火電廠選擇性催化還原法脫硝效益與安全

董志軍，施 躍

(國電常州發電有限公司，江蘇常州 213033)

從2012年1 月1 日起，GB13223—2011 火電廠大氣污染物排放標準開始實施。新標準規定所有新建火電機組NOx排放量達到100 mg/m3；從2014年1月1 日開始,要求重點地區所有火電投運機組NOx排放量達到100 mg/m3。為了提高火電企業脫硝的積極性，國家發展改革委相繼出臺了火電脫硝電價補貼政策，對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠，每度電加價0.008 元。江蘇省于2014年3 月實施電價補貼政策，省內135 MW 及以上發電機組只要脫硝達標排放即享受0.008 元/（kW·h）的電價補貼。選擇性催化還原法（SCR）是目前應用最多、最為成熟且最有成效的煙氣脫硝技術，脫硝效率一般可達80%～90%，NOx排放濃度可降至100 mg/m3左右，我國已建成或擬建的煙氣脫硝工程中大多采用SCR 法。但SCR 技術投資大,運行維護成本高，采用SCR 技術進行煙氣脫硝必將增加發電企業的成本[1]。文中從我國SCR脫硝成本入手,分析了影響成本的各種因數，為火電廠降低脫硝成本提供參考，并且指出了脫硝裝置運行的安全考慮因數。

1 燃煤電廠SCR 脫硝成本分析

1.1 SCR 脫硝成本的計算原則

為使SCR 脫硝成本的計算結果具有可比性，首先需要確定計算原則。計算原則：脫硝裝置的建設周期為1 a；折算到滿負荷時脫硝裝置年利用小時數為5500 h；機組廠用電率對于600 MW 等級機組為5%，300 MW 等級機組為5.5%；還原劑到廠價格液氨為3000 元/t，尿素（46%）為2200 元/t；催化劑價格50 000 元/m3；水價為2.5 元/t；蒸汽價格為60 元/t；預提修理費率為1.0%；保險費率為0.25%；增值稅率為17%；脫硝裝置生產運營期限為20 a；脫硝裝置折舊年限為10 a；固定資產折舊殘值率為5%；脫硝工程投資自有資金比例為20%；建設期貸款年利率為7.47%；貸款償還年限為10 a；流動資金貸款年利率為7.83%；資本金現金流財務內部收益率為8%。

1.2 SCR 脫硝成本的構成及分析

燃煤電廠SCR 脫硝裝置的總成本費用包括生產成本和財務費用兩部分。生產成本是SCR 脫硝裝置投產后為維持系統正常運行產生的各項生產支出，它由還原劑費用、電費、水費、蒸汽費用、人工費用、催化劑費用、折舊費、大修費和保險費等組成；財務費用是為SCR 脫硝裝置建設和運行籌集資金時所發生的貸款利息，包括長期貸款利息、短期貸款利息和流動資金貸款利息等，采用液氨做還原劑的SCR 脫硝成本構成如圖1 所示。

圖1 SCR 脫硝各項成本所占比例（%）

1.2.1 還原劑費用

從圖1 中可以看出，還原劑費用在所有成本中所占比例最大，為25.96%，還原劑費用主要與SCR 脫硝裝置的液氨耗量、SCR 脫硝裝置年運行小時數及還原劑的價格等有關，而液氨耗量又與SCR 入口NOx濃度、設計脫硝率有關，SCR 入口濃度高、設計脫硝率高，則液氨耗量多，還原劑費用所占比例增加。

1.2.2 催化劑費用

在SCR 脫硝裝置中，催化劑是最重要的部件，但催化劑價格昂貴，使用壽命短，一般在24 000 h 左右。催化劑費用是指在脫硝裝置運行壽命期內,更換催化劑的總費用攤銷到每年的運行成本，催化劑費用占23.52%。

目前在SCR 中使用的催化劑，大多以TiO2為載體，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性成分，組成蜂窩式、板式和波紋式3 種類型。存在的問題主要有：（1）催化劑的配方和生產工藝的關鍵技術目前為國外企業所掌握。（2）催化劑價格昂貴，標價約為50 000元/m3，1 臺600 MW的燃煤機組，需要600 m3左右的催化劑，約占整個脫硝工程造價的40%左右。（3）催化劑的使用壽命較短，一般3 a 左右就需要更換，催化劑的再生技術尚需探索，1 臺600 MW 機組每年更換催化劑費用高達1000 萬元。（4）催化劑中含有大量重金屬，對廢棄催化劑的處置方法有待進一步開發。否則將會造成污染轉移。

