火电厂超低排放改造的技术与经济效益分析

王娜

（青岛金海热电有限公司，山东 青岛 266000）

火电厂超低排放改造的技术与经济效益分析

王娜

（青岛金海热电有限公司，山东 青岛 266000）

随着国家日趋严格的环保排放标准的颁布，各重点地区火电企业兴起环保设施升级改造热潮。当前，各燃煤企业的改造路线各有不同，改造后的经济效益仍需探讨和研究。通过对青岛某热电公司2016年超低排放改造工程的技术性和经济性的分析和测算，与改造前进行对比，得出结论：改造后的锅炉运行费用总体呈增加趋势，当锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度为低于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3时，锅炉运行经济性最为显著。

超低排放；技术方案；经济性；燃煤锅炉；升级改造

为落实国务院《大气污染防治行动计划》和山东省环境保护厅等5部门《关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见》，青岛市环保局、发改委、城管局等八部门联合发布了《关于加快推进燃煤锅炉超低排放的实施意见》，要求10万千瓦以下燃煤锅炉的大气污染物排放达到或优于《山东省区域性大气污染物综合排放标准》重点控制区大气污染物排放浓度限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过10、50、100mg/Nm3）。燃煤锅炉实施超低排放改造不仅关系到企业的未来可持续发展，也影响到全社会的环境效益。

1 技术方案确定

青岛某热电有限公司2台75t/h循环流化床锅炉于2012年1月投产，环保设施基本上都是同步建设或为后期配套，其工艺标准大都按当时环保排放标准建设，对比当前更趋严格的排放指标已明显落后，为此，该公司决定对原有环保设施进行改造，建设了氧化镁湿法脱硫系统、低氮燃烧+SNCR脱硝系统，并将原电除尘器改造为电袋复合除尘器。该公司的2台75t/h循环流化床锅炉自投产以来，环保装置整体运行状况良好，锅炉出口烟尘、SO2、NOx的排放浓度均可控制在设计值以下，烟尘排放浓度在25mg/Nm3以内，SO2排放浓度在150～170mg/Nm3，NOx排放浓度在160～180mg/Nm3。但烟气污染物排放浓度不能满足新形势下超低排放要求，需进行超低排放改造。按照青岛市《关于加快推进燃煤锅炉超低排放的实施意见》及《山东省火电厂大气污染物排放标准》（DB37/664-2013）超低排放第2号修改单对大气污染物排放指标的要求，该厂的2台75t/h循环流化床锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度需达到10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3以下，出于对改造项目的前瞻性考虑，最终确定改造后的烟尘、SO2、NOx排放浓度分别低于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。

在技术改造设计研究过程中， 根据环保设施运行现状、污染物排放指标及燃煤特点，统筹考虑污染物脱除效果、经济性、安全性、稳定性等综合要素，在与现役机组环保装置污染物排放浓度值进行综合对比分析后，确定超低排放改造路线。通过对拟改造项目的技术可行性、经济合理性和项目可实施性等进行科学合理、周密的论证，选择以适用、实用、先进为原则的项目改造方案和环保工艺[1]。

1.1 脱硝工艺的确定

原脱硝系统为低氮燃烧+SNCR脱硝系统，SNCR脱硝系统效率低、氨液消耗量大，且在燃烧过程中，易生成(NH4)2SO4，致使空气预热器堵塞。经分析论证，选择了对原低氮燃烧系统进行优化升级，通过增加飞灰回燃系统、改造中心筒、风帽等措施，提高燃烧效率，从源头控制氮氧化物的排放浓度。因要求NOx的排放限值为50mg/Nm3，故新建了目前应用广泛、脱硝效率高的SCR脱硝工艺。SCR反应器内脱硝催化剂按2+1层布置，即初装2层，预留1备用层的安装空间。目前低氮燃烧技术+SCR已成为我国NOx减排控制的大趋势[2]。经低氮燃烧改造后，SCR入口氮氧化物的浓度由原来400g/Nm3降至150g/Nm3，大大降低了氮氧化物的初始排放浓度，从而降低了后续SCR脱硝系统负担，保证系统经济运行。

