300MW級火力發電機組脫硫電價成本分析

甘肅省電力投資集團公司 郝勇

300MW級火力發電機組脫硫電價成本分析

甘肅省電力投資集團公司 郝勇

甘肅電投張掖發電有限公司于2005年11月投產發電，同步建成脫硫設施，同步享受脫硫電價補償。經過幾年的運行實踐，深入分析脫硫電價與實際成本，對同類型電廠的生產經營具有一定的指導意義，也能為有關部門下達目標任務、修改完善相關政策提供參考。

脫硫；電價；成本；分析

1 張掖電廠概況

張掖電廠位于河西走廊中部甘肅省張掖市甘州區城北16公里處。一期工程2×325MW燃煤機組由甘肅省電力投資集團公司占55%、國投電力公司占45%共同出資開發建設，總投資28.6億元，2005年首臺機投產發電。張掖電廠是甘肅河西電網重要的電源支撐點，是電力改革過程中甘肅省第一個從一開始就按照現代企業制度組建的發電公司，是甘肅省第一個將煙氣脫硫工程與機組建設同步實施的環保型電廠，是西北第一個以城市污水處理后的中水作為循環冷卻水的節水型電廠。2013年雙機技術改造實現脫硝運行，并實施城市集中供熱改造。

2 國家脫硫電價政策

裝脫硫設施的，國家單獨審批投產機組上網電價每千瓦時加價1.5分錢，即脫硫加價政策。

脫硫加價政策。2004年以前投產的燃煤發電機組安

表1 ：2008-2013年脫硫單位建設成本

標桿上網電價。自2004年起，國家發改委對各省（區、市）電網統一調度的新投產燃煤發電機組不再單獨審批電價，而是制定并公布統一的上網電價，即現統稱的標桿上網電價。其中安裝脫硫設施的燃煤發電機組比未安裝脫硫設施的機組每千瓦時高1.5分錢。

脫硫電價和脫硫設施運行管理。為加快燃煤發電機組脫硫設施建設，提高脫硫效率，減少排放，保護環境，2007年5月，國家發改委和國家環保總局下發了《關于燃煤發電機組脫硫電價和脫硫設施運行管理辦法（試行）的通知》。結合甘肅實際，為進一步落實甘肅省火電企業脫硫電價政策，促進燃煤發電企業節能減排工作，甘肅省物價局和甘肅省環保局于2008年6月下達了甘肅省實施意見。意見對脫硫設施運行臺賬、檢查抽查、投運率、脫硫效率、停運報批備案、違規扣減處罰、煙氣在線自動檢測及聯網運行、脫硫標準低限期改造等原則性問題作了強制性要求，使燃煤發電機組的脫硫建設改造運營逐步規范化。發電企業脫硫設施運行必須完全符合政策要求，才能獲得國家1.5分每千瓦時的脫硫電價補貼。

3 張掖電廠脫硫設備系統概況

表2 2008-2013年脫硫燃煤及石灰石指標

張掖電廠煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）為石灰石—石膏濕法脫硫工藝。FGD裝置與主機單元配套運行一爐一塔，采用美國巴威（BABCOCK & WILCOX）公司噴淋空塔技術，武漢凱迪電力股份有限公司負責設計。鍋爐引風機來的全部煙氣，在與引風機串聯的靜葉可調軸流式增壓風機作用下進入吸收塔，煙氣自下向上流動，經過塔內煙氣入口處一層漿液托盤和上部三層漿液噴淋層，煙氣中的SO2、SO3被自上而下噴出的吸收劑吸收生成CaSO3、CaSO4，并在吸收塔反應池中被強制鼓入的氧化空氣氧化生成石膏。脫硫后的凈煙氣經過兩級串聯除霧器除去煙氣中攜帶的漿液霧滴后，進入210米高的防腐煙囪排入大氣。脫硫系統所用脫硫劑為外購的90%粒徑＜63um（250目）石灰石粉與工藝水混合，配制成含固率30%石灰石漿液供脫硫用。

