百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

2.2改造前后运行成本效益综合分析

考虑8%的燃煤电站内部收益率，改造后污染物脱除成本净增16.0元˙(MWh)-1，占电厂上网电价(418.3元˙(MWh)-1)的约3.83%(见表1)。

表1改造前后污染物控制措施经济性比较

改造后，其中脱硝成本占比约25.6%，主要因为低氮燃烧器改造以及增加一层催化剂，成本较大;除尘成本约占24.4%，主要是新增设了湿式静电除尘器，投资较大;脱硫成本占比约23.1%，改造后SO2、NOx及PM排放绩效分别约为0.048、0.109及0.007g˙(kWh)-1，低于现有全国平均绩效2.26、2.4及0.39g˙(kWh)-1[5]，环境效益十分明显。

与改造前设计值相比，改造后排放绩效分别为分别是改造前设计值的约37.5%、47.9%和14.4%，效果明显。同时，改造后每年可多减排SO2约400t，NOx约592t，PM约448t，共计可节约排污费约132万元，每年减排SO2及NOx产生的环境效益将增加约1344万元。

3情景分析与讨论

3.1不同负荷情景下单位发电量运行成本变化分析

研究分析了100%负荷、75%负荷、50%负荷以及66%负荷(实际运行平均负荷)情景下FGD、SCR脱硝以及ESP+WESP除尘的运行成本变化情况，计算结果如图3所示。

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。机组运行从满负荷降低到50%负荷，FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别增加约61.0%、75.1%%和84.5%。机组负荷变化主要是通过影响物耗、供电煤耗、烟气量以及年发电时间等参数来影响单位发电量运行成本。

从66%负荷(实际运行平均负荷)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%，负荷提升对单位发电量运行成本削减的潜力巨大。

图4不同负荷率对各项运行成本比例变化的影响

图4为不同负荷率下FGD、SCR及ESP+WESP除尘的运行成本比例变化，随着负荷升高，FGD脱硫系统运行成本所占比例增加，SCR脱硝系统运行成本所占比例基本保持不变，而ESP+WESP除尘系统运行成本所占比例下降。

负荷升高，烟气量增加，则脱硫系统的物耗、水耗、电耗增加，相比较除尘系统主要增加的电耗，脱硫系统运行成本增加比例高于除尘系统，对于及脱硝系统，在高负荷运行工况下，有利于提高其脱除效率，优化运行经济性，综合考虑增加的物耗、电耗等，脱硝系统运行成本占比变化较小。

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