杜 振 柴 磊 魏宏鸽 张 杨 朱 跃

(华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030)

《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》中明确指出，燃煤机组烟气超低排放限值为基准氧体积分数6%的条件下，烟尘、SO2和NOX的排放质量浓度分别不高于10、35、50 mg/m3[1]。在加快能源生产和消费革命，进一步提高煤电清洁发展的形势下，对燃煤机组提出了更严格的烟气排放目标。因此，本研究从燃煤机组常规超低排放改造技术路线着手，分析烟气超低排放改造投资和成本，从而提出烟气超低排放的适用条件，为烟气超低排放改造补贴政策的出台提供参考。

1 主要技术路线

燃煤机组脱硫技术主要包括炉内喷钙脱硫、湿法烟气脱硫和半干法脱硫等[2-3]。为达到SO2超低排放，常规的脱硫改造技术为：当烟气脱硫系统的目标脱硫效率≤98.8%，可采用高效单吸收塔脱硫系统；当烟气脱硫系统的目标脱硫效率>98.8%时，宜采用双塔双循环脱硫系统。

燃煤机组脱硝技术主要有低氮燃烧(LNB)、选择性非催化还原(SNCR)、选择性催化还原(SCR)和SNCR/SCR[4-8]。为达到NOX超低排放，常规的脱硝改造技术为：在不影响燃煤机组安全经济运行的前提下，尽可能通过LNB控制NOX排放浓度，并增设SCR装置。

燃煤机组除尘技术主要包括前端除尘和终端除尘，其中前端除尘包括干法电除尘和袋式除尘[9]，终端除尘包括湿法电除尘和湿法脱硫协同除尘。为达到烟尘超低排放，常规的除尘改造技术为：通过增设高效电源、移动电极，以及除尘器扩容、降温等措施控制除尘器出口烟尘排放质量浓度不大于40 mg/m3，经过湿法脱硫后降低到20 mg/m3以下，最终经过湿法电除尘器达到烟尘超低排放。当除尘器出口烟尘排放质量浓度不大于20 mg/m3时，可直接采用湿法脱硫协同除尘实现烟尘超低排放。

2 改造投资与成本

本研究对已完成烟气超低排放改造可行性研究报告的燃煤机组进行分析。实施烟气超低排放的成本包括运行成本、检修维护成本、贷款利息和资产折旧等几个方面，其中厂用电价按0.20元/(kW·h)计，石灰石按40元/t计，资产折旧年限为15 a，残值率为5%，采用等额直线折旧法计算，修理提存率为2%。

鉴于超低排放改造的运行成本均随着年利用小时数的增加而降低，因此本次测算统一按照年利用小时数为5 500 h计。

分别选择300、600、1 000 MW等级燃煤机组各两台进行测算，投资、单位造价、收益、成本、增加的投资和增加的成本均以两台燃煤机组计。实际运行过程中煤质和煤价对运行成本均存在影响。煤质由入口SO2、NOX和烟尘浓度体现；煤价变化受市场影响较大，本次测算暂未考虑煤价的影响。

2.1 脱硫改造投资与成本

对于不同容量等级的燃煤机组，入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造投资和单位造价的影响见图1。300 MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为1.02亿～1.83亿元，单位造价为170～304元/kW。当入口SO2从800 mg/m3增加到10 000 mg/m3时，投资约增加79%。600 MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为1.62亿～2.69亿元，单位造价为133～224元/kW。当入口SO2从800 mg/m3增加到10 000 mg/m3时，投资约增加66%。1 000 MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为2.23亿～3.40亿元，单位造价为112～170元/kW。当入口SO2从800 mg/m3增加到10 000 mg/m3时，投资约增加52%。可见，当燃煤机组数量相同时，随着燃煤机组容量等级的增大，入口SO2对脱硫改造投资的影响逐渐减小。

