循环流化床锅炉脱硝工艺经济性分析
0 引 言
我国能源以煤为主，煤炭资源储量占全球21.4%。煤炭利用过程中，不可避免需要使用大量劣质煤(热值12 560 kJ/kg以下的劣质燃料和高硫、高灰、高灰熔融温度劣质煤)、煤泥、矸石等劣质燃料。由于循环流化床锅炉具有燃料适应性广、燃料利用率高和污染物排放低等特点[1-4]，在劣质燃料的高效综合利用以及节能环保方面发挥了重大作用。近年，循环流化床技术发展迅速，装机容量明显上升。随着国家对燃煤电厂NOx排放的严格要求，多地烟气排放标准限制NOx浓度不超过50 mg/m3，而循环流化床的原始NOx排放量为100～200 mg/m3，无法满足超低排放的要求。因此，有必要对循环流化床中普遍应用的低氮燃烧技术、选择性催化还原技术(SCR)和选择性非催化还原技术(SNCR)等脱硝工艺开展经济性分析，为不同条件下循环流化床锅炉选用合适的脱硝技术提供参考。
循环流化床锅炉一般先通过炉内低氮燃烧抑制、还原燃烧产生的NOx，再将排放烟气脱硝净化。烟气脱硝工艺主要分为SCR工艺和SNCR工艺，前者为尾部烟道内脱硝，后者为炉膛出口烟道脱硝。绝大多数循环流化床锅炉采用SNCR工艺可以满足超低排放要求。众多学者分析了SCR工艺和SNCR工艺的特点，大多对这2种工艺进行了单独的成本效益评价[5-10]，少数进行了2种工艺的技术经济分析对比[11-13]。梁磊[11]简要估算比较了小型CFB机组中SNCR和SCR脱硝运行费用；胡小刚[12]采用技术经济评级指标体系反映了燃煤电厂各烟气脱硝工艺的特性，宏观对比了其经济性，但未就各关键因素展开计算分析；谢风林[13]综合投资和运行费用比较了某CFB机组应用SNCR和SCR脱硝技术的经济性，考虑因素较为详尽，但由于是针对特定用户提供的改造方案，参数为单一场景的固定值，适用范围有限。此外，还有多数学者运用综合评估模型展开了分析研究[14-18]。综上，针对这2种脱硝工艺的全面经济性对比分析和较宽范围的应用场景分析还有待深入研究。
结合前人研究成果，通过建立相应的技术经济性分析模型，结合脱硝工艺的设计参数和运行数据，分析脱硝剂价格、催化剂价格、电价和年运行时间等因素在较大波动范围内对2种脱硝工艺的影响，并考量了超低排放循环流化床锅炉技术对2种工艺经济性的影响。
1 CFB常用脱硝技术
1.1 炉内低氮燃烧技术
循环流化床锅炉NOx原始排放主要受给煤煤质、床温、氧量、燃烧均匀性以及炉内还原气氛强弱等因素影响。炉内低氮燃烧技术主要通过保证燃烧均匀性、采用流态及结构优化等耦合优化技术措施实现炉内高效抑氮。现有的大多数循环流化床锅炉可通过炉内低氮燃烧技术将NOx控制在100 mg/m3以下。部分循环流化床锅炉因煤质、运行参数偏离设计工况，运行床温高，造成锅炉NOx原始排放超过200 mg/Nm3，单独采用SNCR不能实现NOx超低排放，须进行炉内低氮燃烧改造，炉内低氮燃烧改造主要包括风帽优化、二次风改造、烟气再循环等。
1.2 SNCR技术
SNCR脱硝技术是指无催化剂参与时，在合适的反应温度区间内利用脱硝剂将烟气中的NOx还原为无害的氮气和水。该技术采用稀释后的尿素溶液或氨水作为脱硝剂，经喷枪雾化后喷入炉膛850～1 100 ℃烟气中进行脱硝反应。SNCR技术已在循环流化床中得到成熟应用，具有系统简单可靠和效率较高的优点，脱硝效率可达60%～75%[19]，但SNCR的氨逃逸率较高，最高达到8×10-6。
1.3 SCR技术
SCR脱硝技术是指在催化剂参与时，用脱硝剂NH3将烟气中的NOx还原成无害的氮气和水。该技术将脱硝剂NH3喷入烟气中，含有氨气的烟气通过含有专用催化剂的反应器，在催化剂作用下发生反应。SCR脱硝技术在煤粉锅炉烟气脱硝中得到广泛应用，系统可靠，脱硝效率高达90%以上。循环流化床锅炉应用该技术时，需重点考虑燃用劣质煤时含尘量大所导致的催化剂磨损问题，以及炉内石灰石脱硫导致的催化剂中毒等问题，这将直接影响脱硝效率和催化剂的使用寿命。
2 技术经济性分析模型
2.1 成本计算方法
对循环流化床锅炉的脱硝成本用运行费用和综合费用进行评估。运行费用主要包含机组运行期间的脱硝剂消耗、催化剂消耗、电耗、水耗以及蒸汽消耗，综合费用则包含设备投资折旧费用、维护费用、人工费用和财务费用。
2.1.1 SNCR运行费用
1)脱硝剂费用
脱硝效率与氨氮摩尔比直接相关，根据入口烟气量的值，可求出使NOx排放值小于50 mg/Nm3的临界脱硝效率，从而反推出所需氨氮摩尔比。
