火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究

1、电 力 建 设 第 28卷 火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究廖永进 1, 王力 1, 骆文波 2(1. 广东电网公司电力科学研究院 , 广州市 , 510600; 2. 广东省粤电集团有限公司 , 广州市 , 510630摘 要 广东省已投运和在建脱硫工程共有 16个 。 通过对它们的成本进行统计 、 计算和分析 , 总结出机组容量 、 脱硫工程的建设时期 、 燃料特性 、 脱硫装置年利用小时数 、 脱硫工艺等是影响机组单位供电量脱硫成本 的主要因素 。 而燃料特性则是影响脱单位质量 SO 2成本的决定性因素 。 关键词 火电厂脱硫装置成本费用影响因素中图分类号 :F424.6TK223.28

2、文献标识码 :A文章编号 :1000-7229(2007 04-0082-05Cost Research of Thermal Power Plant FGD SystemLIAO Yong-jin 1, WANG Li 1, LUO Wen-bo 2(1. Guangdong Power Technology Research Institute of Guangdong Grid Company, Guangzhou 510600, China;2. Guangdong Yudian Group Co. Ltd., Guangzhou 510630, ChinaAbstract Curre

3、ntly, there are 16desulfurization projects either in operation or under construction in Guangdong. Through cost statistic,calculation and analysis, this paper summarizes the major factors that affect desulfurization cost of unit power supply from each unit are unit capacity, project construction ter

4、m, fuel characteristics, annual availability, and desulfurization techniques. The cost of unit SO 2removal is determined by fuel characteristics. Keywords thermal power plant ; desulfurization devices ; cost and expenses ; influence factor0引言随着国家对环境保护工作的日益重视 , 环境标准的相应提高 , 对于火电厂锅炉的烟气脱硫 (FGD 工作提出了更高的要

5、求 。 截至 2005年底 , 全国已投 运脱硫装置的机组容量达到 53000MW , 正在建设 的烟气脱硫机组容量超过 1亿 kW 。 火电厂烟气脱 硫装置的建设 , 不仅需要大量的投资费用 , 装置建成 投入运行后还需要大量的运行维护费用 。 但对于脱 硫装置的成本 , 我国还缺少全面的统计和研究 。 本文 希望通过对广东省 16个脱硫工程脱硫成本的统计 、 计算和分析 , 得到影响脱硫成本的主要因素 , 为脱硫 技术政策的制定和火电厂开展脱硫工程提供参考 。1脱硫装置成本费用的构成和计算参数的 确定脱硫装置的总成本费用由生产成本和财务费用构成 。 生产成本主要包括生产期间的物资消耗 (如

6、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 主要包括长期贷款利息 、 短期贷款利息和流动资金 贷款利息等 (图 1 。 其中固定资产折旧费取决于脱硫 工程的动态投资 。 对脱硫装置的经济性评价主要分 为 2个方面 , 一是单位供电量的脱硫成本 (元 /MW h ; 二是脱除单位质量二氧化硫的成本费用 (元 /kg 。收稿日期 :2006-11-28:, , 图 1脱硫装置各项成本费用比例 (%电 力 建 设Electric Power Construction 第 28卷 第 4期 2007年 4月V

7、ol. 28No. 4Apr, 200782第 4期 脱硫工程 生产成本经营 成本财务费用 总成本费用 脱硫剂费用电费水费蒸汽费 人工费 折旧费 大修理费 运营管理费 保险费长期借 款利息 流动资金 借款利息工程 1214507722264077005200127718066165020954637410616371678工程 2742512012135305200150369496165024637383482010557344工程 3343753088829700624022019139073960361927007074251122044工程 4181502788526400624020

8、01912643396032871846642719798489工程 596251501566023152002013612718198033045758645412872476工程 632175429004059083203801424009594062311802512196324168559工程 734925545653564083204329327343792070913734513891375194904工程 862700815106600062403572822565792058518812111491488235828工程 9316257722081180728056536357