对于不同容量等级的燃煤机组，入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造成本和收益的影响见图2。300 MW等级燃煤机组脱硫改造成本为11.30～35.70元/(MW·h)，600 MW等级燃煤机组为8.90～29.30元/(MW·h)，1 000 MW等级燃煤机组为8.10～23.50元/(MW·h)。脱硫改造成本受入口SO2浓度和燃煤机组容量等级影响较大。

对于300、600、1 000 MW等级燃煤机组，运行成本分别占脱硫改造总成本的64%～79%、65%～82%、67%～83%，检修维护成本分别占4%～8%、4%～8%、9%～18%。考虑到15元/(MW·h)的脱硫电价补贴以及石膏销售收入，300、600、1 000 MW等级燃煤机组的燃煤硫分分别小于1.00%(质量分数，下同)、1.57%、2.38%时可实现脱硫盈利。

对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)中SO2特别排放限值(50 mg/m3)的重点地区，实施SO2超低排放改造增加的投资和成本如图3所示。投资方面，当入口SO2小于2 800 mg/m3时，增加的脱硫改造投资相对固定，约250万～400万元；当入口SO2为2 800～3 300 mg/m3时，投资增加较多，约2 400万～3 100万元。在成本方面，当入口SO2小于2 800 mg/m3时，300 MW等级燃煤机组的脱硫改造成本增加最多，约为0.36元/(MW·h)；600 MW等级燃煤机组增加适中，约为0.26元/(MW·h)；1 000 MW等级燃煤机组增加较少，约为0.21元/(MW·h)。

2.2 脱硝改造投资与成本

图1 入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造投资和单位造价的影响Fig.1 Effect of SO2 inlet concentration on the transformation investment and unit cost for flue gas desulfurization

图2 入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造成本和收益的影响Fig.2 Effect of SO2 inlet concentration on transformation costs and benefits for flue gas desulfurization

图3 重点地区实施SO2超低排放改造增加的投资和成本Fig.3 The increased transformation investment and costs for SO2 ultra low emission in key areas

按SCR脱硝工艺考虑，对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX质量浓度对烟气脱硝改造投资和单位造价的影响见图4。300 MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为0.89亿～1.19亿元，单位造价为148～199元/kW。当入口NOX从300 mg/m3增加到800 mg/m3时，投资约增加34%。600 MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为1.30亿～1.71亿元，单位造价为108～143元/kW。当入口NOX从300 mg/m3增加到800 mg/m3时，投资约增加32%。1 000 MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为1.77亿～2.39亿元，单位造价为88～120元/kW，当入口NOX从300 mg/m3增加到800 mg/m3时，投资约增加35%。对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX浓度增加对脱硝改造投资的影响程度基本相同。当入口NOX小于600 mg/m3时，入口浓度每增大50 mg/m3，单位造价约增加2.2～7.4元/kW。

对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX质量浓度对烟气脱硝改造成本的影响见图5。总体而言，烟气脱硝改造成本主要与入口NOX浓度和燃煤机组容量等级有关。燃煤机组容量等级越低，脱硝改造成本越高。300 MW等级燃煤机组脱硝改造成本为8.40～13.90元/(MW·h)，600 MW等级燃煤机组为6.80～11.30元/(MW·h)，1 000 MW等级燃煤机组为6.00～10.40元/(MW·h)。

图4 入口NOX质量浓度对烟气脱硝投资改造和单位造价的影响Fig.4 Effect of NOX inlet concentration on transformation investment and unit cost for flue gas denitrification

采用SCR脱硝，300、600、1 000 MW等级燃煤机组的运行成本分别占脱硝改造总成本的59%～70%、63%～71%、67%～75%，检修维护成本分别占6%～8%、5%～6%、4%～6%。跟10元/(MW·h)的脱硝电价补贴相比，采用1 000 MW等级燃煤机组进行SCR脱硝基本均可实现盈利；600、300 MW等级燃煤机组分别在入口NOX≤600 mg/m3与入口NOX≤400 mg/m3情况下才可实现脱硝盈利。

图5 入口NOX质量浓度对烟气脱硝改造成本的影响Fig.5 Effect of NOX inlet concentration on transformation costs for flue gas denitrification

