煤電機組“超低排放”技術(shù)路線及應(yīng)用分析

楊立強， 張 楊， 何 勝， 魏宏鴿， 杜 振， 朱 躍

發(fā)電技術(shù)

煤電機組“超低排放”技術(shù)路線及應(yīng)用分析

楊立強1， 張 楊2， 何 勝2， 魏宏鴿2， 杜 振2， 朱 躍2

（1.中國華電集團電力建設(shè)技術(shù)經(jīng)濟咨詢中心，北京100031；2.華電電力科學(xué)研究院，浙江杭州310030）

在對當(dāng)前典型“超低排放”應(yīng)用案例進行充分調(diào)研的基礎(chǔ)上，對各類環(huán)保技術(shù)的特點及應(yīng)用條件進行了全面論述，對其中的關(guān)鍵技術(shù)問題進行了深入探討，對超低排放的投資及運維成本進行了測算，提出了煤電機組“超低排放”技術(shù)路線，可供后續(xù)開展相關(guān)工作借鑒與參考。

超低排放； 技術(shù)路線； 脫硫； 脫硝； 除塵

0 引言

近年來，國內(nèi)大氣環(huán)境質(zhì)量持續(xù)變差，區(qū)域性復(fù)合型大氣污染日益突出，空氣重污染現(xiàn)象（主要表現(xiàn)為“霧霾”）大范圍同時出現(xiàn)的頻次日益增多，大氣環(huán)境形勢十分嚴(yán)峻。為進一步加強火電污染物排放控制、改善環(huán)境，從2012年起國家相關(guān)部門針對火電行業(yè)密集出臺了一系列政策法規(guī)，力度之大前所未有，主要表現(xiàn)為：火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)快速提高，在一些環(huán)境敏感地區(qū)禁止建設(shè)新建燃煤發(fā)電項目（熱電聯(lián)產(chǎn)除外），同時部分地區(qū)推行煤炭總量控制和煤炭等量替代。上述要求對火電項目，特別是煤電項目的發(fā)展形成了很大的制約。在此背景下，2014年起，由國家能源局主導(dǎo)的煤電超低排放迅速推進，成為突破煤電發(fā)展環(huán)保瓶頸的重要途徑，各地相關(guān)配套政策亦陸續(xù)出臺，煤電機組全面實現(xiàn)超低排放已成為大勢所趨[1]。

1 典型案例分析

圖1所示為國內(nèi)最早于2014年5月投運的浙能嘉華電廠8號機組（1000MW）超低排放改造技術(shù)路線（括號內(nèi)數(shù)據(jù)為實際監(jiān)測數(shù)據(jù)，下同），其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)將NOx生成濃度控制到300mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于85%；除塵采

用增設(shè)低低溫電除塵器，5個電場均配置高頻電源（2.0A/72kV），脫硫裝置后加裝濕式電除塵器；脫硫采用4層噴淋層吸收塔，其中頂層為交互式噴淋層，下方配置雙托盤，增設(shè)性能加強環(huán)。

圖2所示為華電集團于2014年8月投運的華電裕華電廠1號機組（300MW）超低排放改造技術(shù)路線，其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)將NOx生成濃度控制到550mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于90.9%；除塵采用雙室五電場電除塵器，應(yīng)用高頻電源，二級脫硫吸收塔塔頂加裝濕式電除塵器；脫硫增設(shè)二級吸收塔，形成雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)。值得一提的是，裕華電廠1號機組原設(shè)計煙塵排放濃度為10mg/m3，但在實際運行中通過控制干式除塵器性能與脫硫塔協(xié)同洗塵效率，再通過濕式電除塵器達到了5mg/m3的超低排放性能指標(biāo)。

