燃煤機組煙氣超低排放改造投資和成本分析

杜 振 柴 磊 魏宏鴿 張 楊 朱 躍

(華電電力科學研究院，浙江 杭州 310030)

《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》中明確指出，燃煤機組煙氣超低排放限值為基準氧體積分數6%的條件下，煙塵、SO2和NOX的排放質量濃度分別不高于10、35、50 mg/m3[1]。在加快能源生產和消費革命，進一步提高煤電清潔發展的形勢下，對燃煤機組提出了更嚴格的煙氣排放目標。因此，本研究從燃煤機組常規超低排放改造技術路線著手，分析煙氣超低排放改造投資和成本，從而提出煙氣超低排放的適用條件，為煙氣超低排放改造補貼政策的出臺提供參考。

1 主要技術路線

燃煤機組脫硫技術主要包括爐內噴鈣脫硫、濕法煙氣脫硫和半干法脫硫等[2-3]。為達到SO2超低排放，常規的脫硫改造技術為：當煙氣脫硫系統的目標脫硫效率≤98.8%，可采用高效單吸收塔脫硫系統；當煙氣脫硫系統的目標脫硫效率>98.8%時，宜采用雙塔雙循環脫硫系統。

燃煤機組脫硝技術主要有低氮燃燒(LNB)、選擇性非催化還原(SNCR)、選擇性催化還原(SCR)和SNCR/SCR[4-8]。為達到NOX超低排放，常規的脫硝改造技術為：在不影響燃煤機組安全經濟運行的前提下，盡可能通過LNB控制NOX排放濃度，并增設SCR裝置。

燃煤機組除塵技術主要包括前端除塵和終端除塵，其中前端除塵包括干法電除塵和袋式除塵[9]，終端除塵包括濕法電除塵和濕法脫硫協同除塵。為達到煙塵超低排放，常規的除塵改造技術為：通過增設高效電源、移動電極，以及除塵器擴容、降溫等措施控制除塵器出口煙塵排放質量濃度不大于40 mg/m3，經過濕法脫硫后降低到20 mg/m3以下，最終經過濕法電除塵器達到煙塵超低排放。當除塵器出口煙塵排放質量濃度不大于20 mg/m3時，可直接采用濕法脫硫協同除塵實現煙塵超低排放。

2 改造投資與成本

本研究對已完成煙氣超低排放改造可行性研究報告的燃煤機組進行分析。實施煙氣超低排放的成本包括運行成本、檢修維護成本、貸款利息和資產折舊等幾個方面，其中廠用電價按0.20元/(kW·h)計，石灰石按40元/t計，資產折舊年限為15 a，殘值率為5%，采用等額直線折舊法計算，修理提存率為2%。

鑒于超低排放改造的運行成本均隨著年利用小時數的增加而降低，因此本次測算統一按照年利用小時數為5 500 h計。

分別選擇300、600、1 000 MW等級燃煤機組各兩臺進行測算，投資、單位造價、收益、成本、增加的投資和增加的成本均以兩臺燃煤機組計。實際運行過程中煤質和煤價對運行成本均存在影響。煤質由入口SO2、NOX和煙塵濃度體現；煤價變化受市場影響較大，本次測算暫未考慮煤價的影響。

2.1 脫硫改造投資與成本

對于不同容量等級的燃煤機組，入口SO2質量濃度對煙氣脫硫改造投資和單位造價的影響見圖1。300 MW等級燃煤機組的脫硫改造投資為1.02億～1.83億元，單位造價為170～304元/kW。當入口SO2從800 mg/m3增加到10 000 mg/m3時，投資約增加79%。600 MW等級燃煤機組的脫硫改造投資為1.62億～2.69億元，單位造價為133～224元/kW。當入口SO2從800 mg/m3增加到10 000 mg/m3時，投資約增加66%。1 000 MW等級燃煤機組的脫硫改造投資為2.23億～3.40億元，單位造價為112～170元/kW。當入口SO2從800 mg/m3增加到10 000 mg/m3時，投資約增加52%?？梢姡斎济簷C組數量相同時，隨著燃煤機組容量等級的增大，入口SO2對脫硫改造投資的影響逐漸減小。

