燃煤電廠超低排放改造經濟性研究

（湖北省工程咨詢股份有限公司，武漢 430071）

由于我國“富煤、貧油、少氣”的資源狀況，燃煤發電的主體地位在很長一段時間內將不會發生變化。同時，傳統能源利用方式效率低下，對污染物排放不夠重視，已對當地環境造成不可估量的影響。《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》（2093號文）明確指出：“到2020年，東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。”其中，關于燃氣輪機組排放限值定義為：“在基準含氧量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于5、35、50 mg/m3”。新的排放標準和行動計劃出臺后，各火電廠結合自身現狀，投入了大量資金進行技術改造。本文擬對工作中遇到的超低排放改造方案做一個總結，并對各方案的造價和經濟性進行全面分析。

1 超低排放改造方案

1.1 脫硝改造方案

1.1.1 低NOx燃燒器改造方案

低NOx燃燒器是從源頭上減少NOx的生成，其工作原理主要在于通過調整風煤比例、分級燃燒等，盡可能地降低著火氧濃度和著火區溫度，從而達到最大限度抑制NOx生成的目的。對于改造工程，需按照盡可能考慮現有設備及其布置的實際情況，減少現有設備、系統的更換和改造的原則，改造方案涉及的主要項目有：更換煤粉噴口、噴管、彎頭；更換部分二次風噴口，更改二次風噴口偏轉角度，優化爐內流場結構；部分二次風噴口加裝熱電偶，監測燃燒器壁溫；更換主燃區二次風門擋板，實現各噴口精確配風[1]。

1.1.2 SCR改造方案

SCR（選擇性催化還原）是在NOx已經生成的條件下，利用尿素或液氨在催化劑作用下發生還原反應降低NOx的濃度。SCR改造方案主要是加裝催化劑層及相應吹灰系統。若改造后還原劑消耗量大于原供應系統設計量，還需要對原供應系統做配套擴容改造。同時，還需要核算改造爐后載荷，考慮是否對支架進行加固。與低NOx燃燒器改造方案相比，SCR改造方案的運行成本相對較大，主要體現在還原劑的消耗以及煙風阻力增加上。

1.1.3 全負荷脫硝改造

由于鍋爐燃燒和SCR催化反應中都會產生SO3，當SCR溫度較低時，煙氣中的SO3會與NH3反應造成催化劑表面銨鹽沉積問題，覆蓋催化劑有效活性面積，使系統性能受到影響。如果長時間停留在低溫區或在短期內頻繁地陷入低溫區運行，即使再回到高溫區，性能也難以恢復，結果會使催化劑壽命縮短。隨著大氣環境污染問題日漸突出，人們對于環境保護的要求也愈來愈高。國內有若干規定都要求機組需要滿足全負荷脫硝運行要求。提高低負荷工況下脫硝裝置入口的煙氣溫度主要有以下四種方式：增設0#高加提高給水溫度；省煤器分級布置；設置省煤器水側旁路；設置煙氣側調溫旁路。

1.2 除塵改造方案

常規可供選擇的除塵設備主要有三種：靜電除塵器、布袋除塵器及電袋組合式除塵器。從總體運行情況來看，布袋、電袋除塵器的投資、運行綜合成本高于靜電除塵器，尤其是阻力較大。目前，在運電廠大多采用靜電除塵技術，基于成本考慮，超低排放改造原則上仍采用原靜電除塵器，僅考慮對現有靜電除塵器采取提效措施。目前主要的高效除塵技術有：低低溫電除塵技術、旋轉電極、增加電場、更改電源等技術。下文將僅針對工程中用到較多的低低溫電除塵技術、高頻電源技術以及濕式電除塵技術進行簡單介紹。

1.2.1 靜電除塵器改造

（1）低低溫電除塵改造。煙氣溫度的降低會引起煙塵比電阻下降、氣體的黏度下降和煙氣體積減少等變化，這些都是有利于電除塵器收塵的變化，低低溫除塵器就是利用這個原理來提高除塵效率。同時，由于煙氣溫度降低，除塵區域將有可能發生低溫酸腐蝕以及除塵器灰斗粉塵堵塞。低低溫靜電除塵改造內容主要有：新增前置低溫省煤器（一般與管式GGH配套）；除塵器內煙氣滯留區防腐蝕改造；絕緣室熱風吹掃及灰斗蒸汽加熱改造等。

（2）高頻電源改造。高頻電源是最早起源于國外的一種電源技術，它主要通過工頻整流、高頻逆變、升壓整流，輸出電壓比較平穩或靈活可變的直流電壓。由于其工作頻率比較高，在電除塵器本體電容濾波的作用下，其輸出電壓更加平穩，因此如果電除塵器入口濃度較高，其可以顯著改善除塵效果，減少粉塵污染物排放。高頻電源改造主要內容為：新增整流裝置、逆變器、升壓變壓器及配套設施等。

1.2.2 增設濕式除塵器

濕式靜電除塵器的主要工作原理與干式除塵器基本相同，即煙氣中的粉塵顆粒吸附負離子而帶電，通過電場力的作用，被吸附到集塵極上。與干式電除塵器通過振打將極板上的灰振落至灰斗不同的是，濕式電除塵器將水噴至極板上使粉塵沖刷到灰斗中隨水排出。改造內容為：新增濕式除塵器及配套水系統等。