9、071306892617394418137474249093工程 1028600531964290062404290327097924070312936613762351186382工程 112475044187396069362403434921694792056311000711021298155675工程 1219470600604950062404711329756792077212916715105338191724工程 13292058365572600728045110284901188073916850914481441228541工程 14012870002080191191

10、207519803132931961228454643工程 150257400031202395715131396039248343767613680112695表 2各脱硫装置 20年运营期内总成本汇总万元脱硫工程 机组容量 /MW开工时间 /年机组型式 建设模式脱硫工艺 燃料含硫 /%脱硫率 /%总体布置 工程 12×1251998在役 EP+C 简易石灰石湿法 2.5812炉 1塔 工程 22×1252001在役 EPC 石灰石 /石膏湿法 0.8902炉 1塔 工程 32×3002004在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 1.2922炉 2塔 工程 42&

11、#215;3002004在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.8922炉 1塔 工程 53002000在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.91951炉 1塔 工程 63×200+3002004在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.91914炉 4塔 工程 74×3002005在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.8924炉 4塔 工程 82×6002004新建 EPC 石灰石 /石膏湿法 2.85962炉 2塔 工程 93×6602004在役 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.52913炉 3塔 工程 102×7002004在役 EP

12、+C 石灰石 /石膏湿法 0.63922炉 2塔 工程 112×6002005新建 EP+C 石灰石 /石膏湿法 0.63902炉 2塔 工程 122×6002003新建 EPC 石灰石 /石膏湿法 0.7952炉 2塔 工程 133×6002004新建 E+P+C 石灰石 /石膏湿法0.7953炉 3塔 工程 143001996在役 EPC 海水法 0.63901炉 1塔 工程 152×3002002在役 EPC 海水法0.63902炉 2塔 工程 162102000新建EPC烟气循环流化床法0.8851炉 1塔表 1各脱硫工程基本情况汇总为了得到社会

13、平均水平的合理的脱硫运行 成 本 , 本统计计算中对于和脱硫装置不直接相关的参 数 , 均采用了广东省社会平均水平的数据 。 采用社会 平均水平数据的参数确定如下 :脱硫装置的建设周 期 :2年 , 第 1年使用建设资金的 70%; 脱硫装置年 利用小时数 :5500h ; 厂用电价格 :0.39元 /kW h(不 含税 , 按 2004年广东省某发电集团所属燃煤机组电 价平均值选取 ; 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 :1套脱硫装置按 25人 , 每增加1套装

14、置增加 5人 ; 年人均工资 6.5万元 /人 年 , 福利系数取 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 20年 ; 脱硫装置折旧年限 12年 ; 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 12年 ; 流动资金贷款年利率 5.58%。2脱硫成本统计2.1脱硫成本统计结果及分析各脱硫工程的基本情况见表 1。 其 20年运营期的各项成本费用见表 2。 从表中可以看出 , 总体来 讲 , 火电厂烟气脱硫的成本巨大 , 各工程 20年运营 期内总的成本费用

15、平均达到 13.8亿元 。 最高为工程9, 达 24.9亿元 , 最低的是工程 16, 也达到 4.1亿元 。现将几项主要的成本费用分析如下 。2.1.1电费由于近年来火电机组燃料价格持续上升 , 造成广东省火电厂发电成本及电价居高不下 , 脱硫装置 的电耗费用成为广东省脱硫装置最主要的成本 。 16个脱硫工程的平均电耗占总成本费用的 26.8%。 最 低的是工程 1, 仅为 10.8%。 最高的是工程 13, 高达火 电 厂 烟 气 脱 硫 装 置 成 本 费 用 的 研 究83电 力 建 设 第 28卷 36.6%。 电耗的高低和脱硫装置所采用的技术 、 配 置 、 性能要求和机组容量等因