對于不同容量等級的燃煤機組，入口SO2質量濃度對煙氣脫硫改造成本和收益的影響見圖2。300 MW等級燃煤機組脫硫改造成本為11.30～35.70元/(MW·h)，600 MW等級燃煤機組為8.90～29.30元/(MW·h)，1 000 MW等級燃煤機組為8.10～23.50元/(MW·h)。脫硫改造成本受入口SO2濃度和燃煤機組容量等級影響較大。

對于300、600、1 000 MW等級燃煤機組，運行成本分別占脫硫改造總成本的64%～79%、65%～82%、67%～83%，檢修維護成本分別占4%～8%、4%～8%、9%～18%?？紤]到15元/(MW·h)的脫硫電價補貼以及石膏銷售收入，300、600、1 000 MW等級燃煤機組的燃煤硫分分別小于1.00%(質量分數，下同)、1.57%、2.38%時可實現脫硫盈利。

對于符合《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)中SO2特別排放限值(50 mg/m3)的重點地區，實施SO2超低排放改造增加的投資和成本如圖3所示。投資方面，當入口SO2小于2 800 mg/m3時，增加的脫硫改造投資相對固定，約250萬～400萬元；當入口SO2為2 800～3 300 mg/m3時，投資增加較多，約2 400萬～3 100萬元。在成本方面，當入口SO2小于2 800 mg/m3時，300 MW等級燃煤機組的脫硫改造成本增加最多，約為0.36元/(MW·h)；600 MW等級燃煤機組增加適中，約為0.26元/(MW·h)；1 000 MW等級燃煤機組增加較少，約為0.21元/(MW·h)。

2.2 脫硝改造投資與成本

圖1 入口SO2質量濃度對煙氣脫硫改造投資和單位造價的影響Fig.1 Effect of SO2 inlet concentration on the transformation investment and unit cost for flue gas desulfurization

圖2 入口SO2質量濃度對煙氣脫硫改造成本和收益的影響Fig.2 Effect of SO2 inlet concentration on transformation costs and benefits for flue gas desulfurization

圖3 重點地區實施SO2超低排放改造增加的投資和成本Fig.3 The increased transformation investment and costs for SO2 ultra low emission in key areas

按SCR脫硝工藝考慮，對于不同容量等級的燃煤機組，入口NOX質量濃度對煙氣脫硝改造投資和單位造價的影響見圖4。300 MW等級燃煤機組的脫硝改造投資為0.89億～1.19億元，單位造價為148～199元/kW。當入口NOX從300 mg/m3增加到800 mg/m3時，投資約增加34%。600 MW等級燃煤機組的脫硝改造投資為1.30億～1.71億元，單位造價為108～143元/kW。當入口NOX從300 mg/m3增加到800 mg/m3時，投資約增加32%。1 000 MW等級燃煤機組的脫硝改造投資為1.77億～2.39億元，單位造價為88～120元/kW，當入口NOX從300 mg/m3增加到800 mg/m3時，投資約增加35%。對于不同容量等級的燃煤機組，入口NOX濃度增加對脫硝改造投資的影響程度基本相同。當入口NOX小于600 mg/m3時，入口濃度每增大50 mg/m3，單位造價約增加2.2～7.4元/kW。

對于不同容量等級的燃煤機組，入口NOX質量濃度對煙氣脫硝改造成本的影響見圖5。總體而言，煙氣脫硝改造成本主要與入口NOX濃度和燃煤機組容量等級有關。燃煤機組容量等級越低，脫硝改造成本越高。300 MW等級燃煤機組脫硝改造成本為8.40～13.90元/(MW·h)，600 MW等級燃煤機組為6.80～11.30元/(MW·h)，1 000 MW等級燃煤機組為6.00～10.40元/(MW·h)。

圖4 入口NOX質量濃度對煙氣脫硝投資改造和單位造價的影響Fig.4 Effect of NOX inlet concentration on transformation investment and unit cost for flue gas denitrification

采用SCR脫硝，300、600、1 000 MW等級燃煤機組的運行成本分別占脫硝改造總成本的59%～70%、63%～71%、67%～75%，檢修維護成本分別占6%～8%、5%～6%、4%～6%。跟10元/(MW·h)的脫硝電價補貼相比，采用1 000 MW等級燃煤機組進行SCR脫硝基本均可實現盈利；600、300 MW等級燃煤機組分別在入口NOX≤600 mg/m3與入口NOX≤400 mg/m3情況下才可實現脫硝盈利。

