文 / 孫雪麗 徐鐵兵 王圣 潘超 國(guó)電環(huán)境保護(hù)研究院 河北省環(huán)境科學(xué)研究院

本文以華東地區(qū)某電廠2臺(tái)300MW燃煤機(jī)組脫硝技改工程為實(shí)例，結(jié)合機(jī)組現(xiàn)狀選擇合適的脫硝改造方案，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行技術(shù)及經(jīng)濟(jì)分析。

1 鍋爐現(xiàn)狀

該電廠2×300MW機(jī)組鍋爐為亞臨界壓力一次中間再熱控制循環(huán)汽包爐，2005年建成時(shí)已預(yù)留了煙氣脫硝空間。

（1）燃燒系統(tǒng)

鍋爐為單爐膛四角布置的擺動(dòng)式直流燃燒器切圓燃燒方式，采用5臺(tái)中速磨煤機(jī)直吹式送粉系統(tǒng)，5層一次風(fēng)噴嘴布置，其中3層運(yùn)行帶最大連續(xù)蒸發(fā)量(B-MCR)，并布置3層點(diǎn)火油槍，最下層設(shè)有等離子點(diǎn)火系統(tǒng)。油燃燒器的總輸入熱量按30%B-MCR設(shè)計(jì)，采用2級(jí)點(diǎn)火。采用四角切向布置的全擺動(dòng)燃燒器，燃燒器能長(zhǎng)期運(yùn)行，擺動(dòng)裝置靈活可靠。在熱態(tài)運(yùn)行中，一、二次風(fēng)噴口均可上下擺動(dòng)，最大擺角約±30°，以滿足再熱汽溫調(diào)節(jié)要求。

最上排燃燒器噴口中心線標(biāo)高26160mm，距分隔屏屏底距離19660mm，最下排燃燒器噴口中心標(biāo)高20050mm，至冷灰斗轉(zhuǎn)角距離為4520mm，每角燃燒器風(fēng)箱中設(shè)有3層啟動(dòng)及助燃油槍。

（2）煙氣NOx排放現(xiàn)狀

按設(shè)計(jì)煤種單臺(tái)機(jī)組煙氣量為100.3萬Nm3（干基），根據(jù)目前電廠的監(jiān)測(cè)記錄，氮氧化物排放濃度約600mg/m3，該數(shù)據(jù)作為后面經(jīng)濟(jì)分析的原始濃度。

2 改造目標(biāo)

《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》要求，新建機(jī)組以及2003年12月31日以后通過建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響評(píng)價(jià)報(bào)告書審批的現(xiàn)有機(jī)組執(zhí)行100mg/m3的標(biāo)準(zhǔn)限值，因此本次改造的目標(biāo)就是要將NOx排放濃度降低到100mg/m3以下。

3 技術(shù)分析與篩選

3.1 低氮燃燒技術(shù)比較與選擇

2010年環(huán)保部頒布《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》明確指出我國(guó)火電行業(yè)氮氧化物防治技術(shù)路線：低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù)，當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后，氮氧化物排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時(shí)，應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施。因此，無論是新建還是舊機(jī)組，在進(jìn)行脫硝方案設(shè)計(jì)時(shí)均應(yīng)首先考慮低氮燃燒技術(shù)。下面結(jié)合該項(xiàng)目情況，對(duì)目前主流的4種低氮燃燒技術(shù)進(jìn)行綜合分析比較。

（1）煙氣再循環(huán)

煙氣再循環(huán)雖然能降低NOx的生成，但實(shí)施起來并不容易。因?yàn)樾枰慌_(tái)大型風(fēng)機(jī)抽吸空氣預(yù)熱器出口的煙氣，煙道尺寸也很大，現(xiàn)場(chǎng)往往不好布置。煙氣中粉塵濃度很高，風(fēng)機(jī)磨損嚴(yán)重。因此，煙氣再循環(huán)一般用于燃油、燃?xì)庋b置，或者小型的液態(tài)排渣爐、窯爐等。煤粉鍋爐進(jìn)行煙氣再循環(huán)，還會(huì)造成飛灰含碳量的增加、鍋爐結(jié)焦加重、燃燒不穩(wěn)定等。

（2）空氣分級(jí)燃燒

本工程鍋爐本身是已經(jīng)實(shí)施了空氣分級(jí)燃燒的電廠鍋爐，進(jìn)一步改造成完整的空氣分級(jí)燃燒會(huì)有很多問題。由于要大規(guī)模改造，原來的空氣分級(jí)將失去作用，而改造也存在達(dá)不到理想脫硝率的風(fēng)險(xiǎn)。另外，空氣分級(jí)還會(huì)使主燃燒區(qū)形成很強(qiáng)的還原性氣氛，導(dǎo)致鍋爐結(jié)渣和腐蝕加重?？諝夥旨?jí)燃燒改造也會(huì)使改造和燃燒調(diào)整的工作量大大增加。