1.2 脱硫工艺的确定

原氧化镁湿法脱硫，氧化镁活性较高，并具有一定的运行经验，故沿用原脱离系统采用的氧化镁湿法脱硫，将原有的脱硫塔拆除，新建两座脱硫塔，采用一炉一塔控制，可极大改善原有两炉一塔脱硫效率低、负荷高的问题，同时对喷淋层重新布局，采用高效喷嘴等手段，进一步加强脱除SO2的效率。

1.3 除尘工艺的确定

原电袋复合除尘运行情况良好，但要达到超低排放标准仍需在现役电袋复合除尘的基础上增设除尘装置或深度除尘提效改造。湿式电除尘装置是目前技术最成熟、最稳定可靠、业绩最多的超低排放改造技术，要达到“超洁净排放”限值要求，湿式电除尘器是火电企业除尘设施必增项目[3]。增设湿式电除尘虽一次性投资较高，但改造后设备运行稳定、安全且除尘效率高。

到目前为止，已顺利通过168h试运行，2台75t/h循环流化床锅炉超低排放改造完成后，可显著降低烟尘、SO2、NOx排放量，降低了污染物浓度，经第三方烟气监测公司监测，结果显示，锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放平均浓度为3mg/Nm3、15mg/Nm3、20mg/Nm3，均满足国家超低排放环保标准。按照年运行200天计算，超低排放改造后各污染物年减排量如表1所示。

表1 污染物年排放量及年减排量情况对比表

从表1可以看出，经超低排放改造后，烟尘排放量年减少26.93t，同比下降83.35%，SO2排放量年减少278.25t，同比下降91.18%，NOx排放量年减少287.24t，同比下降88.89%。

2 经济运行分析

根据《省财政厅省环保厅关于完善排污收费政策促进治污减排有关问题的通知》中规定的“自2017年1月1日起，二氧化硫、氮氧化物收费标准由3.0元/污染当量调整为6.0元/污染当量，其他污染物排污收费标准仍按1.2元/污染当量执行”。2017年，该公司扩大了经营范围，锅炉年运行时间增加，虽经环保改造后污染物排放浓度有所降低，但同时面临着排污费、化学品消耗量、电耗增加等问题，故如何在保证正常生产的同时实现达标排放，将生产费用减到最低，对该公司来说是至关重要的问题。

2.1 排污费核算

2016年，该公司75t/h锅炉运行约200天，燃用标煤约6.06万吨，上缴排污费约为40.65万元（包含减免排污费9.254万元），吨标煤排污费用为6.71元。

2017年拟计划运行240天，燃用标煤9万吨，以此来计算不同污染物排放浓度运行的经济性，表2列举了6种污染物排放浓度值，按照山东省财政厅、环保厅《关于完善排污收费政策促进治污减排有关问题的通知》中规定的差别化排污收费政策，计算排污费金额并与2016年排污费进行对比，其中烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3时为本次超低排放改造的验收标准；烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3为超低排放标准；第3项和第4项分别为按照超低排放验收标准的75%、50%污染物排放浓度；由于氧化镁消耗量较大，设定第5项为烟尘和NOx按照超低排放验收标准的50%浓度排放，SO2按照超低排放验收标准的75%浓度排放；第6项为烟尘和NOx按照超低排放验收标准的75%浓度排放，SO2按照超低排放验收标准规定的浓度排放。

表2 不同污染物排放排污费对比

根据表2可看出，污染物排放浓度越低，排污费越低，与2016年排污费对比，尽管耗煤增加3万吨，按照烟尘、SO2、NOx排放浓度为5mg/Nm3、17mg/Nm3、50mg/Nm3运行，排污费为29.28万元，吨标煤排污费为3.25元；当锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为为5mg/Nm3、26mg/Nm3、50mg/Nm3时，排污费（38.84万元）与2016年相近，但吨标煤排污费用比2016年减少2.4元；按照锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3和7.5mg/Nm3、26mg/Nm3、75mg/Nm3进行排放，吨标煤排污费用与2016年吨标煤排污费用接近，分别为5.81元和7.36元，由于耗煤量增加，故排污费较2016年分别增加11.64万元和25.56万元；若锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度为10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3，排污费用最高，排污费较2016年增加77.34万元，吨标煤排污费较2016年增加6.4元。

