燃煤锅炉烟气超低排放改造经济性评价

杨 波，蒲龙映，罗启贵

（四川君和环保股份有限公司，四川 乐山 614000）

发电企业实现烟气污染物超低排放治理技术受使用燃料、锅炉不同的影响，在实现低排放经济效益上存在差异性，引起燃料排放烟气污染物治理成本存在差别。

1 燃煤锅炉烟气超低排放技术介绍

目前较为常用的燃煤锅炉烟气低排放技术按照脱硫作用位置分类，可以分为燃料燃烧前脱硫技术，燃料燃烧中的脱硫固硫技术，以及燃料燃烧后烟气脱硫技术。以上技术应用已经较为成熟，应用广泛的燃煤烟气脱硫基本分为干法脱硫技术、湿法脱硫技术、半干法脱硫技术、半干半湿脱硫技术等等，湿法脱硫技术应用率占比百分之八十以上。

一般发电站使用一个三百三十兆瓦的燃煤机组，并使用脱硫脱硝装置对其进行烟气除尘。使用石灰石脱湿法对其进行脱硫工艺工程，同时将其按照一炉一塔的单元制进行配置。它的设备系统较为复杂，但是主要由吸收塔与浆池两大主要设备构成，该系统一般安装于除尘系统后，除尘后的烟气进入反应塔内与石灰浆进行反应，除去烟气中的SO2，达到脱硫的目的。

石灰石粉首先通过带有称重计量功能的给料机，由旋转给料机将石灰石粉送入炉前喷吹系统，石灰石粉风机的压缩风通过风粉混合器将石灰石粉分两路吹入炉膛。脱硫副产物随锅炉灰渣系统一并处理。燃煤锅炉在厂区内共用一套石灰石粉储存输系统，包括两座石灰石粉储仓及石灰石粉运至热电厂后，经自加压装置卸车至石灰石粉储仓，石灰石粉经正压气力输送系统输送至每台燃煤锅炉的日用仓，以保证锅炉脱硫使用。炉内掺烧石灰石粉系统采用人工就地按键控制的方式，自控程度较低。

在发电站工作过程，普通的烟气排放装置初始设计中假设燃煤中硫的成分是1.4%，使在装置入口处的二氧化硫为每立方米两千七百八十五毫克，令脱硫效率达到95%，二氧化硫最终排放量为每立方米二百毫克。在此次的烟气脱硫超低排放技术中，初始设计将硫分的含量提高至1.8%，同时入口处二氧化硫浓度增大到接近四千毫克每立方米，令排放的浓度达到三十五毫克每立方米，这时可以实现提升脱硫效率到99.12%。

想要实现燃煤锅炉烟气超低排放，需要先将烟气换热器拆除，对烟囱做防腐的升级与改造，并且将引风机与增压风机进行合一处理，将原本的脱硫塔设为一级脱硫塔，同时增设一座二级脱硫塔与其串联工作，对于脱硫机供应系统也需要做出相应的增容处理。

图1 燃煤锅炉烟气脱硫工艺图

烟气脱硝处理是指在燃煤锅炉低氮燃烧的情况下，利用选择性催化还原剂对硝进行催化还原，使其生成氮气与水等。目前的脱硝技术常用液氨作为还原剂，此外，经过脱硝处理后，可以出口的的氮氧化物从入口的每立方米七百毫克降低至一百毫克。如果对其进行烟气超低排放改造，需要加装一层催化剂备用层，帮助脱硝效率提升至九成以上，并且使最后的排放中氮氧化物的浓度低于每立方米五十毫克。

现今，烟气除尘方面普遍使用的是干式静电除尘器，其对于烟尘的处理能力是使出口浓度低至三十毫克每立方米，效率可以达到99.75%。如果对其进行超低排放改造，就需要对其静电除尘电源进行升级，在该环节前增加一个低温省煤器，并且在脱硫装置之后增加一个湿式电除尘器。加装的省煤器可以帮助回收烟气热量，同时降低静电除尘器前烟气的温度，可将其接近45℃，除此之外还可以减少烟气粉尘的比电阻，提升除尘的效率。两级脱硫塔已经辅助了近七成的除尘效果，最终使用除尘器后，可以保障烟气除尘效率高达99.99%，使最终烟尘排放浓度低于五毫克每立方米。此外，增加的湿式除尘装置还可以辅助去除烟气中其他的有害物质，比如PM2.5、重金属、二恶英等。此脱硫技术工艺简单，几乎没有废水废渣，对环境污染很小，运行成本低廉，是工业生产首选的烟尘排放脱硫技术。