表3 2008-2013年脫硫單位石灰石理論成本

表4 2008-2013年脫硫單位石灰石實際成本

脫硫吸收塔反應池的溢流進入石膏溢流緩沖箱，溢流緩沖箱溢流至濾液水箱，由濾液水泵送回吸收塔或由廢水旋流器給料泵送至廢水旋流器濃縮，底流進入石膏溢流緩沖箱，溢流進入廢水處理系統進行凈化處理。脫硫系統用工業水經過濾器進入工藝水箱，經工藝水泵送至二套FGD裝置，供吸收塔、石灰石漿液制備、真空泵的密封水、管道的沖洗水、一部分轉機軸承的密封水。除霧器沖洗水由除霧器沖洗水泵供給，確保除霧器得到可靠沖洗。

4 張掖電廠脫硫成本分析

4.1 建設成本

張掖電廠2臺300MW機組脫硫建設投資19428萬元，按每臺機20年服役期測算，每臺機每年分攤折舊成本在480-520萬元，按設計5500的年利用小時測算，理論脫硫建設成本為0.15分/kWh。但投運以來，受市場需求影響，脫硫建設實際運營成本隨售電量的變化而變化，具體如表1所示：

4.2 石灰石成本分析

4.2.1 理論成本分析。

近年來張掖電廠脫硫燃煤及石灰石相關指標統計如下：

2008-2013年脫硫理論石灰石成本如表2、表3所示：

從表2可以看出，理論上每年發1億度電需要脫硫石灰石粉在849-1462噸之間，每耗用1萬噸煤需要脫硫石灰石粉在266-465噸之間。綜合考慮，理論上每發1億度電需要脫硫石灰石粉約1100噸左右，每耗用1萬噸煤需要脫硫石灰石粉約350噸左右。

4.2.2 實際運營分析。

根據售電量、耗煤量、石灰石耗量、石灰石費用等運行實際數據，計算得出張掖電廠脫硫石灰石實際運營成本如表4所示。

每銷售1億度電平均需要脫硫石灰石粉約1056噸左右（按6.5%的廠用電率考慮，折算成發電量，即每發1億度電平均需要脫硫石灰石粉約988噸左右），每耗用1萬噸煤需要脫硫石灰石粉約230噸左右。

4.3 耗電成本

根據張掖電廠脫硫實際耗電量統計情況，計算得出張掖電廠脫硫單位耗電成本如表5所示。

4.4 耗水成本

火力發電廠水資源費0.3-0.8分/kWh，每噸水約5元。脫硫最大工藝水消耗量117 噸/小時。實際情況冬季耗水量80-90噸/小時，夏季耗水量在90-100噸/小時，年均約90噸/小時，計算得出脫硫耗水單位成本如表6所示。

4.5 其它成本

表5 2008-2013年脫硫單位耗電成本

表6 2008-2013年脫硫單位耗水成本

除了上述成本，為了確保脫硫系統正常運轉，還要進行脫硫廢水處理、設備技改檢修維護、人工成本等相對穩定的其它成本支出。根據電廠近年的運行經驗和實際支出情況，得出脫硫其它成本如表7所示：

4.6 脫硫實際運營總成本

根據上述分析，匯總得出張掖電廠投產近年來的煙氣脫硫實際運營成本如表8所示：

表7 2008-2013年脫硫單位其它成本

表8 2008-2013年脫硫單位運營總成本

表9 2008-2013年脫硫電價補償收入統計

5 脫硫實際運營補償收入

根據國家批復的脫硫補償電價和電廠的實際上網電量，得出電廠的脫硫收入如表9所示：

6 結論

綜上所述，受負荷率、技改投資等影響，300MW級火力發電機組脫硫單位運營成本持續增加，2009年起脫硫補償收入無法彌補成本支出，2012年脫硫單位總成本超過國家批復的1.5分/kWh的補償價格。隨著國家將于2014年7月1日全面執行新頒布的《火電廠大氣污染排放標準》和2015年底起全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造，現役機組二氧化硫排放標準200mg/m3，新建機組二氧化硫排放標準100mg/m3，后續的脫硫增容改造、超低排放改造和新建投資運營成本將進一步加大。沉重的脫硫運營成本讓火電廠一方面不得不承擔節能減排的社會責任，另一方面又處于連年虧損的尷尬境地。

另外，文中對石灰石耗量的分析，還可以推算出每發1億度電需要脫硫石灰石粉約1000噸，每耗用1萬噸煤需要脫硫石灰石粉約230噸，能為相關部門修改完善政策和下達生產預算指標提供參考。