火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究应用.doc

火电厂烟气脱硫装置成本费用研究1 前言随着国家对环保工作日益注重，环境原则相应提高，对于火电厂锅炉烟气脱硫（FGD）工作提出了更高规定。截至底，全国已投运脱硫装置机组容量达到5300万千瓦，正在建设烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。火电厂烟气脱硫装置建设，不但需要大量投资费用，装置建成投入运营后还需要大量运营维护费用。但对于脱硫装置成本，国内还缺少全面记录和研究。广东省是国内开展火电厂烟气脱硫工作较早和较广泛省份之一，当前脱硫装置投运机组容量已超过1070万千瓦。本文选用了广东省已投运及在建16个脱硫工程进行了成本研究。16个脱硫工程中，11个已投运，3个已某些投运。各工程涉及了各种不同状况，既有各种具代表性脱硫技术（石灰石石膏湿法，简易石灰石湿法，海水法，烟气循环流化床法）；机组容量也从125MW直到700MW；脱硫机组从1台到4台；既有1台锅炉配1个吸取塔，也有2台锅炉配1个吸取塔；燃料中既有低硫煤（含硫0.52%），也有高硫燃料（含硫2.85%）；同步脱硫装置配备也有所不同。本文但愿通过对各脱硫工程脱硫成本记录、计算和分析，得到影响脱硫成本各项重要因素，为脱硫技术政策制定和火电厂开展脱硫工程提供参照。2 脱硫装置成本费用构成和计算参数拟定脱硫装置总成本费用由生产成本和财务费用构成。生产成本重要涉及生产期间物耗（如脱硫剂消耗、水耗、电耗、蒸汽消耗等）、人工费、修理费、运营管理费、保险费、固定资产折旧费等。财务费用重要涉及长期贷款利息、短期贷款利息和流动资金贷款利息等。其中固定资产折旧费取决于脱硫工程动态投资。脱硫工程动态投资由静态投资（涉及设备购买费、安装工程费、建筑工程费及其他费用）和建设期贷款利息构成。对脱硫装置经济性评价重要分为两个方面，一是单位供电量脱硫成本，普通以元/MW.h表达；二是脱除单位质量二氧化硫成本费用，普通以元/kg表达。要得到脱硫装置各项成本，需拟定如下各项数据：脱硫装置投资费用、机组容量、脱硫装置建设周期、脱硫设备年运用小时数、机组厂用电率、机组耗煤量、煤中硫含量、系统脱硫率、脱硫剂耗量、脱硫剂价格、系统电耗、机组电价、系统水耗、水价、系统汽耗、汽价、装置定员、年人均工资及福利、保险费率、预提修理费率、运营管理费用、装置生产运营期、自有资金比例、建设期贷款利率、贷款偿还年限、流动资金贷款利率、固定资产形成率等。在上述参数中，有些是和脱硫装置直接有关，例如系统脱硫率、机组容量、燃料特性等会直接影响脱硫装置设计。而有些参数和脱硫装置是没有直接关系，例如机组电价、汽价、年人均工资及福利等。为了得到社会平均水平合理脱硫运营成本，本记录计算中对于和脱硫装置不直接有关参数，均采用了广东省社会平均水平数据。采用社会平均水平数据参数拟定如下：脱硫装置建设周期：2年，第一年使用建设资金70%；脱硫装置年运用小时数：5500小时；厂用电价格：0.39元/kW.h（不含税，按广东省某发电集团所属燃煤机组电价平均值选用）；脱硫剂价格：石灰石粉250元/t，石灰石150元/t，消石灰350元/t；水价：3元/t；蒸汽价格：35元/t；装置定员：一套脱硫装置按25人，每增长1套装置增长5人；年人均工资：6.5万元/人.年，福利系数：60%；预提修理费率：3.0%；运营管理费用：0.6元/MW.h；保险费率：0.25%；脱硫装置生产运营期：；脱硫装置折旧年限：；固定资产形成率：95%；脱硫工程投资自有资金比例：25%；建设期贷款年利率：6.12%；贷款偿还年限：；流动资金贷款年利率：5.58%。3 脱硫成本记录成果及分析31 脱硫成本记录成果及分析各脱硫工程基本状况见表1。其运营期各项成本费用见表2，从中可以看出，总体来讲，火电厂烟气脱硫成本巨大，各工程运营期内总成本费用平均达到13.8亿元。最高为工程9，达24.9亿元，最低是工程16，也达到4.1亿元。图1显示了各项脱硫成本占总成本费用比例。从图中可以看出，电费和固定资产折旧费是脱硫装置最重要成本费用，分别占总成本费用26.8%和22.7%。另一方面为脱硫剂费用和修理费，分别为16.3%和14.4%。其他各项费用则占19.8%。