王娜

（青島金海熱電有限公司，山東 青島 266000）

火電廠超低排放改造的技術與經(jīng)濟效益分析

王娜

（青島金海熱電有限公司，山東 青島 266000）

隨著國家日趨嚴格的環(huán)保排放標準的頒布，各重點地區(qū)火電企業(yè)興起環(huán)保設施升級改造熱潮。當前，各燃煤企業(yè)的改造路線各有不同，改造后的經(jīng)濟效益仍需探討和研究。通過對青島某熱電公司2016年超低排放改造工程的技術性和經(jīng)濟性的分析和測算，與改造前進行對比，得出結論：改造后的鍋爐運行費用總體呈增加趨勢，當鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度為低于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3時，鍋爐運行經(jīng)濟性最為顯著。

超低排放；技術方案；經(jīng)濟性；燃煤鍋爐；升級改造

為落實國務院《大氣污染防治行動計劃》和山東省環(huán)境保護廳等5部門《關于加快推進燃煤機組（鍋爐）超低排放的指導意見》，青島市環(huán)保局、發(fā)改委、城管局等八部門聯(lián)合發(fā)布了《關于加快推進燃煤鍋爐超低排放的實施意見》，要求10萬千瓦以下燃煤鍋爐的大氣污染物排放達到或優(yōu)于《山東省區(qū)域性大氣污染物綜合排放標準》重點控制區(qū)大氣污染物排放濃度限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不超過10、50、100mg/Nm3）。燃煤鍋爐實施超低排放改造不僅關系到企業(yè)的未來可持續(xù)發(fā)展，也影響到全社會的環(huán)境效益。

1 技術方案確定

青島某熱電有限公司2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐于2012年1月投產(chǎn)，環(huán)保設施基本上都是同步建設或為后期配套，其工藝標準大都按當時環(huán)保排放標準建設，對比當前更趨嚴格的排放指標已明顯落后，為此，該公司決定對原有環(huán)保設施進行改造，建設了氧化鎂濕法脫硫系統(tǒng)、低氮燃燒+SNCR脫硝系統(tǒng)，并將原電除塵器改造為電袋復合除塵器。該公司的2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐自投產(chǎn)以來，環(huán)保裝置整體運行狀況良好，鍋爐出口煙塵、SO2、NOx的排放濃度均可控制在設計值以下，煙塵排放濃度在25mg/Nm3以內(nèi)，SO2排放濃度在150～170mg/Nm3，NOx排放濃度在160～180mg/Nm3。但煙氣污染物排放濃度不能滿足新形勢下超低排放要求，需進行超低排放改造。按照青島市《關于加快推進燃煤鍋爐超低排放的實施意見》及《山東省火電廠大氣污染物排放標準》（DB37/664-2013）超低排放第2號修改單對大氣污染物排放指標的要求，該廠的2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度需達到10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3以下，出于對改造項目的前瞻性考慮，最終確定改造后的煙塵、SO2、NOx排放濃度分別低于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。

在技術改造設計研究過程中， 根據(jù)環(huán)保設施運行現(xiàn)狀、污染物排放指標及燃煤特點，統(tǒng)籌考慮污染物脫除效果、經(jīng)濟性、安全性、穩(wěn)定性等綜合要素，在與現(xiàn)役機組環(huán)保裝置污染物排放濃度值進行綜合對比分析后，確定超低排放改造路線。通過對擬改造項目的技術可行性、經(jīng)濟合理性和項目可實施性等進行科學合理、周密的論證，選擇以適用、實用、先進為原則的項目改造方案和環(huán)保工藝[1]。

1.1 脫硝工藝的確定

原脫硝系統(tǒng)為低氮燃燒+SNCR脫硝系統(tǒng)，SNCR脫硝系統(tǒng)效率低、氨液消耗量大，且在燃燒過程中，易生成(NH4)2SO4，致使空氣預熱器堵塞。經(jīng)分析論證，選擇了對原低氮燃燒系統(tǒng)進行優(yōu)化升級，通過增加飛灰回燃系統(tǒng)、改造中心筒、風帽等措施，提高燃燒效率，從源頭控制氮氧化物的排放濃度。因要求NOx的排放限值為50mg/Nm3，故新建了目前應用廣泛、脫硝效率高的SCR脫硝工藝。SCR反應器內(nèi)脫硝催化劑按2+1層布置，即初裝2層，預留1備用層的安裝空間。目前低氮燃燒技術+SCR已成為我國NOx減排控制的大趨勢[2]。經(jīng)低氮燃燒改造后，SCR入口氮氧化物的濃度由原來400g/Nm3降至150g/Nm3，大大降低了氮氧化物的初始排放濃度，從而降低了后續(xù)SCR脫硝系統(tǒng)負擔，保證系統(tǒng)經(jīng)濟運行。

