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。
原标题：头条 | 燃煤机组执行“超低排放”限值与天然气发电谁更经济？