圖3所示為華能集團于2014年底投運的華能長興電廠1、2號機組（2×660MW）超低排放改造技術(shù)路線，其中脫硝采用爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)將NOx生成濃度控制到250mg/m3，省煤器后布置SCR裝置（3+0），脫硝效率不小于80%；除塵采用5電場低低溫電除塵器并應(yīng)用高頻電源；脫硫采用單吸收塔配置，4層噴淋層加2層托盤。需要說明的是，長興電廠1、2號機組是華能集團首個不采用濕電達到煙塵超低排放的項目，在脫硫協(xié)同除塵方面進行了大量探索，通過配置雙托盤、進口高效除霧器、高效噴淋層，控制空塔煙氣流速以及進行細致的流場優(yōu)化工作，實現(xiàn)了脫硫高效協(xié)同除塵效果。

已投運項目實踐證明，煤電機組實現(xiàn)超低排放在技術(shù)上已具備可行性，但可供選擇的技術(shù)方案眾多，超低排放的技術(shù)路線和其適用范圍仍有待進一步分析研究，如何實現(xiàn)方案優(yōu)選與設(shè)計優(yōu)化將是后續(xù)進行超低排放改造的關(guān)鍵問題。

2 技術(shù)特點及適應(yīng)性分析

2.1 脫硫

2.1.1 主要技術(shù)介紹

表1 不同脫硫工藝技術(shù)經(jīng)濟比較

當(dāng)前燃煤機組脫硫工藝主要包括爐內(nèi)噴鈣、濕法和半干法脫硫，不同工藝的技術(shù)經(jīng)濟比較如表1所示。其中應(yīng)用最為廣泛的石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)根據(jù)其吸收塔技術(shù)特點又可分為單回路噴淋塔、雙回路噴淋塔、液柱塔、鼓泡塔、填料塔等，其中單回路噴淋塔是當(dāng)前應(yīng)用最廣泛的吸收塔技術(shù)，雙回路噴淋塔有一定應(yīng)用，而液柱塔、鼓泡塔、填料塔在國內(nèi)應(yīng)用較少。此外基于現(xiàn)有單塔脫硫效率極限，雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)成為實現(xiàn)超低排放的重要技術(shù)途徑，其對于硫分的適應(yīng)范圍較廣，通過合理的兩級塔循環(huán)泵組合配置和運行效率分配，脫硫效率可以達到99.5%以上，在入口SO2濃度超過10000mg/m3時，仍可實現(xiàn)出口SO2排放濃度超低排放。

2.1.2 技術(shù)路線分析

（1）煤粉爐

由于煤粉爐爐內(nèi)噴鈣脫硫效率較低，運行經(jīng)濟性差，同時影響飛灰綜合利用，因此當(dāng)前實際應(yīng)用主要采用煙氣脫硫工藝。而半干法煙氣脫硫由于脫硫效率較低，如按脫硫效率90%推算，燃煤硫份須<0.17%，在國內(nèi)基本無應(yīng)用可能性。因此針對大型煤粉爐，當(dāng)前主要采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。

當(dāng)前業(yè)內(nèi)普遍認可的單塔穩(wěn)定可靠的脫硫效率點為98.8%，對應(yīng)原煙氣SO2濃度為3000mg/m3，在此范圍內(nèi)可選擇單塔脫硫工藝，入口濃度超出時可采用雙塔雙循環(huán)脫硫工藝。改造項目采用雙塔雙循環(huán)脫硫改造工藝，可將原吸收塔作為一級吸收塔，新建二級吸收塔，也可以新建一級吸收塔，原吸收塔作為二級吸收塔，具體根據(jù)根據(jù)場地布置和煙氣走向不同，考慮脫硫除塵協(xié)同控制，在有條件基礎(chǔ)上，建議優(yōu)先新建二級吸收塔，對吸收塔進行優(yōu)化設(shè)計，提高脫硫洗塵效率。

