超低排放燃煤机组脱硝技术运行经济性分析

王准，陈东东

（浙江浙能技术研究院有限公司，杭州 310003）

引言

随着我国火电行业的快速发展，煤炭燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）对环境造成的污染也日益加剧[1]。随着国内燃煤机组超低排放改造的全面实施，改造后的NOx排放限值降低至50mg/m3，基本达到燃气轮机组的排放限值。这对脱硝技术的现状和发展提出了更高的要求。

目前，国内火电厂对NOx排放的控制手段主要有两种：一种是燃烧过程中采用低氮燃烧技术；另一种是对燃烧后产生的烟气中的NOx进行化学处理。选择性催化还原法（SCR）作为燃烧后的脱硝方式，已成为目前最常用且经济性较好的烟气脱硝技术。SCR技术脱硝效率高，通常基于反应器和催化剂的合理选型可以达到80%～90%的脱硝效率。我国累计已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过4.3亿kW，约占全国现役燃煤机组容量的54.1%，其中SCR技术应用比例约为95%[2～6]。

本文以某火电厂600MW超临界燃煤锅炉已运行的SCR脱硝系统项目为基础，在考虑资金的时间价值的情况下，通过详细的费用计算研究该脱硝项目的吨污染物脱除成本（元/吨污染物）和单位发电量运行成本（元/kW·h）等经济指标，为国内同类型机组脱硝运行的经济性分析提供参考。

1 设备概况

某电厂600MW锅炉是超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛，一次中间再热，采用四角切圆燃烧方式，平衡通风，固态排渣，SCR脱硝技术，半露天布置燃煤锅炉。SCR脱硝装置高温、高含尘布置（位于锅炉省煤器和空预器之间），通过喷入氨气于省煤器与SCR反应器烟道内的适当位置，在催化剂的作用下脱除烟气中的NOx，烟气脱硝效率达90%。

2 SCR脱硝系统运行经济性分析

SCR脱硝系统包括带催化剂的SCR反应器、氨喷射系统、吹灰系统、烟道、氨储备供应系统等。系统的运行成本主要包括还原剂成本、催化剂成本、设备维护及人工成本和其他成本。其中，还原剂和催化剂成本占主要部分，一般占50% 以上[7～10]。SCR脱硝工艺流程见下图。

SCR脱硝工艺流程

2.1 基础计算

2.1.1 全年实际耗煤量

煤燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），统称为氮氧化物（NOx），燃烧过程中氮氧化物（NOx）的生成量和排放量与耗煤量和煤的燃烧方式有关，因此需要计算出锅炉全年实际的耗煤量来推算年脱硝量。

据统计，该电厂600MW燃煤机组年利用小时数在5500h，机组标准煤耗为300g/kW·h，常规煤种为蒙混，煤种发热量在23 530kJ/kg，具体煤质指标见下表。则通过上式计算得到该机组锅炉全年实际耗煤量为135.46万t。

煤质指标表

2.1.2 脱硝量

根据煤种收到基低位发热量，计算燃烧所需的理论空气量和理论烟气量，进而得出燃烧实际烟气总量和脱硝量。

电厂在超低排放改造过程中同时进行了低氮燃烧器改造，改造协议中的省煤器出口NOx目标值为320 mg/m3，实际运行过程中省煤器出口A、B侧平均氧量为3%，NOx值为300mg/m3（标准状态下）。根据超低排放要求SCR出口NOx排放限值为50mg/m3，则可计算出该机组锅炉全年实际脱硝量约为3275t。

2.2 脱硝系统各项成本计算

2.2.1 还原剂的消耗量及消耗成本（Rcost）

SCR脱硝系统中常用的还原剂有氨水、液氨和尿素。该电厂脱硝系统以液氨为还原剂，存储在液氨罐的高纯度液氨经液化气加热后，由液态转化为气态氨，通过供氨管路送至催化剂反应器前的喷氨汇流排上，最后由氨喷射格栅均匀地注入反应器前的烟道。注入烟道的氨气随着烟气气流自上而下垂直进入脱硝反应器，在催化剂的作用下将烟气中的NOx催化降解成无害的N2和H2O（工艺流程见上图所示），具体反应式为：