1.2 脫硫工藝的確定

原氧化鎂濕法脫硫，氧化鎂活性較高，并具有一定的運行經(jīng)驗，故沿用原脫離系統(tǒng)采用的氧化鎂濕法脫硫，將原有的脫硫塔拆除，新建兩座脫硫塔，采用一爐一塔控制，可極大改善原有兩爐一塔脫硫效率低、負荷高的問題，同時對噴淋層重新布局，采用高效噴嘴等手段，進一步加強脫除SO2的效率。

1.3 除塵工藝的確定

原電袋復合除塵運行情況良好，但要達到超低排放標準仍需在現(xiàn)役電袋復合除塵的基礎上增設除塵裝置或深度除塵提效改造。濕式電除塵裝置是目前技術最成熟、最穩(wěn)定可靠、業(yè)績最多的超低排放改造技術，要達到“超潔凈排放”限值要求，濕式電除塵器是火電企業(yè)除塵設施必增項目[3]。增設濕式電除塵雖一次性投資較高，但改造后設備運行穩(wěn)定、安全且除塵效率高。

到目前為止，已順利通過168h試運行，2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐超低排放改造完成后，可顯著降低煙塵、SO2、NOx排放量，降低了污染物濃度，經(jīng)第三方煙氣監(jiān)測公司監(jiān)測，結果顯示，鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放平均濃度為3mg/Nm3、15mg/Nm3、20mg/Nm3，均滿足國家超低排放環(huán)保標準。按照年運行200天計算，超低排放改造后各污染物年減排量如表1所示。

表1 污染物年排放量及年減排量情況對比表

從表1可以看出，經(jīng)超低排放改造后，煙塵排放量年減少26.93t，同比下降83.35%，SO2排放量年減少278.25t，同比下降91.18%，NOx排放量年減少287.24t，同比下降88.89%。

2 經(jīng)濟運行分析

根據(jù)《省財政廳省環(huán)保廳關于完善排污收費政策促進治污減排有關問題的通知》中規(guī)定的“自2017年1月1日起，二氧化硫、氮氧化物收費標準由3.0元/污染當量調(diào)整為6.0元/污染當量，其他污染物排污收費標準仍按1.2元/污染當量執(zhí)行”。2017年，該公司擴大了經(jīng)營范圍，鍋爐年運行時間增加，雖經(jīng)環(huán)保改造后污染物排放濃度有所降低，但同時面臨著排污費、化學品消耗量、電耗增加等問題，故如何在保證正常生產(chǎn)的同時實現(xiàn)達標排放，將生產(chǎn)費用減到最低，對該公司來說是至關重要的問題。

2.1 排污費核算

2016年，該公司75t/h鍋爐運行約200天，燃用標煤約6.06萬噸，上繳排污費約為40.65萬元（包含減免排污費9.254萬元），噸標煤排污費用為6.71元。

2017年擬計劃運行240天，燃用標煤9萬噸，以此來計算不同污染物排放濃度運行的經(jīng)濟性，表2列舉了6種污染物排放濃度值，按照山東省財政廳、環(huán)保廳《關于完善排污收費政策促進治污減排有關問題的通知》中規(guī)定的差別化排污收費政策，計算排污費金額并與2016年排污費進行對比，其中煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3時為本次超低排放改造的驗收標準；煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3為超低排放標準；第3項和第4項分別為按照超低排放驗收標準的75%、50%污染物排放濃度；由于氧化鎂消耗量較大，設定第5項為煙塵和NOx按照超低排放驗收標準的50%濃度排放，SO2按照超低排放驗收標準的75%濃度排放；第6項為煙塵和NOx按照超低排放驗收標準的75%濃度排放，SO2按照超低排放驗收標準規(guī)定的濃度排放。

