大型燃煤电厂超低排放改造技术经济性分析

徐 灏 尹旭军

浙江天地环保科技有限公司

1 前言

中国能源资源禀赋与能源消费世界第一的特点，决定了中国以煤为主的能源格局短期内难以改变。改革开放以来，中国经济得到了快速发展，与此同时，能源消费总量也持续增加，2015年中国的能源消费总量43亿t标准煤，其中煤炭占64%。截至2015年年底，全国全口径发电装机容量150 673万kW，同比增长8.1%，其中火电新增装机7 431万kW。火电装机容量99 000万kW（含煤电88 419万kW、气电6 637万kW），占全部装机容量的65.7%。2013年我国东部地区严重的灰霾污染，激发了全社会重视治理大气污染的共识，2014年6月7日国务院以国办发[2014]31号文印发了“能源发展战略行动计划（2014-2020年）”，首次在政府文件中明确：提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平。根据2016年11月出台的《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间，全国实施煤电超低排放改造约4.2亿kW，具备条件的30万kW级以上机组全部实现超低排放。各级政府与煤电行业积极推进煤电超低排放行动，使煤电超低排放取得了卓越的成效，在减排技术上也取得了重大突破。

2 超低排放改造概况

2.1 主要的超低排放技术

（1）NOx脱除技术

锅炉低氮燃烧技术是控制NOx的首选技术，然后再考虑烟气脱硝。对于煤粉锅炉，应通过燃烧器改造和炉膛燃烧条件的优化，确保锅炉出口NOx浓度小于500 mg/m3。炉后采用SCR烟气脱硝，通过选择催化剂层数、精准喷氨、流场均布等措施保证脱硝设施稳定高效运行，实现NOx超低排放。对于循环流化床锅炉，可通过燃烧调整，确保NOx生成浓度小于200 mg/m3，再通过加装SNCR脱硝装置，实现NOx超低排放；如不能满足超低排放要求，可在炉后增加1～2层SCR催化剂。

（2）颗粒物脱除技术

对于烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，主流技术包括电除尘技术、电袋复合除尘技术和袋式除尘技术。对于烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除或脱硫后对烟气中颗粒物的脱除，可在湿法脱硫后加装湿式电除尘器，颗粒物去除效果一般均在70%以上，且除尘效果较为稳定；对于干法、半干法脱硫，脱硫后烟气中颗粒物脱除，可采用袋式除尘器或电袋复合除尘器，并根据实际情况选择加装湿式电除尘器。

（3）SO2脱除技术

一般采用石灰石—石膏湿法脱硫，入口浓度不大于1 000 mg/m3时，脱硫效率要求在97%以上，可以选择传统空塔喷淋提效技术；入口浓度不大于2 000 mg/m3时，脱硫效率要求在98.5%以上，可以选择复合塔脱硫技术中的双托盘、沸腾泡沫等；入口浓度不大于3 000 mg/m3时，脱硫效率要求在99%以上，可以选择旋汇耦合、双托盘塔等技术；入口浓度不大于6 000 mg/m3时。脱硫效率要求在99.5%以上，可以选择单塔双pH值、旋汇耦合、湍流管栅技术；入口浓度不大于10 000 mg/m3时．脱硫效率要求在99.7%以上，可以选择空塔双pH值、旋汇耦合技术。另外，结合水源情况、机组规模、脱硫剂来源的具体情况，也可以选择循环流化床脱硫、海水脱硫和氨法脱硫工艺。

2.2 典型的烟气超低排放系统

常规的已建燃煤电厂在锅炉尾部配置有SCR脱硝装置、干式静电除尘装置、湿法脱硫装置，其污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），主要污染物NOx、烟尘、SO2达到的排放标准分别为100mg/m3、30 mg/m3、200mg/m3。对于重点地区，NOx、烟尘、SO2应分别达到100 mg/m3、20 mg/m3、50 mg/m3的特别排放限值。