氨氮摩尔比根据实际数据拟合得出
(1)
尿素消耗量为
(2)
式中，γ为氨氮摩尔比；ηtx为炉内脱硝效率，%；Bns为尿素消耗量，t/h；C(NOx)为SNCR入口NOx含量，mg/Nm3(按照NO占95%，NO2占5%计算)；Vy为SNCR入口烟气量，Nm3/h。
尿素费用W1为
W1=Bns v1H×10-4，
(3)
式中，v1为尿素单价，元/t；H为年运行时间，h。
2)用水费用
尿素使用前需用水稀释为一定浓度的尿素溶液。用水费用W2为
(4)
式中，b为尿素溶液浓度；v2为水费，元/t。
3)运行耗电费用
根据电厂实际数据确定脱硝耗电功率P2。由运行数据获得耗电与尿素耗量之间的近似关系为
P2=20Bns，
(5)
运行耗电费用W3为
W3=P2v3H×10-4，
(6)
式中，v3为电价，元/kWh。
2.1.2 SCR运行费用
1)脱硝剂费用
SCR使用液氨，氨氮摩尔比为0.9时，脱硝效率可达90%[4]。因此后续氨氮摩尔比取0.9，可以满足排放要求。
液氨消耗量为
(7)
式中，B(NH3)为液氨消耗量，t/h；γ′为氨氮摩尔比。
液氨费用W′1为
W′1=B(NH3)v′1H×10-4，
(8)
式中，v′1为液氨单价，元/t。
2)运行耗电费用
SCR液氨脱硝工艺主要耗电设备有液氨卸料压缩机、液氨泵、稀释风机以及废水泵。其中，所有连续运行设备轴功率为43 kW，其余设备电耗随液氨量变化。此外，布置2层催化剂增加阻力约为500 Pa，导致引风机电耗增加，贡献率约为5%。根据电厂运行数据确定脱硝耗电功率
则该耗电功率为
(9)
运行耗电费用W′2为
W′2=P′2v′2H×10-4，
(10)
式中，
为电价，元/kWh。
3)蒸汽耗量成本
吹灰以及加热脱硝剂需消耗蒸汽。蒸汽耗量成本W′3为
W′3=sv′3H×10-4，
(11)
式中，s为每小时蒸汽耗量，
为蒸汽价格，元/t(此处取180元/t)。
4)催化剂费用
参照300 MW机组SCR反应器的设计参数，催化剂按照2 1层进行布置，只上2层，NOx脱除效率不低于80%；预留1层。当第3层催化剂同时投入时，总NOx脱除效率不低于90%。催化剂的价格取30 000元/m3。催化剂的化学使用寿命不小于连续24 000 h。
催化剂成本
为
(12)
式中，V为催化剂年更换体积，m3(此处取75 m3)；h为催化剂的使用周期(此处取6 000 h)；
为催化剂价格，元/m3。
2.1.3 综合费用
1)折旧成本
脱硝装置固定资产形成率按95%计算，则折旧费用Vzj为
(13)
式中，F为脱硝装置静态总投资费用，万元；n为设备使用年数，a。
2)维修成本
维修费用按静态投资的3%计算，则维修费用Vwx为
Vwx=F×3%。
(14)
3)人工成本
假定每台机组增加运行人员5人，每人年均工资6万元，人工费用Vrg为30万元。
4)财务成本
财务费用按静态投资的5%计算，则财务成本Vcw为
Vcw=F×5%。
(15)
2.2 关键因素敏感性分析
SNCR脱硝运行成本Wa、SCR脱硝运行成本Wb、运行成本Wyx、综合费用Vzh以及总费用W为
Wa=W1 W2 W3，
(16)
Wb=W′1 W′2 W′3 W′4，
(17)
Vzh=Vzj Vwx Vrg Vcw，
(18)
W=Wyx Vzh。
(19)
针对2种脱硝工艺，基于入口NOx浓度为200 mg/m3，分析了单位发电总成本和吨NOx脱除成本随入口NOx浓度的变化关系，相关参数见表1。
表1 计算边界条件
Table 1 Calculation boundary conditions
2.2.1 脱硝设备入口NOx浓度
350 MW循环流化床采用SNCR脱硝工艺时，不同NOx入口浓度下的脱硝成本如图1所示。可知随着入口NOx浓度的增大，单位发电量总成本上升。其中，尿素成本占主要比例，且随着入口NOx浓度增大，污染物脱除量增大，尿素耗量显著增加，其占比显著增大。当入口NOx浓度为200 mg/m3时，要达到50 mg/m3的超低排放，脱硝效率需要达到75%，之后入口NOx浓度继续增大，氨氮摩尔比的增加对脱硝效率的影响很小。本文尿素耗量为简化计算，但可以反映成本的真实变化趋势。实际中水耗成本和电耗成本的变化与尿素成本呈正相关，但由于二者占比均很小，增长幅度不明显。单位发电量折旧成本、维修成本、财务成本、人工成本和投资成本保持不变，此处认为入口NOx浓度对这些成本的影响可以忽略。
