大型燃煤電廠超低排放改造技術經濟性分析

徐 灝 尹旭軍

浙江天地環保科技有限公司

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難以改變。改革開放以來，中國經濟得到了快速發展，與此同時，能源消費總量也持續增加，2015年中國的能源消費總量43億t標準煤，其中煤炭占64%。截至2015年年底，全國全口徑發電裝機容量150 673萬kW，同比增長8.1%，其中火電新增裝機7 431萬kW?；痣娧b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年我國東部地區嚴重的灰霾污染，激發了全社會重視治理大氣污染的共識，2014年6月7日國務院以國辦發[2014]31號文印發了“能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）”，首次在政府文件中明確：提高煤電機組準入標準，新建燃煤發電機組污染物排放接近燃氣機組排放水平。根據2016年11月出臺的《電力發展“十三五”規劃》，“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超低排放。各級政府與煤電行業積極推進煤電超低排放行動，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

（1）NOx脫除技術

鍋爐低氮燃燒技術是控制NOx的首選技術，然后再考慮煙氣脫硝。對于煤粉鍋爐，應通過燃燒器改造和爐膛燃燒條件的優化，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、精準噴氨、流場均布等措施保證脫硝設施穩定高效運行，實現NOx超低排放。對于循環流化床鍋爐，可通過燃燒調整，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

對于煙氣脫硝后煙氣中煙塵的去除，主流技術包括電除塵技術、電袋復合除塵技術和袋式除塵技術。對于煙氣脫硫過程中對顆粒物的協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合除塵器，并根據實際情況選擇加裝濕式電除塵器。

（3）SO2脫除技術

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，可以選擇傳統空塔噴淋提效技術；入口濃度不大于2 000 mg/m3時，脫硫效率要求在98.5%以上，可以選擇復合塔脫硫技術中的雙托盤、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；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；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。另外，結合水源情況、機組規模、脫硫劑來源的具體情況，也可以選擇循環流化床脫硫、海水脫硫和氨法脫硫工藝。

2.2 典型的煙氣超低排放系統

常規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，其污染物排放執行《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），主要污染物NOx、煙塵、SO2達到的排放標準分別為100mg/m3、30 mg/m3、200mg/m3。對于重點地區，NOx、煙塵、SO2應分別達到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選擇。考慮到不同污染物治理設施之間的協同作用，因此會組合出很多技術路線，適用于不同燃煤電廠的具體條件。考慮到目前燃煤電廠負荷波動大、煤種灰分、硫分變化大，且國家和地方環保對于電廠污染物排放監管的力度和要求逐年增加。從眾多的超低排放技術路線中，選擇出一種負荷、煤種等適應性強、污染物減排效率高的典型系統技術路線，作為技術經濟性分析的基準。

典型的煙氣超低排放系統流程圖見圖1。采用多種污染物高效協同脫除集成系統，對脫硝、除塵和脫硫系統進行提效，將煙氣脫硝技術、低低溫電除塵技術、煙氣脫硫技術和濕式電除塵技術通過管路優化和排列優化進行有機整合，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和汞等污染物進行漸進式脫除，保證最終出口煙氣中的主要污染物排放濃度數值達到并優于天然氣燃氣輪機組排放限值的同時，抬升進入煙囪的煙氣溫度不小于80℃。

圖1 典型的超低排放系統流程圖

3 超低排放改造投資和運行成本分析

3.1 分析基礎條件

目前經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、運行成本進行估算和分析。

表1 技術經濟分析基礎條件

主要的技術經濟分析基礎條件見表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；采用回轉式GGH對鍋爐排煙進行再加熱，在鍋爐BMCR工況下，排煙溫度大于80℃。

為了實現超低排放，達到并優于天然氣燃氣輪機組排放限值。對于脫硝改造部分，需要調整和優化噴氨，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量、增加噴淋漿液量、安裝吸收塔內增效板等手段，對脫硫吸收塔進行提效改造；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，對凈煙氣進行加熱，使進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、循環泵支架、設備基礎和樁基、總平處理等；采購的主要設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、吸收塔循環泵等；其他費用包括技改工程場地準備費、項目管理經費、項目技術服務費、調試費、安全措施補助費、特大型施工機具措施費、預備費；對于技改工程場地準備費，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

根據表2數據，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投資組成，詳見圖2。在總投資的各項組成中，占比最大為設備購置費，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，如何控制設備購置費，成為控制整個超低排放系統投資的關鍵。

3.3 運行成本組成

超低排放系統運行成本主要考慮運維成本、折舊、財務成本和其他成本。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的折舊；財務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、脫硝系統阻力增加導致引風機電耗增加，和系統新增設備所增加的電耗，其中：

引風機電耗增加yNΔ可按下式計算：

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

其他設備電耗增加 ∑ΔiN為：

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

水耗：對于脫硫系統，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入口煙氣溫度升高，系統蒸發量增加，水耗增加；對于除塵系統，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，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，催化劑的用量增加導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，管式換熱器冷卻段蒸汽吹灰和低負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行計算，即一般在n年內將超低排放改造形成的固定資產進行分攤，n可取12～15。

（3）財務成本

對于全部采用自由資金的項目，可忽略財務成本。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%。

根據計算，研究不同容量機組超低排放改造系統增加運行成本關系，詳見圖3和圖4。對于超低排放改造的脫硝系統，其運行成本主要在于折舊、還原劑和財務成本；對于超低排放改造的除塵系統，由于投資費用較高，其運行成本主要在于折舊、財務、維修和電耗；對于超低排放改造的脫硫系統，由于相對于除塵系統，投資費用不高，而吸收塔阻力比改造前增加較多，且循環泵的數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為例，各個系統中，除塵系統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，分別約為465和320萬元。隨著機組容量增加，煙氣量增加，相應的脫硝、除塵、脫硫系統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、脫硫系統的運行成本隨之降低。在100%THA負荷下，一臺330 MW、660 MW和1 000 MW燃煤機組超低改造系統增加單位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荷、不同運行時間的超低排放改造系統增加的運行成本關系，詳見圖4和圖5。隨著機組運行負荷降低，單位kWh的燃煤機組超低改造系統運行成本增加，以一臺660 MW燃煤機組超低改造系統為例，其在100%THA、75%THA和50%THA負荷時單位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運行成本增加，以一臺660MW燃煤機組超低改造系統為例，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 優化投資和運行成本措施探討

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

燃煤機組容量、運行時間和運行負荷對超低排放改造系統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，機組負荷從50%THA提高到100%THA，負荷提高幅度為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、財務成本影響較大，而降低總投資額，尤其是降低除塵系統投資額，從而降低折舊、財務成本，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增加運行成本關系圖

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

圖5 機組超低排放改造系統增加運行成本與運行時間關系圖（100%THA負荷）

4 結論

通過對超低排放技術路線和典型系統流程進行分析，提出了燃煤電廠超低排放主要的改造內容及其技術特點。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行了計算分析，得出如下結論：

（1） 調整和優化噴氨，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，對脫硫吸收塔進行提效改造是完成燃煤機組超低排放改造的典型技術路線。

（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。控制設備購置費，是控制整個超低排放系統投資額的關鍵。

（3） 燃煤機組容量、運行時間和運行負荷對超低排放改造系統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。控制除塵系統投資額，可以有效降低超低排放改造系統的運行成本。

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