污泥电厂锅炉掺烧的成本解析

2011年5月笔者曾写过一篇题为《电厂锅炉掺烧废弃物：中国环保业界之癌》的文章。

将近一年过去了，又见更多的掺烧项目上马投产，掺烧之势似乎已不可阻挡。

这种“技术”之所以流行，其中一个最主要的原因是它“便宜”。

对此，至今似乎还没有人质疑。

本文和接下来的几篇将分析几个不同类型的电厂锅炉掺烧实例。

通过实例，我们不难发现，所谓电厂掺烧“便宜”的说法恐怕就不再成立了。

一、计算依据
隋树波、全业发表在《电力技术》2010 年第6 期上的文章“污泥干化焚烧系统在燃煤电站锅炉应用”（以下简称《隋文》）。

该文详细描述了华能发电利用电厂循环流化床锅炉高温烟气对污泥进行干化后处置的项目实例和设计理念。

有关华能污泥处置项目的介绍还来自网上：
“华能电厂始建于1958年，1997年改制成立有限责任公司，2008年底划归华能集团运营管理。

现有5台14万千瓦热电联产机组。

华能电厂在服务地方经济发展，提供清洁能源的同时，还积极履行社会责任，承担了市城区集中供热任务和市以及周边县区所有污水处理厂产生污泥的处置任务。

2009年底，华能电厂建成省最大的污泥干化焚烧项目，利用电厂锅炉尾部烟气余热直接接触污泥进行干化，将干化后的污泥掺入原煤进入锅炉进行高温焚烧处理。

彻底解决了城市污水处理厂产生污泥的排放难题”。

据《日报》20091229期“力保碧水———华能发电全力确保迎淮”专题报道，“项目规划建设3套污泥干化焚烧装置，概算总投资2890万元，日处理湿态污泥500吨，一期工程建设两套日处理能力168吨的污泥干化焚烧装置”。

另据2010-04-29报道“、威海党政考察团到华能发电公司考察污泥焚烧发电项目”，“自（2010年）1月24日投入运营以来，目前设备运转良好，每天处理150吨左右的污泥”。

有关经济参数，参考省发改委《关于华能发电公司污泥干化焚烧发电上网电价的批复——鲁价格发〔2010〕138号》和《关于华能发电公司污泥干化焚烧发电上网电价的批复——鲁价格发[2011]31号》。

二、计算条件和取值
华能电厂锅炉为SG－435/13.7－M765 型超高压自然循环锅炉，配套135 MW 发电机组。

查该类型锅炉的蒸汽参数一般为13.7 MPa、540度，主蒸汽流量440~490 t/h，再热蒸汽流量361~430 t/h，再热蒸汽进/出口压力2.76~4.02/2.53~3.76 MPa.g。

已知再热蒸汽参数，可以计算得到再热循环发电的蒸汽耗约3.04kg/kW。

1、脱水污泥性质
假设某种污泥的干基低位热值2757大卡/公斤。

湿泥含固率按20%考虑，湿基污泥量150吨/日。

此时，湿泥的收到基构成可能为：
2、燃煤热值
用于计算的燃煤性质如下（取自《热电厂670 t/h锅炉双稳燃宽调节浓淡煤粉燃烧器应用》）：
干基低位热值为5439大卡/公斤。

3、热干化
从高温空预器出口抽取高温烟气，采用直接干化设备对脱水污泥进行热干化。

主要取值如下：
——抽取烟气量35000 Nm3/h（见《隋文》）；
——烟气温度350度（见《隋文》）；
——干化处置电耗360 kW（见《隋文》）；
——日吨湿基处理量投资5.8万元（据日报，三条线投资2890万元）；
——人员数量：5人
——年维护成本相当于初始设备投资的比例：3%
——入口含固率20%，干化出口含固率60%；
热干化后的污泥去电厂循环流化床锅炉处置。

