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算笔账 燃煤机组“超低排放”和“煤改气” 谁更经济?
时间:2018-06-11 09:06:25

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大气污染治理压力之下,“超低排放”成为一些地区燃煤电厂的必然选择。然而,电厂更关心的是经济性问题。根据《火电工程限额设计参考造价指标(2012年水平)》(以下简称《造价指标》)及实际发电机组的运行情况调研,考虑燃煤发电及燃气发电的机组容量,以300MW机组为基准,燃料价格以燃气3.6元/Nm³,煤炭600元/t计算,分别对燃煤机组执行“超低排放”限值、燃气锅炉发电及燃气蒸汽联合循环的发电成本进行核算。结果表明,燃煤机组执行“超低排放”限值与天然气发电相比,具有较好的经济性。

协同治理路线具有较好的经济性

改造会增加设备投资,但优化工艺会有节能效果

根据电厂调研数据及《造价指标》编制原则核算,2×300MW燃煤锅炉烟气污染物“超低排放”改造(采用湿式电除尘技术路线)总工程静态投资为12475万元,单位投资为207.92元/kW,其中建筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用分别占比4.2%、79.8%、8.3%、7.7%,如图1所示。

图1、300MW燃煤/燃气机组、燃气蒸汽联合循环投资成本构成

结合电厂提供的实际运行数据,考虑电厂投资收益率,经测算,执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)特别排放限值和“超低排放”限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/m³、35mg/m³、50mg/m³)的污染物控制成本分别为0.0241元/kWh和0.0401元/kWh。执行“超低排放”限值时污染物控制成本增加0.016元/kWh,如表1所示。

表1、执行GB13223-2011特别排放限制和“超低排放”时各污染物控制成本比较(元/kWh)

根据电厂调研数据及《造价指标》编制原则核算,执行“超低排放”时发电成本为0.466元/kWh。具体构成如下:燃料费占比49.79%,折旧费占比12.60%,财务费用、分利、所得税、环保及其他分别占比6.1%、10.6%、2.8%、8.61%、9.5%,如图2所示。

图2、300MW燃煤/燃气机组发电成本构成

以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线中,为提高脱硫装置除尘能力,应作气流分布优化、采用喷淋层优化设计及高性能的除雾器,需增加设备投资,但此时低低温电除尘器所需的比集尘面积较小,可减少设备投资,且运行电耗较低。电除尘器前需设置热回收器,虽需增加初投资及维护费用,但可回收热量,具有节能效果,一般可在3年~5年收回成本。另外,脱硫塔入口烟气温度较低,脱硫装置工艺用水量减小,引风机电耗可降低。

湿式电除尘技术路线中,在脱硫装置后增设WESP,增加了设备投资和运行费用。因此,烟气协同治理技术路线从整个系统来看,具有较好的经济性。

燃气发电:设备投资巨大

国内目前未有300MW纯燃气锅炉的运行业绩,但核算发电成本在1元/kW˙h左右

若将燃煤锅炉改成燃气锅炉,由于燃料不同造成的结构形式完全不同,需对锅炉进行更换,工程改造投资成本约为6.22亿元,单位投资为1036.67元/kW,其中建筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用分别占比22.5%、45.0%、19.3%、13.2%,如图1所示。新建项目与改造项目的投资成本相当,国内目前尚未有300MW纯燃气锅炉的运行业绩。

根据实际调研数据,燃气价格按照3.6元/Nm³计算,发热量按8500大卡计算。锅炉发电效率按47%计算,得到天然气发电单位耗气量0.2107Nm³/kW˙h,由此算得燃气锅炉发电的燃料成本为0.7585元/kW˙h。根据《造价指标》规定的燃料成本占发电成本比例70%估算,发电成本为1.0836元/kW˙h。

燃气蒸汽联合循环发电的成本如何?根据对电厂的实际数据调研,国际上9F型燃气轮机的单位造价约为356美元/kW,折成人民币是2421元/kW。我国实际引进的9F型机组单位造价在3090元/kW~4096元/kW,比国际造价高出的部分包括技术引进费用等,工程静态总投资达到20亿元以上,如图1所示。

