300MW燃煤機組脫硝改造技術及經濟分析

吳云松

摘 要：隨著工業用電量和生活用電量的激增，我國發電廠負荷不斷增加，隨之而來環境污染問題也日益嚴重，氮氧化物已經成為最主要的大氣污染物，而其主要來源于煤炭燃燒，因此燃煤機組脫硝成為我國發電廠亟待解決的問題。文章主要以東源曲靖能源有限公司（曲靖電廠）燃煤機組為原型，對其低氮燃燒器改造和SCR脫硝技術運用展開分析。

關鍵詞：300MW燃煤機組；脫硝技術；經濟分析

中圖分類號：TM62 文獻標志碼：A 文章編號：2095-2945（2017）29-0040-02

調查表明，我國煤炭燃燒排放的氮氧化物約占全國總排放量的70%，而火力發電廠是我國的“燃煤大戶”，燃煤機組的脫硝技術直接決定了其氮氧化物排放量。脫硝技術主要有SCR和SNCR兩種，但其經濟成本投入不同，脫硝流程主要包括燃煤前脫硝、燃燒過程脫硝和燃燒后脫硝。

1 燃煤機組介紹

目前，300MW燃煤機組的鍋爐主要采用擺動式直流燃燒器，利用單爐膛進行四角式布置，采用切圓燃燒方式；鍋爐送粉則是通過五臺中速磨煤機采用直吹的方式進行，直吹的一次風則需要五層噴嘴設計，其中點火油槍需要布置三層，三層運行的連續蒸發量帶動，在最下層采用等離子點火技術。油燃燒器采用兩級點火的形式，針對連續蒸發量的百分之三十計算。直流燃燒器借助四角式的布置，在擺動式能夠連續運行，提高燃燒效率。熱態運行的過程中，除直吹的一次風可帶動燃燒器擺動外，二次風的噴入再次加大擺動角度，滿足爐內氣溫調節要求。

曲靖電廠一期#1、#2鍋爐燃燒器與二期#3、#4鍋爐設計略有不同，一期為24只6層布置，二期為20只5層布置，燃燒器經低氮改造為垂直濃淡分離煤粉燃燒器，擺角度數仍為±30°，水平位置固定；保持12只簡單機械霧化油燃燒器不變。在水平斷面上，一期燃燒爐的一次風射流在爐內形成φ1000mm和φ700mm的兩個大小切圓，二次風射流與一次風射流偏置3°，二期燃燒爐的一次風射流在爐內形成的大切圓增大小切圓減小，分別為φ1032mm和φ548mm，兩次風射流偏置增加到7°，減少結渣及氮氧化物的排放。

2 脫硝改造技術分析與篩選

2.1 低氮燃燒技術比較與選擇

曲靖電廠鍋爐為東鍋引進嫁接型一次中間再熱、單爐膛、平衡通風、固態排渣、露天倒U型布置、全鋼架、全懸吊結構、亞臨界自然循環汽包燃煤鍋爐。低氮燃燒技術是進行脫硝改造的前提，是火力發電廠的首要選擇，當電廠采用低氮燃燒技術之后，若煙氣排放的含氮量仍然超標，再考慮引進脫硝設備。目前應用比較廣泛的低氮燃燒技術主要有四種。

2.1.1 煙氣再循環

300MW燃煤機組首次排放的煙氣含氮量極高，因此一般通過煙氣再循環來降低其氮氧化物含量，但是這一程序的實施并不簡單。煙氣再循環裝置是由大型風機和煙道搭建而成，由風機對空氣預熱器的煙氣進行抽吸，排放入煙道，此時煙氣中粉塵濃度很高，會大大縮短煙機壽命。另外，設備占據的空間較大，現場布置麻煩。所以，煙氣再循環技術一般用在燃油和燃氣裝置中，燃煤機組應用煙氣再循環技術反而會增加煙氣飛灰含量，出現結焦加重的現象。

2.1.2 空氣分級燃燒

實際上，我國很多電廠的燃煤機組已經采用了空氣分級燃燒鍋爐，進一步實施分級則需要對原有的設備進行改造，而一旦開展大規模改造，就會破壞原有的分級系統。另外，從鍋爐本身來看，空氣分級燃燒會形成強還原性氣體，從而加劇鍋爐結渣和腐蝕，縮短鍋爐使用壽命。

2.1.3 燃料分級燃燒

燃料分級燃燒是低氮燃燒技術的重要法寶，但對于應用直吹式燃料系統的300MW燃煤機組而言，燃料分級燃燒的難度很大，不僅需要增加磨煤機，還要對鼓風系統進行改動，改造過程很復雜。而且并不是所有的燃煤機組都能進行再次改造，在改造前需要進行繁瑣的模擬和運算，即使能夠進行改造，改造后的鍋爐同樣會出現鍋爐結渣和腐蝕嚴重的問題，很難將燃料完全燃燒，還有可能影響飛灰的利用。

