燃煤鍋爐煙氣超低排放改造經濟性評價

楊 波，蒲龍映，羅啟貴

（四川君和環保股份有限公司，四川 樂山 614000）

發電企業實現煙氣污染物超低排放治理技術受使用燃料、鍋爐不同的影響，在實現低排放經濟效益上存在差異性，引起燃料排放煙氣污染物治理成本存在差別。

1 燃煤鍋爐煙氣超低排放技術介紹

目前較為常用的燃煤鍋爐煙氣低排放技術按照脫硫作用位置分類，可以分為燃料燃燒前脫硫技術，燃料燃燒中的脫硫固硫技術，以及燃料燃燒后煙氣脫硫技術。以上技術應用已經較為成熟，應用廣泛的燃煤煙氣脫硫基本分為干法脫硫技術、濕法脫硫技術、半干法脫硫技術、半干半濕脫硫技術等等，濕法脫硫技術應用率占比百分之八十以上。

一般發電站使用一個三百三十兆瓦的燃煤機組，并使用脫硫脫硝裝置對其進行煙氣除塵。使用石灰石脫濕法對其進行脫硫工藝工程，同時將其按照一爐一塔的單元制進行配置。它的設備系統較為復雜，但是主要由吸收塔與漿池兩大主要設備構成，該系統一般安裝于除塵系統后，除塵后的煙氣進入反應塔內與石灰漿進行反應，除去煙氣中的SO2，達到脫硫的目的。

石灰石粉首先通過帶有稱重計量功能的給料機，由旋轉給料機將石灰石粉送入爐前噴吹系統，石灰石粉風機的壓縮風通過風粉混合器將石灰石粉分兩路吹入爐膛。脫硫副產物隨鍋爐灰渣系統一并處理。燃煤鍋爐在廠區內共用一套石灰石粉儲存輸系統，包括兩座石灰石粉儲倉及石灰石粉運至熱電廠后，經自加壓裝置卸車至石灰石粉儲倉，石灰石粉經正壓氣力輸送系統輸送至每臺燃煤鍋爐的日用倉，以保證鍋爐脫硫使用。爐內摻燒石灰石粉系統采用人工就地按鍵控制的方式，自控程度較低。

在發電站工作過程，普通的煙氣排放裝置初始設計中假設燃煤中硫的成分是1.4%，使在裝置入口處的二氧化硫為每立方米兩千七百八十五毫克，令脫硫效率達到95%，二氧化硫最終排放量為每立方米二百毫克。在此次的煙氣脫硫超低排放技術中，初始設計將硫分的含量提高至1.8%，同時入口處二氧化硫濃度增大到接近四千毫克每立方米，令排放的濃度達到三十五毫克每立方米，這時可以實現提升脫硫效率到99.12%。

想要實現燃煤鍋爐煙氣超低排放，需要先將煙氣換熱器拆除，對煙囪做防腐的升級與改造，并且將引風機與增壓風機進行合一處理，將原本的脫硫塔設為一級脫硫塔，同時增設一座二級脫硫塔與其串聯工作，對于脫硫機供應系統也需要做出相應的增容處理。

圖1 燃煤鍋爐煙氣脫硫工藝圖

煙氣脫硝處理是指在燃煤鍋爐低氮燃燒的情況下，利用選擇性催化還原劑對硝進行催化還原，使其生成氮氣與水等。目前的脫硝技術常用液氨作為還原劑，此外，經過脫硝處理后，可以出口的的氮氧化物從入口的每立方米七百毫克降低至一百毫克。如果對其進行煙氣超低排放改造，需要加裝一層催化劑備用層，幫助脫硝效率提升至九成以上，并且使最后的排放中氮氧化物的濃度低于每立方米五十毫克。

現今，煙氣除塵方面普遍使用的是干式靜電除塵器，其對于煙塵的處理能力是使出口濃度低至三十毫克每立方米，效率可以達到99.75%。如果對其進行超低排放改造，就需要對其靜電除塵電源進行升級，在該環節前增加一個低溫省煤器，并且在脫硫裝置之后增加一個濕式電除塵器。加裝的省煤器可以幫助回收煙氣熱量，同時降低靜電除塵器前煙氣的溫度，可將其接近45℃，除此之外還可以減少煙氣粉塵的比電阻，提升除塵的效率。兩級脫硫塔已經輔助了近七成的除塵效果，最終使用除塵器后，可以保障煙氣除塵效率高達99.99%，使最終煙塵排放濃度低于五毫克每立方米。此外，增加的濕式除塵裝置還可以輔助去除煙氣中其他的有害物質，比如PM2.5、重金屬、二惡英等。此脫硫技術工藝簡單，幾乎沒有廢水廢渣，對環境污染很小，運行成本低廉，是工業生產首選的煙塵排放脫硫技術。

