火电厂烟气脱硫工程规划决策阶段的投资控制

　　我国是世界上二氧化硫排放最多的国家之一，由此造成的酸雨区面积占国土面积的三分之一。火电厂排放的二氧化硫占到了全国排放量的50%以上。按照“十一五”规划，到2010年全国主要污染物排放总量要比“十五”期末减少10%。为了实现这一目标，燃煤电厂是承担这一任务的主要力量，电厂脱硫，任重道远。本文就火电厂烟气脱硫工程规划决策阶段进行分析。

　　1.理论方法综述

　　对于任何一种技术，在一般的情况下，都不能不考虑经济效果的问题。脱离了经济效果的标准，技术是好、是坏、是先进、是落后，都无从加以判断。

　　为了保证工程技术很好地服务于经济建设，最大限度地满足社会的需要，就必须研究在当时当地的具体条件下采用哪一种技术才是合适的。这个问题显然不是单单由技术是先进或落后所能决定的，而必须通过效益和成本的计算和比较才能够解决。

　　1.1如何确定投资方案

　　多数工程技术方案都可以看作是一种投资方案。为了评价和比较工程技术方案的经济效果，可以根据各方案计算投资估算，进行效益评估，以确定方案经济效果的高低，为投资提供有利的依据。

　　在工程技术方案的经济分析中见得较多的是方案的比较和选择问题。由于技术的进步，为实现某种目标会形成众多的工程技术方案，这些方案或是采用不同的技术工艺和设备，或是不同的规模和坐落位置，或是利用不同的原料和半成品等。当这些方案在技术上都是可行，经济上也合理时，经济分析的任务就是从中选择最好的方案。

　　1.2费用效果的分析说明

　　一般情况下，在充分论证项目必要性的前提下，重点是制定实现项目目标的途径和方案，并根据以尽可能少的费用获得尽可能大的效果原则，通过多方案比选，提供优先选定方案或进行方案优先次序排队，以供决策。正常情况下，进入方案比选阶段，不再对项目的可行性提出质疑，不可能得出无可行方案的结论。费用效果分析只能比较不同方案的优劣，不能像费用效益分析那样保证所选方案的效果大于费用，因此，更加强调充分挖掘方案的重要性。

　　2.案例分析

　　2.1背景介绍

　　金竹山发电厂扩建工程安装2×600MW亚临界参数燃煤发电机组，并同步建设烟气脱硫装置。工程位于湖南省中部的冷水江市。

　　2008年下半年以来，随着煤炭市场的紧张，机组的燃煤品质发生了明显变化，含硫量大幅上升，脱硫系统入口的SO2浓度已经由原设计值的2690mg/Nm3(标况、干基)增加至4765mg/Nm3(标况、干基)。入口SO2的浓度大大超出了原设计值，直接导致脱硫效率的急剧下降，使得SO2排放浓度超出了国家法规规定的排放限值，而且由于原设计中存在氧化措施不当，吸收塔浆液氧化不均匀等问题，造成系统无法连续稳定运行，如系统长期效率不达标且无法连续稳定运行，根据国家相关法规，机组的投运将面临巨大压力。

　　由于燃煤参数发生了变化，如果不对脱硫系统进行改造，必然会导致以下几种后果：

　　(1) 电厂持续运行必然导致排放的SO2浓度大大超过国家相关法规规定的排放限值，这使周围大气质量下降，更容易形成酸雨，对公众造成危害。

　　(2) 由于入口SO2浓度偏离原设计值太多，对于脱硫系统来说，系统一直处于“过负荷”状态下运行，这会使系统“不堪负重”，最终会使系统不能稳定运行，甚至无法运行。

　　(3) 国家对火电厂排放的污染物有明确的法规，一旦查实排放的SO2浓度超出了相关法规规定的排放限值，电厂不仅无法享受脱硫电价补贴，相反会受到严厉处罚，甚至被勒令停止机组发电。

　　显而易见，金竹山电厂脱硫系统的改造势在必行。若脱硫系统改造成功，不但会改善当地的空气质量，减少公众危害、提高脱硫系统的可用率，而且电厂可以大大减少SO2排污费、享受国家规定的脱硫电价同时保障机组的正常投运，为电厂的可持续性发展提供保障。

