王準，陳東東

（浙江浙能技術研究院有限公司，杭州 310003）

引言

隨著我國火電行業(yè)的快速發(fā)展，煤炭燃燒過程中產生的氮氧化物（NOx）對環(huán)境造成的污染也日益加劇[1]。隨著國內燃煤機組超低排放改造的全面實施，改造后的NOx排放限值降低至50mg/m3，基本達到燃氣輪機組的排放限值。這對脫硝技術的現(xiàn)狀和發(fā)展提出了更高的要求。

目前，國內火電廠對NOx排放的控制手段主要有兩種：一種是燃燒過程中采用低氮燃燒技術；另一種是對燃燒后產生的煙氣中的NOx進行化學處理。選擇性催化還原法（SCR）作為燃燒后的脫硝方式，已成為目前最常用且經濟性較好的煙氣脫硝技術。SCR技術脫硝效率高，通?；诜磻骱痛呋瘎┑暮侠磉x型可以達到80%～90%的脫硝效率。我國累計已投運火電廠煙氣脫硝機組總容量超過4.3億kW，約占全國現(xiàn)役燃煤機組容量的54.1%，其中SCR技術應用比例約為95%[2～6]。

本文以某火電廠600MW超臨界燃煤鍋爐已運行的SCR脫硝系統(tǒng)項目為基礎，在考慮資金的時間價值的情況下，通過詳細的費用計算研究該脫硝項目的噸污染物脫除成本（元/噸污染物）和單位發(fā)電量運行成本（元/kW·h）等經濟指標，為國內同類型機組脫硝運行的經濟性分析提供參考。

1 設備概況

某電廠600MW鍋爐是超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛，一次中間再熱，采用四角切圓燃燒方式，平衡通風，固態(tài)排渣，SCR脫硝技術，半露天布置燃煤鍋爐。SCR脫硝裝置高溫、高含塵布置（位于鍋爐省煤器和空預器之間），通過噴入氨氣于省煤器與SCR反應器煙道內的適當位置，在催化劑的作用下脫除煙氣中的NOx，煙氣脫硝效率達90%。

2 SCR脫硝系統(tǒng)運行經濟性分析

SCR脫硝系統(tǒng)包括帶催化劑的SCR反應器、氨噴射系統(tǒng)、吹灰系統(tǒng)、煙道、氨儲備供應系統(tǒng)等。系統(tǒng)的運行成本主要包括還原劑成本、催化劑成本、設備維護及人工成本和其他成本。其中，還原劑和催化劑成本占主要部分，一般占50% 以上[7～10]。SCR脫硝工藝流程見下圖。

SCR脫硝工藝流程

2.1 基礎計算

2.1.1 全年實際耗煤量

煤燃燒過程中產生的氮氧化物（NOx）主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），統(tǒng)稱為氮氧化物（NOx），燃燒過程中氮氧化物（NOx）的生成量和排放量與耗煤量和煤的燃燒方式有關，因此需要計算出鍋爐全年實際的耗煤量來推算年脫硝量。

據(jù)統(tǒng)計，該電廠600MW燃煤機組年利用小時數(shù)在5500h，機組標準煤耗為300g/kW·h，常規(guī)煤種為蒙混，煤種發(fā)熱量在23 530kJ/kg，具體煤質指標見下表。則通過上式計算得到該機組鍋爐全年實際耗煤量為135.46萬t。

煤質指標表

2.1.2 脫硝量

根據(jù)煤種收到基低位發(fā)熱量，計算燃燒所需的理論空氣量和理論煙氣量，進而得出燃燒實際煙氣總量和脫硝量。

電廠在超低排放改造過程中同時進行了低氮燃燒器改造，改造協(xié)議中的省煤器出口NOx目標值為320 mg/m3，實際運行過程中省煤器出口A、B側平均氧量為3%，NOx值為300mg/m3（標準狀態(tài)下）。根據(jù)超低排放要求SCR出口NOx排放限值為50mg/m3，則可計算出該機組鍋爐全年實際脫硝量約為3275t。

2.2 脫硝系統(tǒng)各項成本計算

2.2.1 還原劑的消耗量及消耗成本（Rcost）

SCR脫硝系統(tǒng)中常用的還原劑有氨水、液氨和尿素。該電廠脫硝系統(tǒng)以液氨為還原劑，存儲在液氨罐的高純度液氨經液化氣加熱后，由液態(tài)轉化為氣態(tài)氨，通過供氨管路送至催化劑反應器前的噴氨匯流排上，最后由氨噴射格柵均勻地注入反應器前的煙道。注入煙道的氨氣隨著煙氣氣流自上而下垂直進入脫硝反應器，在催化劑的作用下將煙氣中的NOx催化降解成無害的N2和H2O（工藝流程見上圖所示），具體反應式為：