2 燃煤鍋爐煙氣超低排放改造總體評估

燃煤鍋爐煙氣超低排放的改造在2015年低終于完善成功，改造后其具體的煙氣處理流程為：低氮燃燒后進行選擇性催化劑還原，進行煙氣脫硝，低溫省煤器處理回收熱量并將剩余煙氣傳至干式電除塵器，此后經過濕法雙塔串聯脫硫進行脫硫并實現大部分除塵，最后經過濕式電除塵器，至此脫硫脫硝除塵全部步驟完成，煙氣排出。在這些設備都進入使用狀態后，煙氣的二氧化硫、氮氧化物及煙塵的排放濃度可以低至每立方米三十五、五十以及五毫克。滿足了超低排放的標準與要求。

經過對這一的一組燃煤裝置改造與觀察研究，同時對比多種技術路線后可以發現，這種方案從工藝、建設條件到節能與安全等方面都良好的達到了相關要求，符合“科學、客觀、系統、時效和資金價值體現”原則。這一技術路線既滿足可持續發展原則，又可以符合社會發展變化，在控制投資的情況下有效且充分的更新了現有設備。

在超低排放的初期，基礎建筑施工時，可以使用合理科學的制度與管理體系，保障項目的安全與有效進行，進而控制投資成本，在建筑過程中，應該有統籌管理的意識，同時實時監控建筑過程，輔助建筑施工進度不斷推進，并且對于排放施工流程應該從源頭把關，應該檢測原材料質量是否合格。在這樣科學合理的緊密施工下，可以將總工期控制在二百天左右，其中包括二個月的停產檢修，在其余是一百四十余天改造中并未影響正常的發電工作。經過計算，此次工程投資在1.7億元左右，其中煙氣脫硫與除塵裝置改造費用較高，每一項都接近8000萬元，其余費用主要用于煙囪防腐工作，最后60萬元左右為監理費用。如果按照發電機組容量為660MW進行計算，那么每兆瓦即投入了27萬元左右，在進行投資后，根據相關政策會獲得政府的環保補貼1850萬元，在進行核算后其凈投資為1.58億元，那么實際每兆瓦的投資不到24萬元。

在這些設施投入使用后，經過省煤器的煙氣熱量回收可以幫助耗煤量降低至1.9g/kW時，并且在硫分高達1.9%時進行滿負荷工作，仍可以實現超低排放。在這些超低排放措施進行過程中，為了發揮設備的先進優勢并控制燃料成本，原材料鍋爐燃煤的硫分可以從以往的1.25%提升至1.64%。

此外，由于燃煤鍋爐煙氣超低排放設施在初始設計與發電負荷大范圍的長期使用，其脫硫設備很容易被腐蝕磨損，導致排放量上升，或者濕式電除塵器失去穩定性，使出力下降，同時省煤器長期積灰降低了除塵的效率，選擇性催化劑也容易失活，這些實際長期使用后出現的情況都容易使超低排放運行時的經濟指標降低，但是可以保障排放達標。

3 燃煤鍋爐煙氣超低排放的經濟行分析

在其設施投入使用后，在工況相同的條件下，平均每萬千瓦時脫硫成本會增加13元，脫硝成本增加3元而除塵成本增加六分，總共計算可得每萬千瓦時的成本增加了15.3元。但是運行過程中也會獲得收益，根據國家發改委價格[2015]2835號文件，電量每千瓦時可以加價一分，并且可以少繳納相應的排污費用，由于設備能力的提升，燃煤質量不必嚴格控制，其采購成本也會下降。在16年～19年間，兩臺發電機可以總共發電112億千瓦時，使運行成本增加了近1710萬元，而又獲得1.12億元的補貼，減少了排污費350余萬，并且減少燃煤成本近1100萬元，在多方核算下，發電凈收益為98元/千瓦時。按照這個收益計算，投資回收需要27000小時，依據當前電力市場情況，每年發電的小時數可以記為四千小時，只需要十四個月即可回收全部投資，并且，從第63個月開始，發電廠每個月會收獲215萬元。

在煙氣超低排放的四年中，發電機組煙氣排放濃度均低于排放量的五成至七成，對此，企業的主動減少排放行動不僅會收獲經濟效益，還會有良好的社會效益。企業自主減排獲得良好的經濟效益和社會效益。通常情況下，如果燃煤硫分升高0.2%，其采購價每噸會降低五至十元，綜合考慮脫硫劑較高的純度，脫硫工作費用的漲幅大于燃煤硫分的漲幅。所以，在不考慮硫分高的燃煤使鍋爐受熱面容易被高溫腐蝕且三氧化硫的排放也會增加的情況下，發電廠應該綜合超低排放設施運行成本選擇合適硫分的燃煤。

此外，由于國家產業機構有所調整，清潔能源政治政治發展與完善之中，火電的需求越發低下，使得企業除了需要注意環保節能標準以外，還應該向其他行業逐步轉型，如供熱供汽等。如果機組對外進行供熱或者供汽，還會獲得一定的加價補貼。

4 結語

以上就是對燃煤鍋爐煙氣超低排放的綜合評價與經濟性分析評論，希望可以幫助相關企業意識到實現超低排放的益處與重要性，推動環保節能并保障自身的經濟效應。