燃煤机组白色烟羽治理方案经济性分析

周楠，梁秀进，李壮

ZHOU Nan，LIANG Xiujin，LI Zhuang

（华电电力科学研究院有限公司，杭州310030）

（China Huadian Electric Research Institute Company Limited，Hangzhou 310030，China）

0 引言

近年来，随着燃煤机组烟气超低排放改造的逐步实施，湿法脱硫作为主流的SO2控制技术在国内燃煤机组广泛应用。经过湿法脱硫后的烟气具有温度低（45～55 ℃）和湿度大2个特点。烟囱排放后，随着温度的降低，烟气中的过饱和水蒸气逐渐凝结析出形成白色烟羽，不仅会产生较强烈的视觉污染，还会因烟气排放高度不够、环境容量有限，其携带的气溶胶、可溶性盐对环境造成一定的污染。

目前，浙江、河北、广东、陕西、新疆、上海、天津等地为加大环境保护力度，改善当地大气环境，要求采取烟温控制及其他有效措施消除石膏雨、有色烟羽等现象，且改造工期较紧。在此背景之下，部分电厂进行了烟羽治理的改造，本文以某电厂2×300 MW 机组白色烟羽治理改造为例，对不同治理方案的经济性进行分析。

1 锅炉及环保设施简介

该电厂2×300 MW发电机组锅炉为亚临界、四角切圆燃烧、一次再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣燃煤锅炉，配置选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）脱硝装置、双室雾电场静电除尘器、串联脱硝吸收塔及湿式电除尘器等环保设施。

2 烟羽治理技术路线

目前，烟羽治理的主流技术路线有直接加热技术、冷凝除湿技术和冷凝-再热技术［1-6］。

2.1 直接加热技术

直接加热技术中应用最广泛的是水媒式烟气-烟气换热器（Water Gas Gas Heater，WGGH），工艺流程如图1所示。在除尘器或脱硫塔前和烟囱入口烟道分别布置2 个换热器（烟气冷却器和烟气再热器），通过热媒水将原烟气热量传递给净烟气，提高净烟气温度，达到消除或减轻“白烟”现象、提高烟气排放高度的目的。

图1 WGGH工艺流程（以冷却器布置在除尘器前为例）Fig.1 WGGH process flow（taking the cooler in front of the dust collector）

2.2 冷凝除湿技术

烟气冷凝除湿技术是指将脱硫后的饱和烟气冷凝，烟气中的水蒸气在冷凝过程中相变析出，达到收水降湿的目的。该技术已有部分业绩用于烟气消白、除尘除雾，是一种比较成熟可靠的技术。

2.2.1 塔外冷凝

塔外冷凝是指将脱硫塔出口的烟气冷却冷凝，实现降低烟气温度和湿度的目的。目前，根据换热器形式的不同，塔外冷凝有喷淋冷凝和换热冷凝2种，工艺流程分别如图2、图3所示。

塔外换热器冷凝主要存在以下优点：冷凝回收的水可以单独收集处理后回用，不影响脱硫水平衡；系统独立，不影响其他设备运行。

但塔外冷凝也存在一定的劣势：换热器若选用耐腐蚀能力强的材质，通常存在体积大、造价高的问题；形成烟气系统阻力，有一定的运行能耗，在风机裕量不足的情况下，需要进行引风机改造；需要在烟气冷凝器后增设烟道除雾器。

2.2.2 塔内冷凝（浆液冷凝）

图2 喷淋冷却冷凝工艺流程Fig.2 Spray cooling and condensation process

塔内冷凝技术是通过烟气-浆液-循环冷却水-冷源之间的换热，降低烟囱入口烟气温度和湿度，达到治理“白色”烟羽的目的，其工艺流程如图4所示。

塔内浆液冷凝技术具有以下优点：运行能耗低；水分回收效率高；换热效率高，浆液换热采用水∕水专用换热器，浆液∕烟气为无端差混合换热；降温段∕升温段为专用换热器，效率高，端差小；烟道阻力增加小。

图3 塔外间壁式冷却冷凝工艺流程Fig.3 Flow of wall-type external cooling and condensation process

2.3 冷凝-再热技术

冷凝-再热技术是烟气再热与烟气冷凝技术的组合，在有烟气冷凝时，因烟气含湿量降低，相同的条件下达到相同的消白效果，烟气再热幅度比直接再热小；同时，吸热段引起原烟气温度降低会减少脱硫浆液蒸发量，净烟气的温度和湿度也会降低，目标温度和湿度既定时，减少了烟气冷凝器换热量。如图5、图6所示。

图4 塔内浆液冷凝除湿工艺流程Fig.4 Flow of internal slurry condensation and dehumidification process

图5 塔外冷凝-再热工艺流程（以冷却器布置在除尘器前为例）Fig.5 Flow of external condensation and reheating process（taking the cooler in front of the dust collector）

图6 塔内冷凝-再热工艺流程（以冷却器布置在除尘器前为例）Fig.6 Flow of internal condensation and reheating process（taking the cooler in front of the dust collector）

3 改造方案选择

综合考虑各技术路线和应用业绩以及空间布置情况，列出来以下3种综合改造方案，见表1。

从技术上分析，方案1 中冷凝器采用的是塔内冷凝技术，会引起脱硫水平衡的问题。方案2 有燃煤机组长期安全稳定运行业绩，技术可行。方案3在改造效果上没有前2 个方案好，适用于环保改造政策要求不十分严格的地区，若环保改造政策要求变严格，存在二次改造的政策风险。

4 改造方案经济性分析

该电厂改造的主要目的是获得良好的环境效益和社会效益，同时尽可能节约能源，主要体现为：烟气排放烟温达标，消除视觉污染，减少烟气中颗粒物和SO3等污染物的排放，改善当地大气环境。