2 燃煤锅炉烟气超低排放改造总体评估

燃煤锅炉烟气超低排放的改造在2015年低终于完善成功，改造后其具体的烟气处理流程为：低氮燃烧后进行选择性催化剂还原，进行烟气脱硝，低温省煤器处理回收热量并将剩余烟气传至干式电除尘器，此后经过湿法双塔串联脱硫进行脱硫并实现大部分除尘，最后经过湿式电除尘器，至此脱硫脱硝除尘全部步骤完成，烟气排出。在这些设备都进入使用状态后，烟气的二氧化硫、氮氧化物及烟尘的排放浓度可以低至每立方米三十五、五十以及五毫克。满足了超低排放的标准与要求。

经过对这一的一组燃煤装置改造与观察研究，同时对比多种技术路线后可以发现，这种方案从工艺、建设条件到节能与安全等方面都良好的达到了相关要求，符合“科学、客观、系统、时效和资金价值体现”原则。这一技术路线既满足可持续发展原则，又可以符合社会发展变化，在控制投资的情况下有效且充分的更新了现有设备。

在超低排放的初期，基础建筑施工时，可以使用合理科学的制度与管理体系，保障项目的安全与有效进行，进而控制投资成本，在建筑过程中，应该有统筹管理的意识，同时实时监控建筑过程，辅助建筑施工进度不断推进，并且对于排放施工流程应该从源头把关，应该检测原材料质量是否合格。在这样科学合理的紧密施工下，可以将总工期控制在二百天左右，其中包括二个月的停产检修，在其余是一百四十余天改造中并未影响正常的发电工作。经过计算，此次工程投资在1.7亿元左右，其中烟气脱硫与除尘装置改造费用较高，每一项都接近8000万元，其余费用主要用于烟囱防腐工作，最后60万元左右为监理费用。如果按照发电机组容量为660MW进行计算，那么每兆瓦即投入了27万元左右，在进行投资后，根据相关政策会获得政府的环保补贴1850万元，在进行核算后其净投资为1.58亿元，那么实际每兆瓦的投资不到24万元。

在这些设施投入使用后，经过省煤器的烟气热量回收可以帮助耗煤量降低至1.9g/kW时，并且在硫分高达1.9%时进行满负荷工作，仍可以实现超低排放。在这些超低排放措施进行过程中，为了发挥设备的先进优势并控制燃料成本，原材料锅炉燃煤的硫分可以从以往的1.25%提升至1.64%。

此外，由于燃煤锅炉烟气超低排放设施在初始设计与发电负荷大范围的长期使用，其脱硫设备很容易被腐蚀磨损，导致排放量上升，或者湿式电除尘器失去稳定性，使出力下降，同时省煤器长期积灰降低了除尘的效率，选择性催化剂也容易失活，这些实际长期使用后出现的情况都容易使超低排放运行时的经济指标降低，但是可以保障排放达标。

3 燃煤锅炉烟气超低排放的经济行分析

在其设施投入使用后，在工况相同的条件下，平均每万千瓦时脱硫成本会增加13元，脱硝成本增加3元而除尘成本增加六分，总共计算可得每万千瓦时的成本增加了15.3元。但是运行过程中也会获得收益，根据国家发改委价格[2015]2835号文件，电量每千瓦时可以加价一分，并且可以少缴纳相应的排污费用，由于设备能力的提升，燃煤质量不必严格控制，其采购成本也会下降。在16年～19年间，两台发电机可以总共发电112亿千瓦时，使运行成本增加了近1710万元，而又获得1.12亿元的补贴，减少了排污费350余万，并且减少燃煤成本近1100万元，在多方核算下，发电净收益为98元/千瓦时。按照这个收益计算，投资回收需要27000小时，依据当前电力市场情况，每年发电的小时数可以记为四千小时，只需要十四个月即可回收全部投资，并且，从第63个月开始，发电厂每个月会收获215万元。

在烟气超低排放的四年中，发电机组烟气排放浓度均低于排放量的五成至七成，对此，企业的主动减少排放行动不仅会收获经济效益，还会有良好的社会效益。企业自主减排获得良好的经济效益和社会效益。通常情况下，如果燃煤硫分升高0.2%，其采购价每吨会降低五至十元，综合考虑脱硫剂较高的纯度，脱硫工作费用的涨幅大于燃煤硫分的涨幅。所以，在不考虑硫分高的燃煤使锅炉受热面容易被高温腐蚀且三氧化硫的排放也会增加的情况下，发电厂应该综合超低排放设施运行成本选择合适硫分的燃煤。

此外，由于国家产业机构有所调整，清洁能源政治政治发展与完善之中，火电的需求越发低下，使得企业除了需要注意环保节能标准以外，还应该向其他行业逐步转型，如供热供汽等。如果机组对外进行供热或者供汽，还会获得一定的加价补贴。

4 结语

以上就是对燃煤锅炉烟气超低排放的综合评价与经济性分析评论，希望可以帮助相关企业意识到实现超低排放的益处与重要性，推动环保节能并保障自身的经济效应。