文_周燦 張涌新

1 浙江浩普環(huán)保工程有限公司 2 浙江大學(xué)

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(zhì)和去除效率要求不同存在很大差異。隨著超低排放技術(shù)的大范圍應(yīng)用，實現(xiàn)燃煤煙氣污染物超低排放技術(shù)的投資運行成本收到廣泛關(guān)注。杜振通過調(diào)研48臺容量在200～1000MW之間燃煤機組的SCR脫硝系統(tǒng)，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(shù)平均成本是液氨法SCR脫硝技術(shù)的1.27倍；廖永進等收集了廣東省16個脫硫裝置基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，脫硫技術(shù)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(fā)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(diào)研了廣東、安徽、山西等省份的16臺燃煤機組，發(fā)現(xiàn)除塵成本地域差異性大，西部地區(qū)除塵成本較高。本文基于已有的燃煤電站鍋爐經(jīng)濟性評估方法，對30臺燃煤電站鍋爐典型超低排放技術(shù)進行經(jīng)濟性評估，研究結(jié)果可為燃煤煙氣污染物超低排放治理技術(shù)路線選擇提供參考依據(jù)。

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(tǒng)調(diào)研數(shù)據(jù)，SCR脫硝+干式靜電除塵+石灰石-石膏濕法脫硫（技術(shù)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(shù)路線2）是為調(diào)研燃煤電站鍋爐超低排放技術(shù)路線。其中技術(shù)路線1可實現(xiàn)SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3和煙塵≤10mg/m3；技術(shù)路線2可實現(xiàn)SO2≤35mg/m3、NOx≤35mg/m3和煙塵≤5mg/m3。結(jié)合已有的經(jīng)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(guān)的設(shè)備所需費用以及安裝設(shè)備的費用等，單位為元/kW。運行成本為單位發(fā)電量污染物脫除成本，由固定成本和可變成本構(gòu)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(wù)成本等。

2 結(jié)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(diào)研核算，結(jié)果顯示：脫硫系統(tǒng)、脫硝系統(tǒng)和除塵系統(tǒng)的單位投資成本隨著容量的增大呈現(xiàn)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(tǒng)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(tǒng)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(fā)電量脫硫運行成本高于單位發(fā)電量脫硝運行成本。300MW、600MW和1000MW等級單位發(fā)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(fā)電量脫硝運行成本大多高于當(dāng)前的脫硝電價補貼0.01元/kWh，鍋爐容量越小高于脫硝上網(wǎng)電價補貼數(shù)值越大；300MW、600MW和1000MW等級，單位發(fā)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(fā)電量脫硫運行成本大均高于當(dāng)前的脫硫電價補貼0.015元/kWh，鍋爐容量越小高于脫硫上網(wǎng)電價補貼數(shù)值越大。進一步結(jié)合運行成本的評估模型，燃煤電站鍋爐年利用小時數(shù)和投資成本存在較大差異導(dǎo)致同一容量單位發(fā)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(shù)降低運行成本，同時分容量設(shè)置電價補貼。

30臺燃煤電站鍋爐除塵技術(shù)為干式靜電除塵、干式靜電除塵+濕式電除塵，評估結(jié)果顯示除塵系統(tǒng)運行成本均隨著容量的增加而降低，單位發(fā)電量除塵運行成本均低于單位發(fā)電量脫硝和脫硫運行成本。300MW、600MW和1000MW等級單位發(fā)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(fā)電量除塵運行成本均高于當(dāng)前的除塵電價補貼0.002元/kWh，鍋爐容量越小高于除塵上網(wǎng)電價補貼數(shù)值越大。

2.3 燃煤電站鍋爐典型超低排放技術(shù)路線運行成本

對2條超低排放技術(shù)路線運行成本進行測算，結(jié)果如圖2所示。由圖知兩條超低排放技術(shù)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(shè)施當(dāng)前的電價補貼0.027元/kWh。其中技術(shù)路線1為300MW、600MW和1000MW等級電站鍋爐的單位發(fā)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(shù)路線2單位發(fā)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(shù)路線2的運行成本高于技術(shù)路線1的運行成本，主要是技術(shù)路線2配置了除塵效果穩(wěn)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(xié)同脫除效果。綜合以上，建議分容量和污染物治理效果設(shè)置燃煤電站鍋爐超低排放系統(tǒng)上網(wǎng)電價補貼。

圖2 燃煤電站鍋爐典型超低排放技術(shù)路線運行成本

3 結(jié)語

利用燃煤電站鍋爐超低排放經(jīng)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(shù)投資成本和運行成本進行評估分析，結(jié)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(xiàn)降低趨勢；單位發(fā)電量脫硫運行成本高于單位發(fā)電量脫硝和除塵運行成本；燃煤電站鍋爐容量越小對應(yīng)運行成本高于上網(wǎng)電價補貼數(shù)值越大。兩條超低排放技術(shù)路線運行成本均隨著容量的增加而降低，且技術(shù)路線2的運行成本高于技術(shù)路線1的運行成本，均高于脫硫、脫硝和除塵設(shè)施當(dāng)前的電價補貼0.027元/kWh。建議分容量和污染物治理效果設(shè)置燃煤電站鍋爐超低排放系統(tǒng)上網(wǎng)電價補貼。