16、素有关 。 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降 低 。 工程 1的电耗仅为 1800kW(包括引风机增加的 电耗 , 主要就是因为没有设置增压风机 (否则电耗 将增加 500kW 以上 、 要求的脱硫率较低 (81% 以及 采用的烟气加热器阻力较低 (蒸汽加热 。 当燃料含 硫量增加或要求更高的脱硫效率 , 以及采用湿磨制 浆则均会使系统电耗有所增加 。 工程 8单机电耗高 达 9500kW 的原因在此 。 而海水法脱硫工艺的电耗 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 , 鼓泡塔工艺的电耗要略高于 喷淋塔工艺 。2.1.2脱硫剂费用脱硫剂

17、费用也是脱硫装置的主要成本之一 。 16个 脱 硫 工 程 的 平 均 脱 硫 剂 费 用 占 总 成 本 费 用 的 16.3%。 最低的是工程 14、 15, 无需脱硫剂 。最高的是 工程 1, 达 29.9%。 脱硫剂费用主要取决于脱硫工 艺 、 燃料特性 、 脱硫率的要求 、 脱硫剂的价格以及浆 液制备系统的配置 。 海水法无需脱硫剂或只需少量 的脱硫剂 。 而烟气流化床法由于 Ca/S 达到 1.3左 右 , 且我国生石灰 (CaO 的品质不稳定 , 活性普遍不 理想 , 目前基本是直接采用消石灰 。 因此烟气流化床 法的脱硫剂费用要高于石灰石 -石膏法 。 工程 16的 脱硫装置燃

18、料中含硫仅为 0.8%, 但脱硫剂费用高达28%。 同样含硫量的工程 7脱硫装置的脱硫剂费用仅占总成本费用的 17.9%。 而燃料热值越低 、 含硫量越高 , 要求的脱硫效率越高 , 脱硫剂的费用也越高 。 工程 3脱硫装置脱硫剂的费用高达 28.2%, 就是因 为其燃料热值偏低 , 单台机组 (300MW 的燃煤量高 达 170t/h 。 同时燃料含硫达 1.2%, 在 16个脱硫工程 中也是较高的 。 此外由于石灰石块的价格肯定低于 石灰石粉 , 脱硫装置采用湿磨制浆系统 , 脱硫剂的费 用自然低于直接购买石灰石粉 。2.1.3水费一般来讲 , 脱硫装置的水耗量不大 。 即使是水耗量最大的

19、石灰石 -石膏湿法工艺 , 1台 300MW 机组 的水耗一般也不会超过 50t/h(主要取决于烟气温度 和成分 。 同时脱硫工艺对水质没有特殊要求 , 一般 的工业水完全能满足要求 , 因此水费在总成本费用 中所占比例很小 , 仅为 2.2%。2.1.4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 , 每年的蒸汽费用高达 385万元 。 蒸汽费约占其总成 本费用的 10.7%。 因此尽管蒸汽型烟气加热器的设 备和安装费用低于 GGH , 但运行成本太高 。 而 GGH 的蒸汽吹扫量要明显小于蒸汽加热的用量 , 且是间 断运行 ,

20、因此其蒸汽费用占总成本费用的比例很小 。 工程 5仅为 0.4%。2.1.5固定资产折旧费固定资产折旧费是脱硫装置的又一主要成本 ,16个脱硫工程平均占总成本费用的 22.7%。 固定资产折旧费取决于工程的投资规模 。 工程的动态投资 越高 , 则总的折旧费就越高 。2.1.6修理费由于火电厂的烟气脱硫在我国还处于起步 阶段 , 本文研究的脱硫工程的投运时间还十分有限 , 缺 少足够的修理费用数据的统计 。 因此本文的修理费 套用石化行业的标准 , 取修理费率为 3.0%。 修理费 约占总成本费用的 14.4%。2.2单位供电量的脱硫成本分析单位供电量的脱硫成本是脱硫装置最主要的经济性指标 ,