　　面对上述问题，应对脱硫系统进行技术改造并进行可行性研究，以提高现有脱硫装置的处理容量和性能。经过各方技术人员共同研究讨论，决定针对煤质硫分分别为1.98%，2.50%时的两种技术方案完成可行性研究报告。

　　2.2投资估算

　　方案1(硫分1.98%)：投资估算为3479.08万元人民币。

　　方案2(硫分2.5%)：投资估算为5397.59万元人民币。

　　本次改造可研的2个方案区别在于燃煤品质不同，即在含硫分分别为1.98%和2.5%，FGD系统入口SO2浓度为4765mg/Nm3和6017mg/Nm3条件下，要求SO2排放浓度小于300mg/Nm3。根据投资估算得到的数据，方案2的投资大大高于方案1，投资金额巨大。因此，第1种方案适合作为改造，而第2种方案因需变动的地方太多，若进行改造，则相当于新建整个脱硫装置系统。因此，推荐改造采取方案1。

　　2.3效益评估

　　2.3.1消耗指标

　　由投资估算的结果可见，方案1(硫分1.98%)的实施较可行，故以此方案来进行这个工程改造的效益评估。脱硫系统的消耗部分主要为吸收剂耗量、水耗和电耗三部分，系统改造前物耗和能耗的设计值与本次改造后设计结果的比较结果如下：

　　改造前：吸收剂耗量为21.36t/h，水耗为258.36t/h，电耗为0kW/h。

　　改造后：吸收剂耗量为32.86t/h，水耗为245.36t/h，电耗为2500kW/h。

　　可以看出，改造后由于脱硫量的增加，相应的吸收剂耗量也随之上升(增加11.5t/h)，但由于采用了回流水工艺，所以水耗反而降低了(减少13t/h)，而由于新增了功率较大的循环泵、氧化风机、脉冲悬浮泵等设备，脱硫系统的电耗上升较大(增加2500kW/h)。

　　2.3.2经济效益

　　简单针对SO2排污费少支出费用以及耗材费等方面对脱硫改造前后的相关费用进行比较，以改造前的费用为基准，单位为万元/年，结果如下：

　　改造前：SO2排污费，石灰石费用，水费，电费，收益皆取值为0。

　　改造后：SO2排污费+9243.36，石灰石费用为-506，水费为+15.6，电费-800，收益+7952.96。

　　注：(1)SO2排污费以1.26元/kg计，石灰石费用以55元/t计，水费以1.5元/t计，电费以0.4元/kWh计。

　　(2)正值表示可节省或可收入的费用，负值表示需多支付的费用。

　　(3)脱硫装置的年利用小时数按8000小时计。

　　从上述可看出，虽然计算是基于发电量满负荷的情况，但由于SO2排污费的减少支出，改造后系统收益情况理想。

　　5.总结

　　报告论述了两种技术方案的设计原理，并对两种方案的经济效益和技术实施等方面进行比较，得出方案比选结果并提出相应的问题与建议，为电厂提供脱硫系统改造切实可行的方案和决策依据。

　　在选定方案1的基础上从技术和经济等专业对其进行全方面的分析、核算：在技术上可以满足改造要求，并可确保改造后的脱硫系统稳定连续地运行;在经济上，改造项目需投入较大数额的资金，同时运行成本也会相应增加，但若成功实施后不仅会带来一定的环境效益，还能获得国家规定的脱硫电价补贴，通过SO2减排而少缴纳大笔的排污费，都会给电厂带来实在的经济效益，改造投资的费用很快可以得到回收。

　　综上可见，规划决策阶段的投资控制是至关重要的，方案的选择对项目将来的效益起到很大的作用，通过技术和经济相结合的分析比较，正确的方案即能避免风险，还能为企业带来利润的最大化。

　　参考文献：

　　[1]黄渝详，邢爱芳，等.工程经济学.同济大学出版社，2005.2

　　[2]李开孟，张小利.投资项目环境影响经济分析.机械工业出版社,2008.1