（2）循環(huán)流化床爐

循環(huán)流化床爐內(nèi)噴鈣和爐外半干法煙氣脫硫由于脫硫效率較低，在國內(nèi)常規(guī)燃煤條件下單獨應(yīng)用可能性較小，一般需考慮采用爐內(nèi)噴鈣脫硫和爐外煙氣脫硫工藝（濕法或半干法煙氣脫硫）聯(lián)合[2]?？紤]到半干法煙氣脫硫?qū)嶋H性能受運行條件和吸收劑品質(zhì)的影響較大，實施超低排放的風(fēng)險較大，宜慎重考慮應(yīng)用。此外考慮到爐內(nèi)噴鈣對鍋爐效率、粉煤灰綜合利用、氮氧化物生成方面的影響，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后，也可不采用爐內(nèi)噴鈣脫硫，直接應(yīng)用濕法煙氣脫硫工藝，針對改造項目現(xiàn)有爐內(nèi)噴鈣工藝可作為備用。

2.2 脫硝

2.2.1 主要技術(shù)介紹

低氮燃燒是氮氧化物控制的首選技術(shù)，目前典型煤種典型燃燒器布置方式煤粉爐應(yīng)用低氮燃燒技術(shù)的NOx控制濃度見表2，隨著低氮燃燒技術(shù)的持續(xù)發(fā)展與改進，此指標(biāo)值仍有望進一步降低。

表2 低氮燃燒排放限值參考

表3 煙氣脫硝技術(shù)比較

煙氣脫硝技術(shù)包括SCR脫硝技術(shù)、SNCR脫硝技術(shù)和SNCR/SCR脫硝技術(shù)[3]，技術(shù)比較見表3。

2.2.2 技術(shù)路線分析

（1）煤粉爐

考慮到煙氣脫硝裝置的建設(shè)投資及運行成本，脫硝技術(shù)路線應(yīng)首先采取爐內(nèi)低氮燃燒技術(shù)最大限度地控制源頭NOx生成，再考慮采用煙氣脫硝設(shè)施。由于SNCR技術(shù)與SNCR/SCR技術(shù)（不設(shè)獨立噴氨）在煤粉爐上應(yīng)用效率較低，SNCR/SCR技術(shù)（設(shè)獨立噴氨）工藝系統(tǒng)較為復(fù)雜且運行成本較高，因此實現(xiàn)超低排放應(yīng)首選SCR煙氣脫硝技術(shù)。煤粉鍋爐可行的NOx超低排放技術(shù)路線概況如下：

1）在不影響鍋爐安全經(jīng)濟運行前提下，盡可能通過低氮燃燒技術(shù)控制NOx生成濃度。

2）對于燃燒煙煤和貧煤、采用切圓燃燒和墻式燃燒方式的鍋爐，在爐內(nèi)低氮燃燒控制的基礎(chǔ)上，爐后采用SCR煙氣脫硝技術(shù)，SCR脫硝效率一般控制在90%以下。對于燃燒貧煤的NOx濃度大于600mg/m3的機組，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后，也可增設(shè)效率約20%～30%的SNCR裝置，以降低進入SCR裝置的NOx濃度。對于W火焰鍋爐，由于其NOx生成濃度較高（一般大于800mg/m3），技術(shù)難度較大，暫無相關(guān)應(yīng)用案例。

3）SCR反應(yīng)器根據(jù)入口濃度的不同可按“2+1”或者“3+1”模式進行設(shè)計，噴氨格柵可優(yōu)先采用格柵式，以便后期進行噴氨優(yōu)化調(diào)整。

4）超低排放對流場要求提出更高要求，應(yīng)采用CFD數(shù)模、物模等方式優(yōu)化流場設(shè)計，盡可能提高流場分布均勻性，滿足催化劑入口煙氣分布條件，催化劑入口煙氣流速偏差應(yīng)小于±10%。

（2）循環(huán)流化床爐

循環(huán)流化床爐NOx生成濃度一般在200～300mg/m3，由于其本體結(jié)構(gòu)特別適用于SNCR脫硝技術(shù)，推薦其NOx超低排放技術(shù)路線如下：