烟气污染物超低排放涉及烟气中NOx、颗粒物和SO2的超低排放，每种污染物的超低排放都可以有多种技术选择。考虑到不同污染物治理设施之间的协同作用，因此会组合出很多技术路线，适用于不同燃煤电厂的具体条件。考虑到目前燃煤电厂负荷波动大、煤种灰分、硫分变化大，且国家和地方环保对于电厂污染物排放监管的力度和要求逐年增加。从众多的超低排放技术路线中，选择出一种负荷、煤种等适应性强、污染物减排效率高的典型系统技术路线，作为技术经济性分析的基准。

典型的烟气超低排放系统流程图见图1。采用多种污染物高效协同脱除集成系统，对脱硝、除尘和脱硫系统进行提效，将烟气脱硝技术、低低温电除尘技术、烟气脱硫技术和湿式电除尘技术通过管路优化和排列优化进行有机整合，通过相互连接配合和对多种污染物脱除比例的合理分配，并形成有机整体；对NOx、烟尘、SO2、PM2.5、SO3和汞等污染物进行渐进式脱除，保证最终出口烟气中的主要污染物排放浓度数值达到并优于天然气燃气轮机组排放限值的同时，抬升进入烟囱的烟气温度不小于80℃。

图1 典型的超低排放系统流程图

3 超低排放改造投资和运行成本分析

3.1 分析基础条件

目前经过改造投运的燃煤电厂超低排放工程大多集中在300 MW容量以上的机组，因此重点对330 MW、660 MW、1 000 MW等级燃煤机组的超低排放投资成本、运行成本进行估算和分析。

表1 技术经济分析基础条件

主要的技术经济分析基础条件见表1。

对于330 MW以上燃煤机组，锅炉炉型多为四角切圆或前后墙对冲形式。在超低排放改造前，采用干式静电除尘装置，除尘效率大于99%，烟尘排放浓度小于30 mg/Nm3；在锅炉内采用低氮燃烧器，并在炉后安装SCR脱硝装置，脱硝效率大于70%，NOx排放浓度小于100 mg/Nm3；对锅炉尾气采用石灰石—石膏湿法脱硫装置，脱硫效率大于95%，SO2排放浓度小于200 mg/Nm3；采用回转式GGH对锅炉排烟进行再加热，在锅炉BMCR工况下，排烟温度大于80℃。

为了实现超低排放，达到并优于天然气燃气轮机组排放限值。对于脱硝改造部分，需要调整和优化喷氨，增加SCR催化剂用量；对于除尘改造部分，需要安装管式换热器降温段，将原有干式静电除尘器改造成低低温静电除尘器，同时在湿法脱硫后安装湿式静电除尘器；对于脱硫部分改造，需要采取增加喷淋层数量、增加喷淋浆液量、安装吸收塔内增效板等手段，对脱硫吸收塔进行提效改造；为减轻酸性净烟气对烟囱腐蚀，需在湿式电除尘器后安装管式换热器升温段，对净烟气进行加热，使进入烟囱的烟气温度不小于80℃。通过以上改造，燃煤电厂烟气污染物NOx、烟尘、SO2达到的排放浓度分别为50 mg/m3、5mg/m3、35 mg/m3。

3.2 投资估算分析

超低排放改造项目投资费用主要包括建筑工程费、设备购置费、安装工程费和其他费用。其中，建筑工程项目主要包括管式换热器及湿式电除尘器支架、循环泵支架、设备基础和桩基、总平处理等；采购的主要设备有低低温电除尘及管式换热器、湿式电除尘器、脱硝催化剂、吸收塔循环泵等；其他费用包括技改工程场地准备费、项目管理经费、项目技术服务费、调试费、安全措施补助费、特大型施工机具措施费、预备费；对于技改工程场地准备费，主要包括对原有烟道、管道、保温、除尘器灰斗、脱硫喷淋母管、喷嘴拆除，以及原回转式GGH及其支架的拆除。

