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百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

北极星环保网来源:《环境工程学报》作者:金侃等2017/6/30 11:29:34我要投稿

通过对计算得到的单位发电量污染物脱除成本进行换算,折合到每吨煤发电的污染物脱除成本,经过曲线拟合得到图8。

脱硝技术

由图8可知,电厂燃用煤种的含硫量每上升0.1%,污染物控制成本增加约0.9元,不超过1元。结合对国内不同煤价定价规则的研究分析可得,一般情况下,煤种含硫量每提高0.1%,煤价降低约3~5元左右,并在此基础上考虑到煤的低位发热量和含水量的影响。

因此,在保证电厂污染物控制设备正常运行条件下,适当提高燃用煤种含硫量,能够有效提高电厂污染物控制设备运行经济性。

3.3达到不同排放标准情景下吨污染物脱除平准化成本变化分析

设定燃煤含硫量分别为0.5%、1.0%及1.5%3种情景,分析3种情景下脱硫设施分别达到一般地区排放限值(100mg˙m-3)、重点地区排放限值(50mg˙m-3)和超低排放限值(35mg˙m-3)的吨SO2脱除平准化成本。

脱硝技术

结果表明,在相同含硫量情景下,SO2排放浓度分别为35与100mg˙m-3时,吨SO2脱除平准化成本增幅约为12%~14%;SO2排放浓度分别为35与50mg˙m-3时,吨SO2脱除平准化成本增幅约为5.8%~6.1%。

可见,相同含硫量下,燃煤机组SO2排放达到超低排放限值,与达到一般地区排放限值或重点地区排放限值相比,吨SO2脱除平准化成本增速放缓。

针对脱硝,NOx排放达到重点地区排放限值(100mg˙m-3)和燃气轮机排放限值(50mg˙m-3)的吨NOx脱除成本分别约为8658和9427元˙t-1,达到超低排放限值与重点地区排放限值相比,吨NOx平准化脱除成本增幅约为8.9%,增幅较小。

针对除尘,PM排放达到重点地区排放限值(20mg˙m-3)和燃气轮机排放限值(5mg˙m-3)的吨PM脱除成本分别约为34和90元˙t-1,与SO2和NOx减排成本相比,吨PM脱除成本绝对值较小,其变化幅度不及SO2和NOx减排成本变化的10%。

4结论

本文针对某百万机组超低排放技术改造示范工程,建立费用效益评估模型结合情景设置,综合考虑负荷、含硫量及年发电时间对超低排放技术经济性评估开展研究,得到主要结论如下:

1)采用费用效益分析方法,对超低排放技术改造机组进行经济性分析,改造后污染物脱除成本约在35~50元˙(MWh)-1之间,与改造前相比,改造前后污染物脱除成本增加量约在13~20元˙(MWh)-1之间,约占上网电价的2.8%~4.4%;

2)改造前后吨SO2、NOx脱除平准化成本增幅分别为5.9%、8.9%,增幅较小,机组烟气污染物超低排放改造成本增加较少,且环境效益明显,SO2、NOx及PM排放绩效分别为0.048、0.109及0.007g˙(kWh)-1,远低于全国污染物平均排放绩效;

3)机组运行负荷对脱硫、脱硝及除尘运行成本的影响明显,负荷越大,运行成本越低。从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本。同时污染物脱除成本随年发电时间的降低,含硫量的增加而增加。

参考文献略

《环境工程学报》作者:金侃,张军,郑成航,张涌新,吴学成,史建勇,孟炜,高翔

延伸阅读:

火电厂超低排放改造的主流技术

煤电机组烟尘超低排放改造及其技术经济分析

燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

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