燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化

燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化

曹建

（河北大唐国际唐山热电有限责任公司河北唐山063000）

摘要：在燃煤电厂烟气SCR的应用过程中，要分析其应用的成本，才能够提升其应用的效果。本文主要研究了燃煤电厂烟气SCR的脱硝成本，明确了如何进一步优化其应用成本，希望能够为今后的应用带来参考和借鉴。

关键词：燃煤电厂；烟气SCR；脱硫成本；优化

前言

针对燃煤电厂烟气SCR的技术问题，我们要深入的进行把握，降低技术应用的成本，才能够提高燃煤电厂烟气SCR的应用效果，保证燃煤电厂烟气SCR的脱硝成本在合理范围内。

1燃煤电厂烟气SCR技术发展概况

随着现代工业的发展和汽车数量的日益增加，人类向大气中排放NOx越来越多，其中90%以上来源于煤、石油、天然气等化石燃料的燃烧。NOx大量排放不仅造成酸雨、光化学烟雾和PM2.5（细小颗粒吸附NOx和SO2等污染物形成）对环境产生严重污染，而且对人体健康也造成极大危害。

现在世界各国对NOx排放提出了越来越高的要求，我国污染物减排“十二五”规划也首次将NOx控制列入减排指标，到2015年全国NOx排放总量控制在2046.2万吨，比2010年的2273.6万吨减排10%。为有效控制污染物排放，2011年7月，环保部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），其对NOx排放限值做了进一步的规定：自2012年1月1日起，所有新建火电机组排放限制为100mg/m3，广西、重庆、四川、贵州等高硫地区执行200mg/m3；自2014年7月1日起，现有火电机组亦执行以上标准；《重点区域大气污染防治“十二五”规划》中规定的47个重点地区执行特别排放限值100mg/m3的标准。该标准与2003版相比，NOx排放标准更加严格。目前，发达国家新建火电机组NOx排放限值均大于100mg/m3。因此，该新标准是世界上最严格的火电机组NOx排放标准，火电企业为了达到该排放标准的要求，必须采用高效脱硝技术控制NOx排放。

大气中的氮氧化物和挥发性有机物VOC达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，就会产生以高浓度臭氧和细颗粒物为特征的光化学烟雾，形成夏季城市天空经常出现的蓝色烟雾。由于我国大气中VOC浓度较高，光化学烟雾的产生主要受氮氧化物制约，大气氮氧化物的微小增加都会加重光化学烟雾的污染。光化学烟雾是一种二次污染，污染区主要位于污染源下风向30-50km。由于臭氧和细颗粒可以长距离传输，造成区域性的氧化剂污染和细颗粒污染，使区域空气质量退化，太阳辐射减少，气候发生变化，对生态系统造成损害，使农作物减产。由于大气的氧化性，氮氧化物在大气中形成硝酸和硝酸盐细颗粒物，同硫酸和硫酸盐细颗粒物一起，发生远距离传输，从而加速了区域性酸雨的恶化。我国在近些年来一直倡导绿色无污染的生产方式，并且国家颁布了很多相关条例来限制各类工厂的排放废气中有害物质含量。

2剖析脱硫成本的组成及影响因素

脱硫成本主要由三部分组成，即：财务成本、运行成本和检查、维护成本。其内容主要是：财务成本，包含保证设备装置运行的筹集资金所发生的贷款利息、增值税及其他财务开支；运行成本，包含燃煤电厂烟气SCR脱硝装置在满足正常脱硝时产生的各项费用，一般情况有电费、水费、还原剂费及其他人力物力的投资费用；检查、维护成本，是指为了确保烟气SCR脱硝装置正常运行所花销的维护费用，主要有催化剂更换产生的费用，其他装备检查维护所产生的费用等。机组类型、机组容量、脱硝效率、还原剂类型和入口NOX浓度都是影响燃煤电厂烟气SCR脱硝成本的主要因素。

3优化烟气SCR脱硝系统的对策

针对上述脱硝成本及影响因素了解到，入口NOx浓度、脱硝效率、还原剂类型、机组容量和机组类型都会在不同程度上影响到脱硝成本，造成财务支出、运行费用和维护费用的增加，这就给燃煤电厂的发展带来了一定的影响。就此，结合这些内容，本文提出了降低SCR脱硝成本的策略，希望能够达到优化的目的，具体内容是如下。

3.1优化还原剂的耗量

整个脱硝装置在运行过程中，还原剂耗量的增加，势必会增加脱硝成本，因此，为了降低脱硝运行成本，从减少还原剂的耗量方面采取措施非常有必要。液氨是脱硝装置还原剂的主要组成成分，但是，氨会扩散。氨与NOx混合和分布对脱硝效率和防止氨逃逸有直接的影响。就此，为了避免这两大问题的出现，可通过在脱硝装置中加装导流板来确保还原剂均匀分布。

3.2优化吹灰系统

燃煤电厂生产过程中，产生的废物呈细小颗粒状，它会直接引起催化剂表面钝化，这样就大大降低了催化剂的活性。此时，需要通过优化吹灰系统来确保脱硝系统在燃煤电厂生产中的正常运行。通常选择使用蒸汽式吹灰器来达到优化的目的。此外，还可以根据SCR装置的具体运行情况，选择合适的吹灰方式，降低脱硝成本。

3.3催化剂的维护优化

催化剂的正常工作温度为300～450℃，只有当烟气温度在此范围内时，催化剂才能正常工作。当条件变化时就会导致催化剂失活，催化剂的失活是一个复杂的物理和化学过程，包括：沾污、孔堵塞、中毒和热烧结等。其中，当运行温度过高时，催化剂在长期使用过程中出现微晶结构变化而造成烧结的现象。催化剂的烧结会导致催化剂比表面积的丧失，从而使催化剂的脱硝活性下降。因此，必须严格控制催化剂的反应温度，尤其是在机组启停阶段，同时在设计时根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NO浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定。

本文通过对燃煤脱硝机组烟气SCR脱硝成本的分析，得到机组容量、机组供热量、SCR还原剂类型、脱硝效率、脱硝装置入口NOx浓度等均对脱硝成本有很大的影响：①机组容量增加SCR脱硝成本呈下降趋势；②机组供热比例增加，脱硝效率增加，以及脱硝装置入口NOx浓度增加，SCR脱硝成本均随之增加；③SCR还原剂采用尿素的脱硝成本比还原剂为液氨的成本高；④烟气SCR脱硝成本主要由运行成本、检修维护成本和财务成本组成，其中运行成本的主要部分是还原剂费用，检修维护成本的主要部分是催化剂更换费用，财务成本的主要部分是贷款利息及增值税等；⑤通过对还原剂秏量、吹灰系统以及催化剂维护等方面进行优化可以减少SCR脱硝成本，有利于脱硝的实施。

总之，燃煤机组在安装SCR脱硝装置后，脱硝成本必然会增加火电企业的发电成本，国家应尽快出台相关政策，引导电力企业积极治理NOx排放，从而促进能源与环境的和谐发展。

4结束语

综上所述，在总结了燃煤电厂烟气SCR的脱硝成本的基础上，我们有必要对其进行更好的总结，只有这样才能够保证燃煤电厂烟气SCR脱硝成本不会出现问题，进一步实现优化的目标。

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