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1、燃煤电厂烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析脱硝设施改造，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
2、资仅为59.21元/kw。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。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
3、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)。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
4、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。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
5、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。燃煤机组脱硝设施建设与运行存在问题脱硝设施建设工期紧。任务重随着火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)实施，预留给省内火电机组进行脱硝设施改造仅为2年半左右时间。目前浙江省仍有一半以上燃煤机组尚未配置SCR脱硝设施，需要在这两年内完成脱硝设施改造，改造时间紧，任务艰巨。脱硝改造是一项环保技术改造，资金投入较大，
6、项目支撑手续较多，前期需要进行调研、立项、设备采购、施工以及调试等环节，同时需要环境影响评价、安全性评价、职业健康卫生评价、节能评估和审查等各种评价性材料，因此每个电厂都要提前筹划、积极准备、稳步有序的推进此项工作。今年又恰逢浙江省火电机组进行脱硫取消旁路改造，这一改造项目涉及的机组更多，对机组安全运行影响更大，改造亦需要机组停运。因此，大部分电厂目前都选择同时进行脱硝改造和脱硫取消旁路改造，这样可以节省因此而造成的机组停运时间。如何安排好脱硝改造计划是每个发电企业以及电力调度机构需要解决的主要问题。机组负荷率低，脱硝设施投运情况堪忧2012年上半年，受经济增速趋绶的影响，发电量出现下滑，燃煤
7、火电机组发电利用小时下降明显，机组平均负荷率较去年同期也有所下降。负荷率下降导致机组长期处于低负荷状态下运行，脱硝设施撤出时间增加，不利于污染物减排。若脱硝设施长期在低负荷、烟气温度不高的情况下运行，则会对脱硝设施的催化剂产生一定的副作用，影响催化剂的实际催化效果和使用寿命。如某电厂300MW机组，由于催化剂工作温度在314度-400度之间，机组负荷低于180MW，烟温低于300度时就不能满足投运要求，就要退出SCR运行，影响机组的实际减排效果。根据上半年统计情况，19台脱硝机组能够达到或超过设计脱硝效率的仅为9台，达标率为47.36%，其余10台机组脱硝效率均低于设计效率，其中有2台机组脱硝
8、效率甚至低于设计效率的80%。机组脱硝效率未能达到设计效率的原因有很多，主要有机组负荷上下波动频繁、运行工况不稳定、催化剂未能在最佳工况下运行、催化剂中毒或失效等原因。脱硝设施运行对机组产生的不利影响SCR烟气脱硝技术所采用的钒钛系催化剂通常被布置在省煤器出口和空预器进口，由于流经脱硝催化剂的烟气还未经过除尘设备，烟气中的含尘量较高，会给机组带来多种不利因素。在实际运行过程中，烟气中的水蒸汽、SO3和逃逸的氨在一定条件下反应会生成硫酸氢铵。硫酸氢铵在液态下一种很粘的腐蚀性物质，会引起脱硝反应器和下游设备堵塞和腐蚀。当氨逃逸浓度较高时，因为硫酸氢铵导致空预器的堵塞，空预器的压损上升很快;当氨逃逸
9、浓度较低时，空预器的压损理上升较慢。目前一些电厂水运行一段时间后，后续设备腐蚀增加，部分烟风道的膨胀节、烟道壁经常被腐蚀破损，外部保温除锈锈蚀。由于烟气流经SCR烟气脱硝催化剂以及脱硝系统的进出口连接烟道，会产生一定烟气阻力，一般情况下，在反应器中布置2层催化剂的脱硝系统，在满负荷下脱硝系统的烟气阻力为800Pa左右，这样一方面会导致引风机电耗增高，从而提高厂用电率。另一面，由于高飞灰布置的SCR烟气脱硝系统安装在空气预热器之前，脱硝系统的烟气阻力的存在，会导致空气预热端压差升高，从而导致空气预热器漏风率增大，空预器漏风率增大，空预器漏风率增大后，将影响热一次风和热二次风风湿，从而影响锅炉热效
10、率。发电企业脱硝电价补贴力度有限，运行成本日趋增高、脱硝运营压力大浙江省燃煤电厂脱硝电价自2011年12月1日开始试行，对安装脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或省级环保部门验收合格的，报物价局审核后试行脱硝电价，标准暂按0.008元/(kw.h)执行，补贴标准略低于电厂运行成本。电厂运行时发电企业除日常运行维护费用如脱硝剂(液氨或尿素)成本支出外，一些机组的催化剂使用年限到期，需要再生或更换，也是一笔较大的支出。目前浙江省对于脱硝机组只有100个基础利用小时的奖励政策，不足以填补脱硝运行带来的成本。建议火电厂脱硝设施配套改造是继脱硫设施改造后我国电力企业又一重大环保工程，燃煤机组配置脱硝设施也是