图1 SNCR工艺下入口NOx浓度对脱硝成本的影响
Fig.1 Effect of NOx concentration on the total denitrification
cost by SNCR
350 MW循环流化床采用SCR脱硝工艺时，不同NOx入口浓度的脱硝成本如图2所示。可知随着入口NOx浓度的增大，单位发电量总成本上升，但增幅明显小于SNCR脱硝工艺。其中，液氨成本和催化剂成本占主要比例，随着入口NOx浓度的增加，液氨成本增加，但增幅相对SNCR工艺中的尿素耗量较小，这是由于相同脱除效率下SNCR工艺的氨氮摩尔比显著大于SCR工艺。蒸汽成本和电耗成本与液氨成本的趋势一致，电耗成本明显大于SNCR工艺的电耗成本，主要是因为SCR工艺需要布置催化剂层，增加了沿程阻力，导致引风机电耗大幅增加。
图2 SCR工艺下入口NOx浓度对脱硝成本的影响
Fig.2 Effect of NOx concentration on the total denitrification
cost by SCR
2种脱硝工艺的成本随入口NOx浓度的变化如图3所示。可知入口NOx浓度低于140 mg/m3时，SNCR工艺的运行成本相对较低；入口NOx浓度低于228 mg/m3时，SNCR工艺的总成本相对较低。2种脱硝工艺配置的总成本构成如图4所示，计算中入口NOx浓度为200 mg/m3。可见，脱硝剂成本、催化剂成本是脱硝成本的主体。其中，SNCR脱硝工艺的脱硝剂成本很大，占总成本约82%；SCR脱硝工艺的脱硝剂和催化剂成本占比之和约为46%。
图3 不同入口NOx浓度下2种脱硝工艺成本比较
Fig.3 Cost comparison of two FGD methods under
different NOx concentration
图4 不同脱硝工艺的分项成本比例
Fig.4 Percentage subentry cost of different
denitrification technologies
2.2.2 其他因素
将脱硝剂单价、电价、催化剂单价和年运行时间作为考察因素，对脱硝总成本W进行敏感性分析。敏感性采用敏感度系数SW表征，即单位发电量总成本变化率与自变量变化率之比。
(20)
式中，ΔF/F为自变量F的变化率；ΔW/W为自变量F发生变化时，因变量W的变化率。
SW>0，表示评价脱硝总成本与自变量正相关；SW<0，表示评价脱硝总成本与自变量负相关。|SW|数值越大，说明该自变量对于脱硝总成本越敏感。取用各因素变化率分别为-40%、-20%、20%和40%等4种情况进行分析计算。基于单一变量原则计算，计算边界条件见表1。
年运行时间对脱硝成本的敏感性分析如图5所示，可知，SNCR和SCR工艺年运行时间的敏感度值均小于0，同时年运行时间对SCR工艺成本的敏感度更高，说明SCR成本受年运行时间的影响相对较大，这主要与SCR的初投资较高有关。
图5 年运行时间对脱硝成本的敏感性分析
Fig.5 Sensitivity analysis of annual operation
time to denitrification cost
基于以上计算方法，2种脱硝工艺的脱硝剂单价、电价以及催化剂单价的敏感度都是常数，不随各自变量变化。不同因素对2种脱硝工艺的敏感性分析见表2。
表2 不同因素对2种脱硝工艺的敏感性分析
Table 2 Sensitivity analysis of different factors to
denitrification cost under two denitrification technologies
由表2可知，相较于SNCR工艺，SCR工艺的脱硝剂单价敏感度系数很低，而SCR工艺的电价和催化剂单价敏感度系数则相对较高，说明脱硝剂单价对SNCR工艺成本的影响程度较大，电价和催化剂单价则对SCR工艺成本的影响程度较大。SNCR工艺脱硝成本的敏感度因素由大到小依次为脱硝剂单价、电价，而SCR工艺脱硝成本的敏感度因素由大到小依次为脱硝剂单价、催化剂单价、电价。
2.2.3 不同脱硝工艺的情景分析
结合以上分析结果，说明脱硝剂成本、催化剂成本和运行时间是影响脱硝工艺成本的主要因素。基于表1的边界条件，改变单一变量得到不同脱硝工艺相应的曲线，进而获得2种工艺经济性的临界变量值。
