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实现“超低排放”合算吗?


实现“超低排放”合算吗?
大气污染治理压力之下,“超低排放”成为一些地区燃煤电厂的必然选择。然而,电厂更关 心的是经济性问题。根据《火电工程限额设计参考造价指标(2012 年水平)》(以下简称《造价指 标》)及实际发电机组的运行情况调研,考虑燃煤发电及燃气发电的机组容量,以 300MW 机组为基 准,燃料价格以燃气 3.6 元/Nm3,煤炭 600 元/t 计算,分别对

燃煤机组执行“超低排放”限值、 燃气锅炉发电及燃气蒸汽联合循环的发电成本进行核算。结果表明,燃煤机组执行“超低排放”限 值与天然气发电相比,具有较好的经济性。

中国环境保护产业协会电除尘委员会 协同治理路线具有较好的经济性 改造会增加设备投资,但优化工艺会有节能效果 根据电厂调研数据及《造价指标》编制原则核算,2×300MW 燃煤锅炉烟气污染物“超低排放” 改造(采用湿式电除尘技术路线)总工程静态投资为 12475 万元,单位投资为 207.92 元/kW,其中建 筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用分别占比 4.2%、79.8%、8.3%、7.7%,如图 1 所示。 结合电厂提供的实际运行数据,考虑电厂投资收益率,经测算,执行《火电厂大气污染物排 放标准》(GB13223-2011)特别排放限值和“超低排放”限值(即在基准氧含量 6%条件下,烟尘、 SO2、NOx 排放浓度分别不高于 5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3)的污染物控制成本分别为 0.0241 元 /kWh 和 0.0401 元/kWh。 执行“超低排放”限值时污染物控制成本增加 0.016 元/kWh,如表 1 所示。 根据电厂调研数据及《造价指标》编制原则核算,执行“超低排放”时发电成本为 0.466 元 /kWh。 具体构成如下:燃料费占比 49.79%,折旧费占比 12.60%,财务费用、分利、所得税、环保及 其他分别占比 6.1%、10.6%、2.8%、8.61%、9.5%,如图 2 所示。 以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线中,为提高脱硫装置除尘能力,应作气 流分布优化、采用喷淋层优化设计及高性能的除雾器,需增加设备投资,但此时低低温电除尘器所 需的比集尘面积较小,可减少设备投资,且运行电耗较低。电除尘器前需设置热回收器,虽需增加 初投资及维护费用,但可回收热量,具有节能效果,一般可在 3 年~5 年收回成本。另外,脱硫塔 入口烟气温度较低,脱硫装置工艺用水量减小,引风机电耗可降低。 湿式电除尘技术路线中,在脱硫装置后增设 WESP,增加了设备投资和运行费用。因此,烟气 协同治理技术路线从整个系统来看,具有较好的经济性。

燃气发电:设备投资巨大 国内目前未有 300MW 纯燃气锅炉的运行业绩,但核算发电成本在 1 元/kW˙h 左右 若将燃煤锅炉改成燃气锅炉,由于燃料不同造成的结构形式完全不同,需对锅炉进行更换, 工程改造投资成本约为 6.22 亿元,单位投资为 1036.67 元/kW,其中建筑工程费、设备购置费、安 装工程费及其他费用分别占比 22.5%、45.0%、19.3%、13.2%,如图 1 所示。新建项目与改造项目 的投资成本相当,国内目前尚未有 300MW 纯燃气锅炉的运行业绩。 根据实际调研数据,燃气价格按照 3.6 元/Nm3 计算,发热量按 8500 大卡计算。锅炉发电效率 按 47%计算,得到天然气发电单位耗气量 0.2107Nm3/kW˙h,由此算得燃气锅炉发电的燃料成本为 0.7585 元/kW˙h。根据《造价指标》规定的燃料成本占发电成本比例 70%估算,发电成本为 1.0836 元/kW˙h。 燃气蒸汽联合循环发电的成本如何?根据对电厂的实际数据调研,国际上 9F 型燃气轮机的单 位造价约为 356 美元/kW,折成人民币是 2421 元/kW。我国实际引进的 9F 型机组单位造价在 3090 元/kW~4096 元/kW,比国际造价高出的部分包括技术引进费用等,工程静态总投资达到 20 亿元以 上,如图 1 所示。 通过天然气燃气蒸汽联合循环发电,燃气价格按照 3.6 元/Nm3 计算,参考《造价指标》电价 构成,发电成本为 0.932 元/kWh;其中燃料费占比 72.15%,折旧费占比 7.66%,财务费用、分利、 所得税及其他分别占比 3.83%、6.12%、1.68%、8.56%,如图 2 所示。 超低排放和煤改气的经济账 燃气价格影响燃气发电成本,但增加额度高于超低排放改造 不同发电方式发电成本对比如表 2 所示。针对不同容量、不同污染物排放水平及新建/改造的 燃煤机组,其“超低排放”改造的投资成本及运行成本有所差别。 “超低排放”改造增加发电成本 0.01 元/kWh~0.02 元/kWh,但也存在发电成本增加很少的情 况,如神华国华三河电厂,由于采用神华煤,且改造前污染物排放浓度较低,改造增加发电成本约 0.005 元/kWh。 此外,多数电厂在改造前难以达到 GB13223—2011 标准,必须投入资金改造,若在“超低排 放”改造中扣除达到 GB13223—2011 标准要求导致的投资和运行费用,则增加的发电成本还将进一 步降低。新建“超低排放”燃煤机组增加的发电成本更少,为 0.005 元/kWh~0.01 元/kWh。 对于“煤改气”来说,不同地区的燃气价格不同,发电成本亦有所不同,与“超低排放”燃 煤机组相比,发电成本增加 0.2 元/kWh~0.85 元/kWh。 燃料成本的影响有多大?