圖5 入口NOX質量濃度對煙氣脫硝改造成本的影響Fig.5 Effect of NOX inlet concentration on transformation costs for flue gas denitrification

對于符合GB 13223—2011中NOX特別排放限值(100 mg/m3)的重點地區，實施NOX超低排放改造的投資和成本增加情況如圖6所示。投資方面，300 MW等級燃煤機組的脫硝改造投資增加790萬～1 504萬元；600 MW等級燃煤機組增加1 570萬～2 037萬元；1 000 MW等級燃煤機組增加2 250萬～3 051萬元。成本方面，當入口NOX≤600 mg/m3時，300 MW等級燃煤機組的脫硝改造成本增加0.62～1.13元/(MW·h)，600 MW等級燃煤機組增加0.73～0.91元/(MW·h)，1 000 MW等級燃煤機組增加0.71～0.90元/(MW·h)。

圖6 重點地區實施NOX超低排放改造增加的投資和成本Fig.6 The increased transformation investment and costs for NOX ultra low emission in key areas

2.3 除塵改造投資與成本

如圖7所示，按低低溫電除塵器聯合濕法電除塵器工藝考慮，300 MW等級燃煤機組除塵改造投資約為1.00億～1.29億元，單位造價為178～215元/kW。600 MW等級燃煤機組除塵改造投資約為1.71億～1.93億元，單位造價為142～160元/kW。1 000 MW等級燃煤機組除塵改造投資約為2.62億～2.84億元，單位造價為131～142元/kW。

如圖8所示，300 MW等級燃煤機組的煙氣除塵改造成本約為6.40～8.10元/(MW·h)，600 MW等級燃煤機組約為4.90～6.00元/(MW·h)，1 000 MW等級燃煤機組約為4.40～5.30元/(MW·h)，遠超過2元/(MW·h)的除塵電價補貼。除塵改造成本中運行成本和檢修維護成本均約占50%。按除塵器來看，低低溫電除塵器的花費約占78%～84%，濕法電除塵器的花費約占16%～22%。

圖7 入口煙塵質量濃度對煙氣除塵改造投資和單位造價的影響Fig.7 Effect of dust inlet concentration on transformation investment and unit cost for flue gas dust removal

圖8 入口煙塵質量濃度對煙氣除塵改造成本的影響Fig.8 Effect of dust inlet concentration on transformation costs for flue gas dust removal

圖9 重點地區實施煙塵超低排放改造增加的投資和成本Fig.9 The increased transformation investment and costs for dust ultra low emission in key areas

對于符合GB 13223—2011中煙塵特別排放限值(20 mg/m3)的重點地區，實施煙塵超低排放改造增加的投資和成本情況如圖9所示。投資方面，增加的除塵改造投資不隨入口煙塵濃度的變化而變化。300 MW等級燃煤機組的除塵改造投資增加4 600萬元，600 MW等級燃煤機組增加7 000萬元，1 000 MW等級燃煤機組增加1億元。成本方面，增加的除塵改造成本主要體現在濕法電除塵器上，300、600、1 000 MW等級燃煤機組分別增加2.14、1.60、1.35元/(MW·h)。

3 綜合改造投資與成本

以燃用中硫中灰煙煤(SO2、NOX和煙塵的排放質量濃度分別為4 000、400、35 000 mg/m3)的燃煤機組為例，300、600、1 000 MW等級燃煤機組實施煙氣超低排放改造的投資分別為3.50億、5.50億、7.60億元(見圖10)，單位造價分別為591、455、380元/kW;如新建燃煤機組的單位造價按4 300、3 500、3 500元/kW計，則實施煙氣超低排放改造的單位造價分別約占新建燃煤機組的單位造價的14%、13%、11%。此外，300、600、1 000 MW等級燃煤機組超低排放改造總成本分別為37.60、30.00、25.70元/(MW·h)，300、600 MW等級燃煤機組的改造成本超過環保電價補貼(脫硫、脫硝和除塵的電價補貼總和為27元/(MW·h))。

圖10 實施煙氣超低排放的總投資和總成本Fig.10 The total investment and costs for flue gas ultra low emission

