如式(5)~式(8)所示。

根据上述指标体系，系统总成本由系统年折旧费用、系统年运行费用和系统年维护费用组成。具体计算见式(1)。

式中：T_c为系统总成本，万元；C_d为系统年折旧费，万元；C_run为系统年运行费，万元；C_rep为系统年维护费，万元。

系统年折旧费用计算参考金侃等^[20]对于燃煤机组烟气污染物超低排放改造的研究，折旧成本主要是指固定资产投资折旧成本。具体计算见式(2)。

式中：C_d为系统年折旧费，万元；I为系统投资费，万元；R_FAR为固定资产形成率，以95%计^[20]；Y_d为系统折旧年限，通常定为20年。

参考王艳等^[16]的研究，系统年运行费用包括设备运行的年耗人工费、年耗材费(还原剂、催化剂、压缩空气等费用)、年耗电费和年耗蒸汽费。具体计算见式(3)。系统年维护费用包括设备维护年耗人工费、年耗检修费和配套设施运维费。具体计算见式(4)。

式中：C_run为系统年运行费，万元；C_wa1为设备运行的年耗人工费，万元；C_m为年耗材费，万元；C_p为年耗电费，万元；C_s为年耗蒸汽费，万元。

式中：C_rep为系统年维护费，万元；C_wa2为设备维护的年耗人工费，万元；C_ins为年耗检修费，万元；C_sup为配套设施运维费，万元。

综合上述指标体系，系统总效益由环境效益、经济效益和社会效益组成。具体计算见式(5)。

式中：T_p为系统总收益，万元；P_con为污染物排放量带来的排污税，万元；P_cha为减排节省的排污税，万元；P_out为企业产值，万元。

环境效益采用污染物排放量带来的环保税衡量。根据2018年1月1日实施的《环境保护税法》规定，国家停止征收排污费，改收环保税，大气污染物应纳税额=污染当量数×适用税额，税额按每当量1.2元计算。

根据统计^[14]，工业氮氧化物排放量指报告期内企业在燃料燃烧和生产工艺过程中排入大气的氮氧化物总质量；工业烟尘排放量指报告期内企业在燃料燃烧和生产工艺过程中排入大气的烟尘的总质量。具体计算见式(6)。

式中：P_con为污染物排放量，t；A为燃料使用量，t；X为控制技术的活动水平占总活动水平的比例；F_EF为单位原料消耗的污染物排放因子，g·t⁻¹；η为控制技术的去除率；α为控制技术的应用比例；i为地区；j为经济部门；k为燃料类型；m为技术类型；n为污染物种类。

经济效益采用节省排污税衡量，计算时可参考王艳等^[16]和金侃等^[20]对于燃煤电厂超低排放烟气控制技术费效评估的研究。具体计算见式(7)。

式中：P_cha为控制技术节省排污税，万元；P_CP为治理设备规模，分为1~5级；T_DT为设备运行时间，h；M_UM为单位产量原料消耗，g·t⁻¹；F_EF为单位原料消耗的污染物排放因子，g·t⁻¹；η为控制技术的去除率；N_PN为排污税标准，万元·t⁻¹。

社会效益采用企业产值衡量，根据统计^[21]，工业销售产值(当年价格)指以货币形式表现的、工业企业在报告期内销售的本企业生产的工业产品或提供工业性劳务价值的总价值量，通过报告期产品的实际销售数量乘以不含增值税的产品实际销售平均单价计算。具体计算见式(8)。

式中：P_out为企业年产值，万元；Y为年产量，t；P_oil为油价，万元·t⁻¹。

本研究采用层次分析法(AHP)^[5-6]进行技术经济性分析，将氮氧化物、颗粒物控制技术经济性P作为目标层；将系统总成本A₁、系统总效益A₂作为准则层；准则层下延为指标层，包含系统年折旧费用B₁、系统年运行费用B₂、系统年维护费用B₃、环境效益B₄、经济效益B₅、社会效益B₆。层次分析模型如图2所示。

首先，运用AHP模型分别计算准则层A与指标层B各指标的权重。相对重要度采用比较尺度的方法来确定，即两两因素之间进行比较，取1~9尺度，尺度1、3、5、7、9表示第i个因素相对于第j个因素的影响等级，尺度2、4、6、8表示第i个因素相对于第j个因素的影响介于上述2个相邻等级之间，用a_ij表示第i个因素相对于第j个因素的比较结果。

