300MW燃煤机组脱硝改造技术及经济分析

文 / 孙雪丽 徐铁兵 王圣 潘超 国电环境保护研究院 河北省环境科学研究院

本文以华东地区某电厂2台300MW燃煤机组脱硝技改工程为实例，结合机组现状选择合适的脱硝改造方案，并在此基础上进行技术及经济分析。

1 锅炉现状

该电厂2×300MW机组锅炉为亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉，2005年建成时已预留了烟气脱硝空间。

（1）燃烧系统

锅炉为单炉膛四角布置的摆动式直流燃烧器切圆燃烧方式，采用5台中速磨煤机直吹式送粉系统，5层一次风喷嘴布置，其中3层运行带最大连续蒸发量(B-MCR)，并布置3层点火油枪，最下层设有等离子点火系统。油燃烧器的总输入热量按30%B-MCR设计，采用2级点火。采用四角切向布置的全摆动燃烧器，燃烧器能长期运行，摆动装置灵活可靠。在热态运行中，一、二次风喷口均可上下摆动，最大摆角约±30°，以满足再热汽温调节要求。

最上排燃烧器喷口中心线标高26160mm，距分隔屏屏底距离19660mm，最下排燃烧器喷口中心标高20050mm，至冷灰斗转角距离为4520mm，每角燃烧器风箱中设有3层启动及助燃油枪。

（2）烟气NOx排放现状

按设计煤种单台机组烟气量为100.3万Nm3（干基），根据目前电厂的监测记录，氮氧化物排放浓度约600mg/m3，该数据作为后面经济分析的原始浓度。

2 改造目标

《火电厂大气污染物排放标准》要求，新建机组以及2003年12月31日以后通过建设项目环境影响评价报告书审批的现有机组执行100mg/m3的标准限值，因此本次改造的目标就是要将NOx排放浓度降低到100mg/m3以下。

3 技术分析与筛选

3.1 低氮燃烧技术比较与选择

2010年环保部颁布《火电厂氮氧化物防治技术政策》明确指出我国火电行业氮氧化物防治技术路线：低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术，当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。因此，无论是新建还是旧机组，在进行脱硝方案设计时均应首先考虑低氮燃烧技术。下面结合该项目情况，对目前主流的4种低氮燃烧技术进行综合分析比较。

（1）烟气再循环

烟气再循环虽然能降低NOx的生成，但实施起来并不容易。因为需要一台大型风机抽吸空气预热器出口的烟气，烟道尺寸也很大，现场往往不好布置。烟气中粉尘浓度很高，风机磨损严重。因此，烟气再循环一般用于燃油、燃气装置，或者小型的液态排渣炉、窑炉等。煤粉锅炉进行烟气再循环，还会造成飞灰含碳量的增加、锅炉结焦加重、燃烧不稳定等。

（2）空气分级燃烧

本工程锅炉本身是已经实施了空气分级燃烧的电厂锅炉，进一步改造成完整的空气分级燃烧会有很多问题。由于要大规模改造，原来的空气分级将失去作用，而改造也存在达不到理想脱硝率的风险。另外，空气分级还会使主燃烧区形成很强的还原性气氛，导致锅炉结渣和腐蚀加重。空气分级燃烧改造也会使改造和燃烧调整的工作量大大增加。

（3）燃料分级燃烧

由于该电厂锅炉是直吹式燃料系统，该燃料分级燃烧的难度是很大的，只能增加磨煤机，风系统也要有很大改动，因此，改造工程很复杂。该锅炉能否改成燃料分级，还需要进行理论和模型的模拟计算与试验。即便能改造，燃料分级所带来的问题也很多，主要有还原区的结渣和腐蚀加重，燃尽区燃烧不完全，造成锅炉尾部烟温升高，飞灰含碳量上升，锅炉燃烧效率降低等。锅炉燃烧效率降低0.8%～1%是普遍的，还有可能影响飞灰的利用。

（4）低氮燃烧器（LNB）

由于低NOx燃烧器综合了烟气再循环、空气分级、燃料分级等技术，因此脱硝效果是最为显著的，很容易取得30%～50%的脱硝率，大多数烟煤锅炉的NOx排放浓度在500mg/Nm3左右。对于烟煤四角燃烧锅炉，一般能保证400mg/Nm3以下。用低NOx燃烧器改造旧机组，也是燃烧控制NOx生成的首选。主要原因是：

①NOx排放浓度降低显著。一般能降低30%～50%的NOx排放。因此，通常将低NOx燃烧器作为脱硝的前置控制手段，配合选择性非催化还原技术脱硝，就可以以较小的投资和运行成本，得到很高的脱硝率，可以轻易满足最严格的环保要求。

②改造工程量小。由于燃烧器是独立设备，更换所带来的工程量比较小。由于锅炉系统改造少，对锅炉可能的负面影响也很小，而且没有场地要求，因而容易实施。

③便于项目操作。低NOx燃烧器是成熟的系列化产品，制造商也很多，其改造指标的可信度比较高，也容易达到性能保证要求。招标过程中，便于各厂商的技术比较，因此，低NOx燃烧器改造项目操作比较简单，风险比较小。

