爱华网| 我国燃煤电厂“十二五”期间新增烟气脱硝费用测算 |
| 黄东 朱法华 王圣 |
| 发布时间:2012-04-27 |
摘要：介绍了我国燃煤电厂氮氧化物排放控制情况，并在符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的前提下，通过对我国采用的主要烟气脱硝技术进行经济性分析，根据预测的我国“十二五”期间新增燃煤电厂装机容量，估算出我国“十二五”期间燃煤电厂烟气脱硝费用。至2015年，如果我国燃煤电厂烟气脱硝全部采用SCR技术，则脱硝投资费用将达到925.83亿元，年运行费用为362.07亿元；如果600MW以下机组采用SNCR-SCR脱硝技术，600MW及以上机组采用SCR脱硝技术，则脱硝投资费用将达到780.72亿元，年运行费用为344.32亿元。 关键词：燃煤电厂，氮氧化物，烟气脱硝，大气污染，费用预测 0引言 随着NOx的大量排放，我国的酸雨有从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变的趋势[1]；NOx还是光化学烟雾的重要前置物，由于我国大气中挥发性有机化合物（VOC）浓度较高，光化学烟雾的产生主要受NOx制约，大气NOx浓度的微小增加都会加重光化学烟雾的污染[2]。另外，NOx的跨国界“长距离输送”，使得我国NOx排放问题引起国际上的关注，增加了我国控制NOx排放的国际压力[3]。有关研究表明[4-8]，在政府不采取更强有力的NOx减排措施的情景下，2030年我国NOx排放量将达到3540万t；在电厂、工业及交通等部门实行更严格的NOx排放标准情景下，NOx排放量可能控制在2040万-2460万t，控制NOx排放迫在眉睫。 火电行业一直是我国NOx的排放大户，2008年我国NOx排放量为1624.5万t[9]，火电行业排放达到了828万t，占总排放量的1/2左右。2011年我国发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。为满足新排放标准，势必对现役的和新建的火电机组排放的烟气进行脱硝，这将形成一个巨大的烟气脱硝市场。 本研究以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）为前提，通过对我国采用的主要烟气脱硝技术进行经济性分析，并根据预测的我国“十二五”期间燃煤电厂装机的数据，对我国“十二五”期间燃煤电厂脱硝费用进行了估算，以期能为国家进行宏观经济调控提供参考。 1 我国燃煤电厂NOx排放控制情况 我国在1996年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）中首次规定了NOx的排放限值，该标准只对锅炉额定蒸发量高于1000t/h的煤粉锅炉的NOx排放进行了限制，液态排渣煤粉锅炉NOx最高允许排放浓度为1000me/m3，固态排渣煤粉锅炉为650mg/m3[10]。随后在2003年重新规定了火电厂NOx的排放限值，对不同时段、不同燃料类型的锅炉的排放标准有不同的限值，但在总体要求上比GB13223-1996的更严格[11]。2011年又颁布了更为严格的排放标准——《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011），该标准规定从2012年1月1日起执行，新建火力发电燃煤锅炉NOx排放限值为100mg/m3[12]，采用“W”型火焰炉膛的火力发电燃煤锅炉、现有循环流化床火力发电燃煤锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电燃煤锅炉NOx排放限值为200mg/m3；从2014年7月1日起，所有火力发电燃煤锅炉NOx排放要求达到100mg/m3；重点地区的火力发电燃煤锅炉NOx排放限值为100mg/m3，具体实施时间、地域范围由国务院环境保护行政主管部门规定。 2我国“十二五”期间燃煤电厂装机容量预测 2.1我国发电量增长率与GDP增长率的关系 1998-2008年的10年间，我国GDP年均增长率为9.6%，发电量年均增长率为10.7%[13]。与之相适应，装机容量年均增长率为11%。电力消费弹性系数年均为1.1。 