结合文献资料和调查问卷数据，确定B₁、B₂与B₃，B₄、B₅与B₆之间的相对重要度，分别构建判断矩阵。指标层P-A_1-2的判断矩阵为自拟。根据冯淑娟^[22]和王彩凤等^[23]的研究，确定系统年折旧费B₁相对于系统年维护费B₃的影响为5，系统年运行费B₂相对于系统年维护费B₃的影响为2；根据汤民淮等^[17]的研究，投资费用指数相对于运行费指数的影响为3，确定系统年折旧费B₁相对于系统年运行费B₂的影响也为3。根据已有研究^{[6, 19]}，环境指标相对于经济指标的影响为2，经济效益指标相对于社会效益指标的影响为2，即环境指标相对于社会效益指标的影响为4，构建的判断矩阵如表1所示。由于R_CR<0.10，即层次总排序结果具有满意一致性。技术经济性评价指标体系的权重值如图3所示。

由图3可知，年折旧费、年运行费、年维护费在技术经济性评估中权重值分别为0.291、0.154、0.054；环境效益、经济效益、社会效益在技术经济性评估中权重值分别为0.278、0.160、0.061。其中，年折旧费用和环境效益的权重值最高，即该指标的重要程度最高。

其次，采用评分法^[24]构建分值转换系统，即按百分制对具体指标能满足目标的程度进行打分。参考《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)^[25]、《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》^[26]和资料^{[16, 27]}制定具体衡量指标和分值转换标准，环境效益B₄、经济效益B₅、社会效益B₆分别由年排放量、节省排污税、年产量衡量。其中，节省排污税标准根据调查问卷制定，参考2019年3月20日京津冀地区油价进行计算^[28]。所有指标均为定量化的指标，评分标准如表2所示。

利用情景分析法^[29]建立无控情景、基准情景和超低排放情景。通过调研已出台的石化行业污染物排放控制政策，参考电力行业《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》(HJ 2053-2018)^[30]中关于氮氧化物、颗粒物排放浓度限值的规定，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、NO_x排放浓度分别不高于10 mg·m⁻³和50 mg·m⁻³(标准状况下)，建立石化行业PM、NO_x排放控制情景，分析各个情景下的污染物控制成本和效益(如表3所示)。

通过中国研究数据服务平台(CNRDS)和《中国能源统计年鉴》^[14]进行数据调研，2011—2016年，河北省、山东省的柴油、汽油生产量较高且基本呈上升趋势；河北省、山东省的氮氧化物、颗粒物排放量较高(如图4和图5所示)。因此，本研究将河北省、山东省的石油加工企业作为调研对象，并于2018年2月—2019年3月先后对其进行实地调研，收集相应的工程案例，获取系统投资费用、运行费用、维护费用等各类成本参数以及污染物排放量、节省排污税和具有经济价值的产品产量，评估该工程产生的效益。

基准情景即《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)规定（氮氧化物、颗粒物排放限值分别为100 mg·m⁻³和20 mg·m⁻³）下氮氧化物、颗粒物的排放及控制情况。通过数据调研，获取石油加工企业4种脱硝技术类型(选择性催化还原技术、选择性非催化还原技术、低氮燃烧技术、臭氧氧化技术)和3种除尘技术类型(旋风除尘、湿式除尘、布袋除尘)的系统基本参数(见表4)，并结合式(1)~式(8)对相关指标进行计算。其中，臭氧氧化工艺不考虑臭氧泄漏等二次污染问题。根据数据调研结果，发现仅有石油加工企业1、2、3的氮氧化物控制技术情况和石油加工企业4、5的颗粒物控制技术情况数据完整。因此，本研究以这5个数据全面的石油加工企业为例，依据控制技术经济性评估指标评分标准(如表2所示)，对关键指标进行评分，并得出各指标得分值。典型石油加工企业氮氧化物、颗粒物经济性评估指标评分统计结果如表5所示。

