某燃煤电厂减半排放与排污费减征的经济效益分析

张斐

（华能平凉发电有限责任公司，甘肃 平凉 744000）

随着国家对燃煤电厂大气污染防治力度的加大，尤其是2014年国家发改委、环保部和能源局联合提出《煤电节能减排升级与改造行动计划》，燃煤电厂执行燃气轮机排放限值，即SO2＜35mg/Nm3，对燃煤电厂提出了巨大的挑战。但如企业的污染物排放浓度值低于国家规定的污染物排放限值50%以上，且未发生月度内日均值超限的情况，将实行排污费减半征收。但是，大幅度降低排放浓度将大大增加脱硫设施的运行成本，两相比较，是否对企业增益有利，是否能既满足污染物的排放要求又能获取减征排污费的双赢，值得我们分析研究。

1 脱硫系统影响经济效益的因素分析

1.1 机组负荷

机组负荷高低直接影响到脱硫系统厂用电率及石灰石耗量，机组负荷越高，脱硫系统厂用电率越低，但负荷越高则石灰石的耗量越大。

1.2 吸收塔入口SO2浓度

当吸收塔入口SO2浓度增加时，为保证吸收塔出口SO2浓度在一定范围内，吸收塔浆液循环泵运行台数及石灰石耗量明显增加。在负荷及吸收塔入口SO2浓度一定的条件下，控制吸收塔出口SO2含量小于50%时，石灰石耗量及脱硫厂用电率上升得比较明显。

1.3 吸收塔液位的影响

吸收塔液位的高低直接影响浆液循环泵的运行电流，当吸收塔高液位运行时，浆液循环泵电流较高,吸收塔低液位运行时，脱硫系统厂用电率相应减少，但减少幅度不大。

1.4 吸收塔PH值的影响

吸收塔高PH值运行，石灰石补浆量增大，石灰石磨制系统运行时间加长。与此同时，吸收塔密度上升，浆液循环泵及吸收塔各附属设备的运行电流增大，脱硫厂用电率上升。

1.5 浆液循环泵的运行台数

浆液循环泵的运行台数直接影响吸收塔出口的SO2含量和石灰石耗量，当投运2台浆液循环泵能够达标排放，石灰石耗量及脱硫厂用率相对较少。减半排放时，石灰石耗量及脱硫厂用电率均大幅上升。相同负荷增加浆液循环泵的运行台数，虽减少了石灰石耗量，但因浆液循环泵运行时间成倍增加，相应的厂用电率增加较多。

2 脱硫运行成本与排污费的比较分析

因影响吸收塔出口SO2的因素较多，计算难度较大且得出的数据不易比较。故取重弃轻，将全厂机组分为非超低技改机组及超低技改机组两组，选取各吸收塔在最优PH值、液位、浆液循环泵运行台数条件下的最小值与减半排污补偿费用进行对比。调取某电厂2018年1月份各机组吸收塔的运行参数，如表1、2。

表1 非技改机组脱硫数据（排放值SO2小于200mg/Nm3）

2.1 脱硫技改机组比较分析

超低排放机组（5、6#机组），机组负荷300MW，吸收塔PH值5～6之间，吸收塔液位为7～7.3m，吸收塔入口SO2含量1300mg/Nm³，调取满足条件时间段进行比较：

表2 技改机组脱硫数据（排放值SO2小于35mg/Nm3）

a条件吸收塔出口SO2含量满足0～17mg/Nm³，而b条件吸收塔出口SO2满足17～35mg/Nm³的条件。

a条件下石灰石补浆量为5m³/h，b条件下石灰石补浆量为2m³/h，换算成单位时间的石灰石耗量。

a：5m³/h×1.36kg/m³（石灰石浆液密度）=6.8t/h。

b：2m³/h×1.36kg/m³（石灰石浆液密度）=2.7t/h。

a条件相比b条件，石灰石每小时需增加费用：（6.8t/h-2.7t/h）×101 元（石灰石单价）=414.1 元。

因上述条件下循泵运行方式相同，故脱硫厂用电只计算单位小时内石灰石磨制系统用电。

a条件磨制系统运行时间：6.8/11（球磨机给料量/h）=0.61h。

b条件磨制系统运行时间：2.7/11（球磨机给料量/h）=0.25h。

a条件相比b条件脱硫系统厂用电每小时需增加费用：

560kW（磨机功率）×（0.61-0.25）H×0.307 元/kWH（电费）=61.9元。

a条件相比b条件每小时增加费用：

414.1 +61.9=476 元。

2.2 脱硫非技改机组的比较分析

非 超 低 排 放 机 组（1、2、3#机 组 ）， 负 荷200MW，吸收塔PH值5～6之间，吸收塔液位为7～7.3m，吸收塔入口SO2含量1000mg/Nm3左右，调取满足该情况的2个时间段：

c工况下吸收塔出口SO2满足0～100mg/Nm³，d工况吸收塔出口SO2满足100～200mg/Nm³的条件。

c条件下石灰石浆液补充量为2.1m³/h，d条件下石灰石浆液补充量为1.46m³/h，换算成单位时间的石灰石耗量。

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

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

a条件相比b条件，石灰石每小时需增加费用：（2.86T/h-1.98T/h）×101元（每吨石灰石单价）=88.88 元。

因上述条件下循泵运行方式已达到最优的运行方式，故脱硫厂用电只计算石灰石磨制系统用电。

c条件磨制系统运行时间：2.86/11（球磨机每小时给料量）×1=0.26h。

d条件磨制系统运行时间：1.98/11（球磨机每小时给料量）×1=0.18h。

c条件相比d条件，脱硫系统厂用电每小时需增加的费用：

560kW（磨机功率）×（0.26-0.18）H×0.307 元/度（电费）=13.75元。

总计：c条件相比d条件每小时增加的费用：88.88+13.75=102.63 元。

2018年1月份公司6台机组SO2减半排放需增加的费用：

102.63 ×24×31×3+476×24×{20（5#机 组 运 行天数）+31（6#机组运行天数）}=22.90+58.26=81.16万元。（4#机组全月未运行剔除）。

2018年1月份SO2排污费共计34.78万元，减半排放减征费用17.39万元，缴纳排污费17.39万元。

综上所述，SO2减半排放补偿费用少于石灰石耗量与厂用电量增加所需费用，故采取SO2减半排放不经济。

3 结语

随着火力发电厂的快速发展，SO2排放也不断增多。经过对本电厂脱硫系统的实际运行情况进行试验总结分析，得出如下结论：如果原烟气SO2浓度能维持在设计值以内，执行“低于国家或省规定的污染物排放限值50%以上”的排放标准，经济效益不佳，故本厂采用国家规定的污染物排放限值运行。建议电厂脱硫系统经采取优化运行控制后，在石灰石耗量及脱硫系统耗电量能够保持较低水平的基础上，采取此控制方法来达到企业的减排增益。在较高硫份、高负荷区间段，虽然脱硫系统的运行成本会有所增加，经过运行优化控制，仍可达到一定的经济收益。