大氣污染治理壓力之下，“超低排放”成為一些地區(qū)燃煤電廠的必然選擇。然而，電廠更關(guān)心的是經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題。根據(jù)《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)(2012年水平)》(以下簡(jiǎn)稱(chēng)《造價(jià)指標(biāo)》)及實(shí)際發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行情況調(diào)研，考慮燃煤發(fā)電及燃?xì)獍l(fā)電的機(jī)組容量，以300MW機(jī)組為基準(zhǔn)，燃料價(jià)格以燃?xì)?.6元/Nm³，煤炭600元/t計(jì)算，分別對(duì)燃煤機(jī)組執(zhí)行“超低排放”限值、燃?xì)忮仩t發(fā)電及燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)的發(fā)電成本進(jìn)行核算。結(jié)果表明，燃煤機(jī)組執(zhí)行“超低排放”限值與天然氣發(fā)電相比，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

(來(lái)源：電力圈)

協(xié)同治理路線具有較好的經(jīng)濟(jì)性

改造會(huì)增加設(shè)備投資，但優(yōu)化工藝會(huì)有節(jié)能效果

根據(jù)電廠調(diào)研數(shù)據(jù)及《造價(jià)指標(biāo)》編制原則核算，2×300MW燃煤鍋爐煙氣污染物“超低排放”改造(采用濕式電除塵技術(shù)路線)總工程靜態(tài)投資為12475萬(wàn)元，單位投資為207.92元/kW，其中建筑工程費(fèi)、設(shè)備購(gòu)置費(fèi)、安裝工程費(fèi)及其他費(fèi)用分別占比4.2%、79.8%、8.3%、7.7%，如圖1所示。

圖1、300MW燃煤/燃?xì)鈾C(jī)組、燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)投資成本構(gòu)成

結(jié)合電廠提供的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，考慮電廠投資收益率，經(jīng)測(cè)算，執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011)特別排放限值和“超低排放”限值(即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于5mg/m³、35mg/m³、50mg/m³)的污染物控制成本分別為0.0241元/kWh和0.0401元/kWh。執(zhí)行“超低排放”限值時(shí)污染物控制成本增加0.016元/kWh，如表1所示。

表1、執(zhí)行GB13223-2011特別排放限制和“超低排放”時(shí)各污染物控制成本比較(元/kWh)

根據(jù)電廠調(diào)研數(shù)據(jù)及《造價(jià)指標(biāo)》編制原則核算，執(zhí)行“超低排放”時(shí)發(fā)電成本為0.466元/kWh。具體構(gòu)成如下：燃料費(fèi)占比49.79%，折舊費(fèi)占比12.60%，財(cái)務(wù)費(fèi)用、分利、所得稅、環(huán)保及其他分別占比6.1%、10.6%、2.8%、8.61%、9.5%，如圖2所示。

圖2、300MW燃煤/燃?xì)鈾C(jī)組發(fā)電成本構(gòu)成

以低低溫電除塵技術(shù)為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線中，為提高脫硫裝置除塵能力，應(yīng)作氣流分布優(yōu)化、采用噴淋層優(yōu)化設(shè)計(jì)及高性能的除霧器，需增加設(shè)備投資，但此時(shí)低低溫電除塵器所需的比集塵面積較小，可減少設(shè)備投資，且運(yùn)行電耗較低。電除塵器前需設(shè)置熱回收器，雖需增加初投資及維護(hù)費(fèi)用，但可回收熱量，具有節(jié)能效果，一般可在3年~5年收回成本。另外，脫硫塔入口煙氣溫度較低，脫硫裝置工藝用水量減小，引風(fēng)機(jī)電耗可降低。

濕式電除塵技術(shù)路線中，在脫硫裝置后增設(shè)WESP，增加了設(shè)備投資和運(yùn)行費(fèi)用。因此，煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線從整個(gè)系統(tǒng)來(lái)看，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