1）在不影響鍋爐安全經(jīng)濟運行前提下，通過對運行床溫的合理控制，并從過量空氣系數(shù)、物料循環(huán)倍率、一次風(fēng)與二次風(fēng)配比、石灰石粒徑控制等方面進行運行優(yōu)化，以盡可能降低鍋爐NOx生成濃度。

2）當(dāng)NOx生成濃度低于200mg/m3時，優(yōu)先采用SNCR工藝，優(yōu)化設(shè)計方案，合理調(diào)整SNCR反應(yīng)區(qū)煙溫與噴槍設(shè)置方式，盡可能提高SNCR脫硝效率以實現(xiàn)超低排放。

3）當(dāng)NOx生成濃度高于200mg/m3或SNCR工藝不能滿足排放要求時，則需考慮在爐后增設(shè)SCR反應(yīng)器。針對流化床鍋爐灰量較大的特點應(yīng)考慮定制大節(jié)距的板式催化劑，且需停運爐內(nèi)噴鈣脫硫以避免高鈣飛灰導(dǎo)致催化劑失活。

2.3 除塵

2.3.1 主要技術(shù)介紹

當(dāng)前適應(yīng)超低排放的除塵技術(shù)主要包括前端本體除塵技術(shù)和終端除塵技術(shù)，其中前端本體除塵技術(shù)包括干式靜電除塵技術(shù)和電袋/袋式除塵技術(shù)，終端除塵技術(shù)包括濕式電除塵技術(shù)和濕法脫硫協(xié)同除塵技術(shù)[4]。

針對干式靜電除塵器，當(dāng)前較為成熟的提效技術(shù)主要有高效電源技術(shù)、降溫提效技術(shù)、移動電極除塵技術(shù)等，采用提效技術(shù)后出口煙塵排放濃度可以達到15～20mg/m3。如臺州、長興、溫州四期等基建項目通過采用低低溫電除塵技術(shù)，實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度小于15mg/m3，但考慮到酸腐蝕影響，應(yīng)用低低溫除塵技術(shù)對燃煤硫份有一定限制，在國外的應(yīng)用案例中最高硫份為1.17%，國內(nèi)應(yīng)用案例目前最高硫份為1.4%。華電句容1000MW機組通過采用高效電源與移動電極除塵技術(shù)，投運后除塵器出口煙塵濃度小于20mg/m3。華能北京熱電200MW機組燃用低灰煙煤，采用低低溫+三相電源+電場加高擴容+旋轉(zhuǎn)電極等措施，實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度小于10mg/m3。

電袋/袋式除塵技術(shù)目前普遍能夠?qū)崿F(xiàn)煙塵排放濃度小于20mg/m3，粵電沙角C廠2號660MW機組、華能陽邏6號330MW機組等項目通過采用新型濾袋可控制至10mg/m3。

濕式電除塵器當(dāng)前設(shè)計入口粉塵濃度一般控制在30mg/m3，出口粉塵排放可達到5mg/m3以下，是當(dāng)前技術(shù)條件下實現(xiàn)超低排放的主要途徑之一。但設(shè)備投資相對較高，國內(nèi)燃煤電廠應(yīng)用時間較短，極線極板腐蝕及結(jié)垢情況仍有待于進一步驗證。

濕法煙氣脫硫裝置在脫硫同時具有一定的協(xié)同洗塵作用，國內(nèi)前期投運項目脫硫洗塵效率普遍在50%以內(nèi)。華能金陵、長興、玉環(huán)等項目通過前置低低溫電除塵器增大除塵器出口煙塵分布粒徑，優(yōu)化脫硫塔內(nèi)流場、噴淋系統(tǒng)和除霧器設(shè)計，實現(xiàn)了75%以上的脫硫裝置協(xié)同洗塵效率，已取得廣泛認可。目前濕法脫硫裝置協(xié)同除塵技術(shù)也已成為實現(xiàn)超低排放的主要途徑之一。

