燃煤电厂超低排放改造经济性研究

（湖北省工程咨询股份有限公司，武汉 430071）

由于我国“富煤、贫油、少气”的资源状况，燃煤发电的主体地位在很长一段时间内将不会发生变化。同时，传统能源利用方式效率低下，对污染物排放不够重视，已对当地环境造成不可估量的影响。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（2093号文）明确指出：“到2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。”其中，关于燃气轮机组排放限值定义为：“在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50 mg/m3”。新的排放标准和行动计划出台后，各火电厂结合自身现状，投入了大量资金进行技术改造。本文拟对工作中遇到的超低排放改造方案做一个总结，并对各方案的造价和经济性进行全面分析。

1 超低排放改造方案

1.1 脱硝改造方案

1.1.1 低NOx燃烧器改造方案

低NOx燃烧器是从源头上减少NOx的生成，其工作原理主要在于通过调整风煤比例、分级燃烧等，尽可能地降低着火氧浓度和着火区温度，从而达到最大限度抑制NOx生成的目的。对于改造工程，需按照尽可能考虑现有设备及其布置的实际情况，减少现有设备、系统的更换和改造的原则，改造方案涉及的主要项目有：更换煤粉喷口、喷管、弯头；更换部分二次风喷口，更改二次风喷口偏转角度，优化炉内流场结构；部分二次风喷口加装热电偶，监测燃烧器壁温；更换主燃区二次风门挡板，实现各喷口精确配风[1]。

1.1.2 SCR改造方案

SCR（选择性催化还原）是在NOx已经生成的条件下，利用尿素或液氨在催化剂作用下发生还原反应降低NOx的浓度。SCR改造方案主要是加装催化剂层及相应吹灰系统。若改造后还原剂消耗量大于原供应系统设计量，还需要对原供应系统做配套扩容改造。同时，还需要核算改造炉后载荷，考虑是否对支架进行加固。与低NOx燃烧器改造方案相比，SCR改造方案的运行成本相对较大，主要体现在还原剂的消耗以及烟风阻力增加上。

1.1.3 全负荷脱硝改造

由于锅炉燃烧和SCR催化反应中都会产生SO3，当SCR温度较低时，烟气中的SO3会与NH3反应造成催化剂表面铵盐沉积问题，覆盖催化剂有效活性面积，使系统性能受到影响。如果长时间停留在低温区或在短期内频繁地陷入低温区运行，即使再回到高温区，性能也难以恢复，结果会使催化剂寿命缩短。随着大气环境污染问题日渐突出，人们对于环境保护的要求也愈来愈高。国内有若干规定都要求机组需要满足全负荷脱硝运行要求。提高低负荷工况下脱硝装置入口的烟气温度主要有以下四种方式：增设0#高加提高给水温度；省煤器分级布置；设置省煤器水侧旁路；设置烟气侧调温旁路。

1.2 除尘改造方案

常规可供选择的除尘设备主要有三种：静电除尘器、布袋除尘器及电袋组合式除尘器。从总体运行情况来看，布袋、电袋除尘器的投资、运行综合成本高于静电除尘器，尤其是阻力较大。目前，在运电厂大多采用静电除尘技术，基于成本考虑，超低排放改造原则上仍采用原静电除尘器，仅考虑对现有静电除尘器采取提效措施。目前主要的高效除尘技术有：低低温电除尘技术、旋转电极、增加电场、更改电源等技术。下文将仅针对工程中用到较多的低低温电除尘技术、高频电源技术以及湿式电除尘技术进行简单介绍。

1.2.1 静电除尘器改造

（1）低低温电除尘改造。烟气温度的降低会引起烟尘比电阻下降、气体的黏度下降和烟气体积减少等变化，这些都是有利于电除尘器收尘的变化，低低温除尘器就是利用这个原理来提高除尘效率。同时，由于烟气温度降低，除尘区域将有可能发生低温酸腐蚀以及除尘器灰斗粉尘堵塞。低低温静电除尘改造内容主要有：新增前置低温省煤器（一般与管式GGH配套）；除尘器内烟气滞留区防腐蚀改造；绝缘室热风吹扫及灰斗蒸汽加热改造等。

（2）高频电源改造。高频电源是最早起源于国外的一种电源技术，它主要通过工频整流、高频逆变、升压整流，输出电压比较平稳或灵活可变的直流电压。由于其工作频率比较高，在电除尘器本体电容滤波的作用下，其输出电压更加平稳，因此如果电除尘器入口浓度较高，其可以显著改善除尘效果，减少粉尘污染物排放。高频电源改造主要内容为：新增整流装置、逆变器、升压变压器及配套设施等。

1.2.2 增设湿式除尘器

湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同，即烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电，通过电场力的作用，被吸附到集尘极上。与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是，湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排出。改造内容为：新增湿式除尘器及配套水系统等。

1.3 脱硫改造方案

1.3.1 脱硫塔改造

根据煤质特点和现场情况的不同，脱硫塔改造方案较多，主要有：增加托盘方案；旋汇耦合方案；增加喷淋层方案；单塔双循环方案。具体情况如表1所示。

1.3.2 管式GGH改造

传统回转式GGH换热效率高，但存在运行能耗高、漏风率高、低温腐蚀严重、易堵灰黏结等较多的问题。由于回转式GGH漏风现象较为严重，影响了烟囱脱硫排放浓度，因此一般将回转式GGH更换为无泄漏管式GGH。管式GGH具有无泄漏，不易堵，冲洗方便的优点。同时，可以与静电除尘器配套进行低低温静电除尘改造，节省投资。主要改造内容为：高、低温侧烟气换热器、水泵及配套管道等。管式GGH系统流程如图1所示。

