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SCR脱硝成本分析

作者:济南志伟电子科技来源:网络 日期:2015-04-12 10:22
我国SCR脱硝成本分析及脱硝电价政策探讨 郭 斌,廖宏楷,徐程宏,廖永进 (广东电网公司电力科学研究院,广东广州510600) 摘 要:分析了SCR脱硝装置成本,指出还原剂费用、催化剂费用和固定资产折旧费用是SCR脱硝装置成本中最大的 3项费用,在此基础上,从设计脱硝率、还原剂价格、还原剂 类型及SCR装置建设形式等方面定量分析了影响SCR脱硝装置上网电价增量的因素,提出了推荐的脱硝电价计算式。该式综合考虑了影响SCR脱硝装置上网电价增量的主要因素,对我国脱硝电价的计算及相应政策的出台具有一定的参考意义。关 键 词:SCR脱硝装置;成本分析;脱硝电价;电价政策 中图分类号:F40712;X701.3 文献标识码:A 引 言 “十一五”期间,NOx排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势,研究结果显示,氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变,硝酸根离子在酸雨中所占的比例从20世纪80年代的1/10逐步上升到近年来的1/3。另外,NOx的跨国界“长距离输送”,使得我国NOx排放问题引起国际上的关注,增加了我国控制NOx排 放的国际压力[1] 。可以预计,火电厂烟气脱硝必将成为下一步我国火电厂环保工作的重点。选择性催化还原(SCR)技术是目前火电厂烟气脱硝的主流技术,但SCR技术投资大,运行维护成本高,采用SCR技术进行烟气脱硝必将增加发电企业的成本。目前,我国对现有电厂的烟气脱硝,仍缺乏相关的经济政策,制约了火电企业治理NOx的积极性。本研究从分析我国SCR脱硝成本入手,探讨我国SCR脱硝电价政策,以期对脱硝电价政策的出台提供参考。 1 燃煤电厂SCR脱硝成本分析 1.1 SCR脱硝成本的计算原则 为使SCR脱硝成本的计算结果具有可比性,首先需要确定计算原则。计算原则:脱硝装置的建设 周期为1年;折算到满负荷时脱硝装置年利用小时数为5500h;机组厂用电率对于600MW等级机组 为5%,300MW等级机组为5.5%;还原剂到厂价格液氨为3000元/t,尿素(46%)为2200元/t;催 化剂价格5万元/m3 ;水价为2.5元/t;蒸汽价格为60元/t;预提修理费率为1.0%;保险费率为0.25%;增值税率为17%;脱硝装置生产运营期限 为20a;脱硝装置折旧年限为10a;固定资产折旧残值率为5%;脱硝工程投资自有资金比例为20%;建设期贷款年利率为7.47%;贷款偿还年限为10a;流动资金贷款年利率为7.83%;资本金现金流财务内部收益率为8%。 1.2 SCR脱硝成本的构成及分析 燃煤电厂SCR脱硝装置的总成本费用包括生产成本和财务费用两部分。生产成本是SCR脱硝装置投产后为维持系统正常运行产生的各项生产支出,它由还原剂费用、电费、水费、蒸汽费用、人工费用、催化剂费用、折旧费、大修费和保险费等组成;财务费用是为SCR脱硝装置建设和运行筹集资金时所发生的贷款利息,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为采用液氨做还原剂的SCR脱硝成本构成示意图。 图1 SCR脱硝各项成本所占比例(%) 1.2.1 还原剂费用 从图1中可以看出,还原剂费用在所有成本中所占比例最大,占25.96%,还原剂费用主要与SCR脱硝装置的液氨耗量、SCR脱硝装置年运行小时数及还原剂的价格等有关,而液氨耗量又与SCR入口NOx浓度、设计脱硝率有关,SCR入口浓度高、设计脱硝率高,则液氨耗量多,还原剂费用所占比例增加。 1.2.2 催化剂费用 在SCR脱硝装置中,催化剂是最重要的部件,但催化剂价格昂贵,使用寿命短,一般在24000h左右。催化剂费用是指在脱硝装置运行寿命期内,更换催化剂的总费用摊销到每年的运行成本,如图1所示,催化剂费用占23.52%。催化剂费用可计算为: Ccataly=Ccataly・i(1+i) n (1+i)n - 1 (1)式中: Ccataly—每年催化剂摊销费用;Ccataly—更换每层催化剂的费用;i—银行贷款利息;n—催化剂使用寿命,a。 