燃?xì)獍l(fā)電：設(shè)備投資巨大

國(guó)內(nèi)目前未有300MW純?nèi)細(xì)忮仩t的運(yùn)行業(yè)績(jī)，但核算發(fā)電成本在1元/kW˙h左右

若將燃煤鍋爐改成燃?xì)忮仩t，由于燃料不同造成的結(jié)構(gòu)形式完全不同，需對(duì)鍋爐進(jìn)行更換，工程改造投資成本約為6.22億元，單位投資為1036.67元/kW，其中建筑工程費(fèi)、設(shè)備購(gòu)置費(fèi)、安裝工程費(fèi)及其他費(fèi)用分別占比22.5%、45.0%、19.3%、13.2%，如圖1所示。新建項(xiàng)目與改造項(xiàng)目的投資成本相當(dāng)，國(guó)內(nèi)目前尚未有300MW純?nèi)細(xì)忮仩t的運(yùn)行業(yè)績(jī)。

根據(jù)實(shí)際調(diào)研數(shù)據(jù)，燃?xì)鈨r(jià)格按照3.6元/Nm³計(jì)算，發(fā)熱量按8500大卡計(jì)算。鍋爐發(fā)電效率按47%計(jì)算，得到天然氣發(fā)電單位耗氣量0.2107Nm³/kW˙h，由此算得燃?xì)忮仩t發(fā)電的燃料成本為0.7585元/kW˙h。根據(jù)《造價(jià)指標(biāo)》規(guī)定的燃料成本占發(fā)電成本比例70%估算，發(fā)電成本為1.0836元/kW˙h。

燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電的成本如何?根據(jù)對(duì)電廠的實(shí)際數(shù)據(jù)調(diào)研，國(guó)際上9F型燃?xì)廨啓C(jī)的單位造價(jià)約為356美元/kW，折成人民幣是2421元/kW。我國(guó)實(shí)際引進(jìn)的9F型機(jī)組單位造價(jià)在3090元/kW～4096元/kW，比國(guó)際造價(jià)高出的部分包括技術(shù)引進(jìn)費(fèi)用等，工程靜態(tài)總投資達(dá)到20億元以上，如圖1所示。

通過(guò)天然氣燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電，燃?xì)鈨r(jià)格按照3.6元/Nm³計(jì)算，參考《造價(jià)指標(biāo)》電價(jià)構(gòu)成，發(fā)電成本為0.932元/kWh;其中燃料費(fèi)占比72.15%，折舊費(fèi)占比7.66%，財(cái)務(wù)費(fèi)用、分利、所得稅及其他分別占比3.83%、6.12%、1.68%、8.56%，如圖2所示。

超低排放和煤改氣的經(jīng)濟(jì)賬

燃?xì)鈨r(jià)格影響燃?xì)獍l(fā)電成本，但增加額度高于超低排放改造

不同發(fā)電方式發(fā)電成本對(duì)比如表2所示。針對(duì)不同容量、不同污染物排放水平及新建/改造的燃煤機(jī)組，其“超低排放”改造的投資成本及運(yùn)行成本有所差別。

“超低排放”改造增加發(fā)電成本0.01元/kWh~0.02元/kWh，但也存在發(fā)電成本增加很少的情況，如神華國(guó)華三河電廠，由于采用神華煤，且改造前污染物排放濃度較低，改造增加發(fā)電成本約0.005元/kWh。

此外，多數(shù)電廠在改造前難以達(dá)到GB13223—2011標(biāo)準(zhǔn)，必須投入資金改造，若在“超低排放”改造中扣除達(dá)到GB13223—2011標(biāo)準(zhǔn)要求導(dǎo)致的投資和運(yùn)行費(fèi)用，則增加的發(fā)電成本還將進(jìn)一步降低。新建“超低排放”燃煤機(jī)組增加的發(fā)電成本更少，為0.005元/kWh~0.01元/kWh。

對(duì)于“煤改氣”來(lái)說(shuō)，不同地區(qū)的燃?xì)鈨r(jià)格不同，發(fā)電成本亦有所不同，與“超低排放”燃煤機(jī)組相比，發(fā)電成本增加0.2元/kWh~0.85元/kWh。

表2、不同發(fā)電方式的額發(fā)電成本對(duì)比

燃料成本的影響有多大?