表1 脱硫塔改造方案

图1 管式GGH系统流程

2 改造方案造价分析

由于不同电厂使用煤种及现场布置情况的不同，超低排放改造过程中可能采用不同的改造方案，结合最近工程情况，整理了几种不同容量等级和地区的电厂超低排放改造投资情况如表2和表3所示。表中各个模块的改造费用均包括设备费、建安工程费和其他费用[2]。

表2 600 MW机组等级改造方案造价汇总

表3 1 000 MW机组等级改造方案造价汇总

由表2和表3可知，各电厂的现有布置和地理条件不同，即使采用相同的改造方案，造价也会不同；有的电厂可能前期已经进行过某些单项改造，而有的电厂可能改造的范围更大，所以各个电厂总的改造项目和总投资会有不同。大体上，管式GGH改造和低低温静电除尘器改造合计投资约为100元/kW；湿式除尘器改造投资各厂投资差异较大；全负荷脱硝方案中分级省煤器方案投资最大，增设0#高加方案次之，其次分别为烟气旁路方案和省煤器水侧旁路方案；低氮燃烧器改造投资约为2 000万元，SCR改造成本与增加的催化剂数量有关。对于600 MW等级机组，如果既有排放情况较好，改造范围则较小，投资约为17 000万元；如果需要进行大范围改造，则投资约为34 000万元。而对于1 000 MW等级机组，如果既有排放情况较好，改造投资约为16 000万元；如果需要进行大范围改造，则投资约为44 000万元。

3 改造方案经济性分析

随着环保排放标准的日益严格，电厂进行超低排放改造势在必行，整个改造工程的经济性究竟如何也是投资方较为关注的问题。本文选择两个容量等级的机组，从超低排放改造的初始投资和运行成本进行经济性分析。超低排放改造运行成本主要为改造后机组厂用电增加成本以及脱硝剂、脱硫剂、水等材料品的消耗成本。经济性分析的主要目的是分析投资与运行成本的增加对机组上网电价的影响。下文经济效益分析均按照以下原则：执行《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）和《火力发电工程经济评价导则》（DL/T 5435—2009）有关规定；采用中国电力工程顾问集团公司组织编制的《火电项目经济评价软件》；改造资金均按自有资金考虑。

3.1 某600 MW机组改造工程经济性分析

改造目标为：烟尘排放浓度为5 mg/Nm3，NOx排放浓度下降到50 mg/Nm3，SO2排放浓度降到35 mg/Nm3。改造主要内容如表4所示，改造投资如表5所示，年运行成本增加情况如表6所示。

表4 D厂超低排放改造内容

表5 D厂超低排放改造总投资

表6 D厂超低排放改造年运行成本

按照项目资本金内部收益率10%，修理费2%，机组寿命期11年（原机组2006年投产）考虑，经济效益分析结论如表7所示。

3.2 某900 MW机组改造工程经济性分析

改造目标为：烟尘排放浓度为3.6 mg/Nm3，NOx排放浓度下降到30 mg/Nm3，SO2排放浓度降到35 mg/Nm3。主要改造内容如表8所示，工程投资如表9所示。

超低排放改造后，除固定成本增加外，系统厂用电、用汽以及尿素和石灰石等消耗材料也会有一定程度的增加。同时，由于管式GGH运行后，烟气温度将会降低，脱硫系统耗水量将会减少。具体运行成本变化量（两台机）如表10所示。

表7 D厂超低排放改造经济效益

表8 J厂超低排放改造内容

表9 J厂超低排放改造投资

表10 J厂超低排放改造年运行成本

按照项目资本金内部收益率10%，修理费2%，机组寿命期9年（原机组2004年投产）考虑；经济效益分析结论如表11所示。

从表11可知，在年利用小时数为5 500 h、满足投资方内部收益率8%的情况下，上网电价增加7.41元/（MW·h）（含税）。

从表7和表11可知，超低排放改造将会使上网电价增加7.41～9.52元/（MW·h）（含税）；大容量机组增加得少，小容量机组增加较多。与此同时，不同省份针对能达到超低排放效果的机组实施了不同的补贴或奖励政策。比如，安徽省对能达标的机组有50～100 h的年利用小时数奖励；江苏省则对达标的机组补贴10元/（MW·h）的上网电价。另外，机组实施超低排放改造后，电厂的排污费用也将会减少。可见，超低排放改造虽然会使发电成本增加，但是考虑到政府的补贴或奖励政策，仍有一定的经济效益。

表11 J厂超低排放改造经济效益

4 结论

通过分析燃煤机组超低改造方案，本文得到以下结论。超低排放改造的方案较多，技术成熟，各电厂可结合自身状况灵活选择。由于不同电厂现有设备布置情况不同，改造内容不尽相同，因此不同项目改造投资存在较大的差异。600 MW等级机组改造投资为17 000万～34 000万元，1 000 MW等级机组改造投资为16 000万～44 000万元。超低排放改造后，上网电价增加7.41～9.52元/（MW·h）（含税）。