大型燃煤電廠超低排放改造技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

徐 灝 尹旭軍

浙江天地環(huán)保科技有限公司

1 前言

中國能源資源稟賦與能源消費世界第一的特點，決定了中國以煤為主的能源格局短期內(nèi)難以改變。改革開放以來，中國經(jīng)濟(jì)得到了快速發(fā)展，與此同時，能源消費總量也持續(xù)增加，2015年中國的能源消費總量43億t標(biāo)準(zhǔn)煤，其中煤炭占64%。截至2015年年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量150 673萬kW，同比增長8.1%，其中火電新增裝機7 431萬kW。火電裝機容量99 000萬kW（含煤電88 419萬kW、氣電6 637萬kW），占全部裝機容量的65.7%。2013年我國東部地區(qū)嚴(yán)重的灰霾污染，激發(fā)了全社會重視治理大氣污染的共識，2014年6月7日國務(wù)院以國辦發(fā)[2014]31號文印發(fā)了“能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）”，首次在政府文件中明確：提高煤電機組準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)，新建燃煤發(fā)電機組污染物排放接近燃?xì)鈾C組排放水平。根據(jù)2016年11月出臺的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，“十三五”期間，全國實施煤電超低排放改造約4.2億kW，具備條件的30萬kW級以上機組全部實現(xiàn)超低排放。各級政府與煤電行業(yè)積極推進(jìn)煤電超低排放行動，使煤電超低排放取得了卓越的成效，在減排技術(shù)上也取得了重大突破。

2 超低排放改造概況

2.1 主要的超低排放技術(shù)

（1）NOx脫除技術(shù)

鍋爐低氮燃燒技術(shù)是控制NOx的首選技術(shù)，然后再考慮煙氣脫硝。對于煤粉鍋爐，應(yīng)通過燃燒器改造和爐膛燃燒條件的優(yōu)化，確保鍋爐出口NOx濃度小于500 mg/m3。爐后采用SCR煙氣脫硝，通過選擇催化劑層數(shù)、精準(zhǔn)噴氨、流場均布等措施保證脫硝設(shè)施穩(wěn)定高效運行，實現(xiàn)NOx超低排放。對于循環(huán)流化床鍋爐，可通過燃燒調(diào)整，確保NOx生成濃度小于200 mg/m3，再通過加裝SNCR脫硝裝置，實現(xiàn)NOx超低排放；如不能滿足超低排放要求，可在爐后增加1～2層SCR催化劑。

（2）顆粒物脫除技術(shù)

對于煙氣脫硝后煙氣中煙塵的去除，主流技術(shù)包括電除塵技術(shù)、電袋復(fù)合除塵技術(shù)和袋式除塵技術(shù)。對于煙氣脫硫過程中對顆粒物的協(xié)同脫除或脫硫后對煙氣中顆粒物的脫除，可在濕法脫硫后加裝濕式電除塵器，顆粒物去除效果一般均在70%以上，且除塵效果較為穩(wěn)定；對于干法、半干法脫硫，脫硫后煙氣中顆粒物脫除，可采用袋式除塵器或電袋復(fù)合除塵器，并根據(jù)實際情況選擇加裝濕式電除塵器。

（3）SO2脫除技術(shù)

一般采用石灰石—石膏濕法脫硫，入口濃度不大于1 000 mg/m3時，脫硫效率要求在97%以上，可以選擇傳統(tǒng)空塔噴淋提效技術(shù)；入口濃度不大于2 000 mg/m3時，脫硫效率要求在98.5%以上，可以選擇復(fù)合塔脫硫技術(shù)中的雙托盤、沸騰泡沫等；入口濃度不大于3 000 mg/m3時，脫硫效率要求在99%以上，可以選擇旋匯耦合、雙托盤塔等技術(shù)；入口濃度不大于6 000 mg/m3時。脫硫效率要求在99.5%以上，可以選擇單塔雙pH值、旋匯耦合、湍流管柵技術(shù)；入口濃度不大于10 000 mg/m3時．脫硫效率要求在99.7%以上，可以選擇空塔雙pH值、旋匯耦合技術(shù)。另外，結(jié)合水源情況、機組規(guī)模、脫硫劑來源的具體情況，也可以選擇循環(huán)流化床脫硫、海水脫硫和氨法脫硫工藝。

2.2 典型的煙氣超低排放系統(tǒng)

常規(guī)的已建燃煤電廠在鍋爐尾部配置有SCR脫硝裝置、干式靜電除塵裝置、濕法脫硫裝置，其污染物排放執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011），主要污染物NOx、煙塵、SO2達(dá)到的排放標(biāo)準(zhǔn)分別為100mg/m3、30 mg/m3、200mg/m3。對于重點地區(qū)，NOx、煙塵、SO2應(yīng)分別達(dá)到100 mg/m3、20 mg/m3、50 mg/m3的特別排放限值。