對于符合GB 13223—2011中SO2、NOX和煙塵特別排放限值的重點地區，當不改變煙氣脫硫塔數量時，實施煙氣超低排放改造增加的投資和成本情況見圖11。300 MW等級燃煤機組的改造投資約增加0.6億元，單位造價約增加100元/kW。600 MW等級燃煤機組的改造投資約增加0.9億元，單位造價約增加76元/kW。1 000 MW等級燃煤機組的改造投資約增加1.3億元，單位造價約增加65元/kW。300、600、1 000 MW等級燃煤機組的改造成本分別增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。

圖11 重點地區實施煙氣超低排放改造增加的總投資和總成本Fig.11 The total increased transformation investment and costs for flue gas ultra low emission in key areas

按當前部分省份給予的煙氣超低排放電量優惠政策(每年獎勵發電利用小時數200 h)，假定燃煤發電邊際貢獻為0.1元/(kW·h)，單位發電量增加的收益為3.51元/(MW·h)，大于實施煙氣超低排放改造增加的成本，因此相關優惠政策的出臺將有利于超低排放改造的實施。

如不考慮電價補貼，按排污費收費標準和階梯征收政策，實施煙氣超低排放改造后，300、600、1 000 MW等級燃煤機組每年將減少排污費1 197萬、2 095萬、3 591萬元，增加的投資的回收期分別為25.6、15.6、15.0 a。

4 結論與建議

對于符合GB 13223—2011中SO2、NOX和煙塵特別排放限值的重點地區，實施煙氣超低排放改造的成本增加較少，300、600、1 000 MW等級燃煤機組分別增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)，但實施煙氣超低排放的總成本分別為37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。300、600 MW等級燃煤機組的改造總成本超過環保電價補貼，應進一步出臺相關優惠政策促進煙氣超低排放的實施。

SO2超低排放改造應以爐外濕法煙氣脫硫技術為主。入口SO2質量濃度小于2 800 mg/m3時宜采用單塔配置，入口SO2質量濃度超過2 800 mg/m3時可考慮采用雙塔配置。NOX超低排放改造應以爐內LNB聯合爐外SCR脫硝為主。煙塵超低排放改造應采用高效的前端除塵技術聯合終端除塵技術，前端除塵可優先采用低低溫電除塵器，終端除塵技術目前主要采用濕法電除塵器。利用濕法脫硫裝置協同除塵實現煙氣超低排放改造可能是今后的發展方向。

對于重點地區，可優先考慮實施煙氣超低排放改造；對于一般地區，應綜合考慮煙氣超低排放優惠政策，經技術經濟比較后確定。燃用高硫分無煙煤的燃煤機組(主要分布于西南地區)，應慎重考慮實施煙氣超低排放改造。

[1] 國家發展改革委，環境保護部，國家能源局.煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)[EB/OL].[2015-08-09].http://bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/201409/t20140919_626242.html.

[2] 杜振,錢徐悅,張楊,等.燃煤機組脫硫設施運行情況調查分析[J].熱力發電,2014,43(3):1-4.

[3] 鮑靜靜,劉杭,潘京,等.石灰石-石膏法脫硫煙氣PM2.5排放特性[J].熱力發電,2014,43(10):1-7.

[4] 陶軍,楊培軍,員盼鋒,等.一種對沖燃燒鍋爐簡易深度低氮燃燒技術[J].熱力發電,2015,44(1):119-124.

[5] 楊春玉,董戰峰,姜銀蘋,等.中國燃煤電廠脫硝成本核算與影響因素分析[J].環境污染與防治,2015,37(1):88-92.

[6] 杜振,錢徐悅,何勝,等.燃煤電廠煙氣SCR脫硝成本分析與優化[J].中國電力,2013,46(10):7-11.

[7] 張波,張偉,牛國平.300 MW機組鍋爐SCR裝置流場研究[J].熱力發電,2012,41(7):22-25.

[8] LI Zhen,JIANG Jingkun,MA Zizhen,et al.Effect of selective catalytic reduction (SCR) on fine particle emission from two coal-fired power plants in China[J].Atmospheric Environment,2015,120:227-233

[9] 潘志強,鐘金鳴.燃煤發電機組電除塵器節能減排改造實踐[J].環境污染與防治,2014,36(1):109-112.