1.3 脫硫改造方案

1.3.1 脫硫塔改造

根據煤質特點和現場情況的不同，脫硫塔改造方案較多，主要有：增加托盤方案；旋匯耦合方案；增加噴淋層方案；單塔雙循環方案。具體情況如表1所示。

1.3.2 管式GGH改造

傳統回轉式GGH換熱效率高，但存在運行能耗高、漏風率高、低溫腐蝕嚴重、易堵灰黏結等較多的問題。由于回轉式GGH漏風現象較為嚴重，影響了煙囪脫硫排放濃度，因此一般將回轉式GGH更換為無泄漏管式GGH。管式GGH具有無泄漏，不易堵，沖洗方便的優點。同時，可以與靜電除塵器配套進行低低溫靜電除塵改造，節省投資。主要改造內容為：高、低溫側煙氣換熱器、水泵及配套管道等。管式GGH系統流程如圖1所示。

表1 脫硫塔改造方案

圖1 管式GGH系統流程

2 改造方案造價分析

由于不同電廠使用煤種及現場布置情況的不同，超低排放改造過程中可能采用不同的改造方案，結合最近工程情況，整理了幾種不同容量等級和地區的電廠超低排放改造投資情況如表2和表3所示。表中各個模塊的改造費用均包括設備費、建安工程費和其他費用[2]。

表2 600 MW機組等級改造方案造價匯總

表3 1 000 MW機組等級改造方案造價匯總

由表2和表3可知，各電廠的現有布置和地理條件不同，即使采用相同的改造方案，造價也會不同；有的電廠可能前期已經進行過某些單項改造，而有的電廠可能改造的范圍更大，所以各個電廠總的改造項目和總投資會有不同。大體上，管式GGH改造和低低溫靜電除塵器改造合計投資約為100元/kW；濕式除塵器改造投資各廠投資差異較大；全負荷脫硝方案中分級省煤器方案投資最大，增設0#高加方案次之，其次分別為煙氣旁路方案和省煤器水側旁路方案；低氮燃燒器改造投資約為2 000萬元，SCR改造成本與增加的催化劑數量有關。對于600 MW等級機組，如果既有排放情況較好，改造范圍則較小，投資約為17 000萬元；如果需要進行大范圍改造，則投資約為34 000萬元。而對于1 000 MW等級機組，如果既有排放情況較好，改造投資約為16 000萬元；如果需要進行大范圍改造，則投資約為44 000萬元。

3 改造方案經濟性分析

隨著環保排放標準的日益嚴格，電廠進行超低排放改造勢在必行，整個改造工程的經濟性究竟如何也是投資方較為關注的問題。本文選擇兩個容量等級的機組，從超低排放改造的初始投資和運行成本進行經濟性分析。超低排放改造運行成本主要為改造后機組廠用電增加成本以及脫硝劑、脫硫劑、水等材料品的消耗成本。經濟性分析的主要目的是分析投資與運行成本的增加對機組上網電價的影響。下文經濟效益分析均按照以下原則：執行《建設項目經濟評價方法與參數》（第三版）和《火力發電工程經濟評價導則》（DL/T 5435—2009）有關規定；采用中國電力工程顧問集團公司組織編制的《火電項目經濟評價軟件》；改造資金均按自有資金考慮。

3.1 某600 MW機組改造工程經濟性分析

改造目標為：煙塵排放濃度為5 mg/Nm3，NOx排放濃度下降到50 mg/Nm3，SO2排放濃度降到35 mg/Nm3。改造主要內容如表4所示，改造投資如表5所示，年運行成本增加情況如表6所示。

表4 D廠超低排放改造內容

表5 D廠超低排放改造總投資

表6 D廠超低排放改造年運行成本

按照項目資本金內部收益率10%，修理費2%，機組壽命期11年（原機組2006年投產）考慮，經濟效益分析結論如表7所示。

3.2 某900 MW機組改造工程經濟性分析

改造目標為：煙塵排放濃度為3.6 mg/Nm3，NOx排放濃度下降到30 mg/Nm3，SO2排放濃度降到35 mg/Nm3。主要改造內容如表8所示，工程投資如表9所示。

超低排放改造后，除固定成本增加外，系統廠用電、用汽以及尿素和石灰石等消耗材料也會有一定程度的增加。同時，由于管式GGH運行后，煙氣溫度將會降低，脫硫系統耗水量將會減少。具體運行成本變化量（兩臺機）如表10所示。

表7 D廠超低排放改造經濟效益

表8 J廠超低排放改造內容

表9 J廠超低排放改造投資

表10 J廠超低排放改造年運行成本

按照項目資本金內部收益率10%，修理費2%，機組壽命期9年（原機組2004年投產）考慮；經濟效益分析結論如表11所示。

從表11可知，在年利用小時數為5 500 h、滿足投資方內部收益率8%的情況下，上網電價增加7.41元/（MW·h）（含稅）。

從表7和表11可知，超低排放改造將會使上網電價增加7.41～9.52元/（MW·h）（含稅）；大容量機組增加得少，小容量機組增加較多。與此同時，不同省份針對能達到超低排放效果的機組實施了不同的補貼或獎勵政策。比如，安徽省對能達標的機組有50～100 h的年利用小時數獎勵；江蘇省則對達標的機組補貼10元/（MW·h）的上網電價。另外，機組實施超低排放改造后，電廠的排污費用也將會減少。可見，超低排放改造雖然會使發電成本增加，但是考慮到政府的補貼或獎勵政策，仍有一定的經濟效益。

表11 J廠超低排放改造經濟效益

4 結論

通過分析燃煤機組超低改造方案，本文得到以下結論。超低排放改造的方案較多，技術成熟，各電廠可結合自身狀況靈活選擇。由于不同電廠現有設備布置情況不同，改造內容不盡相同，因此不同項目改造投資存在較大的差異。600 MW等級機組改造投資為17 000萬～34 000萬元，1 000 MW等級機組改造投資為16 000萬～44 000萬元。超低排放改造后，上網電價增加7.41～9.52元/（MW·h）（含稅）。