煙氣污染物超低排放涉及煙氣中NOx、顆粒物和SO2的超低排放，每種污染物的超低排放都可以有多種技術(shù)選擇?？紤]到不同污染物治理設(shè)施之間的協(xié)同作用，因此會組合出很多技術(shù)路線，適用于不同燃煤電廠的具體條件。考慮到目前燃煤電廠負(fù)荷波動大、煤種灰分、硫分變化大，且國家和地方環(huán)保對于電廠污染物排放監(jiān)管的力度和要求逐年增加。從眾多的超低排放技術(shù)路線中，選擇出一種負(fù)荷、煤種等適應(yīng)性強、污染物減排效率高的典型系統(tǒng)技術(shù)路線，作為技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析的基準(zhǔn)。

典型的煙氣超低排放系統(tǒng)流程圖見圖1。采用多種污染物高效協(xié)同脫除集成系統(tǒng)，對脫硝、除塵和脫硫系統(tǒng)進(jìn)行提效，將煙氣脫硝技術(shù)、低低溫電除塵技術(shù)、煙氣脫硫技術(shù)和濕式電除塵技術(shù)通過管路優(yōu)化和排列優(yōu)化進(jìn)行有機整合，通過相互連接配合和對多種污染物脫除比例的合理分配，并形成有機整體；對NOx、煙塵、SO2、PM2.5、SO3和汞等污染物進(jìn)行漸進(jìn)式脫除，保證最終出口煙氣中的主要污染物排放濃度數(shù)值達(dá)到并優(yōu)于天然氣燃?xì)廨啓C組排放限值的同時，抬升進(jìn)入煙囪的煙氣溫度不小于80℃。

圖1 典型的超低排放系統(tǒng)流程圖

3 超低排放改造投資和運行成本分析

3.1 分析基礎(chǔ)條件

目前經(jīng)過改造投運的燃煤電廠超低排放工程大多集中在300 MW容量以上的機組，因此重點對330 MW、660 MW、1 000 MW等級燃煤機組的超低排放投資成本、運行成本進(jìn)行估算和分析。

表1 技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析基礎(chǔ)條件

主要的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析基礎(chǔ)條件見表1。

對于330 MW以上燃煤機組，鍋爐爐型多為四角切圓或前后墻對沖形式。在超低排放改造前，采用干式靜電除塵裝置，除塵效率大于99%，煙塵排放濃度小于30 mg/Nm3；在鍋爐內(nèi)采用低氮燃燒器，并在爐后安裝SCR脫硝裝置，脫硝效率大于70%，NOx排放濃度小于100 mg/Nm3；對鍋爐尾氣采用石灰石—石膏濕法脫硫裝置，脫硫效率大于95%，SO2排放濃度小于200 mg/Nm3；采用回轉(zhuǎn)式GGH對鍋爐排煙進(jìn)行再加熱，在鍋爐BMCR工況下，排煙溫度大于80℃。

為了實現(xiàn)超低排放，達(dá)到并優(yōu)于天然氣燃?xì)廨啓C組排放限值。對于脫硝改造部分，需要調(diào)整和優(yōu)化噴氨，增加SCR催化劑用量；對于除塵改造部分，需要安裝管式換熱器降溫段，將原有干式靜電除塵器改造成低低溫靜電除塵器，同時在濕法脫硫后安裝濕式靜電除塵器；對于脫硫部分改造，需要采取增加噴淋層數(shù)量、增加噴淋漿液量、安裝吸收塔內(nèi)增效板等手段，對脫硫吸收塔進(jìn)行提效改造；為減輕酸性凈煙氣對煙囪腐蝕，需在濕式電除塵器后安裝管式換熱器升溫段，對凈煙氣進(jìn)行加熱，使進(jìn)入煙囪的煙氣溫度不小于80℃。通過以上改造，燃煤電廠煙氣污染物NOx、煙塵、SO2達(dá)到的排放濃度分別為50 mg/m3、5mg/m3、35 mg/m3。

3.2 投資估算分析

超低排放改造項目投資費用主要包括建筑工程費、設(shè)備購置費、安裝工程費和其他費用。其中，建筑工程項目主要包括管式換熱器及濕式電除塵器支架、循環(huán)泵支架、設(shè)備基礎(chǔ)和樁基、總平處理等；采購的主要設(shè)備有低低溫電除塵及管式換熱器、濕式電除塵器、脫硝催化劑、吸收塔循環(huán)泵等；其他費用包括技改工程場地準(zhǔn)備費、項目管理經(jīng)費、項目技術(shù)服務(wù)費、調(diào)試費、安全措施補助費、特大型施工機具措施費、預(yù)備費；對于技改工程場地準(zhǔn)備費，主要包括對原有煙道、管道、保溫、除塵器灰斗、脫硫噴淋母管、噴嘴拆除，以及原回轉(zhuǎn)式GGH及其支架的拆除。

