王力 廖永进 骆文波
摘 要：对广东省16个已投运和在建脱硫工程的成本进行了统计、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SO2成本的决定性因素。本文的结论对于脱硫技术政策的制定和火电厂开展脱硫工程具有参考意义。
关键词：火电厂；脱硫装置；成本。
1 前言
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求。截至2005年底，全国已投运脱硫装置的机组容量达到5300万千瓦，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。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。广东省是我国开展火电厂烟气脱硫工作较早和较广泛的省份之一，目前脱硫装置投运的机组容量已超过1070万千瓦。本文选取了广东省已投运及在建的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个已部分投运。各工程包括了多种不同的情况，既有各种具代表性的脱硫技术（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个吸收塔，也有2台锅炉配1个吸收塔；燃料中既有低硫煤（含硫0.52%），也有高硫燃料（含硫2.85%）；同时脱硫装置的配置也有所不同。本文希望通过对各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各项主要因素，为脱硫技术政策的制定和火电厂开展脱硫工程提供参考。
2 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。其中固定资产折旧费取决于脱硫工程的动态投资。脱硫工程的动态投资由静态投资（包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费及其它费用）和建设期贷款利息构成。对脱硫装置的经济性评价主要分为两个方面，一是单位供电量的脱硫成本，一般以元/MW.h表示；二是脱除单位质量二氧化硫的成本费用，一般以元/kg表示。
要得到脱硫装置的各项成本，需确定以下各项数据：脱硫装置的投资费用、机组容量、脱硫装置的建设周期、脱硫设备年利用小时数、机组厂用电率、机组耗煤量、煤中硫含量、系统脱硫率、脱硫剂的耗量、脱硫剂的价格、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相关的，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的设计。而有些参数和脱硫装置是没有直接关系的，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，第一年使用建设资金的70%；脱硫装置年利用小时数：5500小时；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：一套脱硫装置按25人，每增加1套装置增加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：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%。
3 脱硫成本统计结果及分析
3．1 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。图1显示了各项脱硫成本占总成本费用的比例。从图中可以看出，电费和固定资产折旧费是脱硫装置最主要的成本费用，分别占总成本费用的26.8%和22.7%。其次为脱硫剂费用和修理费，分别为16.3%和14.4%。其它各项费用则占19.8%。现将几项主要的成本费用分析如下：
1．电费
由于近年来火电机组燃料价格持续上升，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的单机电耗高达9500kW就是因为如此。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．脱硫剂费用
脱硫剂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。
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%。
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，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%。
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。
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%。
表2 各脱硫装置20年运营期内总成本汇总（万元）
3．2 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，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：
1．脱硫装置的单机容量和总装机容量
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．脱硫工程的建设时期
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电量的脱硫成本较高，平均达20.51元/MW.h。而2003年以后的成本则较低，平均为15.22元/MW.h。
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。
4．脱硫装置年利用小时数
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，其它成本基本不变。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4500小时，单位供电量的脱硫成本达26.36元/MW.h，而当利用小时数增加到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。而其它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。
6．其它因素
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，一个重要的原因就是其蒸汽费用高达其总成本费用的10.7%，和其电费相当（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。
3．3 脱单位质量SO2 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倍之多。
任何影响单位供电量脱硫成本的因素也自然会对脱单位质量SO2的脱硫成本产生影响，但其中燃料特性是影响脱单位质量SO2成本费用的决定性因素。随着硫含量的增加，在脱硫效率不变的情况下，SO2脱除量呈正比增加。但成本费用增加有限，仅脱硫剂费用成正比增加，电耗和投资费用略有增加，其它费用基本不变。因此硫含量越高，脱单位质量SO2的脱硫成本就越低。图7显示了这一趋势。其中含硫量大于1.0%的3个脱硫工程脱单位质量SO2的脱硫成本为1.49元/kg，最低的工程8仅为1.10元/kg（其燃料含硫量高达2.85%）。而含硫量小于1.0%的13个脱硫工程脱单位质量SO2的脱硫成本为3.34元/kg，最高的工程14达到4.50元/kg（其燃料含硫量仅为0.63%）。因此应优先对燃料含硫量高的机组进行烟气脱硫，以降低环境治理的成本。
•4 结论
4.1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平均达到13.8亿元。最高达24.9亿元，最低的也达到4.1亿元。各工程每MW.h供电脱硫成本平均为17.20元/MW.h，最高的达28.18元/MW.h，最低的为12.03元/MW.h，相差达2.3倍。各工程脱每公斤SO2的费用平均为2.99元/kg。最高的达4.50元/kg；费用最低的仅为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，相应电价较高的影响，电费成为广东省脱硫装置最主要的成本费用，占总成本费用的26.8%。其次分别为固定资产折旧费、脱硫剂费用和修理费，分别占成本的22.7%、16.3%和14.4%。其它各项费用则占19.8%。
4.3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。
4.4燃料特性是影响脱单位质量SO2 成本费用的决定性因素。应优先对燃料含硫量高的机组进行烟气脱硫，以降低环境治理的成本。
Cost research of power plant FGD system
Abstract: The costs of 16 FGD projects in Guangdong province were counted and analyzed. It is concluded that unit capacity, project start time, SO2 content, FGD system demand time and FGD technology are the main influence factors for FGD cost. And SO2 content is the key factor for cost of per kilogram desulfurized SO2.
Key words: power plant；FGD system；cost