近幾年國內已有企業分別引進或擬引進日本、德國、美國等國催化劑生產技術，催化劑的國產化水平已經日益成熟，其價格已有很大降低。催化劑的國產化對降低國內火電機組脫硝造價有很大影響。

1.2.3 固定資產折舊費

固定資產折舊費是SCR 脫硝成本中又一重要成本，占23.96%，它與SCR 脫硝裝置的動態投資有關。老機組脫硝改造，除了加裝SCR 脫硝裝置，還需要對空預器、引風機等進行改造，投資費用比新建機組大。

1.2.4 電費

SCR 脫硝裝置的電費包括兩部分,一是由于SCR脫硝裝置本身電耗而產生的費用；二是由于加裝了SCR 脫硝裝置，引起煙氣阻力增加，從而造成引風機電耗增加而產生的費用。對于液氨作還原劑的SCR 脫硝裝置，其本身電耗比較小，主要是由系統阻力增加引起的引風機電耗增加，電費平均占總成本費用的10.35%左右。

1.2.5 蒸汽費用

對于采用液氨為還原劑的SCR 脫硝裝置,其蒸汽費用也由兩部分組成：一是液氨制備區液氨蒸發所需的蒸汽耗量；二是SCR 反應器采用蒸汽吹灰所需的蒸汽耗量（如果采用聲波吹灰，這部分費用為空壓機的電耗）。蒸汽費用在SCR 脫硝裝置中為1.35%左右。

1.2.6 水費

SCR 脫硝裝置中水耗非常少，有的脫硝裝置水耗為零，水費僅占0.05%，因此水費在SCR 脫硝裝置成本中基本可以不考慮。

1.2.7 財務費用

財務費用由長期貸款利息、短期貸款利息和流動資金貸款利息組成，其中工程建設長期借款利息是主要的，占財務費用的98%以上。財務費用主要與貸款金額、還貸年限及貸款利息有關。財務費用占脫硝成本的8.93%左右。

2 脫硝電價估算

2.1 投資改造費用

北京國電龍源環保工程有限公司提供的SCR 脫硝改造工程投資費用估算見表1。

表1 SCR 脫硝改造工程的投資費用 萬元

（1）估算基礎為：脫硝系統無旁路；還原劑為液氨方案，制備車間為2 臺機組公用；每爐設2 臺脫硝反應器，脫硝系統入口NOx濃度450 mg/m3（干態，標態，6%O2），脫硝效率80%。（2）由于各廠地質條件和上部結構形式不同，鍋爐鋼架、送風機支架基礎及上部結構加固也會有很大差異，該表統一按700 萬元/ 爐（300 MW）、1100 萬元/ 爐（600 MW）、1400 萬元/ 爐（1000 MW）計。

由表1 可知，2 臺600 WM 火電機組的脫硝改造投資費用為19 200 萬元，設備折舊按10 a 計，假設某電廠2 臺600 MW 火電機組年利用小時數5000 h，則脫硝改造電價成本為0.003 2 元/（kW·h）。脫硝設備隨機組每6 a 大修一次，大修費用可按圖1 所示折算。財務費用可按SCR 脫硝成本的計算原則折算。

2.2 脫硝運行費用

北京國電龍源環保工程有限公司提供的SCR 脫硝工程的運行費用估算見表2。

表2 SCR 脫硝工程的運行費用 萬元

（1）估算基礎為：機組年利用小時數為5000 h，脫硝系統入口NOx濃度450 mg/m3（干態，標態，6%O2），脫硝效率80%，還原劑采用液氨，液氨單價按2600 元/t，電費0.4 元/（kW·h），蒸汽費用按100 元/t，催化劑單價4.2 萬元/m3，催化劑按3 a 更換一層，脫硝阻力1000 Pa，引風機效率85%。（2）以上費用不含折舊、維護、工資、利息等。

由表2 可估算2 臺600 MW 火電機組的脫硝運行電價成本是0.002 97 元/（kW·h）。

2.3 脫硝總費用

脫硝總費用為脫硝改造投資費用和運行費用之和。即脫硝設備折舊費+大修費+財務費+運行費用。按表1、表2 費用估算一年總費用大約5492 萬元。按機組年利用小時數為5000 h 算，脫硝電價成本約為0.009 15 元/（kW·h）。而國家脫硝電價補貼[2]僅0.008元/（kW·h）。

需要說明的是很多機組年利用小時數都超過5000 h，達到6000 h 以上。所以脫硝的改造成本電價還有下降空間。按機組年利用小時數6000 h 計算，脫硝總成本電價約0.008 12 元/（kW·h）。