根據(jù)上式，1mol的NO要消耗1mol的NH3，1mol的NO2要消耗2mol的NH3。

實際運行過程中需考慮氨逃逸率對氨氣消耗量的影響，需要對MNH3進行修正，修正系數(shù)為k。

運行期間氨逃逸率為3ppm ，計算可得實際液氨消耗量約2090t。根據(jù)全國市場液氨的平均價格，目前液氨水平均3000元/t，則還原劑消耗的年花費約為627萬元。

2.2.2 催化劑的消耗量及年更換成本（Ccost）

脫硝催化劑是SCR脫硝系統(tǒng)中最關鍵的部分，其類型、結構和表面積對脫除NOx效果都有很大影響。SCR脫硝催化劑應具有活性高、抗中毒能力強、機械強度和耐磨性能好、具有合適的操作空間等特點。目前國內外鍋爐廣泛采用V2O5/TiO2、V2O5-WO3/TiO2等金屬氧化物催化劑，這些催化劑被用于300℃～400℃的傳統(tǒng)SCR裝置中，具有較高的催化活性。

由于火電廠脫硝裝置運行在高溫、高灰環(huán)境，極易引起催化劑燒結、堿金屬中毒、砷中毒、堵塞、飛灰侵蝕，導致催化劑活性降低甚至失活等現(xiàn)象，因而需要根據(jù)實際脫硝系統(tǒng)監(jiān)測指標的情況進行催化劑的更換。催化劑的壽命很大程度上決定了SCR脫硝系統(tǒng)運行的成本。該廠脫硝系統(tǒng)催化劑單價在3萬元/m3，全年催化劑消耗體積在300m3左右，催化劑年均消耗成本為900萬元。

2.2.3 電耗成本（Pcost）

據(jù)統(tǒng)計，SCR脫硝裝置致使鍋爐房全年新增電耗約300萬kW·h。按單位電價0.458元/kW·h計算，則年電耗花費137.4萬元。

2.2.4 設備維護及人工成本（Lcost）

由于超低排放改造，電廠空氣預熱器時常發(fā)生堵塞現(xiàn)象，造成設備維護及人工成本增加，每年設備維護及人工成本約500萬元。

2.2.5 其他成本（Ocost）

SCR脫硝裝置系統(tǒng)其他費用包括財務成本、折舊成本、蒸汽成本、管理費、保險等，每年在運行過程中需消耗的費用為500萬～600萬元。

2.3 SCR脫硝裝置經濟性分析

根據(jù)計算可得出該600MW機組SCR脫硝裝置的年花費AC（萬元）、噸污染物脫除成本PC（元/噸污染物），單位發(fā)電量脫硝運行成本DC（元/kW·h）。

則SCR脫硝裝置的噸污染物脫除成本在7190～7496元/噸污染物，單位發(fā)電量脫硝運行成本在0.00804～0.00834元/kW·h。

3 結論

利用電廠實際運行過程中SCR脫硝系統(tǒng)的基礎數(shù)據(jù)，通過計算還原劑的消耗量和花費、催化劑更換費用、年電耗花費、年設備維護及人工費、其他費用等數(shù)據(jù)，得到該項目總的脫硝年花費，噸污染物脫除成本（元/噸污染物）和單位發(fā)電量運行成本（元/kW·h）經濟指標，并得出以下結論：

（1）在所有的脫硝項目年花費成本中，還原劑和催化劑的成本占比最大，兩者總和占總花費的55%以上，因此選取合適的還原劑和催化劑對控制脫硝項目的運行成本至關重要。

（2）600MW機組超 低排放改造后，SCR脫硝裝置的噸污染物脫除成本為7190～7496（元/噸污染物），單位發(fā)電量脫硝運行成本為0.00804～0.00834元/kW·h。

（3）在機組容量和NOx入口濃度一定時，隨著NOx脫除效率的提高，單位發(fā)電量脫硝運行成本上升。由于隨著脫銷效率增加，對還原反應的催化劑需求量增大，致催化劑成本增加且增加幅度較大；隨著脫除效率增加，污染物脫除量增加，導致還原劑耗量增加，還原劑成本增加。

（4）在機組容量和脫硝效率一定時，隨著SCR入口NOx濃度的提升，單位發(fā)電量脫硝成本增加。其中，催化劑的成本隨著脫除量的增加而增加；還原劑的成本隨著脫除量的增加而大幅增加。