对于符合GB 13223—2011中NOX特别排放限值(100 mg/m3)的重点地区，实施NOX超低排放改造的投资和成本增加情况如图6所示。投资方面，300 MW等级燃煤机组的脱硝改造投资增加790万～1 504万元；600 MW等级燃煤机组增加1 570万～2 037万元；1 000 MW等级燃煤机组增加2 250万～3 051万元。成本方面，当入口NOX≤600 mg/m3时，300 MW等级燃煤机组的脱硝改造成本增加0.62～1.13元/(MW·h)，600 MW等级燃煤机组增加0.73～0.91元/(MW·h)，1 000 MW等级燃煤机组增加0.71～0.90元/(MW·h)。

图6 重点地区实施NOX超低排放改造增加的投资和成本Fig.6 The increased transformation investment and costs for NOX ultra low emission in key areas

2.3 除尘改造投资与成本

如图7所示，按低低温电除尘器联合湿法电除尘器工艺考虑，300 MW等级燃煤机组除尘改造投资约为1.00亿～1.29亿元，单位造价为178～215元/kW。600 MW等级燃煤机组除尘改造投资约为1.71亿～1.93亿元，单位造价为142～160元/kW。1 000 MW等级燃煤机组除尘改造投资约为2.62亿～2.84亿元，单位造价为131～142元/kW。

如图8所示，300 MW等级燃煤机组的烟气除尘改造成本约为6.40～8.10元/(MW·h)，600 MW等级燃煤机组约为4.90～6.00元/(MW·h)，1 000 MW等级燃煤机组约为4.40～5.30元/(MW·h)，远超过2元/(MW·h)的除尘电价补贴。除尘改造成本中运行成本和检修维护成本均约占50%。按除尘器来看，低低温电除尘器的花费约占78%～84%，湿法电除尘器的花费约占16%～22%。

图7 入口烟尘质量浓度对烟气除尘改造投资和单位造价的影响Fig.7 Effect of dust inlet concentration on transformation investment and unit cost for flue gas dust removal

图8 入口烟尘质量浓度对烟气除尘改造成本的影响Fig.8 Effect of dust inlet concentration on transformation costs for flue gas dust removal

图9 重点地区实施烟尘超低排放改造增加的投资和成本Fig.9 The increased transformation investment and costs for dust ultra low emission in key areas

对于符合GB 13223—2011中烟尘特别排放限值(20 mg/m3)的重点地区，实施烟尘超低排放改造增加的投资和成本情况如图9所示。投资方面，增加的除尘改造投资不随入口烟尘浓度的变化而变化。300 MW等级燃煤机组的除尘改造投资增加4 600万元，600 MW等级燃煤机组增加7 000万元，1 000 MW等级燃煤机组增加1亿元。成本方面，增加的除尘改造成本主要体现在湿法电除尘器上，300、600、1 000 MW等级燃煤机组分别增加2.14、1.60、1.35元/(MW·h)。

3 综合改造投资与成本

以燃用中硫中灰烟煤(SO2、NOX和烟尘的排放质量浓度分别为4 000、400、35 000 mg/m3)的燃煤机组为例，300、600、1 000 MW等级燃煤机组实施烟气超低排放改造的投资分别为3.50亿、5.50亿、7.60亿元(见图10)，单位造价分别为591、455、380元/kW;如新建燃煤机组的单位造价按4 300、3 500、3 500元/kW计，则实施烟气超低排放改造的单位造价分别约占新建燃煤机组的单位造价的14%、13%、11%。此外，300、600、1 000 MW等级燃煤机组超低排放改造总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)，300、600 MW等级燃煤机组的改造成本超过环保电价补贴(脱硫、脱硝和除尘的电价补贴总和为27元/(MW·h))。

图10 实施烟气超低排放的总投资和总成本Fig.10 The total investment and costs for flue gas ultra low emission