根据氮氧化物、颗粒物控制技术经济性评估指标体系，采用综合加权模型^[24]分别计算系统总成本、系统总效益的综合归一化值，根据上文中的各指标权重值对各准则层进行加权，得出氮氧化物、颗粒物控制技术经济性评估综合归一化值，结果如表6和表7所示。计算方法见式(9)。

式中：E_j为各调查案例经济性评估综合归一化值；W_i为各指标权重值；X_ij为指标打分值；n为评估指标序号，n=[1,6]。

运用式(9)对研究对象内的氮氧化物、颗粒物控制技术经济性评估指标体系中准则层(系统总成本、系统总效益)分别计算归一化值，并通过加权，计算出经济性评价综合值(如表8所示)。最后，采用5个区间来界定经济性评价等级，区间量度值范围为[0，100]，如表9所示。典型石油加工企业经济性评价等级结果如表10所示。

由表8可知，费效比较高的为石油加工企业1和企业5，系统总成本约为系统总效益的1.4~1.5倍；由表5和表6可知，石油加工企业1经济性评价综合值较低的原因主要是运行费用和维护费用较高；由表5和表7可知，石油加工企业5经济性评价综合值较低的原因主要是年排放量较多、节省排污税较少。费效比较低的为石油加工企业2、4，其中石油加工企业2的经济性评价综合值最低；由表5和表6可知，石油加工企业2的产业规模最大，投资费用过高，但年排放量却没有相应减少；由表5和表7可知，石油加工企业4采用旋风除尘、布袋除尘、湿式除尘多种技术控制颗粒物排放，带来的运行费用和维护费用较高，而节省排污税较少，企业产值较低，因而经济性评价综合值较低。石油加工企业3的费效比接近1，说明成本投入和效益产出较为平均；由表5可知，由于采用SCR、SNCR、LNB多种技术控制氮氧化物排放，石油加工企业投资费用的绝对数量并不低，但是相应地可带来良好的环境效益，年排放量很低，节省排污税较多，因而经济性评价综合值最高。由表10的经济性评价等级结果可知，石油加工企业3的经济性评价结果为“优”，等级最高；石油加工企业1、4、5的经济性评价结果为“良好”，等级仅次于石油加工企业3；石油加工企业2的经济性评价结果为“中等”，等级最低。

综合上述结果，石油加工企业的总成本和总效益难以达到均衡，总成本值较高的石油加工企业难以形成较高的总效益值，而总效益值较高的石油加工企业往往也是总成本值较低的企业，这是因为污染物的控制成本相对过高。此外，采用多种技术进行污染物控制的石油加工企业3、4，经济性评价综合值反而相对较高，等级结果并没有低于采用单一技术的石油加工企业1、2、5，这说明在下一步推行超低排放的过程中，采用多种技术叠加的方式，不论从技术性的角度还是经济性的角度，都是具备可行性的。

以2019年为基准年，基准情景下氮氧化物、颗粒物的排放限值参照《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)^[25]的规定，即对新建和现有企业氮氧化物、颗粒物排放最低限值分别为80 mg·m⁻³和30 mg·m⁻³。氮氧化物排放控制技术主要有臭氧氧化、SCR(选择性催化还原技术)、SNCR(选择性非催化还原技术)和LNB(低氮燃烧技术)；颗粒物排放控制技术主要有旋风除尘技术、FF(布袋除尘技术)和湿式除尘技术。

超低排放情景以2019年为基准年进行趋势外延，氮氧化物、颗粒物排放限值分别为50 mg·m⁻³和10 mg·m⁻³。石油加工企业的超低排放改造路线参考国内燃煤电厂已有的方案。根据《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》(HJ 2053-2018)^[30]和相关资料^[31-33]，超低排放技术改造路线通常采用多种技术叠加的方式进行多种污染物的协同控制。因此，假定未来年所使用的技术与基准年相同，超低排放情景下模拟石油加工企业的技术路线及改造方案如下：氮氧化物控制采用臭氧氧化+LNB(低氮燃烧技术)+SCR(选择性催化还原技术)；颗粒物控制采用旋风除尘技术+FF(布袋除尘技术)+湿式除尘技术。