表2 燃煤機組超低排放改造投資估算（單臺機組）單位：萬元

根據(jù)表2數(shù)據(jù)，對于燃煤機組超低排放改造項目，其總投資隨機組容量增加而增加，單位kW投資隨著機組容量增加而降低。一臺300 MW、660 MW和1 000 MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)增加的單位kW投資成本分別約為254.4元、189.4元和163元。

本文研究了660 MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)投資組成，詳見圖2。在總投資的各項組成中，占比最大為設(shè)備購置費，約占總投資的50%，其次分別為安裝工程費、建筑工程費和其他費。因此，如何控制設(shè)備購置費，成為控制整個超低排放系統(tǒng)投資的關(guān)鍵。

3.3 運行成本組成

超低排放系統(tǒng)運行成本主要考慮運維成本、折舊、財務(wù)成本和其他成本。其中運維成本主要是指各項污染物控制系統(tǒng)運行過程中的電耗、水耗、物耗以及維修費用等；折舊成本主要是指固定資產(chǎn)的折舊；財務(wù)成本主要是指投資貸款部分的利息等費用；其他成本主要包括保險費用、資本金收益和管理費等。

圖2 660MW機組超低排放投資組成圖

（1）運維成本

電耗：

包括脫硫、除塵、脫硝系統(tǒng)阻力增加導(dǎo)致引風(fēng)機電耗增加，和系統(tǒng)新增設(shè)備所增加的電耗，其中：

引風(fēng)機電耗增加yNΔ可按下式計算：

式中，PΔ為超低排放改造后脫硫、除塵、脫硝系統(tǒng)增加的阻力，Pa；Q為引風(fēng)機風(fēng)量，m3/h；1η 為風(fēng)機效率，%；2η為電機效率，%；h為年運行小時。

其他設(shè)備電耗增加 ∑ΔiN為：

式中，Wi為第i種設(shè)備的電功率，kW；ni為第i種設(shè)備運行的數(shù)量；iη為第i種設(shè)備運行使用效率，%； hi為第i種設(shè)備運行小時數(shù)。

水耗：對于脫硫系統(tǒng)，一方面由于石灰石粉耗增加引起工藝水耗量的略微增加，另一方面由于脫硫系統(tǒng)入口煙氣溫度升高，系統(tǒng)蒸發(fā)量增加，水耗增加；對于除塵系統(tǒng)，水耗增加來自于管式GGH閉式除鹽水補水，耗量很少，可以忽略。

物耗：

對于脫硫系統(tǒng)，物耗增加主要是脫硫提效引起石灰石粉耗增加；對于脫硝系統(tǒng)，催化劑的用量增加導(dǎo)致每年更換的耗量增加以及可能的吹灰空氣（蒸汽）用量增加，脫硝提效還引起還原劑用量增加；對于除塵系統(tǒng)，管式換熱器冷卻段蒸汽吹灰和低負(fù)荷時輔助蒸汽加熱增加了蒸汽消耗，且增加濕式電除塵器之后，堿液消耗也隨之增加。

維修：

維修成本=固定資產(chǎn)原值×大修費率，一般大修費率取2～4%。

（2）折舊成本

一般采用平均折舊年限法進(jìn)行計算，即一般在n年內(nèi)將超低排放改造形成的固定資產(chǎn)進(jìn)行分?jǐn)?，n可取12～15。

（3）財務(wù)成本

對于全部采用自由資金的項目，可忽略財務(wù)成本。對于采用貸款部分，可按下式計算：

式中，x為還款年限，i為貸款期利息。

（4）其他成本

主要包括保險費用、資本金收益和管理費等，其他成本=總投資額×其他費率。其中其他費率為保險費率、資本金收益率和管理費率等各項費率之和，一般取5%～6%。

3.4 運行成本計算分析

針對330 MW、660 MW、1 000 MW機組進(jìn)行超低排放改造后，計算其年運行成本增加值。計算按照100%THA工況，運行4 000 h/a，折舊年限為12 a，貸款額為總投資的80%，貸款利息按4.9%。

根據(jù)計算，研究不同容量機組超低排放改造系統(tǒng)增加運行成本關(guān)系，詳見圖3和圖4。對于超低排放改造的脫硝系統(tǒng)，其運行成本主要在于折舊、還原劑和財務(wù)成本；對于超低排放改造的除塵系統(tǒng)，由于投資費用較高，其運行成本主要在于折舊、財務(wù)、維修和電耗；對于超低排放改造的脫硫系統(tǒng)，由于相對于除塵系統(tǒng)，投資費用不高，而吸收塔阻力比改造前增加較多，且循環(huán)泵的數(shù)量和功率也有所增加，其運行成本主要在于電耗、折舊和石灰石粉耗。