此次改造采用以上各方案均能实现改造目标，但环境和社会效益很难用货币直接衡量，现采用最小费用法对各方案进行经济比选。

最小费用法是指各方案收益相等的条件下，对各方案的费用进行比较，以效益极大化为目标，基于费用较小的项目比费用较大的项目更可取的原则来选择最佳方案。最小费用法计算的费用包括各方案的投资总额和各方案在项目寿命期的各种费用（主要为年运行管理费用）。费用最小的方案为最优方案。

最小费用法包括费用现值比较法、费用年值比较法，现根据上述方案分别采用这2 种方法进行经济比选。

表1 改造方案Tab.1 Transformation schemes

4.1 各方案经济比选基础数据

该电厂2×300 MW 机组的设计寿命为20 年，建设期为1年，假设建设投资在建设期均衡投入，贷款利率为5%。机组年运行小时数按6 500 计，年利用小时数按照5 500计，固定资产折旧期按20 年计。

4.1.1 建设投资估算

遵守国家有关法规、技术规程和规定，结合设计资料和工程量清单，根据电力工程造价与定额管理总站2016 年发布的电力建设工程定额编制工程投资估算，见表2。

表2 工程投资估算Tab.2 Investment estimation 万元

4.1.2 年费用分析［7-8］

此次改造增加的能耗包括烟气阻力增加导致的引风机电耗增加和水系统改造增加的能耗，减少的能耗包括烟温变化节约的水耗。

电耗分析主要考虑风机增加的电耗和水系统增加的电耗。塔外烟气冷凝方案中烟气冷凝器增加阻力会导致引风机能耗增加，塔内浆液冷凝方案不新增引风机能耗。

按成本电价为0.220 元∕（kW·h）、机组年利用小时数为5 500 考虑，各方案增加的引风机能耗和电费见表3。按照成本电价为0.253 元∕（kW·h）、机组年运行小时数为6 500 考虑，各方案水系统（包含水泵、滤水器等）增加的能耗和电费见表4。

表3 各方案增加的风机能耗Tab. 3 Increased energy consumption for fans in various schemes

表4 各方案增加的水系统能耗Tab. 4 Increased energy consumption for water systems in various schemes

此次改造节约的水量主要包括：冷凝器烟气降温析出冷凝水，烟气换热器∕余热回收系统烟气降温节水。通过测算，该项目总节水量为34.44 t∕h，按工艺水价为10 元∕t、机组年利用小时数为5 500 计，年节水18.94 万t，年节水费用为189.42 万元。

此次改造主要有3 个原因会导致煤耗发生变化：（1）电耗增加引起煤耗增加；（2）凝汽器背压升高引起机组发电煤耗增加；（3）方案3中余热回收降低煤耗。各方案煤耗见表5。

除了增加能耗，改造还增加了年修理维护费用。设备修理维护费率为2.5%，计基数为静态投资估算，修理维护费用见表6。

综上所述，各方案投资（运营期初的投资）及年费用对比见表7。

4.2 方案比选分析

该机组建设期为1 年，假设建设投资在建设期均衡投入，建设期贷款利率为5%，运营期为20 年，折现率为5%，折现到运营期开始的时间节点。

4.2.1 费用现值比较法［9-12］

P0= Ac+ I + Pi，

表5 各方案煤耗变化Tab. 5 Coal consumption changes of various schemes

表6 各方案增加的修理维护费Tab. 6 Increased repair and maintenance costs of various schemes 万元∕a

表7 各方案投资及年费用对比Tab. 7 Comparison of investment and annual expenses of various schemes

I = Ac× 0.5× i，

Pi= Ai×(Pi∕Ai，i，n) = Ai× 12.462 2，

式中：P0为折现到运营期初的费用现值；Ac为建设期初投资；I 为建设期贷款利息；i 为建设期贷款利率，5%；Pi为年费用现值；Ai为等额年费用；n 为计息周期数，即运营年限，设为20 年。

费用现值计算结果见表8：为达到相同工况下相同的改造效果，方案3费用现值最低，换热器材质不同时，费用现值为1 435.70 万～2 173.87 万元；方案1 费用现值为5 904.97 万元；方案2 费用现值最高，换热器材质不同时，费用现值为5 917.46 万～6 415.85 万元。

表8 费用现值计算结果Tab. 8 Calculation result of current value 万元

4.2.2 年费用比较法［8-11］

首先将运营期初的投资额转化为年金，再与年费用求和。

A= Ai+ A0，

A0= P0×(A0∕P0，i，n) = P0× 0.08，

P0= Ac+ I，

式中：Ai为费用年值；A0为投资年金；P0为运营期初投资。

费用年值计算结果见表9。经过比较，在相同的设计工况下，为达到相同的改造效果，综合方案3的年费用最低，为115.20 万～174.44 万元。综合方案1的年费用为473.83 万元。综合方案2的年费用最高，为474.39万～514.82 万元。

表9 费用年值计算结果Tab. 9 Calculation results of annual cost 万元

5 结论

在环保改造政策不十分严格的地区，建议选择经济性最好的综合方案3；环保改造政策要求严格且不存在脱硫水平衡问题时，建议选择改造效果好且经济性相对较好的综合方案2；环保改造政策要求严格且存在脱硫水平衡问题时，建议选择综合方案1。

烟羽治理方案比选时，不但要考虑方案的技术可行性、实施风险、政策影响、电厂自身条件等，还要考虑相关的经济指标。不仅要考虑建设期，还要考虑运营期间管理和维护的难易和成本等。综合多种因素进行分析比较，使各种资源都能得到充分而合理的利用，从而取得较好的社会、经济效益。