现将几项重要成本费用分析如下：1电费由于近年来火电机组燃料价格持续上升，导致广东省火电厂发电成本及电价居高不下，脱硫装置电耗费用成为广东省脱硫装置最重要成本。16个脱硫工程平均电耗占总成本费用26.8%。最低是工程1，仅为10.8%。最高是工程13，高达36.6%。电耗高低和脱硫装置所采用技术、配备、性能规定和机组容量等因素关于。当系统取消烟气加热器或取消增压风机均会使系统电耗有所减少。工程1电耗仅为1800kW（涉及引风机增长电耗），重要就是由于没有设立增压风机（否则电耗将增长500kW以上）、规定脱硫率较低（81%）以及采用烟气加热器阻力较低（蒸汽加热）。当燃料含硫量增长或规定更高脱硫效率以及采用湿磨制浆则均会使系统电耗有所增长。工程8单机电耗高达9500kW就是由于如此。而海水法脱硫工艺电耗要略低于石灰石石膏湿法和烟气流化床法工艺。石灰石石膏湿法中，鼓泡塔工艺电耗要略高于喷淋塔工艺。2脱硫剂费用脱硫剂费用也是脱硫装置重要成本之一。16个脱硫工程平均脱硫剂费用占总成本费用16.3%。最低是工程14、15，无需脱硫剂。最高是工程1，达29.9%。脱硫剂费用重要取决于脱硫工艺、燃料特性、脱硫率规定、脱硫剂价格以及浆液制备系统配备。海水法无需脱硫剂或只需少量脱硫剂。而烟气流化床法由于Ca/S达到1.3左右，且国内生石灰（CaO）品质不稳定，活性普遍不抱负，当前基本是直接采用消石灰。因而烟气流化床法脱硫剂费用要高于石灰石石膏法。工程16脱硫装置燃料中含硫仅为0.8%，但脱硫剂费用高达28%。同样含硫量工程7脱硫装置脱硫剂费用仅占总成本费用17.9%。而燃料热值越低、含硫量越高，规定脱硫效率越高，脱硫剂费用也越高。工程3脱硫装置脱硫剂费用高达28.2%，就是由于其燃料热值偏低，单台机组（300MW）燃煤量高达170t/h。同步燃料含硫达1.2%，在16个脱硫工程中也是较高。此外由于石灰石块价格必定低于石灰石粉，脱硫装置采用湿磨制浆系统，脱硫剂费用自然低于直接购买石灰石粉。3水费普通来讲，脱硫装置水耗量不大。虽然是水耗量最大石灰石石膏湿法工艺，1台300MW机组水耗普通也不会超过50t/h（重要取决于烟气温度和成分）。同步脱硫工艺对水质没有特殊规定，普通工业水完全能满足规定，因而水费在总成本费用中所占比例很小，仅为2.2%。4蒸汽费只有当烟气加热器采用蒸汽加热或GGH采用蒸汽吹扫时，才有此项费用。工程1脱硫装置为蒸汽加热器，每小时蒸汽耗量为20吨，按每吨蒸汽35元计算，每年蒸汽费用高达385万元。蒸汽费约占其总成本费用10.7%。因而尽管蒸汽型烟气加热器设备和安装费用低于GGH，但运营成本太高。而GGH蒸汽吹扫量要明显不大于蒸汽加热用量，且是间断运营，因而其蒸汽费用占总成本费用比例很小。工程5仅为0.4%。5固定资产折旧费固定资产折旧费是脱硫装置又一重要成本，16个脱硫工程平均占总成本费用22.7%。固定资产折旧费取决于工程投资规模。工程动态投资越高，则总折旧费就越高。6修理费由于火电厂烟气脱硫在国内还处在起步阶段，本文研究脱硫工程投运时间还十分有限，缺少足够修理费用数据记录。因而本文修理费套用石化行业原则，取修理费率为3.0%。修理费约占总成本费用14.4%。表2 各脱硫装置运营期内总成本汇总（万元）32 单位供电量脱硫成本分析单位供电量脱硫成本是脱硫装置最重要经济性指标，反映了脱硫装置对电厂经济效益影响。表3为计算成果，各工程每MW.h供电脱硫成本平均为17.20元/MW.h，最高工程1达28.18元/MW.h，最低工程9为12.03元/MW.h，相差达2.3倍。影响单位供电量脱硫成本重要因素有：1脱硫装置单机容量和总装机容量脱硫装置单机容量和总装机容量越大，装置单位造价就越低。单位造价减少意味着和投资关于成本费用会减少。而装机容量越大，供电量成正比增长。因而单位供电量脱硫成本随着脱硫装置单机容量和总装机容量增长而减少。从图2和图3中可以看出这种规律。16个脱硫工程中，6个600MW级别机组单位供电量脱硫成本平均为13.89元/MW.h，最低工程9仅有12.03元/MW.h，而10个300MW级别及如下机组单位供电量脱硫成本平均达到了19.19元/MW.h。2脱硫工程建设时期在脱硫工程不同建设时期，脱硫装置造价相差很大。因而也会相应影响脱硫成本。从图4中可以看出，总体来讲之前脱硫工程单位供电量脱硫成本较高，平均达20.51元/MW.h。而后来成本则较低，平均为15.22元/MW.h。