常州發電有限公司2 臺600 MW 機組脫硝改造總費用約1.3 億萬元，環保專項補貼1 臺爐1000 萬元，改造費用由單位自留資金承擔，財政無貸款。設備折舊年限12 a，年發電量約75 億kW·h。因此脫硝改造電價約0.001 48 元/（kW·h），加上脫硝運行電價，總的脫硝電價約為0.004 45 元/（kW·h），故公司脫硝收益約0.003 55 元/（kW·h）。

3 氮氧化物排污費的節約收益

2007年6 月20 日，江蘇省物價局、省財政廳、省環境保護廳、省經濟貿易委員會關于調整排污費征收標準的通知規定：從2007年7 月1 日起，提高排污費征收標準，其中廢氣（包括氮氧化合物）排污費征收標準，由2004年的0.6 元/污染當量提高到1.2 元/ 污染當量。

程曉看了售車MM給他的分期付款的預算表：首付四成，需交26萬元首付款和6萬元的購置稅，分5年還貸，每月要還款6500元。他突然覺得頭皮發麻，但又像是箭在弦上不得不發。

火電機組一年的排污費用=煤量×燃煤NOx排放系數×1.2 元/污染當量。其中燃煤NOx排放系數由環保部門到各電廠實測后制定。公司今年燃煤NOx排放系數是4.3，每月發電耗煤約30 萬t，2014年總發電量約75 億kW·h，則NOx年排污費用為19 553 684 元（約2 千萬元）。現在通過改用低氮燃燒器（脫硝效率為40%），尾部采用SCR 脫硝（脫硝效率為80%），NOx排污費用為之前的60%×20%，共2 346 442 元（約230萬元）。節約排污費0.0023 元/（kW·h）。

環保部2009年6 月30 日對外公布的 《火電廠氮氧化物防治技術政策》 征求意見稿提出要提高氮氧化物排污費的征收標準，有條件的地區和單位可實行氮氧化物排污交易。可以肯定的是，隨著國家對氮氧化合物減排力度的加強，對氮氧化物排污費的征收標準也會相應提高。所以火電廠投用脫硝設施后氮氧化物排污費節約收益也會日益顯著。

4 降低脫硝成本

4.1 國家政策扶持

由上述成本分析和估算得出實行脫硝改造后脫硝電價成本大于國家的補貼。相關部門正在加緊調研各地區電廠的脫硝成本，盡快出臺新的補貼標準。國家為鼓勵火電廠脫硝，環保部門對各電廠脫硝建設有專項資金補貼。另外建議國家對脫硝建設貸款降低利率，進一步降低脫硝建設成本。

4.2 降低脫硝設備市場價格

這方面主要靠國內相關生產廠家引進國外先進技術，加大國產化率，降低脫硝設備市場價格。如北京國電龍源環保工程有限公司從日本日揮觸媒化（CCIC）全套引進了具有國際先進水平的蜂窩式催化劑生產技術，催化劑價格大大降低。同時催化劑失效后對催化劑進行免費回收處理。

4.3 采用低氮燃燒技術

低氮燃燒技術一般是指空氣分級燃燒技術、燃料分級燃燒技術和低氮燃燒器等。采用低氮燃燒技術能顯著降低爐內氮氧化物生成,降低SCR 反應器入口NOx濃度，減少還原劑液氨的耗用量，減少氮氧化物排放量。

一般600 MW 燃煤機組（設計煤種煙煤和褐煤）在改用低氮燃燒器采用低氮燃燒技術后脫硝系統入口NOx濃度一般能控制在400 mg/m3以內。公司采用煙臺龍源電力技術股份有限公司的低NOx燃燒器，最高能減少40%爐內氮氧化合物生成。

但是600 MW 墻式煤粉爐的低氮燃燒器技術起步較晚，NOx減排效果還有待提高。同SCR 脫硝裝置國內生產廠家一樣，燃燒器國內廠家也需要進一步提高自身技術水平，縮小與先進國家的差距。

5 脫硝安全運行

5.1 SCR 反應器運行的安全問題

三氧化硫在SCR 脫硝工藝和鍋爐燃燒中是不可避免要產生的，氨、三氧化硫、水在低溫情況下會形成硫酸氨和硫酸氫氨，即生成氨鹽，該物質黏性大，且具有一定的腐蝕性，易粘結在催化劑和鍋爐尾部的受熱面上，影響鍋爐運行。

所以現在SCR 脫硝除了要滿足鍋爐正常負荷范圍內煙氣脫硝效率和脫硝裝置出口NOx濃度，氨逃逸量應控制在3×10-6以下，二氧化硫轉化為三氧化硫的氧化率小于1%。

要防止脫硝后銨鹽所造成的空預器冷端腐蝕及堵塞[3]。國外制造商通常對安裝SCR的鍋爐預熱器低溫段元件加高，超出硫酸氫銨積灰帶以上，一般使冷段傳熱元件高度達到900 mm 以上（具體根據煙氣溫度分布情況而定）。