2.3.2 技術(shù)路線分析

基于當(dāng)前各除塵器技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀，綜合考慮技術(shù)穩(wěn)定性、可靠性以及投資和運維經(jīng)濟性問題，煙塵超低排放技術(shù)路線主要概括如下：

（1）流化床機組可優(yōu)先考慮選用袋式除塵器，煤粉爐宜優(yōu)先考慮選用高效電除塵器。

（2）鑒于濕式電除塵器技術(shù)穩(wěn)定性仍有待驗證，且考慮到投資與運行經(jīng)濟性，宜充分發(fā)揮前端除塵裝置作用，控制除塵器出口煙塵濃度不大于20mg/m3，在此基礎(chǔ)上聯(lián)合濕法脫硫裝置高效洗塵作用實現(xiàn)煙塵5mg/m3的排放要求，必要時再考慮采用濕式電除塵器，現(xiàn)階段可預(yù)留濕式電除塵器實施條件。

（3）針對煤粉爐，宜通過高效電源、降溫提效、旋轉(zhuǎn)電極、本體改造等單項或組合措施提高電除塵器性能。當(dāng)電除塵器不能滿足要求時，可考慮選用袋式除塵器，并采用新型超凈濾料實現(xiàn)除塵器出口煙塵濃度不大于10mg/m3，在此基礎(chǔ)上聯(lián)合濕法脫硫裝置高效洗塵作用實現(xiàn)煙塵5mg/m3的排放要求。

2.4 超低排放

圖4所示為煤粉爐超低排放技術(shù)路線示意，SO2超低排放技術(shù)方案應(yīng)以爐外濕法煙氣脫硫技術(shù)為主；NOx超低排放技術(shù)方案應(yīng)采用以爐內(nèi)LNB聯(lián)合爐外SCR煙氣脫硝為主；煙塵超低排放應(yīng)采取“以電為主”的除塵工藝，條件適宜時可優(yōu)先采用低低溫除塵技術(shù)，終端除塵技術(shù)應(yīng)優(yōu)先考慮采用濕法脫硫裝置協(xié)同除塵實現(xiàn)超低排放，必要時再考慮采用濕式電除塵器。此外對于環(huán)境要求較高地區(qū)，優(yōu)先選用圖示方案1，打造“無煙排放”電廠。

圖5所示為流化床爐超低排放技術(shù)路線示意，SO2超低排放技術(shù)方案有爐內(nèi)噴鈣聯(lián)合爐外濕法煙氣脫硫與單獨采用爐外濕法煙氣脫硫兩種方案可選，針對具

體項目經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟分析后可不采用爐內(nèi)噴鈣脫硫；NOx超低排放技術(shù)方案應(yīng)在盡量降低爐內(nèi)NOx生成濃度的前提下，優(yōu)先考慮通過高效SNCR技術(shù)實現(xiàn)超低排放，必要時增設(shè)SCR形成SNCR/SCR聯(lián)用；煙塵超低排放宜優(yōu)先采用電袋/布袋除塵工藝，在此基礎(chǔ)上利用濕法脫硫裝置協(xié)同除塵實現(xiàn)超低排放。

3 投資與運行成本分析

由于改造項目影響因素較多，各項目差異較大難以進行比較，因此以下投資與運行成本分析均按基建項目考慮。

3.1 脫硫

以煤粉爐采用石灰石-石膏濕法脫硫為例，不同機組容量等級，煙氣脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)投資和單位造價的影響如圖6所示。300MW等級機組脫硫投資為1.02～1.83億元，單位造價170～304元/kW，當(dāng)入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約80%。600MW等級機組脫硫投資為1.62～2.69億元，單位造價133～224元/kW，當(dāng)入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約66%。1000MW等級機組脫硫投資為2.23～3.40億元，單位造價112～170元/kW，當(dāng)入口濃度從800增加到10000mg/m3時，投資水平增加約39%。