表2 燃煤机组超低排放改造投资估算（单台机组）单位：万元

根据表2数据，对于燃煤机组超低排放改造项目，其总投资随机组容量增加而增加，单位kW投资随着机组容量增加而降低。一台300 MW、660 MW和1 000 MW燃煤机组超低改造系统增加的单位kW投资成本分别约为254.4元、189.4元和163元。

本文研究了660 MW燃煤机组超低改造系统投资组成，详见图2。在总投资的各项组成中，占比最大为设备购置费，约占总投资的50%，其次分别为安装工程费、建筑工程费和其他费。因此，如何控制设备购置费，成为控制整个超低排放系统投资的关键。

3.3 运行成本组成

超低排放系统运行成本主要考虑运维成本、折旧、财务成本和其他成本。其中运维成本主要是指各项污染物控制系统运行过程中的电耗、水耗、物耗以及维修费用等；折旧成本主要是指固定资产的折旧；财务成本主要是指投资贷款部分的利息等费用；其他成本主要包括保险费用、资本金收益和管理费等。

图2 660MW机组超低排放投资组成图

（1）运维成本

电耗：

包括脱硫、除尘、脱硝系统阻力增加导致引风机电耗增加，和系统新增设备所增加的电耗，其中：

引风机电耗增加yNΔ可按下式计算：

式中，PΔ为超低排放改造后脱硫、除尘、脱硝系统增加的阻力，Pa；Q为引风机风量，m3/h；1η 为风机效率，%；2η为电机效率，%；h为年运行小时。

其他设备电耗增加 ∑ΔiN为：

式中，Wi为第i种设备的电功率，kW；ni为第i种设备运行的数量；iη为第i种设备运行使用效率，%； hi为第i种设备运行小时数。

水耗：对于脱硫系统，一方面由于石灰石粉耗增加引起工艺水耗量的略微增加，另一方面由于脱硫系统入口烟气温度升高，系统蒸发量增加，水耗增加；对于除尘系统，水耗增加来自于管式GGH闭式除盐水补水，耗量很少，可以忽略。

物耗：

对于脱硫系统，物耗增加主要是脱硫提效引起石灰石粉耗增加；对于脱硝系统，催化剂的用量增加导致每年更换的耗量增加以及可能的吹灰空气（蒸汽）用量增加，脱硝提效还引起还原剂用量增加；对于除尘系统，管式换热器冷却段蒸汽吹灰和低负荷时辅助蒸汽加热增加了蒸汽消耗，且增加湿式电除尘器之后，碱液消耗也随之增加。

维修：

维修成本=固定资产原值×大修费率，一般大修费率取2～4%。

（2）折旧成本

一般采用平均折旧年限法进行计算，即一般在n年内将超低排放改造形成的固定资产进行分摊，n可取12～15。

（3）财务成本

对于全部采用自由资金的项目，可忽略财务成本。对于采用贷款部分，可按下式计算：

式中，x为还款年限，i为贷款期利息。

（4）其他成本

主要包括保险费用、资本金收益和管理费等，其他成本=总投资额×其他费率。其中其他费率为保险费率、资本金收益率和管理费率等各项费率之和，一般取5%～6%。

3.4 运行成本计算分析

针对330 MW、660 MW、1 000 MW机组进行超低排放改造后，计算其年运行成本增加值。计算按照100%THA工况，运行4 000 h/a，折旧年限为12 a，贷款额为总投资的80%，贷款利息按4.9%。

根据计算，研究不同容量机组超低排放改造系统增加运行成本关系，详见图3和图4。对于超低排放改造的脱硝系统，其运行成本主要在于折旧、还原剂和财务成本；对于超低排放改造的除尘系统，由于投资费用较高，其运行成本主要在于折旧、财务、维修和电耗；对于超低排放改造的脱硫系统，由于相对于除尘系统，投资费用不高，而吸收塔阻力比改造前增加较多，且循环泵的数量和功率也有所增加，其运行成本主要在于电耗、折旧和石灰石粉耗。