从式(1)可以看出,催化剂年摊销费用与催化剂价格及银行贷款利率有关。1.2.3 固定资产折旧费 固定资产折旧费指一定时期内为弥补固定资产损耗按照规定的固定资产折旧率提取的固定资产折旧,它反映了固定资产在当期生产中的转移价值。如图1所示,固定资产折旧费是SCR脱硝成本中又一重要成本,占23.96%,它与SCR脱硝装置的动态投资有关。1.2.4 电 费 SCR脱硝装置的电费包括两部分,一是由于SCR脱硝装置本身的电耗而产生的费用;二是由于 加装了SCR脱硝装置,引起烟气阻力增加,从而造成引风机电耗增加而产生的费用。对于采用液氨做还原剂的SCR脱硝装置,其本身的电耗比较小,一般在每小时几十至一百多千瓦之间,而由于系统阻力增加引起的引风机电耗增加是主要的,如图1所示,电费平均占总成本费用的10.35%左右。1.2.5 蒸汽费用 对于采用液氨做还原剂的SCR脱硝装置,其蒸汽费用也由两部分组成:一是液氨制备区液氨蒸发所需的蒸汽耗量;二是SCR反应器采用蒸汽吹灰所需的蒸汽耗量。蒸汽费用在SCR脱硝装置中所占成本不大,如图1所示,蒸汽费用在1.35%左右。1.2.6 水 费 SCR脱硝装置中水耗非常少,有的脱硝装置水 耗为零,如图1所示,水费仅占0.05%,因此水费在SCR脱硝装置成本中基本可以不考虑。1.2.7 财务费用 财务费用由长期贷款利息、短期贷款利息和流 动资金贷款利息组成的,其中工程建设长期借款利息是主要的,占财务费用的98%以上。财务费用主要与贷款金额、还贷年限及贷款利息有关。如图1所示,财务费用占脱硝成本的8.93%左右。1.3 SCR脱硝装置上网电价增量的计算 SCR脱硝装置上网电价增量的计算是一个试算迭代的过程,即在假定一个电价增量的情况下,在一定的约束条件下,计算出总成本费用、销售收入和股利分配等参数后,将计算结果列入资本金现金流量表中,再将资本金现金流量表中的净现金流的内部收益率与期望的内部收益率相比较。如果比期望的内部收益率高,则降低电价增量;如果比期望的内部收益率低,则增加电价增量,通过试算最终得到电价增量。 2 燃煤电厂SCR脱硝上网电价增量的影响 因素分析 2.1 设计脱硝率对上网电价增量的影响 图2为某电厂在SCR入口NOx浓度不变时,脱 硝率与上网电价增量关系曲线 。 图2 脱硝率与上网电价增量关系曲线 从图2可以看出,随着脱硝率的增加,上网电价增量增大。这是因为设计脱硝率高,所需催化剂体积大,还原剂消耗量多,总成本费用增加,因此上网电价增量增加。 脱硝率与上网电价增量关系可计算为: y=0.1951x+0.8051 (2) 式中:x—脱硝率比,y—上网电价增量比。从式中可知,设计脱硝率每增加10%,上网电价增量增加1.9%左右。 ・834 ・ 第4期郭 斌,等:我国SCR脱硝成本分析及脱硝电价政策探讨2.2 还原剂价格对上网电价增量的影响 图3为液氨价格变化与SCR脱硝装置上网电价增量的关系曲线,图中可以看出,随着液氨价格的增加,上网电价增量呈线性增加。液氨价格变化与所需上网电价增量之间的关系可计算为: y=0.2974x+0.7026(3)式中:x—液氨价格比;y—上网电价增量比。从式中 可以看出,液氨价格变化10%,上网电价增量增加2.9%左右 。 图3 液氨价格与上网电价增量关系曲线2.3 还原剂类型对上网电价增量的影响 表1为3个电厂分别采用液氨做还原与采用尿素做还原剂时,脱硝经济指标汇总,从表中可以看出,采用尿素做还原剂,由于年脱硝成本的增加,引起上网电价增量的增加,3个电厂的上网电价增量采用尿素比采用液氨平均高20%左右。 表1 采用液氨与尿素做还原剂的经济指标汇总 动态投资/万元 动态单位投资/元・kW-1年脱硝成 本/万元 上网电价增量 /元・(MW・h) -1 电厂一(液氨)1116284.62477.75.299电厂一(尿素)1271796.42991.86.368电厂二(液氨)241232014814.29.343电厂二(尿素)26170218.15840.311.113电厂三(液氨)10116169.419598.88电厂三(尿素) 11722 195.4 2482.6 11.213 2.4 SCR建设形式(新建机组或老机组改造)对上 网电价增量的影响 老机组加装SCR脱硝装置,上网电价增量明显高于新建机组同步安装SCR脱硝装置,这是因为: (1)老机组加装SCR脱硝装置,需要对空预器、引风机等进行改造,投资费用增加;(2)老机组NOx排放浓度一般比新建机组高,年脱硝成本高;(3)老机组加装SCR脱硝装置,受限制的因素多且复杂,不利于设计优化,且设计难度、施工难度增加,造成 投资费用增加;(4)新建机组有利于统一设计、统一订货、同步施工,可形成批量采购,有利于降低成本。