北极星环保网讯: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,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。
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