低溫段建議采用搪瓷換熱元件，為防止發生硫酸氫銨堵塞，低溫段采用大波紋的板型，以增大煙氣流通截面，防止空預器的低溫腐蝕和銨鹽堵塞。使用高壓水對其進行清洗，防止硫酸氫銨的粘結和堵塞，避免低溫腐蝕。在預熱器上部和下部均設置伸縮式蒸汽吹灰器，預防堵塞及腐蝕的發生。

5.1.2 催化劑失效和中毒及堵塞

（1）煙溫影響。煙氣溫度低于300℃時，催化劑活性降低，NOx脫除率降低，氨逃逸率增大，二氧化硫易被催化氧化成三氧化硫，與氨及煙氣中的水反應生成硫酸銨和硫酸氫銨，沉積于催化劑的表面，引起微孔堵塞和腐蝕。高于400℃時，氨會與氧發生反應，導致煙氣中的NOx增加，同時又容易發生催化劑的熔結，微孔消失，使催化劑失效。所以一般SCR 反應溫度控制在300～400℃。

（2）積灰影響。飛灰不但會對催化劑造成磨蝕，而且能沉積在催化劑上，引起催化劑小孔堵塞。所以應采取措施減少通過催化劑的飛灰含量，同時利用吹灰器進行定期吹掃。必要時應設置催化劑前置吹灰系統。在安裝上選擇合適的催化劑節距進行模型實驗，保證反應器內部流場分布滿足設計要求，防止部分位置出現逆向流動，長時間運行后，催化劑孔內掛灰得不到煙氣的沖刷，造成堵灰。如果出現爆米花狀灰的情況，應當裝設攔截網。在SCR 裝置停爐檢修之前，應當對所有催化劑層進行1～2 次強行吹掃，清除已有積灰，并進行一次真空吸塵。在啟動過程中，應當加強反應器吹灰，避免催化劑上碳粒沉積過多著火。停機后鍋爐吹掃應等到催化劑溫度降低到200℃以下再進行，避免催化劑著火。

（3）燃料影響。我國燃煤質量變化大，且經常出現混燒等情況，因此對SCR 裝置的氨逃逸和催化劑的適用性提出了很大挑戰。同時也會增大砷化物和堿金屬等作用使催化劑中毒失活的風險。同時要求催化劑能夠適應不同的壓降、燃料和煙氣成分的要求。燃料特性對SCR的影響主要有燃料的含灰量、含硫量、堿土金屬、氯離子、氟離子對催化劑的影響。

5.2 氨氣稀釋系統的要求

為保證氨注入煙道的絕對安全以及均勻混合，將氨濃度降低到爆炸極限[4]（其爆炸極限在空氣中體積為15%～28%）下限以下，控制在5%以內。要求以脫硝所需最大供氨量為基準設計氨稀釋風機及氨/ 空氣混合系統。所選擇的風機該滿足脫除煙氣中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀釋風機按單元2 臺100%容量（一用一備）設置，并定期切換運行。

5.3 氨系統的相關聯鎖保護和報警

（1）氨區壓力容器具有壓力溫度超限聯鎖切斷供氨閥；

（2）氨區泄露報警和聯鎖切斷供氨；

（3）稀釋風機的出口風量低或全跳聯鎖切斷供氨和SCR 運行；

（4）所有供氨氣動門失氣關，水系統閥門失氣開；

（5）SCR 入口煙氣溫度超限停止SCR 運行。

6 結束語

火電企業安裝SCR 脫硝裝置，會增加火電企業的發電成本。脫硝成本電價低于國家脫硝補貼電價就會給火電廠帶來收益。另外脫硝后少繳納的排污費也是一筆收入。國家會通過各項政策降低脫硝成本，火電廠也需從各方面降低成本提高收益。火電廠上脫硝設備后除了要提高經濟效益，還要重視脫硝安全運行。氨是有毒物質，對氨系統的安全管理不得有半點松懈。

[1]彭祖輝.江蘇省燃煤機組脫硝裝置運行現狀分析[J].江蘇電機工程，2013，32（6）：77-80.

[2]郭 斌，廖宏楷，徐程宏，等.我國SCR 脫硝成本分析及脫硝電價政策探討[J].熱能動力工程，2010，25（4）：437-438.

[3]國家能源局.DL/T 335—2010 火電廠煙氣脫硝（SCR）系統運行技術規范[S].北京：中國電力出版社，2011.

[4]國家質量監督檢驗檢疫總局.GB18218—2009 危險化學品重大危險源辨識[S].北京：中國標準出版社，2009.