2.2我国“十二五”期间燃煤电厂装机预测 根据中科院和相关单位有关宏观经济预测，未来一段时期，我国仍处于经济加速成长期，GDP在较长时间内还将保持8%-10%左右的增长[14-15]。 2010年年底，全国全口径发电设备装机容量为96641万kW。根据上述对电力增长速度的判断，我国2015年发电装机容量将达到14.4亿kW。“十一五”期间，我国火电装机年均增长保持在12.73%左右，但在全国电力结构中所占的比重呈下降趋势[16-18]。通过估算，到2015年我国燃煤电厂装机容量将达到9.3亿kW。 3我国燃煤电厂烟气脱硝的技术经济分析 3.1烟气脱硝技术的确定 从国内外的研究进展来看，烟气脱硝技术种类很多，传统的烟气脱硝技术包括选择性催化还原法（SCB）、选择性非催化还原法（SNCB）和电子束法（EBA）；新兴烟气脱硝技术：微生物脱硝法、微波脱硝法及液膜法等[19]。 目前，已实现商业化的脱硝技术有SCR法和SNCR法，其他烟气脱硝技术还处于实验室研究阶段或还未实现商业化。SCR法是目前世界上技术最成熟、应用最多的一种脱硝技术。该技术由美国Eegelhard公司发明，并于1959年申请了专利，而日本率先在20世纪70年代对该方法实现了商业化[20]。该技术是在催化剂作用下，以氨、尿素或碳氢化合物等作为还原剂，将烟气中NOx还原为N2和水；当反应温度为300-450℃时，脱硝效率最高可达90%。 在欧洲已有120多台大型的SCR装置的成功应用经验，NOx脱除率达到80%-90%；日本大约有170套SCR装置[21]；德国于20世纪80年代引进SCR技术，并规定50MW以上的电厂都要配备SCR系统，其火力发电厂的烟气脱硝装置中SCR法大约占95%；美国至今已安装了SCR系统的机组容量超过10GW[22]。我国SCR技术研究开始于20世纪90年代，最早在1995年台湾台中电厂5-8号4×550MW机组安装了SCR脱硝装置，大陆第1台脱硝装置是福建后石电厂的1-6号6×600MWSCR脱硝装置，并于1999年投运[20，23]。至2010年，我国采用SCR技术的煤电机组共有159台，装机容量达到74936MW，占脱硝装机总容量的92.88%，详见表1。 SNCR技术是目前世界上除SCR法外应用最多的一种脱硝技术，全世界大约有300套SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其他燃烧装置。该技术脱除NOx的机理简单，在反应温度为900-1200℃条件下，利用氨或尿素等还原剂分解成的自由基NH3和NH2，将NOx还原为N2和H2O。 20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用；在美国，SNCR的首次商业应用是1988年南加州的一家石油精炼厂的锅炉；在德国，SNCR主要应用于市政废物焚烧炉上，此外20多个燃烧重油的快装锅炉（锅炉主体安装工作在锅炉厂内完成，相比普通锅炉安装周期短，但工作效率和热利用率较低，原料要求高）也使用了SNCR技术叫。在国内已有江苏利港电力有限公司、江苏阚山发电有限公司等共有19台机组采用SNCR技术（见表1）。该工艺相对于SCR工艺来说具有投资费用较低、工程建设周期短等优点，但是氨逃逸率高，脱硝效率低，所以为了克服这些缺点，国内外一些电厂常把SNCR技术和SCR技术组合在一起应用，以达到脱硝目标。 综上所述，我国燃煤电厂采用的脱硝技术有SCR法、SNCR法以及SNCR-SCR联用法。 3.2烟气脱硝装置的成本分析 美国、欧洲等一些发达国家根据已运行的燃煤锅炉脱硝装置，提出了脱硝技术经济分析的经验公式。我国还在探索研究NOx控制技术经济评价体系，对火电厂控制NOx排放产生的费用还没有建立一套完整的数据收集分析系统。虽然国外已经有成熟的经济评价体系，但是各国的NOx排放标准不同，工程建设、催化剂、还原剂等费用也因国而异，所以直接套用国外的经济评价体系是不合适的。 通过对长三角、珠三角具有代表性的燃煤电厂进行的脱硝情况调研，认为新建烟气脱硝装置的初始投资成本主要由3个部分构成：①脱硝装置建设安装费用；②催化剂费用；③氨贮存和管道建设费用。目前我国现有烟气脱硝工程催化剂的布置大多为安装2层、预留1层的方式，烟气脱硝设计效率大多为60%或80%。