综上所述,多种因素叠加,造成老机组加装SCR脱硝装置后,其上网电价增量明显高于同步安装脱硝装置的新建机组。2.5 其它因素的影响 SCR入口浓度增加,也会引起上网电价增量的 增加,这是因为在其它参数不变时,SCR入口NOx浓度增加,所需还原剂量增加,导致总成本费用增加。所以对于SCR脱硝装置,应尽可能首先进行炉内一次脱硝,降低SCR入口NOx浓度,以减少投资和运行成本。据计算,SCR入口NOx浓度每增加10%,上网电价增量增加0.47%左右,对上网电价 增量影响不大。 另外,银行贷款利息、自有资金比例、催化剂价格、不同建设时期的物价水平等都会影响SCR脱硝装置成本,从而对上网电价增量产生影响。 3 我国脱硝电价政策探讨 3.1 我国脱硝电价政策现状 火电企业加装SCR烟气脱硝装置会明显增加火电机组的发电成本,我国已经出台了燃煤机组的脱硫电价优惠政策 。但由于脱硝工程在我国起步比较晚,目前国家暂未出台相应的脱硝电价优惠政策。对于不同地区的不同电厂,其设计脱硝率、还原剂的价格、还原剂类型、SCR建设形式(新建机组或老机组改造)等不同,其投资和运行成本必然不同,如果出台相同的脱硝电价,对于电厂来说是不公平的,也是不合理的,如同步建设SCR装置的新建机组,其脱硝运行成本明显低于老机组改造的成本。所以如果单纯从“一刀切”的脱硝加价政策来看,不利于电厂选择科学合理的脱硝工艺和脱硝效率,对我国节能减排政策也是不利的,不能积极引导企业主动加装脱硝装置,不利于能源与环境的和谐发展。3.2 建议的脱硝电价计算式 我国脱硝电价的制定应综合考虑对SCR脱硝经济性影响比较大的因素,如设计脱硝率、还原剂价 格、还原剂类型、SCR建设形式(新建机组或老机组改造)等。根据对影响SCR脱硝装置上网电价增量的定量分析,可得到如下的SCR脱硝电价增量计算式: 上网电价增量=基准电价增量×K1×K2×K3× K4 (4) ・ 934・ 热能动力工程2010年 式中:基准电价增量由国家有关部门根据全国的平均水平确定;K1—脱硝率因子;K2—液氨价格因子;K3—还原剂类型因子;K4—建设形式因子。将式(2)和式(3)带入式(4)中可得SCR脱硝电价增量计算式: 上网电价增量=基准电价增量×(0.1951x1+ 0.8051)×(0.2974x2+0.7026)×K3×K4(5)式中:x1—设计脱硝率与基准电价增量对应的脱硝 率比;x2—液氨实际价格与基准电价增量对应的液氨价格比;K3可取1.0~1.2(还原剂以液氨为基准);K4根据SCR建设形式而定,对于新建机组,K4可取0.7~0.85,对于老机组改造,K4可取1.1~1.3。 式(5)综合考虑了影响SCR脱硝装置上网电价增量的主要因素,如脱硝率、还原剂类型、还原剂的到厂价格、SCR建设形式等。 4 结论及建议 (1)火电企业安装SCR脱硝装置,会增加火电 企业的发电成本,其中还原剂费用、催化剂费用和固定资产折旧费用SCR脱硝装置成本中最大的3项 费用。 (2)定量分析了SCR脱硝装置上网电价增量的影响因素,并给出了主要影响上网电价增量的计算式。 (3)分析了我国脱硝电价现状,介绍了推荐的脱硝电价计算式,该计算式既考虑了不同发电企业的脱硝成本,又防止个别发电企业钻政策的空子,获得不应该得到的经济利益。 (4)国家有关部门应出台科学合理的脱硝电价政策,针对不同的烟气脱硝技术和各发电企业的具体情况,制定合理的脱硝电价,充分调动电力企业治理NOx排放的积极性,从而促进能源与环境的和谐发展。 参考文献: [1] 中国环境科学研究院环境标准研究所.火电厂氮氧化物防治 技术政策(征求意见稿)编制说明[M].北京:中国环境科学研 究院环境标准研究所,2009. [2] 郭 斌.火电厂氮氧化物控制策略的研究报告[R].广州:广 东电网公司电力科学研究院,2009. [3] 中华人民共和国国家发展和改革委员会.电力工业基本建设 预算管理制度及规定[M].北京:中国电力出版社,

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