21、 反映了脱硫装置对电厂经济效益的影响 。 表 3为计算结果 , 各工程每 MW h 供电脱硫成本平 均为 17.20元 /MW h , 最高的工程 1达 28.18元 /MW h , 最低的工程 9为 12.03元 /MW h , 相差达 2.3倍 。影响单位供电量脱硫成本的主要因素有 :2.2.1脱硫装 置 的 单 机 容 量 和 总 装 机 容 量 越 大 ,装置的单位造价就越低 。 单位造价的降低意味着 和投资有关的成本费用会降低 。 而装机容量越大 , 供电量成正比增加 。 因此单位供电量的脱硫成本 随着脱硫装置的单机容量和总装机容量的增加而 降低 。 从图 2和图 3中可以看出这种规

22、律 。 16个 脱 硫 工 程 中 , 6个 600MW 等 级 机 组 的 单 位 供 电 量脱硫成本平均为 13.89元 /MW h , 最低的工程 9仅 有 12.03元 /MW h , 而 10个 300MW 等 级 及 以 下 机 组 的 单 位 供 电 量 脱 硫 成 本 平 均 达 到 了 19.19元 /MW h 。2.2.2在脱硫工程的不同建设时期 , 脱硫装置的造价相差很大 。 因此也会相应影响脱硫成本 。 从图 4中 可以看出 , 总体来讲 2002年之前的脱硫工程单位供 , h 工程 1工程 2工程 3工程 4工程 5工程 6工程 7工程 828.1822.5419.5

23、115.7423.1718.0215.5818.79工程 9工程 10工程 11工程 12工程 13工程 14工程 15工程 1612.0312.7312.415.2712.1417.4712.8018.92表 3各脱硫装置单位供电量的脱硫成本元 /MW h84第 4期 2003年以后的成本则较低 , 平均为 15.22元 /MW h 。 2.2.3燃料特性 。 燃料中的含硫量越高 , 脱硫剂的 费用成正 比 增 加 。 同时电耗和投资费用均有所增 加 。 因此燃料含硫量越高 , 单位供电量的脱硫成本也 越高 。 图 5显示了这一趋势 。 含硫量大于 1.0%的各 脱硫工程单位供电量的脱硫成本

24、为 22.16元 /MW h , 而含硫量小于 1.0%的脱硫成本平均仅为 16.06元 /MW h 。2.2.4脱硫装置年利用小时数越多 , 机组供电量呈 正比增加 。 但脱硫成本中仅电耗 、 脱硫剂费用和运营 管理费呈正比增加 , 其他成本基本不变 。 因此年利用 小时数越多 , 单位供电量的脱硫成本就越低 。 图 6为工程 5不同年利用小时数的单位供电量脱硫成 本 。 当每年的利用小时数为 4500h , 单位供电量的 h 6500h , 脱硫成本减少至 20.96元 /MW h 。2.2.5不同的脱硫技术不仅会影响工程的造价 , 对 于电费 、 脱硫剂费用 、 水费和人工费等也会产生影

25、 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 , 加之系统相对简单 , 无需增加专门的 运行人员 , 因此脱硫成本明显比石灰石 -石膏法要 低 。 工程 15的脱硫装置尽管投资费用较高 , 达到 420元 /kW , 但单位供电量的脱硫成本仅为 12.80元 / MW h 。 而其他 300MW 等级石灰石 -石膏法脱硫装 置成本最低的也达到 15.58元 /MW h 。 烟气流化床 法的电耗 、 水耗和石灰石 -石膏法基本相当 , 投资费 用要少于石灰石 -石膏法 , 但脱硫剂的费用要高于 石灰石 -石膏法 , 最终的脱硫成本略高于石灰石 -石 膏法 。2.2.6其

26、他因素 。 受场地条件等因素的影响 , 在役 机 组 FGD 装 置 的 投 资 费 用 要 高 于 新 建 机 组 。 因 此 , 在役机组单位供电量的脱硫成本要高于新建 机组 。脱硫装置的不同配置也会对单位供电量的脱硫 成本产生一定的影响 。 例如 , 采用蒸汽烟气加热器 , 会增加大量的蒸汽费用 。 工程 1的单位供电量脱硫 成本高达 28.18元 /MW h , 重要的原因就是其蒸汽 费 用 高 达 其 总 成 本 费 用 的 10.7%, 与 其 电 费 相 当 (10.8% 。当脱硫系统取消增压风机或 GGH , 会使系统的 电耗明显降低 , 相应减少脱硫成本 。 工程 1电厂的电