（3）燃料分級(jí)燃燒

由于該電廠鍋爐是直吹式燃料系統(tǒng)，該燃料分級(jí)燃燒的難度是很大的，只能增加磨煤機(jī)，風(fēng)系統(tǒng)也要有很大改動(dòng)，因此，改造工程很復(fù)雜。該鍋爐能否改成燃料分級(jí)，還需要進(jìn)行理論和模型的模擬計(jì)算與試驗(yàn)。即便能改造，燃料分級(jí)所帶來的問題也很多，主要有還原區(qū)的結(jié)渣和腐蝕加重，燃盡區(qū)燃燒不完全，造成鍋爐尾部煙溫升高，飛灰含碳量上升，鍋爐燃燒效率降低等。鍋爐燃燒效率降低0.8%～1%是普遍的，還有可能影響飛灰的利用。

（4）低氮燃燒器（LNB）

由于低NOx燃燒器綜合了煙氣再循環(huán)、空氣分級(jí)、燃料分級(jí)等技術(shù)，因此脫硝效果是最為顯著的，很容易取得30%～50%的脫硝率，大多數(shù)煙煤鍋爐的NOx排放濃度在500mg/Nm3左右。對(duì)于煙煤四角燃燒鍋爐，一般能保證400mg/Nm3以下。用低NOx燃燒器改造舊機(jī)組，也是燃燒控制NOx生成的首選。主要原因是：

①NOx排放濃度降低顯著。一般能降低30%～50%的NOx排放。因此，通常將低NOx燃燒器作為脫硝的前置控制手段，配合選擇性非催化還原技術(shù)脫硝，就可以以較小的投資和運(yùn)行成本，得到很高的脫硝率，可以輕易滿足最嚴(yán)格的環(huán)保要求。

②改造工程量小。由于燃燒器是獨(dú)立設(shè)備，更換所帶來的工程量比較小。由于鍋爐系統(tǒng)改造少，對(duì)鍋爐可能的負(fù)面影響也很小，而且沒有場(chǎng)地要求，因而容易實(shí)施。

③便于項(xiàng)目操作。低NOx燃燒器是成熟的系列化產(chǎn)品，制造商也很多，其改造指標(biāo)的可信度比較高，也容易達(dá)到性能保證要求。招標(biāo)過程中，便于各廠商的技術(shù)比較，因此，低NOx燃燒器改造項(xiàng)目操作比較簡(jiǎn)單，風(fēng)險(xiǎn)比較小。

綜上所述，經(jīng)比較分析，本項(xiàng)目可行的方案為采用低氮燃燒器改造進(jìn)行前置控制手段。該電廠#4、#5鍋爐在對(duì)原燃燒器進(jìn)行改進(jìn)時(shí)，將采用原有的四角切圓燃燒方式，且不能降低鍋爐熱效率。以采用煙臺(tái)龍?jiān)措娏夹g(shù)股份有限公司的低NOx燃燒器方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)分析，脫硝效率取40%。

3.2 煙氣脫硝技術(shù)比較與選擇

采用目前先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，只可以將NOx濃度降低到300～350mg/m3，還需要安裝爐膛外煙氣脫硝技術(shù)，可選方案有選擇性非催化還原技術(shù)（SNCR）和選擇性催化還原技術(shù)（SCR）。SNCR技術(shù)脫硝效率只有40%左右，不能滿足要求。SCR和SNCR-SCR技術(shù)效率可達(dá)80%左右，能夠滿足要求。但SNCR脫硝技術(shù)對(duì)溫度窗口要求十分嚴(yán)格，對(duì)機(jī)組負(fù)荷變化適應(yīng)性差，對(duì)供煤煤質(zhì)多變、機(jī)組負(fù)荷變動(dòng)頻繁的電廠，應(yīng)用受限。因此，為達(dá)到小于100mg/m3該電廠選擇SCR技術(shù)，脫硝效率取80%。

因該電廠2×300MW機(jī)組建設(shè)時(shí)均預(yù)留了煙氣脫硝場(chǎng)地，由于使用尿素作為還原劑能量消耗較大，系統(tǒng)設(shè)備投資和還原劑成本較高，且該電廠貯存液氨的場(chǎng)地滿足國(guó)家相關(guān)的安全標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范要求，因此優(yōu)先選擇液氨作為還原劑。

綜上所述，本工程可行的低氮燃燒改造技術(shù)為低氮燃燒器改造，脫硝效率設(shè)計(jì)為40%，可以將鍋爐氮氧化物濃度降低到360mg/m3，但仍不能滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。為了進(jìn)一步降低濃度，達(dá)到100mg/m3的要求，從脫硝效率考慮，本脫硝改造工程最佳技術(shù)路線為L(zhǎng)NB（40%）+SCR（80%）。