2.2 运行费用

2016年锅炉出口烟尘、SO2、NOx的排放标准分别为30mg/Nm3、200mg/Nm3、200mg/Nm3，运行时间195天，氨水耗量为511吨，氧化镁耗量为955.5吨，耗电量为52.65万kW·h，总计金额为122.82万元，吨标煤化学品费用为13.65元。

根据超低排放改造后，不同污染物排放浓度情况的化学品用量，得出2017年不同排放浓度下化学品日消耗对比表，如表3所示。

根据表3可看出：第一，超低排放改造后氨水日耗量明显减少，可能的原因有：1）经低氮燃烧改造后进入烟道初始氮氧化物浓度明显降低；2）SCR脱硝系统属于高效脱硝系统，进入其中的氮氧化物在催化剂作用下与氨水反应高效，致氨水的利用率更高。氧化镁在脱硫利用率更高的情况下，较2016年略有增加。电耗增加较为明显，主要为新增设备耗电增加，如新增湿式电除尘器每小时电耗增加约240kW·h，引风机功率增加360kW，脱硝系统加热器功率增加75kW·h等。第二，污染物排放浓度越低，化学品消耗费用越高，当烟尘、SO2、NOx按照验收标准排放时，化学品消耗费用最低，但仍比2016年增加17.25万元，吨标煤化学品消耗相比2016年增加1.91元；当烟尘、SO2、NOx排放浓度为5mg/Nm3、26mg/Nm3、50mg/Nm3时，化学品消耗费用最高，比2016年增加79.11万元，吨标煤化学品消耗增加9.12元。

综上所述，污染物排放浓度越低，排污费越低，而污染物排放浓度越低，化学品消耗费用越高，将排污费与化学品消耗费用汇总后可得到不同污染物排放浓度与费用之间的关系，如表4所示。

表3 化学品等消耗对比表

表4 不同污染物排放浓度综合费用对比

从表4可看出，当锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3时，运行总费用最低（206.51万元），经济性最为显著，但仍比2016年增加43.04万元，吨标煤消耗费用较2016年增加2.58元。

3 结论

（1）青岛某热电有限公司超低排放改造从技术层面上看是可行的，并且经过一段时间的运行，污染物处理效果完全能够达到国家规定的排放标准，为达标排放提供了更大的裕度，可保证在煤质波动、负荷波动、部分环保设备故障等条件下更好地实现达标排放。

（2）作为技改类项目，在原有设备的基础上进行设计、改造，在保证环保指标达标的同时，要兼顾经济效益。综合来看，经超低排放改造后的运行成本总体增加，当锅炉出口烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3时，总费用相对较低。

（3）国家即将出台关于CO、Hg等污染物排放控制政策，要求企业提前做好应对准备，在改造的同时实现一定的前瞻性改造目标。

[1] 周小川.哈平南热电厂烟气超低排放项目改造方案设计[D].吉林：吉林大学，2016：1-6.

[2] 张东辉，庄烨，朱润儒，等.燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析[J].2015，36（5）：125-130.

[3] 刘媛，闫骏，井鹏，等.湿式静电除尘技术研究及应用[J].环境科学与技术，2014，37（6）： 83-88．

Analysis on Technical and Economic Benefit of Ultra-low Emissions Transformation of Thermal Power Enterprise

WANG Na
(Qingdao Jinhai Thermal Power Co., Ltd, Qingdao Shandong 266000, China)

Based on the analysis and calculation of the technical and economic characteristics of the ultra-low emissions reconstruction project in a thermal power enterprise from Qingdao in 2016, and by comparison with the pre-reformation, the paper gives a conclusion: after ultra-low emissions reconstruction, the boiler operation costs have an increasing trend in general.The boiler operation economy shows the most prominence when the emission concentrations of smoke dust, SO2、NOxare under 5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3in the boiler outlet.

ultra-low emissions; technical program; economics; coal- fired boiler; upgrade and transformation

X701

A

1006-5377（2017）11-0054-04