4、循环流化床锅炉
设循环流化床锅炉实际蒸发量427吨/小时（此时发电量约135 MW），蒸汽参数：压力13.7 MPa，温度540度，给水150度。

对热干化后污泥入循环流化床锅炉处置的技术经济分析，是基于不处置污泥时与处置污泥时的前后比较。

过剩空气系数均取1.22。

不处置污泥时，设排烟温度120度，以此时排出锅炉的湿烟气量（设1200度）为基本参考。

处置污泥时，有两种工况：蒸发量不变（锅炉出口湿烟气量增加）和蒸发量减少（锅炉出口湿烟气量不变）。

由于部分污泥携带的水分进入锅炉，排烟温度将有所提高（设130度）。

从锅炉进煤口到出灰渣口、排烟口的锅炉全系统设为一个热工系，进行热平衡计算。

不考虑蒸汽系统部进行抽汽、再热以及发电、供热比例方面的变化。

所有焚烧的灰渣处置成本均暂不考虑。

锅炉作为“处置设施”处置污泥，可能会产生的“处置成本”如下：
——锅炉的热效率降低，单位蒸汽产量的煤耗增加；
——蒸汽减产，减产蒸汽部分有利润损失；
——蒸汽减产，吨蒸汽产能的电耗成本分摊上升；
——原锅炉设备按照蒸吨所计算的折旧增加；
——可能对锅炉产生的磨损、腐蚀等，维护成本增加；
——新增干泥输送（运输）、料仓或混合上料等系统的配套投资及其折旧；——灰渣量提高，导致灰渣捕捉、输送等处理和运输设备的负荷增大；
上述成本与损失可分别量化为：
——吨蒸汽减产量，考虑利润损失50元/吨（该参数蒸汽的价值>200元/吨）；——吨蒸汽产量的煤耗增加，以吨煤价格900元评估；
——其它各项损失，设增加20元/吨湿泥。

注意，上述三项取值均属假设，不一定能反映实际情况。

5、其它技术经济参数取值
三、计算结果
维持锅炉的同等蒸发量时（烟气量增加）：
烟气流量增加5.8%，意味着烟气流速加快，此外飞灰量增加，可能对换热器等形成负荷冲击，导致磨损增加。

《隋文》中提及，“根据耗差分析的结果，增加了机组发电煤耗约4 g/kW.h”，本文计算结果与之基本相符。

有关处理成本如下表：
四、关于处置补贴
根据省发改委《关于华能发电公司污泥干化焚烧发电上网电价的批复》，“为扶持可再生能源发电项目发展，根据国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊试行办法》（发改价格[2006]7号）的规定，华能发电#5、#6机组掺烧污泥发电部分电量（暂定为上网电量的12%）的上网电价暂按每千瓦时0.594元执行，自2010年1月1日起试行一年，其余电量仍按现行上网电价水平执行”。

2011年此政策待遇得到延续：“为促进节能减排，扶持可再生能源发电项目发展，根据国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）的规定，华能发电#5、#6机组掺烧污泥发电，自试行期满后，掺烧电量仍按上网电量的12%确定，上网电价执行每千瓦时0.594元的标准；其余电量按现行每千瓦时0.4236元上网电价标准执行”。

根据该政策，华能电厂享受该待遇的是两台机组，任意一台均有实际处理150吨/日（设计
值170吨）的能力。

其成本已如前述，这里看一下单台机组的产值情况：
由于补贴计算的基数是机组额定发电量的一个百分比，这意味着单台机组的收入是固定的，因此无论是否计算发电损失，污泥处置项目应该都能带给企业利润，只是多少不同而已。

如果两台机组同时享受此补贴，而处理量仍为目前的150吨水平，则“暴利”之名可就坐实了。

在垃圾发电领域，国家发改委2012年4月10日发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》(以下简称《通知》)，《通知》确定以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元(含税)。

国目前多数城市的垃圾处置费在70-110元之间，以110元算，执行《通知》后吨垃圾的最大产值也就292元（280*0.65+110）。

比照垃圾发电，将发电补贴这算到每吨污泥中，华能发电公司享受的电补相当于每吨污泥发电2619 千瓦时（单机组，16371*24/150），是垃圾发电量的近10倍，尽管吨湿泥的热值不到垃圾的1/4！不考虑名义上企业还可能有其它收入（如污泥处置费，可能低于100元/吨），仅以发电电价差额形式形成的污泥处置补贴已高达440元/吨以上，电厂进行污泥处置应该无论如何算不得“便宜”了吧？
五、讨论
作为污泥处置的从业者，笔者该为华能发电能够获得如此之高的补贴感到“欣慰”，至少它说明中国并不是没钱处置污泥，这应该是整个业界的福音。

事实上，所有电厂处置污泥的项目后面，都有类似的获取发电补贴的终极目标。

所谓“便宜”，其实只是属于地方财政支出的按吨污泥计算的处置费“便宜”了而已，但不包含国家财政补贴的大头“电补”，老鼠拖楔子——大头在后的道理，应该是电厂处置污泥鼓吹者的真实如意算盘吧。

本文仅讨论了这种处置的经济层面，其实还有一个特别值得注意的问题，那就是环保。

该项目采用的技术与笔者曾讨论过的越堡水泥的工艺设备完全相同（见笔者《从人大代表质疑越堡水泥处置污泥项目造成二次污染说起》）。

杰能环保工程利用东南大学开发的旋流喷动干燥技术，抽取高温烟气与污泥直接接触干化后，仅经过除尘直接通过高烟囱排放，属于典型的稀释排污。

越堡水泥项目所出现的臭气远播问题可能在尚没有被发现、被追究，但不一定没有，在适当的气候条件下，这类问题迟早会暴露。

我们不希望看到的是，一个如此昂贵的污泥处置，居然在环保上是这样坑爹的。

泥客庄主
2012年4月14日。