目前，国内电厂烟气脱硝使用的催化剂大部分需要进口或引进国外技术国内生产，催化剂费用相对较高，一般占整个新建烟气脱硝工程投资的40%-50%。烟气脱硝改造工程除上述费用外，还需增加改造时的部分设施的拆除等额外费用，因此，烟气脱硝改造项目投资大于新建项目，改造项目投资约为新建项目投资的130%-150%；SCR烟气脱硝技术运行过程中产生的费用，除人工及折旧费用外，还包括2个部分：①还原剂购买费用；②催化剂更换费用。SNCR法运行成本主要是还原剂的费用，运行成本主要与还原剂的价格和还原剂的使用量有关。 2011年颁布的新标准规定重点区域的NOx排放限值为100mg/m3，如果要符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的要求，部分现役燃煤电厂烟气脱硝效率要达到85%左右。在此基础上，根据调研得到的相关数据对我国已运行电厂的烟气脱硝技术的投资费用和运行费用进行了计算，如表2所示。 4我国“十二五”期间燃煤电厂烟气脱硝费用估算 根据新的烟气排放标准对NOx排放的限值，考虑到SNCR技术脱硝效率低，一般为25%-40%，难以满足排放要求，进行烟气脱硝费用估算情景分析时不考虑SNCR技术的独立运用。 （1）全部采用SCR脱硝技术。至2015年我国燃煤电厂装机将达到9.3亿kW。至2011年3月我国燃煤机组烟气脱硝装机容量达到0.97亿kW，扣除已建成的脱硝装机容量和余热锅炉等不需要脱硝的机组容量，我国“十二五”期间实际要进行烟气脱硝的燃煤电厂装机容量为8.1亿kW左右。SCR装置的初始投资按表2中3种单机规模的平均值为114.3元/kW、年运行费用按平均值44.7元/kW计。2015年我国燃煤电厂脱硝投资费用将达到925.83亿元，年运行费用为362.07亿元。 （2）600MW以下机组采用SNCR-SCR脱硝技术，600MW及以上机组采用SCR脱硝技术。600MW以上机组采用SNCR-SCR技术还受到一些条件的影响，目前SNCR-SCR在大机组上运行尚有一定的难度。 根据中电联的统计报告[18]，2010年我国火电600MW及以上机组的装机容量占36.8%，600MW以下机组占63.2%。我国现阶段实行“上大压小”政策，到2015年，大机组装机容量占的比重会加大。假设关停的小机组所产生的装机容量空缺全部用600MW及以上的大机组来填补，并且其他规模机组所占比重不变，到2015年，我国火电600MW及以上机组的装机容量约占57%，600MW以下机组容量占43%。通过计算，采用SCR法的脱硝投资费用将达到528.07亿元，年运行费用为206.51亿元。采用SNCR-SCR法的单位投资成本按72.6元/kW，年运行费用按39.6元/kW计[3]，采用SNCR-SCR法的脱硝投资费用将达到252.65亿元，年运行费用为137.81亿元。到2015年，我国燃煤电厂脱硝投资费用将达到780.72亿元，年运行费用为344.32亿元。 5结论 （1）预测到2015年我国燃煤电厂装机容量将达到9.3亿kW。通过估算，我国在“十二五”期间实际需要进行烟气脱硝的燃煤电厂装机容量约为8.1亿kW。 （2）通过调研得知，我国燃煤电厂采用的烟气脱硝技术有SCR法、SNCR法以及SNCR-SCR联用法。在满足新排放标准前提下，采用SCR法的初始投资约为114.3元/kW，年运行费用约为44.7元/kW；采用SNCR-SCR法的投资成本约为72.6元/kW，年运行费用约为39.6元/kW；SNCR法的投资成本为1500万-2000万元/台炉。 （3）对我国“十二五”期间燃煤电厂烟气脱硝费用进行了测算。至2015年，如果我国燃煤火电厂的烟气脱硝全部采用SCR技术，则烟气脱硝投资费用将达到925.83亿元，年运行费用为362.07亿元；如果600MW以下机组采用SNCR-SCR脱硝技术，600MW及以上机组采用SCR脱硝技术，则烟气脱硝投资费用将达到780.72亿元，年运行费用为344.32亿元。 参考文献 [1]董晓红，倪允之.火电厂烟气脱硝技术探讨 [J]. 内蒙古环境科学，2008，20（1）：40-46. 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| 《能源技术经济》2012年第04期 |
