典型燃煤烟气超低排放技术路线经济性对比

如图1所示，单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；其中海水脱硫技术的单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本最低，低于脱硫电价补贴；采用石灰石-石膏湿法脱硫技术 (旋汇耦合) ，单位产品脱硫系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本最高，高于脱硫电价补贴。

图1 脱硫系统成本随机组容量变化情况

图2 脱硝系统成本随机组容量变化情况

图3 除尘系统成本随机组容量变化情况

图4 超低系统成本随机组容量变化情况

如图2所示，单位产品脱硝系统运行成本和吨二氧化硫脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；采用SCR脱硝技术机组的吨氮氧化物脱除成本高于采用SNCR/SCR脱硝技术的机组。

如图3所示，单位产品除尘系统运行成本和吨颗粒物脱除成本随着机组容量的增大呈现减小趋势；火电机组单位产品除尘系统运行成本高于除尘电价补贴 (0.002元/k Wh) ；对于350MW的火电机组采用干式静电除尘+湿式静电除尘技术，对应的单位投资相比较其他采用低低温静电除尘+湿式静电除尘技术的低，使得单位产品除尘系统运行成本较低。

如图4所示，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；火电机组中采用干式电除尘+海水脱硫技术+湿式静电除尘技术路线的机组单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例最低；热电机组中，容量较大的单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例较低。

2.2.2 超低系统运行成本随年利用小时数变化情况

根据典型情境的分析结果，单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例较低的为220t/h的 (5) 号热电机组 (低氮+SNCR/SCR+电袋复合除尘+WFGD (空塔+筛板) +WESP) 和 (4) 号火电机组 (低氮+SCR+ESP+WFGD (海水脱硫) +WESP) ，以此机组为基准分析年发电利用小时数会影响超低系统运行成本。

图5 超低系统成本随年发电利用小时数变化情况

如图5所示，随着年发电利用小时数的增大，单位产品超低系统运行成本和占产品价格的比例呈现减少的趋势；两台容量不同、技术路线不同的机组随着年发电利用小时数的增大对应的比例差异减少。

3 结论

对七台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，得出如下结论: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。全国基准情景下，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%。

海水脱硫技术受技术适用条件的限制难以广泛推广应用，因此除海水脱硫机组，在全国基准火电年发电利用小时数下，超低系统单位产品污染物脱除成本在0.0298~0.0415元/k Wh之间，同时近年来火电年发电利用小时数持续走低，将会进一步增大超低系统单位产品污染物脱除成本，因此建议进一步稳定超低电价补贴政策，以保证电厂环保运行的积极性；热电机组超低系统单位产品污染物脱除成本在16.7~25元/t之间，单位产品超低系统运行成本占产品价格的比例接近10%，为促进热电厂超低改造的积极性，建议出台相关的供热价格补贴政策。

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