可以看出，當(dāng)脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化時，入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)投資的影響速率基本保持一致。隨著機組容量等級的增大，入口SO2濃度增加對投資的影響程度逐漸減小，當(dāng)機組容量從300MW等級增大到1000MW時，其影響程度約減小一半。因此在脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化的條件下，特別是在單塔配置時，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較，可適當(dāng)增大設(shè)計入口SO2濃度，以提高機組后續(xù)運行對入爐煤硫份的適應(yīng)性。

不同容量等級機組，煙氣脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度對脫硫系統(tǒng)成本和效益的影響如圖7所示（成本包括實際成本、檢修維護成本、利息和折舊，下同）。當(dāng)入口SO2濃度逐漸增大時，成本隨之增大。300MW等級機組脫硫成本為11.3～35.7元/MWh；600MW等級機組脫硫成本為8.9～29.3元/MWh；1000MW等級機組脫硫成本為8.1～23.5元/MWh。300MW、600MW、1000MW等級機組，總成本中實際運行（電耗、水耗、吸收劑消耗等）成本分別占總成本的64%～79%、65%～82%，67%～83%，檢修維護成本分別占總成本的4%～8%、4%～8%，9%～18%。

3.2 脫硝

以煤粉爐采用SCR煙氣脫硝為例，不同機組容量等級，不同入口NOx濃度對SCR投資和單位造價的影響如圖8所示。300MW等級機組SCR脫硝投資為0.89～1.19億元，單位造價148～199元/kW，當(dāng)入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約35%。600MW等級機組脫硝投資為1.30～1.71億元，單位造價108～143元/kW，當(dāng)入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約33%。1000MW等級機組脫硝投資為1.77～2.39億元，單位造價88～120元/kW，當(dāng)入口濃度從300mg/m3增加到800mg/m3時，投資水平增加約36%。不同機組容量等級，NOx濃度增加對投資的影響程度基本相同。當(dāng)NOx小于600mg/m3時，入口濃度每增大50mg/m3，SCR單位造價投資約增加2.2～7.4元/kW。當(dāng)入口為800mg/m3時，考慮單獨SCR與SNCR/SCR聯(lián)用（設(shè)獨立噴氨）兩種方案，此時SNCR/SCR聯(lián)用投資較SCR脫硝工藝低3～8元/kW。

不同容量等級機組，不同SCR入口NOx濃度對脫硝系統(tǒng)成本影響如圖9所示。300MW、600MW、1000MW等級機組脫硝成本分別為8.4～13.9元/MWh、6.8～11.3元/MWh及6.0～10.4元/MWh。而SNCR/SCR系統(tǒng)雖然投資

增加較小，但由于反應(yīng)氨氮比較高造成還原劑耗量較大，其運行費用明顯高于SCR系統(tǒng)，高約29% ～43%。如采用SCR脫硝工藝，300MW、600MW、1000MW等級機組脫硝總成本中實際運行（電耗、催化劑耗、還原劑消耗等）成本分別占總成本的59%～70%、63%～71%和67%～75%，修理維護分別占6%～8%、5%～6%和4%～6%。

3.3 除塵

以煤粉爐采用低低溫電除塵器聯(lián)合脫硫高效協(xié)同洗塵為例，300MW等級機組超低排放除塵投資約為0.61～0.83億元，單位造價102～138元/kW；600MW等級機組除塵投資約為1.01～1.23億元，單位造價84～103元/kW；1000MW等級機組除塵投資約為1.62～1.84億元，單位造價81～92元/kW。當(dāng)入口煙塵濃度增大時，不同容量等級機組增加投資的單位造價較固定，其中300MW等級機組約為3.8 元/kW，600MW等級機組約為1.7元/kW，1000MW等級機組約為1元/kW。

