（枣庄矿业（集团）付村矸石热电有限公司 山东济宁 277605）
摘要：本文在典型情境下对七台不同容量、炉型、地域和技术路线的火电和热电机组的超低系统单位产品污染物脱除成本和吨污染物脱除成本进行分析。分析结果显示：单位产品污染物脱除系统运行成本和吨污染物脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例随着机组容量的增大呈现减小趋势；单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例随年发电利用小时的增大而减小；火电机组超低系统单位产品污染物脱除成本占产品价格的比例为7．22%～10．77%，热电机组单位产品超低系统运行成本占产品价格的比例7．71%～11．32%。
关键词：超低排放改造；技术路线；造价投资；经济性分析
引言
由于我国“富煤、贫油、少气”的资源状况，燃煤发电的主体地位在很长一段时间内将不会发生变化。同时，传统能源利用方式效率低下，对污染物排放不够重视，已对当地环境造成不可估量的影响。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（2093号文）明确指出：“到2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。”其中，关于燃气轮机组排放限值定义为：“在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50mg/m3”。新的排放标准和行动计划出台后，各火电厂结合自身现状，投入了大量资金进行技术改造。本文拟对工作中遇到的超低排放改造方案做一个总结，并对各方案的造价和经济性进行全面分析。
1.1低NOx燃烧器改造方案
低NOx燃烧器是从源头上减少NOx的生成，其工作原理主要在于通过调整风煤比例、分级燃烧等，尽可能地降低着火氧浓度和着火区温度，从而达到最大限度抑制NOx生成的目的。对于改造工程，需按照尽可能考虑现有设备及其布置的实际情况，减少现有设备、系统的更换和改造的原则，改造方案涉及的主要项目有：更换煤粉喷口、喷管、弯头；更换部分二次风喷口，更改二次风喷口偏转角度，优化炉内流场结构；部分二次风喷口加装热电偶，监测燃烧器壁温；更换主燃区二次风门挡板，实现各喷口精确配风。
1.2静电除尘器改造
（1）低低温电除尘改造。烟气温度的降低会引起烟尘比电阻下降、气体的黏度下降和烟气体积减少等变化，这些都是有利于电除尘器收尘的变化，低低温除尘器就是利用这个原理来提高除尘效率。同时，由于烟气温度降低，除尘区域将有可能发生低温酸腐蚀以及除尘器灰斗粉尘堵塞。低低温静电除尘改造内容主要有：新增前置低温省煤器（一般与管式GGH配套）；除尘器内烟气滞留区防腐蚀改造；绝缘室热风吹扫及灰斗蒸汽加热改造等。（2）高频电源改造。高频电源是最早起源于国外的一种电源技术，它主要通过工频整流、高频逆变、升压整流，输出电压比较平稳或灵活可变的直流电压。由于其工作频率比较高，在电除尘器本体电容滤波的作用下，其输出电压更加平稳，因此如果电除尘器入口浓度较高，其可以显著改善除尘效果，减少粉尘污染物排放。高频电源改造主要内容为：新增整流装置、逆变器、升压变压器及配套设施等。
1.3 SO2脱除技术
一般采用石灰石—石膏湿法脱硫，入口浓度不大于1000mg/m3时，脱硫效率要求在97％以上，可以选择传统空塔喷淋提效技术；入口浓度不大于2000mg/m3时，脱硫效率要求在98.5％以上，可以选择复合塔脱硫技术中的双托盘、沸腾泡沫等；入口浓度不大于3000mg/m3时，脱硫效率要求在99％以上，可以选择旋汇耦合、双托盘塔等技术；入口浓度不大于6000mg/m3时。
脱硫效率要求在99.5％以上，可以选择单塔双pH值、旋汇耦合、湍流管栅技术；入口浓度不大于10000mg/m3时．脱硫效率要求在99.7％以上，可以选择空塔双pH值、旋汇耦合技术。另外，结合水源情况、机组规模、脱硫剂来源的具体情况，也可以选择循环流化床脱硫、海水脱硫和氨法脱硫工艺。
1.4除尘技术
湿式电除尘器的工作原理为烟尘通过直流高压电极，由直流高压电极产生的强电场将其周围的烟尘颗粒电离成带负电的粒子；同时，在另一端设置一个正极性的高压电极板，对带负电的烟尘粒子产生吸引力，引导负电烟尘粒子向其运动，并收集带电烟尘。正极性电极板的顶部设有水流可将带负电的烟尘粒子冲走。
湿式电除尘器一般加装在脱硫塔后，主要由导流设备、正极电离装置、负极收集装置、喷淋系统、电源及控制系统等构成。导流设备用来改善烟尘的气流分布，以提高整个系统对烟尘的收集效率，需设计特定形状的导流板。正极阳极板收集装置在收集烟尘的过程中由于会接触到液体，因此安装时要加装防腐蚀和干燥设备以保证负极阴极线收集装置的寿命和绝缘性能。喷淋系统除了考虑满足收集烟尘时的要求外，还应考虑使用喷淋系统冲洗正负电极装置及调节整个设备的安全，且宜与正负电极设备分开独立运行。电源及控制系统主要用于电极、喷水系统供电和动作控制。
2超低排放改造投资和运行成本分析
2.1投资估算分析
超低排放改造项目投资费用主要包括建筑工程费、设备购置费、安装工程费和其他费用。其中，建筑工程项目主要包括管式换热器及湿式电除尘器支架、循环泵支架、设备基础和桩基、总平处理等；采购的主要设备有低低温电除尘及管式换热器、湿式电除尘器、脱硝催化剂、吸收塔循环泵等；其他费用包括技改工程场地准备费、项目管理经费、项目技术服务费、调试费、安全措施补助费、特大型施工机具措施费、预备费；对于技改工程场地准备费，主要包括对原有烟道、管道、保温、除尘器灰斗、脱硫喷淋母管、喷嘴拆除，以及原回转式GGH及其支架的拆除。
4.2运行成本计算分析
针对330MW、660MW、1000MW机组进行超低排放改造后，计算其年运行成本增加值。计算按照100%THA工况，运行4000h/a，折旧年限为12a，贷款额为总投资的80%，贷款利息按4.9%。根据计算，研究不同容量机组超低排放改造系统增加运行成本关系。对于超低排放改造的脱硝系统，其运行成本主要在于折旧、还原剂和财务成本；对于超低排放改造的除尘系统，由于投资费用较高，其运行成本主要在于折旧、财务、维修和电耗；对于超低排放改造的脱硫系统，由于相对于除尘系统，投资费用不高，而吸收塔阻力比改造前增加较多，且循环泵的数量和功率也有所增加，其运行成本主要在于电耗、折旧和石灰石粉耗。
结语
通过分析燃煤机组超低改造方案，本文得到以下结论。超低排放改造的方案较多，技术成熟，各电厂可结合自身状况灵活选择。由于不同电厂现有设备布置情况不同，改造内容不尽相同，因此不同项目改造投资存在较大的差异。600MW等级机组改造投资为17000万～34000万元，1000MW等级机组改造投资为16000万～44000万元。超低排放改造后，上网电价增加7.41～9.52元/（MW·h）（含税）。
参考文献：
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