根据上式，1mol的NO要消耗1mol的NH3，1mol的NO2要消耗2mol的NH3。

实际运行过程中需考虑氨逃逸率对氨气消耗量的影响，需要对MNH3进行修正，修正系数为k。

运行期间氨逃逸率为3ppm ，计算可得实际液氨消耗量约2090t。根据全国市场液氨的平均价格，目前液氨水平均3000元/t，则还原剂消耗的年花费约为627万元。

2.2.2 催化剂的消耗量及年更换成本（Ccost）

脱硝催化剂是SCR脱硝系统中最关键的部分，其类型、结构和表面积对脱除NOx效果都有很大影响。SCR脱硝催化剂应具有活性高、抗中毒能力强、机械强度和耐磨性能好、具有合适的操作空间等特点。目前国内外锅炉广泛采用V2O5/TiO2、V2O5-WO3/TiO2等金属氧化物催化剂，这些催化剂被用于300℃～400℃的传统SCR装置中，具有较高的催化活性。

由于火电厂脱硝装置运行在高温、高灰环境，极易引起催化剂烧结、碱金属中毒、砷中毒、堵塞、飞灰侵蚀，导致催化剂活性降低甚至失活等现象，因而需要根据实际脱硝系统监测指标的情况进行催化剂的更换。催化剂的寿命很大程度上决定了SCR脱硝系统运行的成本。该厂脱硝系统催化剂单价在3万元/m3，全年催化剂消耗体积在300m3左右，催化剂年均消耗成本为900万元。

2.2.3 电耗成本（Pcost）

据统计，SCR脱硝装置致使锅炉房全年新增电耗约300万kW·h。按单位电价0.458元/kW·h计算，则年电耗花费137.4万元。

2.2.4 设备维护及人工成本（Lcost）

由于超低排放改造，电厂空气预热器时常发生堵塞现象，造成设备维护及人工成本增加，每年设备维护及人工成本约500万元。

2.2.5 其他成本（Ocost）

SCR脱硝装置系统其他费用包括财务成本、折旧成本、蒸汽成本、管理费、保险等，每年在运行过程中需消耗的费用为500万～600万元。

2.3 SCR脱硝装置经济性分析

根据计算可得出该600MW机组SCR脱硝装置的年花费AC（万元）、吨污染物脱除成本PC（元/吨污染物），单位发电量脱硝运行成本DC（元/kW·h）。

则SCR脱硝装置的吨污染物脱除成本在7190～7496元/吨污染物，单位发电量脱硝运行成本在0.00804～0.00834元/kW·h。

3 结论

利用电厂实际运行过程中SCR脱硝系统的基础数据，通过计算还原剂的消耗量和花费、催化剂更换费用、年电耗花费、年设备维护及人工费、其他费用等数据，得到该项目总的脱硝年花费，吨污染物脱除成本（元/吨污染物）和单位发电量运行成本（元/kW·h）经济指标，并得出以下结论：

（1）在所有的脱硝项目年花费成本中，还原剂和催化剂的成本占比最大，两者总和占总花费的55%以上，因此选取合适的还原剂和催化剂对控制脱硝项目的运行成本至关重要。

（2）600MW机组超 低排放改造后，SCR脱硝装置的吨污染物脱除成本为7190～7496（元/吨污染物），单位发电量脱硝运行成本为0.00804～0.00834元/kW·h。

（3）在机组容量和NOx入口浓度一定时，随着NOx脱除效率的提高，单位发电量脱硝运行成本上升。由于随着脱销效率增加，对还原反应的催化剂需求量增大，致催化剂成本增加且增加幅度较大；随着脱除效率增加，污染物脱除量增加，导致还原剂耗量增加，还原剂成本增加。

（4）在机组容量和脱硝效率一定时，随着SCR入口NOx浓度的提升，单位发电量脱硝成本增加。其中，催化剂的成本随着脱除量的增加而增加；还原剂的成本随着脱除量的增加而大幅增加。