若要燃气发电成本与燃煤机组实现“超低排放”成本相当,天然气价格需降低到 1.4 元/Nm3 上述计算中,以煤炭价格为 600 元/吨计(目前浙江省典型原煤价格),此时执行“超低排放” 限值的燃煤机组发电成本为 0.466 元/kWh。而燃煤机组发电成本随煤炭价格的变化而变化,当煤炭 价格由 300 元/t 增加到 1000 元/t 时,“超低排放”发电成本由 0.332 元/kWh 增加到 0.650 元 /kWh,如图 3 所示。 上述计算中,以燃气价格 3.6 元/Nm3 计,此时燃气蒸汽联合循环发电成本(9F 燃机)为 0.932 元/kWh,燃气锅炉发电成本为 1.0836 元/kW˙h。而燃气蒸汽联合循环发电成本(9F 燃机)及燃气锅 炉随着天然气价格的变化而变化。 以燃气蒸汽联合循环为例,当天然气价格由 2.0 元/Nm3 增加到 5.0 元/Nm3 时(经调研发现, 国内不同地区燃气价格为 2.4 元/Nm3~4.8 元/Nm3 不等),发电成本由 0.59 元/kWh 增加到 1.23 元 /kWh。 若要燃气发电成本与燃煤机组实现“超低排放”成本相当,天然气价格需降低到 1.4 元/Nm3; 或煤炭价格提高到 1800 元/t,如图 4 所示。 还有哪些问题需要解决? 订单数量激增,但投运项目运行时间短、工程应用经验不足,还需要相应的政策支持 “超低排放”问题现在备受关注,但要进一步推广应用,还应加大标准的贯彻、落实力度和 设备运行、考核、监管力度,杜绝低价竞争、粗制滥造。而且,“超低排放”技术应用应“因地制 宜、因煤制宜、因炉制宜”,必要时可“一炉一策”,同时应统筹考虑各污染控制设备之间的协同 作用。 目前,国内 WESP 合同订单已超过国外投运数量的总和,部分投运项目经测试虽达到“超低排 放”要求,但运行时间较短,且技术流派较多,各技术均有其优点和短处。 低低温电除尘技术已受到业主的广泛关注和推崇,但工程应用经验不足,需避免其可能存在 的问题,如高硫煤低温腐蚀、二次扬尘等。因此,应进一步对 WESP、低低温电除尘器实际工程进 行跟踪、分析与评估,积累经验。 由于实施“超低排放”技术在一定程度上增加了电力企业的生产成本,建议国家出台相应政 策,如燃煤电厂烟气“超低排放环保电价”政策,鼓励企业主动承担社会责任,实现企业经济效益 和社会环境效益双赢。如江苏省物价局已明确燃煤发电机组“超低排放”环保电价,自 2014 年 9 月 1 日起实施。 事实证明,要控制雾霾,就必须走煤炭清洁化应用之路。现在我国每年约 40 亿吨原煤使用中, 50%左右为电力所用。随着经济迅速发展,我国用电总量将持续增加,煤电装机容量也会有明显提

高。“超低排放”技术在技术成熟度较高的电力行业率先示范,有助于提升公众对煤炭清洁利用的 信心。 在技术协同、行业努力、政策鼓励等条件下,“超低排放”技术的推广应用,将进一步提高 我国煤电利用的清洁化水平,同时有效促进我国煤炭集中高效利用。


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