4 經(jīng)濟(jì)性分析

4.1 評(píng)價(jià)方法

脫硝經(jīng)濟(jì)分析一般從投資與年運(yùn)行費(fèi)用兩方面來考慮。首先對(duì)工藝設(shè)計(jì)進(jìn)行設(shè)備投資計(jì)算和物料衡算，然后在此基礎(chǔ)上加以分析。本文脫硝費(fèi)用計(jì)算方法如下：

（1）初投資（F0）

脫硝工程初投資主要由4項(xiàng)費(fèi)用組成：工程建設(shè)費(fèi)、不可預(yù)見費(fèi)、工程設(shè)計(jì)費(fèi)和其他雜項(xiàng)費(fèi)用。對(duì)初始投資影響最大的因素是機(jī)組容量、改造方案設(shè)計(jì)的工程量和供貨量。

計(jì)算時(shí)可采用均化投資的概念，即將初投資在使用壽命期內(nèi)均攤，而每年的脫硝費(fèi)用為年均化投資與年運(yùn)行費(fèi)用之和。年均化投資的計(jì)算公式如下：

其中：F－年均化投資（元）；

F0－初始投資（元）；

α－年均化系數(shù)；

i－貼現(xiàn)率；

n－脫硝裝置使用年限。

（2）運(yùn)行/維護(hù)費(fèi)用（Y）

運(yùn)行/維護(hù)費(fèi)用包括：①原材料費(fèi)用，主要有還原劑（液氨或氨水、尿素等）、催化劑、水、電、蒸汽、壓縮空氣、氮?dú)獾?；②勞?dòng)費(fèi)用，即工人和管理人員的工資；③維護(hù)費(fèi)用，即年修和大修費(fèi)。對(duì)運(yùn)行費(fèi)用影響最大的因素是煙氣中NOx濃度、煙氣量。

（3）脫硝成本

脫硝成本一般用2個(gè)指標(biāo)來衡量，一是脫除1t NOx的費(fèi)用（C）；二是每度電增加的成本（K）。

年脫硝成本計(jì)算公示如下：

其中：F′－年脫硝成本（元）；

C－脫除1tNOx的費(fèi)用（元/kg）；

K－每度電的增加成本（元/kWh）；

W－年脫除NOx的量（kg）；

E－年發(fā)電總量（kWh）。

4.2 脫硝成本計(jì)算

（1）低氮燃燒器改造成本分析與計(jì)算

本工程兩臺(tái)機(jī)組進(jìn)行低氮燃燒器改造所需要初始投資約3000萬元，其中低氮燃燒器等供貨費(fèi)用約2500萬元，其他拆除、改造、安裝費(fèi)用約500萬元。按照上述經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法計(jì)算低氮燃燒器改造減排成本所需的參數(shù)見表1。低氮燃燒器運(yùn)行幾乎不需要運(yùn)行費(fèi)用，計(jì)入計(jì)算的運(yùn)行費(fèi)用為維護(hù)費(fèi)用?？紤]初始投資均化，不計(jì)利息的情況下，計(jì)算獲得本項(xiàng)目低氮燃燒器改造工程單位電量增加成本為0.0012元/kWh，單位NOx脫硝成本為1.48元/kg。

表1 低氮燃燒器改造計(jì)算脫硝成本參數(shù)一覽表

（2）SCR脫硝技術(shù)改造成本分析與計(jì)算

本工程兩臺(tái)機(jī)組在進(jìn)行SCR改造（80%脫硝效率）所需要初始投資約12000萬元，其中主要供貨設(shè)備費(fèi)用約10000萬元，其他工作量費(fèi)用約2000萬元。

按照上述評(píng)價(jià)方法計(jì)算SCR改造脫硝（80%脫硝效率）成本所需的參數(shù)見表2。SCR運(yùn)行需要的費(fèi)用包括液氨消耗、催化劑更新、電耗、人工、設(shè)備維修等，其中液氨消耗和催化劑更新費(fèi)用分別約占31%和47%。考慮初始投資均化，不計(jì)利息的情況下，計(jì)算獲得SCR改造工程（80%脫硝效率）單位電量增加成本為0.011元/kWh，單位NOx脫硝成本為11.28元/kg。

表2 SCR改造計(jì)算脫硝成本參數(shù)一覽表（80%效率）

4.3 綜合成本分析

考慮到煤種的波動(dòng)變化和其他因素，導(dǎo)致氮氧化物濃度上升，脫除率要有一定的裕度，綜合考慮初始投資、運(yùn)行費(fèi)用等因素，年脫硝成本是運(yùn)行與投資的綜合反映。本工程采用LNB（40%）+SCR（80%）脫硝方案，能夠?qū)煔獬隹跐舛冉档偷?2mg/Nm3，所需的初始投資約1.5億元，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用約2210萬元/年，單位電量增加成本為0.012元/kWh，單位NOx脫硝成本為12.76元/kg。本文計(jì)算時(shí)未考慮利息，如考慮利息，脫硝改造成本更高。