考慮貸款利息、折舊和實際運行、維護成本，300MW、600MW、1000MW等級機組超低排放除塵系統(tǒng)總成本分別約為6.4～8.1元/MWh、4.9～6元/MWh及4.4～5.3元/MWh?？偝杀局袑嶋H運行（電耗、水耗、氣耗、堿耗等）和檢修維護成本約占50%。

3.4 超低排放

以燃用中硫、中灰煙煤（SO2濃度4000mg/m3、NOx濃度400mg/m3、煙塵濃度35g/m3）的煤粉爐機組為例，300MW等級、600MW等級、1000MW等級機組執(zhí)行超低排放其環(huán)保投資分別為3.5億元、5.5億元和7.6億元，單位造價分別為591元/kW、455元/kW和380元/kW，運行成本分別為37.6元/MWh、30.0元/MWh和25.7元/MWh。

與特別排放限值的技術(shù)方案相比較，當(dāng)煙氣脫硫塔數(shù)量不發(fā)生變化時，超低排放增加的環(huán)保投資和成本情況如圖13所示。300MW等級機組投資增加約為0.6億元，單位造價增加約100元/kW。600MW等級機組投資增加約為0.9億元，單位造價增加約76元/kW。1000MW等級機組投資增加約為1.3億元，單位造價增加約65元/kW。成本方面，300MW、600MW和1000MW等級機組總成本分別增加3.37、2.68和2.37元/MWh。

4 結(jié)語

在對當(dāng)前典型“超低排放”應(yīng)用案例進行充分調(diào)研的基礎(chǔ)上，對各類環(huán)保技術(shù)的技術(shù)特點及應(yīng)用條件進行了詳細論述，對其中的關(guān)鍵技術(shù)問題進行了深入探討，對超低排放的投資及運維成本進行了測算。

（1）總體而言，前期已投運項目表明煤電機組實現(xiàn)超低排放在技術(shù)上已具備可行性，相關(guān)技術(shù)路線已逐步明確，但對于燃燒高硫、高灰、無煙煤的機組仍存在一定技術(shù)難度。

（2）各環(huán)保工藝均有一定的應(yīng)用邊界條件，不同煤種（入口條件）對超低排放技術(shù)路線的選擇影響較大，同時也直接影響投資和成本，因此應(yīng)根據(jù)各項目實際情況，全面分析邊界條件，深入分析各環(huán)保工藝的可行性、適用性和經(jīng)濟性，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比選后優(yōu)化選擇技術(shù)路線。尤其是改造項目應(yīng)針對現(xiàn)有機組特點、燃煤狀況、設(shè)備狀況采取不同的改造技術(shù)路線。

（3）就燃煤條件適中的項目而言，實施超低排放技術(shù)難度較小，且相對于執(zhí)行重點地區(qū)特別排放限值所增加的投資和運行成本較少，此類項目現(xiàn)階段可優(yōu)先推進。

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Analysis on Ultra Low Emission Technology Route and Application of Coal-fired Power Plants

YANG Li-qiang1， ZHANG Yang2， HE Sheng2， WEI Hong-ge2， DU Zhen2， ZHU Yue2
（1.China Huadian Corporation Electric Power Construction Technical&Economical Consulting Center，Beijing 100031，China；2.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou 310030，China）

Onthebasisoffull investigateonthepreasentrepresentativeultralowemissionapplicationcase，technical featureand applicationconditionof all kinds of environmental technology havebeen analyzed，thekey technical problems havebeen deeply discussed，theinvestment andoperations&maintenancecost havebeencalculated，and theultralowemissiontechnologyrouteofcoal-firedpowerplantshavebeenproposedforfurtherreference.

ultralowemission； technologyroute； desulfuration； de-NOx； dedustingMaintenance

X773

B

2095-3429（2016）03-0010-08

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2016.03.003

2016-03-28

修回日期：2016-05-18

楊立強（1965-），男，吉林長春人，本科，高級工程師，主要從事火電廠環(huán)境保護方面的研究和管理工作。