燃煤机组烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析-北极星电力新闻网

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引言

随着我国经济的发展和环保要求的提高，对烟气中NOx的排放和控制日益引起人们重视，NOx的排放严重污染了环境，危害了人体健康和生态环境。抑制NOx的排放，是当前控制大气污染的重要工作之一。我国NOx污染日益严重的根本原因是以煤炭为主的能源消耗结构，并且在短期内这种格局也不会有所改变，在我国，电厂是煤大户，也是NOx排放的重点单位，因此电厂燃煤锅炉的NOx的减排和控制是今后环保控制工作的重点之一。2011年07月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合以布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤锅炉的NOx(以NOx计)排放标准降低到100mg/m3，在新的排放标准要求下，火电企业为了控制氮氧化物的达标排放，必须要加装或改装烟气脱硝设施。

1、燃煤机组烟气脱硝设施概况

1.1 燃煤机组烟气脱硝设施配置现状

截止2012年6月，浙江省已经投运SCR烟气脱硝系统的燃煤机组共有19台，配置脱硝设施的机组容量为1432万KW,约占统调燃煤机组43%。其中1000MW机组10台、660MW机组台、600MW机组4台、300MW机组1台，150MW机组2台。19台脱硝设施中，7台为技改建设项目，其余12台为机组“三同时”建设设施。

1.2 SCR脱硝设施建设和改造成本

脱硝设施改造，属于重大技改项目，涉及审批、资金、场地、设备等很多因素，建设周期也相对较长。一般6000MW及以上机组投资均在 6000万元/台以上。建设成本主要包括建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用。其中，设备购置费是主要的成本项目，约占50%以上。脱硝设施单位建设成本在70-150元/kw不等。脱硝技术改造项目和同步建设项目成本差异较大，一般来说同步建设的成本较小，后期加装的项目成本较大。近几年，投产的一些大机组脱硝设施基本上都为同步建设，其单位建设成本也呈逐步下降趋势，如浙江省内某燃煤电厂 2*1000MW机组，脱硝设施同步建设，单位投资仅为59.21元/kw。

1.3 燃煤机组脱硝设施运行成本测算

脱硝设施的运行成本主要包括还原剂成本、催化剂成本、折旧费用、人工费用及其他费用。其中，还原剂和催化剂成本占主要部分，一般占50%以上。还原剂(如液氨或尿素)为耗费品，需要通过外购加工。脱硝催化剂使用年限为2-3年，需要新更换或再生。目前，浙江省电厂脱硝设施运行成本在0.0061-0.013元/(kw.h)大部分电厂脱硝设施运行成本在0.01元/(kw.h)以上。

1.4 燃煤机组NOx单位电量平均排放绩效情况

火电厂锅炉煤燃烧产生的NOx中，NO占90%，NO2占5%-10%。一般为燃料中的氮化物在燃烧中氧化而成。由于燃料中氮的分解温度低于煤粉的燃烧温度，在600-800度就会生产NOx，燃料生产的NOx一般占60%-80%。据统计，燃煤机组NOx单位指标平均排放绩效约为1.1g/(kw.h)。配备SCR脱硝设施的机组NOx单位指标排放量明显低于无脱硝设施的机组，如某厂2台百万脱硝机组的单位排放量为0.41g/(kw.h)，某厂 600MW脱硝机组单位排放量为0.75g/(kw.h)。

1.5 统调火电机组低氮燃烧器配置情况

低氮燃烧技术是减少NOx生成的重要手段，因此很多电厂都把低氮燃烧器改造作为减少NOx排放的方式之一，从源头上对NOx的产生进行了限制。一般情况下，低氮燃烧器可以减少NOx(约20%-40%)的生成，目前性能较好的低氮燃烧技术可以将氮氧化物浓度降至200mg/m3以下，这样可以大大减少进入SCR脱硝反应器的NOx入口浓度，分摊SCR反应器的压力，减少脱硝剂的使用，从而达到节能减排的效果。据不完全统计，目前省内燃煤火电机组装有SCR脱硝设施的机组基本上都同步配有低氮燃烧器，说明SCR加低氮燃烧技术，脱硝效果更好。未配置低氮燃烧器和SCR的机组氮氧化物排放浓度较大，都在550mg/m3以上。

1.6 机组SCR投退温度情况

脱硝设施的投运与退出是根据锅炉负荷以及烟气温度来决定的，机组一般都设定最低投运温度，当机组处于启停阶段或降负荷阶段，若烟气温度低于最低投运温度，则脱硝退出，否则会对催化剂产生一定的影响。SCR脱硝系统催化剂的适应温度一般在320-425度，不同性质的催化剂有不同的活性温度窗口。过高或过低的温度都会导致催化剂无法正常起催化作用，使系统脱硝效率降低。目前，浙江省脱硝机组设定的最低投运温度基本上在290-322度，设定的最低投运温度较低，主要是为了能够脱硝设施的实际投运率，以减少NOx的排放。

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