以一台660 MW燃煤机组超低改造系统为例，各个系统中，除尘系统增加的年运行成本最多，约为1 915万元，其次是脱硫和脱硝系统，分别约为465和320万元。随着机组容量增加，烟气量增加，相应的脱硝、除尘、脱硫系统的运行成本总额随之增加。一台330 MW、660 MW和1000MW燃煤机组超低改造系统增加的年运行成本分别约为1 700万元、2 700万元和3 890万元。随着机组容量增加，单位kWh的脱硝、除尘、脱硫系统的运行成本随之降低。在100%THA负荷下，一台330 MW、660 MW和1 000 MW燃煤机组超低改造系统增加单位kWh的运行成本分别约为0.014 1元、0.012元和0.010 1元。

研究机组在不同运行负荷、不同运行时间的超低排放改造系统增加的运行成本关系，详见图4和图5。随着机组运行负荷降低，单位kWh的燃煤机组超低改造系统运行成本增加，以一台660 MW燃煤机组超低改造系统为例，其在100%THA、75%THA和50%THA负荷时单位kWh的运行成本分别约为0.012元、0.012 9元和0.014 2元。随着机组运行时间降低，单位kWh的燃煤机组超低改造系统运行成本增加，以一台660MW燃煤机组超低改造系统为例，其在5 000 h、4 500 h、4 000 h和3500 h运行小时单位kWh的运行成本分别约为0.009 5元、0.011元、0.012元和0.013 2元。

3.5 优化投资和运行成本措施探讨

根据前面的研究和分析，由于设备购置费是控制燃煤机组超低排放改造的关键，因此可以从选择合理的工艺路线、优化设备选型、提高设备的国产化率等方面入手，降低管式换热器、湿式电除尘器、催化剂、吸收塔循环泵等主要设备的采购费用。

燃煤机组容量、运行时间和运行负荷对超低排放改造系统运行成本的增加均有显著影响。以660 MW机组为例，在运行时间4 000 h/a，机组负荷从50%THA提高到100%THA，负荷提高幅度为100%，单位kWh运行成本增加由0.014 2元降低到0.012，降低幅度为15.5%；在机组负荷100%THA时，运行小时由3 500 h增加到5 000 h时，单位kWh运行成本增加由0.013 2元降低到0.009 5 元，降低幅度为28%；相对而言，运行时间的长短对于单位kWh运行成本增加幅度影响更明显，延长机组年运行时间有利于降低运行成本。对于单台机组，由于总运行成本受折旧、财务成本影响较大，而降低总投资额，尤其是降低除尘系统投资额，从而降低折旧、财务成本，最终可以有效降低总的运行成本。

图3 不同容量机组超低排放改造系统增加运行成本关系图

图4 机组不同运行负荷时超低排放改造系统增加运行成本关系图（年运行时间4 000 h）

图5 机组超低排放改造系统增加运行成本与运行时间关系图（100%THA负荷）

4 结论

通过对超低排放技术路线和典型系统流程进行分析，提出了燃煤电厂超低排放主要的改造内容及其技术特点。以330 MW、660 MW和1000MW燃煤机组超低排放改造为例，对其投资估算进行分析，讨论了运行成本的计算方法，对不同机组容量、不同运行负荷、不同运行时间情况下燃煤电厂超低排放改造增加的运行成本进行了计算分析，得出如下结论：

（1） 调整和优化喷氨，增加SCR催化剂用量，安装管式换热器、低低温静电除尘器和湿式静电除尘器，对脱硫吸收塔进行提效改造是完成燃煤机组超低排放改造的典型技术路线。

（2） 对于燃煤机组超低排放改造项目，其总投资随机组容量增加而增加，单位kW投资随着机组容量增加而降低。控制设备购置费，是控制整个超低排放系统投资额的关键。

（3） 燃煤机组容量、运行时间和运行负荷对超低排放改造系统运行成本的增加均有显著影响。延长运行时间对于降低单位kW运行成本增加幅度效果更明显。控制除尘系统投资额，可以有效降低超低排放改造系统的运行成本。

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