对于符合GB 13223—2011中SO2、NOX和烟尘特别排放限值的重点地区，当不改变烟气脱硫塔数量时，实施烟气超低排放改造增加的投资和成本情况见图11。300 MW等级燃煤机组的改造投资约增加0.6亿元，单位造价约增加100元/kW。600 MW等级燃煤机组的改造投资约增加0.9亿元，单位造价约增加76元/kW。1 000 MW等级燃煤机组的改造投资约增加1.3亿元，单位造价约增加65元/kW。300、600、1 000 MW等级燃煤机组的改造成本分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。

图11 重点地区实施烟气超低排放改造增加的总投资和总成本Fig.11 The total increased transformation investment and costs for flue gas ultra low emission in key areas

按当前部分省份给予的烟气超低排放电量优惠政策(每年奖励发电利用小时数200 h)，假定燃煤发电边际贡献为0.1元/(kW·h)，单位发电量增加的收益为3.51元/(MW·h)，大于实施烟气超低排放改造增加的成本，因此相关优惠政策的出台将有利于超低排放改造的实施。

如不考虑电价补贴，按排污费收费标准和阶梯征收政策，实施烟气超低排放改造后，300、600、1 000 MW等级燃煤机组每年将减少排污费1 197万、2 095万、3 591万元，增加的投资的回收期分别为25.6、15.6、15.0 a。

4 结论与建议

对于符合GB 13223—2011中SO2、NOX和烟尘特别排放限值的重点地区，实施烟气超低排放改造的成本增加较少，300、600、1 000 MW等级燃煤机组分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)，但实施烟气超低排放的总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。300、600 MW等级燃煤机组的改造总成本超过环保电价补贴，应进一步出台相关优惠政策促进烟气超低排放的实施。

SO2超低排放改造应以炉外湿法烟气脱硫技术为主。入口SO2质量浓度小于2 800 mg/m3时宜采用单塔配置，入口SO2质量浓度超过2 800 mg/m3时可考虑采用双塔配置。NOX超低排放改造应以炉内LNB联合炉外SCR脱硝为主。烟尘超低排放改造应采用高效的前端除尘技术联合终端除尘技术，前端除尘可优先采用低低温电除尘器，终端除尘技术目前主要采用湿法电除尘器。利用湿法脱硫装置协同除尘实现烟气超低排放改造可能是今后的发展方向。

对于重点地区，可优先考虑实施烟气超低排放改造；对于一般地区，应综合考虑烟气超低排放优惠政策，经技术经济比较后确定。燃用高硫分无烟煤的燃煤机组(主要分布于西南地区)，应慎重考虑实施烟气超低排放改造。

[1] 国家发展改革委，环境保护部，国家能源局.煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)[EB/OL].[2015-08-09].http://bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/201409/t20140919_626242.html.

[2] 杜振,钱徐悦,张杨,等.燃煤机组脱硫设施运行情况调查分析[J].热力发电,2014,43(3):1-4.

[3] 鲍静静,刘杭,潘京,等.石灰石-石膏法脱硫烟气PM2.5排放特性[J].热力发电,2014,43(10):1-7.

[4] 陶军,杨培军,员盼锋,等.一种对冲燃烧锅炉简易深度低氮燃烧技术[J].热力发电,2015,44(1):119-124.

[5] 杨春玉,董战峰,姜银苹,等.中国燃煤电厂脱硝成本核算与影响因素分析[J].环境污染与防治,2015,37(1):88-92.

[6] 杜振,钱徐悦,何胜,等.燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化[J].中国电力,2013,46(10):7-11.

[7] 张波,张伟,牛国平.300 MW机组锅炉SCR装置流场研究[J].热力发电,2012,41(7):22-25.

[8] LI Zhen,JIANG Jingkun,MA Zizhen,et al.Effect of selective catalytic reduction (SCR) on fine particle emission from two coal-fired power plants in China[J].Atmospheric Environment,2015,120:227-233

[9] 潘志强,钟金鸣.燃煤发电机组电除尘器节能减排改造实践[J].环境污染与防治,2014,36(1):109-112.