2.1.4 建設低氮燃燒器（LNB）

低氮燃燒器是低氮燃燒技術中運用最廣泛的一項，其綜合了煙氣再循環、空氣分級燃燒和燃料分級燃燒技術，擁有良好的脫硝效果，煙氣排放脫硝率在30%～50%左右，能夠將燃煤機組的氮氧化物濃度控制在500mg/Nm3左右。如果是四角式布置的燃燒鍋爐，煙氣含氮量基本能控制在400mg/Nm3以下。

低氮燃燒器對氮氧化物濃度的降低作用顯著，最高可降低50%的含氮量，所以，應該在應用非催化還原技術之前，先利用低氮燃燒器進行一次脫硝處理，不僅能夠提高最終脫硝效率，而且經濟成本不高；其次，將舊式燃煤機組的改造工程簡單，低氮燃燒器是一項獨立的設備，更換設備遠比改造鍋爐系統簡單得多，場地基本沒有限制，對鍋爐本身的負面作用較小。

我廠鍋爐低氮燃燒器改造將一次風噴口改為垂直濃淡分離，擺角度數保持不變，一二次風率及風速基本不變；在主燃燒器上部增加4層可擺動SOFA燃盡風，風量維持在25%附近，以控制氮氧化物排放；引風機的轉速提高至990轉/分鐘，風機全壓提高至6600Pa；更換了部分蓄熱元件。

2.2 煙氣脫硝技術比較與選擇

低氮燃燒技術是降低煙氣含氮量的首選，但僅僅依靠低氮燃燒技術只能將煙氣排放的氮氧化物濃度維持在300～350mg/m3之間，為了達到環保標準，還需要進行爐膛外煙氣脫硝，主要包括SNCR和SCR兩項技術，采用非催化或催化技術進行還原，SNCR技術的成本相對較低，但其脫硝效率僅為40%左右，SCR技術的催化作用可將脫硝效率提高至80%左右，而且SNCR脫硝技術的應用限制較多，對機組負荷、供電煤質、以及溫度窗口都有嚴格的要求。因此，為了滿足煙氣含氮濃度（<100mg/m3）要求，多數電廠SCR脫硝技術，在還原劑的選擇上，相較于耗費量巨大的尿素，優選考慮液氨。 我廠使用的SCR技術是在金屬催化劑的作用下，以NH3作為還原劑，將氮氧化合物通過還原反應得到氮氣（N2）和水（H2O），而且NH3不和煙氣中的剩余氧氣（O2）反應。endprint

3 脫硝技術改造的經濟分析

脫硝技術改造的經濟分析一般從兩個角度出發：投資費用與運行費用。首先，火力電廠應計算設備改造和安裝費用，然后對脫硝過程所需物料以及能夠循環利用的產物進行核算。

3.1 投資費用

公式如下：

F=F0×α；α=i/[1-（1+i）-n]

其中：F0為初始投資，主要包括設計費、建設費和其他突發費用；F為年平均投資，α為年均投資系數，i為貼現率；n為該裝置使用年限。

機組容量、改造工程的建設難度以及材料使用是影響初始投資的重要因素，本公式采用均化投資的概念，將各項費用在裝置壽命期內進行攤銷。

3.2 運行費用（Y）

燃煤脫硝設備的運行費用主要包括材料（還原劑、催化劑等）費用、勞動費用（員工工資和管理開支），另外還包括維護費用，即設備定期檢修和維護工作產生的費用。煙氣氮氧化物含量直接決定了花費的材料費用，是影響運行費用的重要因素。

3.3 脫硝成本

脫硝成本主要包括兩部分，一是脫除一噸氮氧化物的費用，一是用電量成本。計算公式如下：

F′=F+Y；C=F′/W；K=F′/E

其中：F′為年脫硝成本；C為脫除一噸氮氧化物的費用（元/kg）；K增加一度電的成本（元/kWh）；W為每年脫除氮氧化物的量（kg）；E為每年發電總量（kWh）。

4 結束語

綜上所述，降低煙氣排放氮含量，燃煤機組脫硝是我國火力發電廠必須重視的問題，解決這一問題的首要選擇是低氮燃燒技術，但單純依靠低氮燃燒很難將煙氣含氮量控制在合格標準以內，必須結合爐膛外煙氣脫硝設備。通過經濟分析可以發現脫硝技術成本主要包括投資費用和運行費用，只有將投資費用細化，合理規劃燃煤機組脫硝程序，才能真正為火力電廠創造經濟效益，實現其可持續發展。

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