燃煤电厂600MW亚临界机组脱硝改造项目经济性分析

北极星环保网讯:摘要：本文以沧东公司一期机组脱硝改造项目为例，介绍了当前主力燃煤发电机组进行脱硝改造的必要性，同时从改造项目的成本和国家政策补偿收益及社会环境收益进行对比分析，最终得出火电企业进行脱硝改造项目的经济性，对国家进一步调控政策提供了基础数据。

关键词：脱硝改造；项目；经济性

当前我国大气环境形势十分严峻，部分区域和城市大气灰霾现象突出，其中氮氧化物为大气污染物中主要成分之一，因此国家不断提高火电企业烟气排放标准，火电企业脱硝改造工程也迫在眉睫。那么对火电企业而言，进行脱硝改造的经济性如何呢？国家出台的激励政策有多大力度呢？火电企业进行脱硝改造的积极性又如何呢？这都是值得我们深思和探讨的问题。

1.项目实施必要性

1.1国家环保要求提高

根据国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月29日发布、2012年1月1日实施的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），重点地区（京津冀、环渤海湾、长三角、珠三角等）现有燃煤火电机组自2014年7月1日起将执行氮氧化物浓度不高于100mg/Nm3的排放限值要求。

1.2沧电1号机组排放现状

沧东发电公司属于划定的环保重点区域的大型火电企业，目前其一期1、2号锅炉未安装烟气脱硝装置，NOX排放浓度（6%O2）为350~400mg/Nm3，虽然满足当前环保排放标准450mg/Nm3的要求，但要达到上述新标准的要求，加装烟气脱硝装置是必要的。

1.3国内外现状

在国际上，发达国家对NOx排放标准较为严格，美国现行执行100mg/m3的NOx排放标准，日本、欧盟执行200mg/m3的NOx排放标准。在国内，火电厂污染物排放标准不断提高，根据最新颁布的标准现有燃煤火电机组2014年7月1日起将执行氮氧化物浓度不高于100mg/Nm3的排放限值要求。

截至2012年底，已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量仅为28%。而按照十二五防治规划，未来脱硝机组占现役机组容量的比重应该不低于75%。

2.脱硝工艺系统的选择及预期效果

2.1脱硝工艺简介

目前控制NOx排放的措施大致分为三类，第一类是低NOx燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOx，来降低NOx排放；第二类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括烟气湿法脱氮技术和烟气干法脱氮技术。

2.2脱硝工艺的选择

目前，我国大型煤粉锅炉低NOx燃烧技术已达到了较高的水平，新安装的锅炉一般都采用了低氮燃烧器，使炉膛出口NOx排放浓度达到250-300mg/Nm3的先进水平。

SCR法就是在固体催化剂存在下，利用还原性气体NH3与NOx反应使之转化为N2的方法。主要反应方程式为：

采用SCR脱硝工艺时，锅炉出口NOx浓度越低，催化剂初始用量和今后更换量越少，氨的消耗量也越少，初投资和运行费用越低，并且较低的SCR脱硝效率即可满足排放要求。

因此，本次脱硝改造工程首先对锅炉的燃烧器进行改造，使锅炉出口NOx的排放浓度降低，然后，采用工艺成熟的选择性催化还原法（SCR）对锅炉尾部烟气进行脱硝，最终满足氮氧化物排放浓度不高于100mg/Nm3环保要求。

3.脱硝改造项目经济性分析

3.1脱硝改造经济分析模型

3.1.1脱硝改造项目经济评价理论

①净现值

净现值NetPresentValue（缩写为NPV），是指在项目计算期内，根据行业基准折现率或其他设定的折现率，把每年的现金流入和现金流出转化成现值，再做代数和所求出的值。用净现值法评价技术方案，就是按净现值大小来确定被评价方案优劣。①净现值大于零则方案可行；②净现值越大，方案越优，投资效益越好。

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