以一臺660 MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)為例，各個系統(tǒng)中，除塵系統(tǒng)增加的年運行成本最多，約為1 915萬元，其次是脫硫和脫硝系統(tǒng)，分別約為465和320萬元。隨著機組容量增加，煙氣量增加，相應(yīng)的脫硝、除塵、脫硫系統(tǒng)的運行成本總額隨之增加。一臺330 MW、660 MW和1000MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)增加的年運行成本分別約為1 700萬元、2 700萬元和3 890萬元。隨著機組容量增加，單位kWh的脫硝、除塵、脫硫系統(tǒng)的運行成本隨之降低。在100%THA負(fù)荷下，一臺330 MW、660 MW和1 000 MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)增加單位kWh的運行成本分別約為0.014 1元、0.012元和0.010 1元。

研究機組在不同運行負(fù)荷、不同運行時間的超低排放改造系統(tǒng)增加的運行成本關(guān)系，詳見圖4和圖5。隨著機組運行負(fù)荷降低，單位kWh的燃煤機組超低改造系統(tǒng)運行成本增加，以一臺660 MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)為例，其在100%THA、75%THA和50%THA負(fù)荷時單位kWh的運行成本分別約為0.012元、0.012 9元和0.014 2元。隨著機組運行時間降低，單位kWh的燃煤機組超低改造系統(tǒng)運行成本增加，以一臺660MW燃煤機組超低改造系統(tǒng)為例，其在5 000 h、4 500 h、4 000 h和3500 h運行小時單位kWh的運行成本分別約為0.009 5元、0.011元、0.012元和0.013 2元。

3.5 優(yōu)化投資和運行成本措施探討

根據(jù)前面的研究和分析，由于設(shè)備購置費是控制燃煤機組超低排放改造的關(guān)鍵，因此可以從選擇合理的工藝路線、優(yōu)化設(shè)備選型、提高設(shè)備的國產(chǎn)化率等方面入手，降低管式換熱器、濕式電除塵器、催化劑、吸收塔循環(huán)泵等主要設(shè)備的采購費用。

燃煤機組容量、運行時間和運行負(fù)荷對超低排放改造系統(tǒng)運行成本的增加均有顯著影響。以660 MW機組為例，在運行時間4 000 h/a，機組負(fù)荷從50%THA提高到100%THA，負(fù)荷提高幅度為100%，單位kWh運行成本增加由0.014 2元降低到0.012，降低幅度為15.5%；在機組負(fù)荷100%THA時，運行小時由3 500 h增加到5 000 h時，單位kWh運行成本增加由0.013 2元降低到0.009 5 元，降低幅度為28%；相對而言，運行時間的長短對于單位kWh運行成本增加幅度影響更明顯，延長機組年運行時間有利于降低運行成本。對于單臺機組，由于總運行成本受折舊、財務(wù)成本影響較大，而降低總投資額，尤其是降低除塵系統(tǒng)投資額，從而降低折舊、財務(wù)成本，最終可以有效降低總的運行成本。

圖3 不同容量機組超低排放改造系統(tǒng)增加運行成本關(guān)系圖

圖4 機組不同運行負(fù)荷時超低排放改造系統(tǒng)增加運行成本關(guān)系圖（年運行時間4 000 h）

圖5 機組超低排放改造系統(tǒng)增加運行成本與運行時間關(guān)系圖（100%THA負(fù)荷）

4 結(jié)論

通過對超低排放技術(shù)路線和典型系統(tǒng)流程進(jìn)行分析，提出了燃煤電廠超低排放主要的改造內(nèi)容及其技術(shù)特點。以330 MW、660 MW和1000MW燃煤機組超低排放改造為例，對其投資估算進(jìn)行分析，討論了運行成本的計算方法，對不同機組容量、不同運行負(fù)荷、不同運行時間情況下燃煤電廠超低排放改造增加的運行成本進(jìn)行了計算分析，得出如下結(jié)論：

（1） 調(diào)整和優(yōu)化噴氨，增加SCR催化劑用量，安裝管式換熱器、低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器，對脫硫吸收塔進(jìn)行提效改造是完成燃煤機組超低排放改造的典型技術(shù)路線。

（2） 對于燃煤機組超低排放改造項目，其總投資隨機組容量增加而增加，單位kW投資隨著機組容量增加而降低?？刂圃O(shè)備購置費，是控制整個超低排放系統(tǒng)投資額的關(guān)鍵。

（3） 燃煤機組容量、運行時間和運行負(fù)荷對超低排放改造系統(tǒng)運行成本的增加均有顯著影響。延長運行時間對于降低單位kW運行成本增加幅度效果更明顯。控制除塵系統(tǒng)投資額，可以有效降低超低排放改造系統(tǒng)的運行成本。

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