表2 不同污染物排放排污費對比

根據(jù)表2可看出，污染物排放濃度越低，排污費越低，與2016年排污費對比，盡管耗煤增加3萬噸，按照煙塵、SO2、NOx排放濃度為5mg/Nm3、17mg/Nm3、50mg/Nm3運行，排污費為29.28萬元，噸標煤排污費為3.25元；當鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為為5mg/Nm3、26mg/Nm3、50mg/Nm3時，排污費（38.84萬元）與2016年相近，但噸標煤排污費用比2016年減少2.4元；按照鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度為5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3和7.5mg/Nm3、26mg/Nm3、75mg/Nm3進行排放，噸標煤排污費用與2016年噸標煤排污費用接近，分別為5.81元和7.36元，由于耗煤量增加，故排污費較2016年分別增加11.64萬元和25.56萬元；若鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度為10mg/Nm3、35mg/Nm3、100mg/Nm3，排污費用最高，排污費較2016年增加77.34萬元，噸標煤排污費較2016年增加6.4元。

2.2 運行費用

2016年鍋爐出口煙塵、SO2、NOx的排放標準分別為30mg/Nm3、200mg/Nm3、200mg/Nm3，運行時間195天，氨水耗量為511噸，氧化鎂耗量為955.5噸，耗電量為52.65萬kW·h，總計金額為122.82萬元，噸標煤化學品費用為13.65元。

根據(jù)超低排放改造后，不同污染物排放濃度情況的化學品用量，得出2017年不同排放濃度下化學品日消耗對比表，如表3所示。

根據(jù)表3可看出：第一，超低排放改造后氨水日耗量明顯減少，可能的原因有：1）經(jīng)低氮燃燒改造后進入煙道初始氮氧化物濃度明顯降低；2）SCR脫硝系統(tǒng)屬于高效脫硝系統(tǒng)，進入其中的氮氧化物在催化劑作用下與氨水反應高效，致氨水的利用率更高。氧化鎂在脫硫利用率更高的情況下，較2016年略有增加。電耗增加較為明顯，主要為新增設備耗電增加，如新增濕式電除塵器每小時電耗增加約240kW·h，引風機功率增加360kW，脫硝系統(tǒng)加熱器功率增加75kW·h等。第二，污染物排放濃度越低，化學品消耗費用越高，當煙塵、SO2、NOx按照驗收標準排放時，化學品消耗費用最低，但仍比2016年增加17.25萬元，噸標煤化學品消耗相比2016年增加1.91元；當煙塵、SO2、NOx排放濃度為5mg/Nm3、26mg/Nm3、50mg/Nm3時，化學品消耗費用最高，比2016年增加79.11萬元，噸標煤化學品消耗增加9.12元。

綜上所述，污染物排放濃度越低，排污費越低，而污染物排放濃度越低，化學品消耗費用越高，將排污費與化學品消耗費用匯總后可得到不同污染物排放濃度與費用之間的關系，如表4所示。

表3 化學品等消耗對比表

表4 不同污染物排放濃度綜合費用對比

從表4可看出，當鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度為5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3時，運行總費用最低（206.51萬元），經(jīng)濟性最為顯著，但仍比2016年增加43.04萬元，噸標煤消耗費用較2016年增加2.58元。

3 結論

（1）青島某熱電有限公司超低排放改造從技術層面上看是可行的，并且經(jīng)過一段時間的運行，污染物處理效果完全能夠達到國家規(guī)定的排放標準，為達標排放提供了更大的裕度，可保證在煤質(zhì)波動、負荷波動、部分環(huán)保設備故障等條件下更好地實現(xiàn)達標排放。

（2）作為技改類項目，在原有設備的基礎上進行設計、改造，在保證環(huán)保指標達標的同時，要兼顧經(jīng)濟效益。綜合來看，經(jīng)超低排放改造后的運行成本總體增加，當鍋爐出口煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3時，總費用相對較低。

（3）國家即將出臺關于CO、Hg等污染物排放控制政策，要求企業(yè)提前做好應對準備，在改造的同時實現(xiàn)一定的前瞻性改造目標。

[1] 周小川.哈平南熱電廠煙氣超低排放項目改造方案設計[D].吉林：吉林大學，2016：1-6.

[2] 張東輝，莊燁，朱潤儒，等.燃煤煙氣污染物超低排放技術及經(jīng)濟分析[J].2015，36（5）：125-130.

[3] 劉媛，閆駿，井鵬，等.濕式靜電除塵技術研究及應用[J].環(huán)境科學與技術，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