3燃料特性燃料中含硫量越高，脱硫剂费用成正比增长。同步电耗和投资费用均有所增长。因而燃料含硫量越高，单位供电量脱硫成本也越高。图5显示了这一趋势。含硫量不不大于1.0%各脱硫工程单位供电量脱硫成本为22.16元/MW.h，而含硫量不大于1.0%脱硫成本平均仅为16.06元/MW.h。4脱硫装置年运用小时数脱硫装置年运用小时数越多，机组供电量呈正比增长。但脱硫成本中仅电耗、脱硫剂费用和运营管理费呈正比增长，其他成本基本不变。因而年运用小时数越多，单位供电量脱硫成本就越低。图6为工程5不同年运用小时数单位供电量脱硫成本。当每年运用小时数为4500小时，单位供电量脱硫成本达26.36元/MW.h，而当运用小时数增长到6500小时，脱硫成本减少至20.96元/MW.h。5不同脱硫技术不同脱硫技术不但会影响工程造价，对于电费、脱硫剂费用、水费和人工费等也会产生影响。海水法无需脱硫剂费用和水费，电耗也低于石灰石石膏法，加之系统相对简朴，无需增长专门运营人员，因而脱硫成本明显比石灰石石膏法要低。工程15脱硫装置尽管投资费用较高，达到420元/kW，但单位供电量脱硫成本仅为12.80元/MW.h。而其他300MW级别石灰石石膏法脱硫装置成本最低也达到15.58元/MW.h。烟气流化床法电耗、水耗和石灰石石膏法基本相称，投资费用要少于石灰石石膏法，但脱硫剂费用要高于石灰石石膏法，最后脱硫成本略高于石灰石石膏法。6其他因素受场地条件等因素影响，在役机组FGD装置投资费用要高于新建机组。因而，在役机组单位供电量脱硫成本要高于新建机组。脱硫装置不同配备也会对单位供电量脱硫成本产生一定影响。例如采用蒸汽烟气加热器，会增长大量蒸汽费用。工程1单位供电量脱硫成本高达28.18元/MW.h，一种重要因素就是其蒸汽费用高达其总成本费用10.7%，和其电费相称（10.8%）。当脱硫系统取消增压风机或GGH，会使系统电耗明显减少，相应减少脱硫成本。工程1电厂电耗仅占其总成本10.8%，是所有脱硫工程中最低，重要是由于没有增压风机。此外，系统脱硫率越高，相应投资、电耗和脱硫剂耗量均会有所增长，也会增长脱硫成本。33 脱单位质量SO2 成本分析脱单位质量SO2成本是脱硫装置又一重要经济性指标，反映了脱硫装置脱除一定量SO2所付代价。表4为计算成果，各工程脱每公斤SO2费用平均为2.99元/kg。最高是工程14达4.50元/kg；费用最低工程8仅为1.10元/kg。两者相差达4.1倍之多。任何影响单位供电量脱硫成本因素也自然会对脱单位质量SO2脱硫成本产生影响，但其中燃料特性是影响脱单位质量SO2成本费用决定性因素。随着硫含量增长，在脱硫效率不变状况下，SO2脱除量呈正比增长。但成本费用增长有限，仅脱硫剂费用成正比增长，电耗和投资费用略有增长，其他费用基本不变。因而硫含量越高，脱单位质量SO2脱硫成本就越低。图7显示了这一趋势。其中含硫量不不大于1.0%3个脱硫工程脱单位质量SO2脱硫成本为1.49元/kg，最低工程8仅为1.10元/kg（其燃料含硫量高达2.85%）。而含硫量不大于1.0%13个脱硫工程脱单位质量SO2脱硫成本为3.34元/kg，最高工程14达到4.50元/kg（其燃料含硫量仅为0.63%）。因而应优先对燃料含硫量高机组进行烟气脱硫，以减少环境治理成本。4 结论4.1火电厂烟气脱硫成本巨大，各工程运营期内总成本费用平均达到13.8亿元。最高达24.9亿元，最低也达到4.1亿元。各工程每MW.h供电脱硫成本平均为17.20元/MW.h，最高达28.18元/MW.h，最低为12.03元/MW.h，相差达2.3倍。各工程脱每公斤SO2费用平均为2.99元/kg。最高达4.50元/kg；费用最低仅为1.10元/kg。两者相差达4.1倍之多。4.2受广东省燃料价格偏高，相应电价较高影响，电费成为广东省脱硫装置最重要成本费用，占总成本费用26.8%。另一方面分别为固定资产折旧费、脱硫剂费用和修理费，分别占成本22.7%、16.3%和14.4%。其他各项费用则占19.8%。4.3机组容量、脱硫工程建设时期、燃料特性、脱硫装置年运用小时数、脱硫工艺等是影响机组单位供电量脱硫成本重要因素。4.4燃料特性是影响脱单位质量SO2 成本费用决定性因素。应优先对燃料含硫量高机组进行烟气脱硫，以减少环境治理成本。 （来源：粤电集团公司 作者：王力 廖永进 骆文波 .01.17）