通过天然气燃气蒸汽联合循环发电,燃气价格按照3.6元/Nm³计算,参考《造价指标》电价构成,发电成本为0.932元/kWh;其中燃料费占比72.15%,折旧费占比7.66%,财务费用、分利、所得税及其他分别占比3.83%、6.12%、1.68%、8.56%,如图2所示。

超低排放和煤改气的经济账

燃气价格影响燃气发电成本,但增加额度高于超低排放改造

不同发电方式发电成本对比如表2所示。针对不同容量、不同污染物排放水平及新建/改造的燃煤机组,其“超低排放”改造的投资成本及运行成本有所差别。

“超低排放”改造增加发电成本0.01元/kWh~0.02元/kWh,但也存在发电成本增加很少的情况,如神华国华三河电厂,由于采用神华煤,且改造前污染物排放浓度较低,改造增加发电成本约0.005元/kWh。

此外,多数电厂在改造前难以达到GB13223—2011标准,必须投入资金改造,若在“超低排放”改造中扣除达到GB13223—2011标准要求导致的投资和运行费用,则增加的发电成本还将进一步降低。新建“超低排放”燃煤机组增加的发电成本更少,为0.005元/kWh~0.01元/kWh。

对于“煤改气”来说,不同地区的燃气价格不同,发电成本亦有所不同,与“超低排放”燃煤机组相比,发电成本增加0.2元/kWh~0.85元/kWh。

表2、不同发电方式的额发电成本对比

燃料成本的影响有多大?

若要燃气发电成本与燃煤机组实现“超低排放”成本相当,天然气价格需降低到1.4元/Nm³

上述计算中,以煤炭价格为600元/吨计(目前浙江省典型原煤价格),此时执行“超低排放”限值的燃煤机组发电成本为0.466元/kWh。而燃煤机组发电成本随煤炭价格的变化而变化,当煤炭价格由300元/t增加到1000元/t时,“超低排放”发电成本由0.332元/kWh增加到0.650元/kWh,如图3所示。

图3、燃煤机组发电成本随煤价变化趋势

上述计算中,以燃气价格3.6元/Nm³计,此时燃气蒸汽联合循环发电成本(9F燃机)为0.932元/kWh,燃气锅炉发电成本为1.0836元/kW˙h。而燃气蒸汽联合循环发电成本(9F燃机)及燃气锅炉随着天然气价格的变化而变化。

以燃气蒸汽联合循环为例,当天然气价格由2.0元/Nm³增加到5.0元/Nm³时(经调研发现,国内不同地区燃气价格为2.4元/Nm³~4.8元/Nm³不等),发电成本由0.59元/kWh增加到1.23元/kWh。若要燃气发电成本与燃煤机组实现“超低排放”成本相当,天然气价格需降低到1.4元/Nm³;或煤炭价格提高到1800元/t,如图4所示。

图4、燃气发电成本随天然气价格变化趋势

还有哪些问题需要解决?

订单数量激增,但投运项目运行时间短、工程应用经验不足,还需要相应的政策支持“超低排放”问题现在备受关注,但要进一步推广应用,还应加大标准的贯彻、落实力度和设备运行、考核、监管力度,杜绝低价竞争、粗制滥造。而且,“超低排放”技术应用应“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”,必要时可“一炉一策”,同时应统筹考虑各污染控制设备之间的协同作用。

目前,国内WESP合同订单已超过国外投运数量的总和,部分投运项目经测试虽达到“超低排放”要求,但运行时间较短,且技术流派较多,各技术均有其优点和短处。

低低温电除尘技术已受到业主的广泛关注和推崇,但工程应用经验不足,需避免其可能存在的问题,如高硫煤低温腐蚀、二次扬尘等。因此,应进一步对WESP、低低温电除尘器实际工程进行跟踪、分析与评估,积累经验。

事实证明,要控制雾霾,就必须走煤炭清洁化应用之路。现在我国每年约40亿吨原煤使用中,50%左右为电力所用。随着经济迅速发展,我国用电总量将持续增加,煤电装机容量也会有明显提高。“超低排放”技术在技术成熟度较高的电力行业率先示范,有助于提升公众对煤炭清洁利用的信心。

在技术协同、行业努力、政策鼓励等条件下,“超低排放”技术的推广应用,将进一步提高我国煤电利用的清洁化水平,同时有效促进我国煤炭集中高效利用。


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