某燃煤電廠減半排放與排污費減征的經濟效益分析

張斐

（華能平涼發電有限責任公司，甘肅 平涼 744000）

隨著國家對燃煤電廠大氣污染防治力度的加大，尤其是2014年國家發改委、環保部和能源局聯合提出《煤電節能減排升級與改造行動計劃》，燃煤電廠執行燃氣輪機排放限值，即SO2＜35mg/Nm3，對燃煤電廠提出了巨大的挑戰。但如企業的污染物排放濃度值低于國家規定的污染物排放限值50%以上，且未發生月度內日均值超限的情況，將實行排污費減半征收。但是，大幅度降低排放濃度將大大增加脫硫設施的運行成本，兩相比較，是否對企業增益有利，是否能既滿足污染物的排放要求又能獲取減征排污費的雙贏，值得我們分析研究。

1 脫硫系統影響經濟效益的因素分析

1.1 機組負荷

機組負荷高低直接影響到脫硫系統廠用電率及石灰石耗量，機組負荷越高，脫硫系統廠用電率越低，但負荷越高則石灰石的耗量越大。

1.2 吸收塔入口SO2濃度

當吸收塔入口SO2濃度增加時，為保證吸收塔出口SO2濃度在一定范圍內，吸收塔漿液循環泵運行臺數及石灰石耗量明顯增加。在負荷及吸收塔入口SO2濃度一定的條件下，控制吸收塔出口SO2含量小于50%時，石灰石耗量及脫硫廠用電率上升得比較明顯。

1.3 吸收塔液位的影響

吸收塔液位的高低直接影響漿液循環泵的運行電流，當吸收塔高液位運行時，漿液循環泵電流較高,吸收塔低液位運行時，脫硫系統廠用電率相應減少，但減少幅度不大。

1.4 吸收塔PH值的影響

吸收塔高PH值運行，石灰石補漿量增大，石灰石磨制系統運行時間加長。與此同時，吸收塔密度上升，漿液循環泵及吸收塔各附屬設備的運行電流增大，脫硫廠用電率上升。

1.5 漿液循環泵的運行臺數

漿液循環泵的運行臺數直接影響吸收塔出口的SO2含量和石灰石耗量，當投運2臺漿液循環泵能夠達標排放，石灰石耗量及脫硫廠用率相對較少。減半排放時，石灰石耗量及脫硫廠用電率均大幅上升。相同負荷增加漿液循環泵的運行臺數，雖減少了石灰石耗量，但因漿液循環泵運行時間成倍增加，相應的廠用電率增加較多。

2 脫硫運行成本與排污費的比較分析

因影響吸收塔出口SO2的因素較多，計算難度較大且得出的數據不易比較。故取重棄輕，將全廠機組分為非超低技改機組及超低技改機組兩組，選取各吸收塔在最優PH值、液位、漿液循環泵運行臺數條件下的最小值與減半排污補償費用進行對比。調取某電廠2018年1月份各機組吸收塔的運行參數，如表1、2。

表1 非技改機組脫硫數據（排放值SO2小于200mg/Nm3）

2.1 脫硫技改機組比較分析

超低排放機組（5、6#機組），機組負荷300MW，吸收塔PH值5～6之間，吸收塔液位為7～7.3m，吸收塔入口SO2含量1300mg/Nm3，調取滿足條件時間段進行比較：

表2 技改機組脫硫數據（排放值SO2小于35mg/Nm3）

a條件吸收塔出口SO2含量滿足0～17mg/Nm3，而b條件吸收塔出口SO2滿足17～35mg/Nm3的條件。

a條件下石灰石補漿量為5m3/h，b條件下石灰石補漿量為2m3/h，換算成單位時間的石灰石耗量。

a：5m3/h×1.36kg/m3（石灰石漿液密度）=6.8t/h。

b：2m3/h×1.36kg/m3（石灰石漿液密度）=2.7t/h。

a條件相比b條件，石灰石每小時需增加費用：（6.8t/h-2.7t/h）×101 元（石灰石單價）=414.1 元。

因上述條件下循泵運行方式相同，故脫硫廠用電只計算單位小時內石灰石磨制系統用電。

a條件磨制系統運行時間：6.8/11（球磨機給料量/h）=0.61h。

b條件磨制系統運行時間：2.7/11（球磨機給料量/h）=0.25h。

a條件相比b條件脫硫系統廠用電每小時需增加費用：

560kW（磨機功率）×（0.61-0.25）H×0.307 元/kWH（電費）=61.9元。

a條件相比b條件每小時增加費用：

414.1 +61.9=476 元。

2.2 脫硫非技改機組的比較分析

非 超 低 排 放 機 組（1、2、3#機 組 ）， 負 荷200MW，吸收塔PH值5～6之間，吸收塔液位為7～7.3m，吸收塔入口SO2含量1000mg/Nm3左右，調取滿足該情況的2個時間段：

c工況下吸收塔出口SO2滿足0～100mg/Nm3，d工況吸收塔出口SO2滿足100～200mg/Nm3的條件。

c條件下石灰石漿液補充量為2.1m3/h，d條件下石灰石漿液補充量為1.46m3/h，換算成單位時間的石灰石耗量。

a：2.1m3/h×1.36kg/m3（ 石 灰 石 漿 液 密 度 ）=2.86t/h。

b：1.46m3/h×1.36kg/m3（ 石 灰 石 漿 液 密 度 ）=1.98t/h。

a條件相比b條件，石灰石每小時需增加費用：（2.86T/h-1.98T/h）×101元（每噸石灰石單價）=88.88 元。

因上述條件下循泵運行方式已達到最優的運行方式，故脫硫廠用電只計算石灰石磨制系統用電。

c條件磨制系統運行時間：2.86/11（球磨機每小時給料量）×1=0.26h。

d條件磨制系統運行時間：1.98/11（球磨機每小時給料量）×1=0.18h。

c條件相比d條件，脫硫系統廠用電每小時需增加的費用：

560kW（磨機功率）×（0.26-0.18）H×0.307 元/度（電費）=13.75元。

總計：c條件相比d條件每小時增加的費用：88.88+13.75=102.63 元。

2018年1月份公司6臺機組SO2減半排放需增加的費用：

102.63 ×24×31×3+476×24×{20（5#機 組 運 行天數）+31（6#機組運行天數）}=22.90+58.26=81.16萬元。（4#機組全月未運行剔除）。

2018年1月份SO2排污費共計34.78萬元，減半排放減征費用17.39萬元，繳納排污費17.39萬元。

綜上所述，SO2減半排放補償費用少于石灰石耗量與廠用電量增加所需費用，故采取SO2減半排放不經濟。

3 結語

隨著火力發電廠的快速發展，SO2排放也不斷增多。經過對本電廠脫硫系統的實際運行情況進行試驗總結分析，得出如下結論：如果原煙氣SO2濃度能維持在設計值以內，執行“低于國家或省規定的污染物排放限值50%以上”的排放標準，經濟效益不佳，故本廠采用國家規定的污染物排放限值運行。建議電廠脫硫系統經采取優化運行控制后，在石灰石耗量及脫硫系統耗電量能夠保持較低水平的基礎上，采取此控制方法來達到企業的減排增益。在較高硫份、高負荷區間段，雖然脫硫系統的運行成本會有所增加，經過運行優化控制，仍可達到一定的經濟收益。