燃煤電站鍋爐典型超低排放技術經濟性評估

文_周燦 張涌新

1 浙江浩普環保工程有限公司 2 浙江大學

燃煤電站鍋爐煙氣污染物超低排放的投資和運行成本因機組容量、煤質和去除效率要求不同存在很大差異。隨著超低排放技術的大范圍應用，實現燃煤煙氣污染物超低排放技術的投資運行成本收到廣泛關注。杜振通過調研48臺容量在200～1000MW之間燃煤機組的SCR脫硝系統，得到不同容量機組平均脫硝成本在0.0109～0.0253元/kWh之間，尿素法SCR脫硝技術平均成本是液氨法SCR脫硝技術的1.27倍；廖永進等收集了廣東省16個脫硫裝置基礎數據，脫硫技術包括石灰石石膏法、海水法、半干法等，機組總量在125～700MW之間，單位發電成本增量在17.17～40.57元/MWh之間，平均值為25.32元/MWh；郝春旭等調研了廣東、安徽、山西等省份的16臺燃煤機組，發現除塵成本地域差異性大，西部地區除塵成本較高。本文基于已有的燃煤電站鍋爐經濟性評估方法，對30臺燃煤電站鍋爐典型超低排放技術進行經濟性評估，研究結果可為燃煤煙氣污染物超低排放治理技術路線選擇提供參考依據。

1 研究方法

本文基于對30臺300MW、600MW和1000MW容量等級的燃煤電站鍋爐典型超低排放系統調研數據，SCR脫硝+干式靜電除塵+石灰石-石膏濕法脫硫（技術路線1），SCR+干式靜電除塵+石灰石-石膏濕法脫硫+濕式電除塵（技術路線2）是為調研燃煤電站鍋爐超低排放技術路線。其中技術路線1可實現SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3和煙塵≤10mg/m3；技術路線2可實現SO2≤35mg/m3、NOx≤35mg/m3和煙塵≤5mg/m3。結合已有的經濟性評估模型，從投資成本和運行成本對不同容量燃煤電站鍋爐投資成本和運行成本進行對比分析。其中投資成本為單位機組容量投資成本，主要包括初期購置相關的設備所需費用以及安裝設備的費用等，單位為元/kW。運行成本為單位發電量污染物脫除成本，由固定成本和可變成本構成，單位為元/kWh，其中固定成本主要包括污染物脫除裝備的折舊，對裝備的管理維修，運行人員的薪酬以及財務成本等。

2 結果與討論

2.1 燃煤電站鍋爐治理措施單位投資成本

對30臺300MW、600MW和1000MW容量等級燃煤電站鍋爐的采用石灰石-石膏濕法脫硫、SCR脫硝、干式靜電除塵、濕式靜電除塵工程的投資成本進行調研核算，結果顯示：脫硫系統、脫硝系統和除塵系統的單位投資成本隨著容量的增大呈現降低趨勢，其中石灰石-石膏濕法脫硫單位成本投資范圍在118～293元/kW；SCR脫硝單位成本投資范圍在79～232元/kW；干式靜電除塵單位成本投資范圍在37～128元/kW；濕式電除塵器單位投資成本范圍為49～99元/kW。

2.2 燃煤電站鍋爐脫硫、脫硝和除塵系統運行成本

對30臺滿足燃煤電廠煙氣污染物超低排放要求的鍋爐脫硫、脫硝和除塵系統運行成本進行分析，如圖1所示。燃煤電站鍋爐脫硫和脫硝運行成本均隨著容量的增加而降低，單位發電量脫硫運行成本高于單位發電量脫硝運行成本。300MW、600MW和1000MW等級單位發電量脫硝運行成本 分 別 在0.0087～0.0112元/kWh，0.0081～0.0104元/kWh，0.0072 ～0.0106元/kWh，300MW等級燃煤電站鍋爐單位發電量脫硝運行成本大多高于當前的脫硝電價補貼0.01元/kWh，鍋爐容量越小高于脫硝上網電價補貼數值越大；300MW、600MW和1000MW等級，單位發電量脫硫運行成本分別在0.0151～0.0167元/kWh，0.0132～0.0155元/kWh，0.0114～0.0144元/kWh，300MW等級燃煤電站鍋爐單位發電量脫硫運行成本大均高于當前的脫硫電價補貼0.015元/kWh，鍋爐容量越小高于脫硫上網電價補貼數值越大。進一步結合運行成本的評估模型，燃煤電站鍋爐年利用小時數和投資成本存在較大差異導致同一容量單位發電量運行成本存在較大波動。綜合以上，建議進一步提高機組年利用小時數降低運行成本，同時分容量設置電價補貼。

30臺燃煤電站鍋爐除塵技術為干式靜電除塵、干式靜電除塵+濕式電除塵，評估結果顯示除塵系統運行成本均隨著容量的增加而降低，單位發電量除塵運行成本均低于單位發電量脫硝和脫硫運行成本。300MW、600MW和1000MW等級單位發電量除塵運行成本分別在0.0087～0.0112元/kWh，0.0081～0.0104元/kWh，0.0072～0.0106元/kWh，300MW等級燃煤電站鍋爐單位發電量除塵運行成本均高于當前的除塵電價補貼0.002元/kWh，鍋爐容量越小高于除塵上網電價補貼數值越大。

2.3 燃煤電站鍋爐典型超低排放技術路線運行成本

對2條超低排放技術路線運行成本進行測算，結果如圖2所示。由圖知兩條超低排放技術路線運行成本均隨鍋爐容量的增加而降低，且均高于脫硫、脫硝和除塵設施當前的電價補貼0.027元/kWh。其中技術路線1為300MW、600MW和1000MW等級電站鍋爐的單位發電量運行成本分別在0.026～0.0294元/kWh、0.0272元/kWh、0.0266～0.0276元/kWh；技術路線2單位發電量運行成本分別在0.0332～0.0347元/kWh、0.0279～0.033元/kWh、0.0269～0.0281元/kWh。技術路線2的運行成本高于技術路線1的運行成本，主要是技術路線2配置了除塵效果穩定高效的濕式電除塵，煙塵排放濃度可低至5mg/m3以下，且具有高效的SO3和重金屬協同脫除效果。綜合以上，建議分容量和污染物治理效果設置燃煤電站鍋爐超低排放系統上網電價補貼。

圖2 燃煤電站鍋爐典型超低排放技術路線運行成本

3 結語

利用燃煤電站鍋爐超低排放經濟性評估方法，對不同容量燃煤電站鍋爐典型超低排放技術投資成本和運行成本進行評估分析，結果顯示：燃煤電站鍋爐脫硫、脫硝和除塵的單位投資成本和運行成本均隨著容量的增大呈現降低趨勢；單位發電量脫硫運行成本高于單位發電量脫硝和除塵運行成本；燃煤電站鍋爐容量越小對應運行成本高于上網電價補貼數值越大。兩條超低排放技術路線運行成本均隨著容量的增加而降低，且技術路線2的運行成本高于技術路線1的運行成本，均高于脫硫、脫硝和除塵設施當前的電價補貼0.027元/kWh。建議分容量和污染物治理效果設置燃煤電站鍋爐超低排放系統上網電價補貼。