27、 耗仅占其总成本的 10.8%, 是所有脱硫工程中最低 的 , 主要是因为没有增压风机 。另外 , 系统的脱硫率越高 , 相应的投资 、 电耗和 脱硫剂耗量均会有所增加 , 也会增加脱硫成本 。 2.3脱单位质量 SO 2的成本分析脱单位质量 SO2的成本是脱硫装置又一主要经济性指标 , 反映了脱硫装置脱除一定量 SO2所付的代价 。 表 4为计算结果 , 各工程脱每公斤 SO2的费用 平均为 2.99元 /kg 。 最高的是工程 14达 4.50元 /kg ; 费用最低的工程 8仅为 1.10元 /kg 。 两者相差达 4.1图 2总装机容量对脱硫成本的影响 图 3单机容量对脱硫成本的影响

28、图 4脱硫工程开工时期对脱硫成本的影响 图 5燃料特性对脱硫成本的影响 图 6年利用小时数对脱硫成本的影响火 电 厂 烟 气 脱 硫 装 置 成 本 费 用 的 研 究 85电 力 建 设第 28卷 到 厂 并 送 至 锅 炉 费 用 :0号 柴 油 5000元 /t , 煤 到 厂再送至锅炉制成煤粉为 :煤低位发热量 20000kJ/kg , 约 420元 /t (煤低位发 热 量 18100kJ/kg , 约 382元 /t , 取单价 420元 /t 计算 , 可算出冷炉开出一次节 约燃料费用约 25.3万元 。 同理 , 在温态 、 热态和低负荷稳燃时均有较好节油效益 。 经比较两台锅

29、炉改造 后每年因启停运行助燃能节约燃油至少 1000t , 扣 除煤粉燃烧费用可节约 412万元 /年 , 效益可观 。4.3锅炉启动可靠 , 用小油枪点火成功率 100%。 因煤质差 、 煤质波动引起的锅炉灭火现象大大减少 , 改 造前 , 2台锅炉 2003年全年灭火 4次 , 改造后 , 2台 锅炉在实际煤质比以前更差的情况下 , 至今未发生 过运行中灭火 , 表明燃烧可靠性增强 。4.4根据小油枪热能量 , 如煤质较差时 , 冷炉点燃油枪后 , 开始应少投煤粉 , 锅炉启动时间较长 ; 如煤 , , ,启动时间可加快 ,锅炉启动时间缩短 。 当炉内温度达到某一定值时 , 可逐渐加大给粉

30、量至正常给粉 。 总 的来说 , 煤质差的煤点火初期时间相对略长 , 但后期 易稳定燃烧 , 操作方便 。 为保证具有足够的着火热 , 点火初期应少投煤粉 , 以利于在低温下 , 炉内油 、 煤 粉的充分燃烧 。总之 , 小油枪点火煤粉燃烧器改造是一项实用 、 可靠 、 经济节能的技改项目 , 值得推广 。5参考文献1林宗虎 , 徐通模 . 实用锅炉手册 . 北京 :化学工业出版社 , 20012郭永浩 , 孙学信 . 稳燃腔燃烧器少油点火的研究与应用 . 中国电力 , 2003, 36(10 :25283岑可法 , 樊建人 . 燃烧流体力学 . 北京 :水利电力出版社 , 1991(责任编辑 :王苹志 工程 1工程 2工程 3工程 4工程 5工程 6工程 7工程 81.643.351.742.523.422.592.791.10工程 9工程 10工程 11工程 12工程 13工程 14工程 15工程 163.773.583.423.682.964.503.303.49表 4各脱硫装置脱单位质量 SO