11、国家积极鼓励和要求的，对于实现“十二五”节能减排约束性目标，缓解资源环境约束，促进经济发展方式转变，增强可持续发展能力具有重要意义。电力行业氮氧化物排放量，作为国家“十二五”期间节能减排重要控制指标，要求2015年排放量在2010年排放量的基础上消减29%，因此发电企业脱硝设施肩负着氮氧化物减排的重要任务。积极推进火电机组脱硝改造工程按照要求，浙江省大部分机组将在2014年7月前进行脱硝设施改造，脱硝改造机组众多、时间紧迫、任务繁重，又恰逢脱硫取消旁路改造，停运改造与电力生产及保障全省电力供应任务将产生矛盾。政府有关部门、各有关发电企业及电力高度机构需加强脱硝改造统一规划，协调好统调火电机组脱
12、硝改造和供电需求的关系，合理安排机组停运时间，避免扎堆改造造成社会供电不足等情况产生。各发电集团和企业要提前规划、积极调研、狠抓落实、按时保质的完成脱硝工程项目改造。高标准严要求地进行脱硝设施建设不论是“三同时”建设的脱硝设施，还是后期通过技术改造建设的脱硝设施，目前在建设和投运中都有比较好的建设改造实践和自主创新成果，当然也存在的一些不足和缺陷。因此建议各火电企业在设计、施工和进行脱硝改造时，能够积极调研、深入研究、互相学习，借鉴先进成果，吸取教训，尽量少走弯。在进行脱硝设施设计时，在满足目前环保标准的同时，要预留相应的设计裕量，以便届时更加严格的环保标准(列入环保重点地区，执行特别排放限值
13、等)出台时，可通过增加催化剂层数等手段进行适当调整，避免重复改造，费时费力。新建脱硝机组要认真做好设备选型和招投标工作，选择与机组性能相匹配的SCR技术和设备，避免出现建成后脱硝设施经常不能投运等问题，影响企业安全生产和经济效益。积极优化、调整完善，提高脱硝设施投运稳定性和投运率由于SCR烟气脱硝系统的主要设备多为静态设备，因设备故障导致未投用SCR烟气脱硝系统的情况较为少见，影响SCR烟气脱硝系统投用率的因素主要是烟气温度低于SCR烟气脱硝催化剂最低烟气温度。在SCR烟气脱硝系统的设备选型阶段，应该考虑催化剂最低投用烟温与机组低负荷运行时省煤器出口烟气温度的匹配性，为了保证脱硝投用率，可适当
14、可虑选择最低投用烟气温度较低的催化剂。电厂亦适当牺牲一定的经济性(如锅炉效率)，通过调整燃烧工况来提高进入烟气脱硝系统的烟气温度。SCR脱硝系统投入实际运行的时间较短，系统尚未完善，对于脱硝系统普通存在的CEMS测试准确性、氨逃逸大和自动调节品质等问题，建议各电厂积极组织技术力量开展脱硝设施运行优化调整，逐步完善和解决运行过程存在的问题，提高脱硝设施投运稳定性和投运率。优化调整方式，开展节能发电高度和有序调停，充分发挥脱硝机组在节能减排中的作用目前浙江省10台1000MW机组均配置了脱硝设施，大机组在供电煤耗和厂用电率等指标均有较大优势，2012年上半年1000MW机组平均供电煤耗仅为288g
15、/(kw.h)，因此应该积极发挥大机组节能减排方面的重要作用。鼓励发电企业建设、运行脱硝设施，对于安装并平稳运行脱硝设施的火电机组优先高度、优先上网，提高脱硝机组的年度计划电量，以提高脱硝投运率。开展节能发电高度，让高效环保脱硝机组多发满发。在用电低负荷阶段，开展有序调停，加强厂级高度方式的研究，适当提高脱硝机组的最低运行负荷，减少不必要的资源浪费，降低污染物排放，提高经济和社会效益。落实脱硝机组奖励机制和脱硝设施运行管理考核办法，缓解发电企业建设和运行压力目前浙江省每年奖励脱硝机组100h的发电利用小时数，对于脱硝机组来说也是杯水车薪，不足以弥补脱硝设施投运的成本，建议在年初确定发电小时时可
16、适当增加奖励发电小时数。脱硝电价补贴仅为0.008元/(kw.h)，也略低于企业脱硝运行成本。建议根据各电厂实际运行分级补贴，对运行效果较好的企业可适当提高补贴电价标准。根据浙江省脱硝电价相关文件精神，燃煤发电企业当月脱硝设施投运率低于80%的，不得享受脱硝电价。当月脱硝设施投运率达到80%及以上的，根据当月实际脱硝效率是否达到设计效率的80%来进行脱硝电价核定。浙江省大部分燃煤机组采用SCR法进行脱硝，此方法存在“最低喷氨温度”这一瓶颈制约，即：燃煤机组在省煤器出口段烟气温度不能满足脱硝装置的“最低喷氨温度”的要求，为保护催化剂活性，脱硝装置将被迫停运。因此，建议对运行于50%额定负荷以下的
17、机组，脱硝设施投运率分段考核(当机组在50%以下额定负荷运行时，脱硝设施投运率不考核，当机组在50%额定负荷以上运行时，对脱硝设施投运率进行考核)。对于脱硝效率的考核规定要求达到设计效率的80%以上，此指标对于设计脱硝效率较高的机组来说反而成为了一个负担，不利于新建或改建机组进行设计时选定较高的设计效率(因为设计效率越高，实际运行考核的指标也越高)。建议对脱硝机组出口排放浓度制定具体的考核标准，只要出口排放浓度达到排放标准，就不考虑脱硝效率，这样可以避免某些设计效率较高的机组，在满足排放标准的情况下不必为追求单一考核脱硝效率而“非经济性”运行。电量安排、税收、贴息、脱硝废料回收处理等政策措施的配合，可以进一步鼓励企业加快环保设施的建设，加快电源结构调整。火力发电企业进行脱硝系统改造要投入大量的资金，建议在贷款利率、财政税收等方面考虑优惠政策，同时对进口设备给予相关退税政策支持。鼓励企业利用催化剂再生替代全新更换催化剂，促进国产催化剂生产和再生企业的发展，避免更换下来的催化剂的二次污染。6