若要燃?xì)獍l(fā)電成本與燃煤機(jī)組實(shí)現(xiàn)“超低排放”成本相當(dāng)，天然氣價(jià)格需降低到1.4元/Nm³

上述計(jì)算中，以煤炭?jī)r(jià)格為600元/噸計(jì)(目前浙江省典型原煤價(jià)格)，此時(shí)執(zhí)行“超低排放”限值的燃煤機(jī)組發(fā)電成本為0.466元/kWh。而燃煤機(jī)組發(fā)電成本隨煤炭?jī)r(jià)格的變化而變化，當(dāng)煤炭?jī)r(jià)格由300元/t增加到1000元/t時(shí)，“超低排放”發(fā)電成本由0.332元/kWh增加到0.650元/kWh，如圖3所示。

圖3、燃煤機(jī)組發(fā)電成本隨煤價(jià)變化趨勢(shì)

上述計(jì)算中，以燃?xì)鈨r(jià)格3.6元/Nm³計(jì)，此時(shí)燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電成本(9F燃機(jī))為0.932元/kWh，燃?xì)忮仩t發(fā)電成本為1.0836元/kW˙h。而燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電成本(9F燃機(jī))及燃?xì)忮仩t隨著天然氣價(jià)格的變化而變化。

以燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)為例，當(dāng)天然氣價(jià)格由2.0元/Nm³增加到5.0元/Nm³時(shí)(經(jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，國(guó)內(nèi)不同地區(qū)燃?xì)鈨r(jià)格為2.4元/Nm³~4.8元/Nm³不等)，發(fā)電成本由0.59元/kWh增加到1.23元/kWh。若要燃?xì)獍l(fā)電成本與燃煤機(jī)組實(shí)現(xiàn)“超低排放”成本相當(dāng)，天然氣價(jià)格需降低到1.4元/Nm³;或煤炭?jī)r(jià)格提高到1800元/t，如圖4所示。

圖4、燃?xì)獍l(fā)電成本隨天然氣價(jià)格變化趨勢(shì)

還有哪些問(wèn)題需要解決?

訂單數(shù)量激增，但投運(yùn)項(xiàng)目運(yùn)行時(shí)間短、工程應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)不足，還需要相應(yīng)的政策支持“超低排放”問(wèn)題現(xiàn)在備受關(guān)注，但要進(jìn)一步推廣應(yīng)用，還應(yīng)加大標(biāo)準(zhǔn)的貫徹、落實(shí)力度和設(shè)備運(yùn)行、考核、監(jiān)管力度，杜絕低價(jià)競(jìng)爭(zhēng)、粗制濫造。而且，“超低排放”技術(shù)應(yīng)用應(yīng)“因地制宜、因煤制宜、因爐制宜”，必要時(shí)可“一爐一策”，同時(shí)應(yīng)統(tǒng)籌考慮各污染控制設(shè)備之間的協(xié)同作用。

目前，國(guó)內(nèi)WESP合同訂單已超過(guò)國(guó)外投運(yùn)數(shù)量的總和，部分投運(yùn)項(xiàng)目經(jīng)測(cè)試雖達(dá)到“超低排放”要求，但運(yùn)行時(shí)間較短，且技術(shù)流派較多，各技術(shù)均有其優(yōu)點(diǎn)和短處。

低低溫電除塵技術(shù)已受到業(yè)主的廣泛關(guān)注和推崇，但工程應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)不足，需避免其可能存在的問(wèn)題，如高硫煤低溫腐蝕、二次揚(yáng)塵等。因此，應(yīng)進(jìn)一步對(duì)WESP、低低溫電除塵器實(shí)際工程進(jìn)行跟蹤、分析與評(píng)估，積累經(jīng)驗(yàn)。

事實(shí)證明，要控制霧霾，就必須走煤炭清潔化應(yīng)用之路。現(xiàn)在我國(guó)每年約40億噸原煤使用中，50%左右為電力所用。隨著經(jīng)濟(jì)迅速發(fā)展，我國(guó)用電總量將持續(xù)增加，煤電裝機(jī)容量也會(huì)有明顯提高。“超低排放”技術(shù)在技術(shù)成熟度較高的電力行業(yè)率先示范，有助于提升公眾對(duì)煤炭清潔利用的信心。

在技術(shù)協(xié)同、行業(yè)努力、政策鼓勵(lì)等條件下，“超低排放”技術(shù)的推廣應(yīng)用，將進(jìn)一步提高我國(guó)煤電利用的清潔化水平，同時(shí)有效促進(jìn)我國(guó)煤炭集中高效利用。