综上所述，经比较分析，本项目可行的方案为采用低氮燃烧器改造进行前置控制手段。该电厂#4、#5锅炉在对原燃烧器进行改进时，将采用原有的四角切圆燃烧方式，且不能降低锅炉热效率。以采用烟台龙源电力技术股份有限公司的低NOx燃烧器方案进行经济技术分析，脱硝效率取40%。

3.2 烟气脱硝技术比较与选择

采用目前先进的低氮燃烧技术，只可以将NOx浓度降低到300～350mg/m3，还需要安装炉膛外烟气脱硝技术，可选方案有选择性非催化还原技术（SNCR）和选择性催化还原技术（SCR）。SNCR技术脱硝效率只有40%左右，不能满足要求。SCR和SNCR-SCR技术效率可达80%左右，能够满足要求。但SNCR脱硝技术对温度窗口要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对供煤煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，应用受限。因此，为达到小于100mg/m3该电厂选择SCR技术，脱硝效率取80%。

因该电厂2×300MW机组建设时均预留了烟气脱硝场地，由于使用尿素作为还原剂能量消耗较大，系统设备投资和还原剂成本较高，且该电厂贮存液氨的场地满足国家相关的安全标准、规范要求，因此优先选择液氨作为还原剂。

综上所述，本工程可行的低氮燃烧改造技术为低氮燃烧器改造，脱硝效率设计为40%，可以将锅炉氮氧化物浓度降低到360mg/m3，但仍不能满足标准要求。为了进一步降低浓度，达到100mg/m3的要求，从脱硝效率考虑，本脱硝改造工程最佳技术路线为LNB（40%）+SCR（80%）。

4 经济性分析

4.1 评价方法

脱硝经济分析一般从投资与年运行费用两方面来考虑。首先对工艺设计进行设备投资计算和物料衡算，然后在此基础上加以分析。本文脱硝费用计算方法如下：

（1）初投资（F0）

脱硝工程初投资主要由4项费用组成：工程建设费、不可预见费、工程设计费和其他杂项费用。对初始投资影响最大的因素是机组容量、改造方案设计的工程量和供货量。

计算时可采用均化投资的概念，即将初投资在使用寿命期内均摊，而每年的脱硝费用为年均化投资与年运行费用之和。年均化投资的计算公式如下：

其中：F－年均化投资（元）；

F0－初始投资（元）；

α－年均化系数；

i－贴现率；

n－脱硝装置使用年限。

（2）运行/维护费用（Y）

运行/维护费用包括：①原材料费用，主要有还原剂（液氨或氨水、尿素等）、催化剂、水、电、蒸汽、压缩空气、氮气等；②劳动费用，即工人和管理人员的工资；③维护费用，即年修和大修费。对运行费用影响最大的因素是烟气中NOx浓度、烟气量。

（3）脱硝成本

脱硝成本一般用2个指标来衡量，一是脱除1t NOx的费用（C）；二是每度电增加的成本（K）。

年脱硝成本计算公示如下：

其中：F′－年脱硝成本（元）；

C－脱除1tNOx的费用（元/kg）；

K－每度电的增加成本（元/kWh）；

W－年脱除NOx的量（kg）；

E－年发电总量（kWh）。

4.2 脱硝成本计算

（1）低氮燃烧器改造成本分析与计算

本工程两台机组进行低氮燃烧器改造所需要初始投资约3000万元，其中低氮燃烧器等供货费用约2500万元，其他拆除、改造、安装费用约500万元。按照上述经济评价方法计算低氮燃烧器改造减排成本所需的参数见表1。低氮燃烧器运行几乎不需要运行费用，计入计算的运行费用为维护费用。考虑初始投资均化，不计利息的情况下，计算获得本项目低氮燃烧器改造工程单位电量增加成本为0.0012元/kWh，单位NOx脱硝成本为1.48元/kg。

表1 低氮燃烧器改造计算脱硝成本参数一览表

（2）SCR脱硝技术改造成本分析与计算

本工程两台机组在进行SCR改造（80%脱硝效率）所需要初始投资约12000万元，其中主要供货设备费用约10000万元，其他工作量费用约2000万元。

按照上述评价方法计算SCR改造脱硝（80%脱硝效率）成本所需的参数见表2。SCR运行需要的费用包括液氨消耗、催化剂更新、电耗、人工、设备维修等，其中液氨消耗和催化剂更新费用分别约占31%和47%。考虑初始投资均化，不计利息的情况下，计算获得SCR改造工程（80%脱硝效率）单位电量增加成本为0.011元/kWh，单位NOx脱硝成本为11.28元/kg。

表2 SCR改造计算脱硝成本参数一览表（80%效率）

4.3 综合成本分析

考虑到煤种的波动变化和其他因素，导致氮氧化物浓度上升，脱除率要有一定的裕度，综合考虑初始投资、运行费用等因素，年脱硝成本是运行与投资的综合反映。本工程采用LNB（40%）+SCR（80%）脱硝方案，能够将烟气出口浓度降低到72mg/Nm3，所需的初始投资约1.5亿元，运行维护费用约2210万元/年，单位电量增加成本为0.012元/kWh，单位NOx脱硝成本为12.76元/kg。本文计算时未考虑利息，如考虑利息，脱硝改造成本更高。