根据系统成本评估指标(系统投资费用、运行费用、维护费用)和系统效益评估指标(年减排量、排放浓度、节省排污税)对改造前后石油加工企业的技术经济性进行评估，数据仍然采用表4中实际石油加工企业运行数据，成本参数和效益参数由相同规模的石油加工企业相关参数叠加所得。基准情景与超低排放情景的技术经济性对比结果如图6~图9所示。

如图6和图8所示，在超低排放情景下，石油加工企业氮氧化物、颗粒物控制系统总成本约为改造之前的1.5~2.0倍，其中，改造之后的系统投资成本、运行成本约为改造之前的1.5~2.0倍，维护成本则增幅较小。如图7和图9所示，超低排放情景下，石油加工企业氮氧化物、颗粒物控制系统总效益显著提升，年减排率由改造前的50%提升至改造后的87%，年排污税由改造前的14.6%提升至改造后的55.6%，污染物排放浓度约为改造之前的0.2~0.5倍。根据已有的燃煤电厂超低排放改造前、后成本变化^[34]，改造前、后氮氧化物控制单位成本分别为9 872元·t⁻¹和14 092元·t⁻¹，改造前、后颗粒物控制单位成本分别为55元·t⁻¹和117元·t⁻¹，改造之后的成本约为改造前的1.4~2.0倍，与模拟石油加工企业超低排放技术改造的成本变化基本吻合。

本研究所采用的层次分析法存在一定的局限性。第一，在确定指标B₁~B₆之间的相对重要程度时，在现有文献当中难以找到完全一致的参考指标；第二，层次分析模型可容纳的指标有限，如果研究需要更多的衡量指标，判断矩阵不易达到一致性，难以进行调整；第三，不同学者对于指标之间的重要度判断不同，易存在主观性。

1)利用层次分析法对大气污染控制技术的经济性进行评估，年折旧费和环境效益的重要程度最高，权重值分别为0.291、0.278。通过评分法构建的分值转换系统对实际石油加工企业进行评估，得到各石油加工企业经济性评估等级，可以直观地比较各个企业的情况。

2)基于多家石油加工企业工程案例，发现在基准情景下，采用不同控制技术的石油加工企业经济性评价综合值差别较大。采用单一控制技术的企业由于投资成本过高或环境效益较低而造成经济性下降；采用多种技术控制污染物排放的企业，投资费用的绝对数量较高，但是可带来良好的环境效益，年减排率由改造前的50%提升至改造后的87%，年排污税由改造前的14.6%提升至改造后的55.6%，污染物排放浓度约为改造之前的0.2~0.5倍。年排放量很低，节省排污税较多，因而经济性较高。

3)在不同排放情景下，石油加工企业的成本和效益相差较大。与基准情景相比，在超低排放情景下，系统总成本显著增加，系统总效益显著提升，但总效益的增幅与总成本的增幅相差不大，如若下一步推行石油加工企业超低排放政策，还应加大对企业的扶持力度，否则过高的成本将会抑制企业实施超低排放技术的动力。

4)及时调查和总结典型企业经验，促进超低排放控制技术和污染物检测技术的发展。结合我国不同区域环境特征、经济发展需求及企业生产状况，对采用不同控制技术的企业开展基于系统成本、系统效益的评估，相应提出技术可行、经济性高的超低排放最佳技术改造路线及设备安装要求；与此同时，推进行业污染物低浓度监测方法及标准技术的落实，构建稳定可靠的监测网络，确保监测数据的有效性。

5)政府综合运用经济、法律等手段，鼓励引导相关企业积极落实减排措施，加快超低排放政策推行。在经济方面，可以提供贷款或者财政补贴以缓解企业在改造初期成本过高的问题，同时通过调整排污税和实行油价补贴以加大对企业实行超低排放的支持力度，从而提升企业采纳改造技术的积极性；在法律方面，正式出台具有统一性、强制性的石油加工企业超低排放标准，对企业氮氧化物、颗粒物等污染物的排放限值作出具体要求。

6)加强监督管理，促使企业承担相应责任、落实相关政策。以相关法律法规为依据，加强对石油加工企业大气污染治理项目环境影响评价、验收环境执法等过程的管理；对于污染物排放不能满足排放要求的企业，可以利用税费政策对其进行惩罚，促进企业转变观念，主动承担落实减排责任。