不同脱硝工艺对应不同尿素单价下的单位发电成本如图6所示。可知基于运行成本来看，尿素单价低于2 296元/t时，SNCR工艺的运行成本较低。基于总成本来看，尿素单价低于3 402元/t时，SNCR工艺的总成本相对较低。当前尿素市场均价在2 000～3 000元/t，最高均价不超4 000元/t，显然对于绝大多数情景，使用尿素较为经济。
图6 不同脱硝工艺下尿素单价对脱硝成本影响
Fig.6 Effect of urea price on denitrification cost
under different denitrification technology
不同脱硝工艺对应不同液氨单价下的单位发电成本如图7所示。
图7 不同脱硝工艺下液氨单价对脱硝成本影响
Fig.7 Effect of liquid ammonia price on denitrification cost
under different denitrification technologies
由图7可知基于运行成本来看，液氨单价低于7 500元/t时，SCR工艺的运行成本较低。基于总成本来看，液氨单价高于3 300元/t时，SNCR工艺的总成本相对更为经济。当前液氨市场均价在3 000～5 000元/t，显然SCR运行成本较低，而总成本的经济性临界点处于液氨的市场价格范围内，是否经济取决于液氨的采购价格。
催化剂单价对脱硝成本的影响如图8所示。可知在给定的催化剂价格范围内，不存在经济性临界点。当前催化剂市场均价在30 000～50 000元/m3，显然SCR的运行成本低于SNCR，而SNCR的总成本低于SCR。
图8 不同催化剂单价下的脱硝成本对比
Fig.8 Cost comparison of two denitrification technologies
under different catalyzer tariff
不同脱硝工艺对应不同运行时间下的单位发电成本如图9所示。可知运行时间对单位发电量运行成本没有影响。从总成本来看，运行时间低于7 500 h时，SNCR的总成本始终低于SCR。
图9 不同运行时间下的脱硝成本
Fig.9 Cost of two denitrification technologies
under different operate time
2.2.4 SNCR-SCR联合的经济性
对于循环流化床而言，NOx原始排放较低，通过上述分析可知，选用SNCR要比SCR更经济，但SNCR的脱硝效率相对低，且同等效率下的氨氮摩尔比高，氨逃逸量相对较大。考虑到煤种的变化和日益严格的环保标准，部分循环流化床锅炉会在尾部预留装设SCR的空间，下面对比分析SNCR-SCR联合脱硝的经济性。
SCR脱硝工艺中，2层催化剂占总投资比例的30%～40%[8]，SNCR-SCR联合脱硝工艺中按设1层催化剂考虑，总投资成本约90元/kWh，其余计算条件同表2。SNCR脱除50%的NOx，剩余NOx由SCR脱除，不同入口NOx浓度对SNCR-SCR联合脱硝成本的影响如图10所示。由图10可知，当入口NOx浓度为151～273 mg/Nm3时，SNCR-SCR联合脱硝单位发电量总成本最高，而当入口NOx浓度高于273 mg/Nm3时，SNCR-SCR联合脱硝的经济性要高于SNCR脱硝。
图10 SNCR-SCR联合脱硝成本
Fig.10 Cost of SNCR-SCR combined denitrification
2.3 超低排放循环流化床锅炉技术对SCR、SNCR经济性的影响
循环流化床锅炉具有天然的低NOx排放优势，目前通过调整合适床温、过量空气系数等可实现100 mg/m3的标准，而要实现超低排放要求仍有很大挑战。目前的低氮燃烧路线是通过提高床质量、增加循环量，进一步强化炉内不同区域的还原性气氛，使NOx原始排放更低[20-22]。工程实践表明，220 t/h循环流化床锅炉使用该超低排放技术后，NOx原始排放均小于50 mg/m3的超低排放指标。
循环流化床锅炉的NOx原始排放一般不高于200 mg/m3，该值低于计算的总成本临界点228 mg/m3。使用超低排放循环流化床锅炉技术后，NOx原始排放量低于计算的运行成本临界点140 mg/m3。在不使用其他脱硝工艺的条件下，超低排放循环流化床技术进一步降低了NOx原始排放，基本满足小于50 mg/m3的超低排放要求，仅需在启停机或非常规运行条件下NOx排放量较高时投入脱硝设备即可。综上可知，超低排放循环流化床锅炉技术直接减少了NOx原始排放量，整体改善了脱硝工艺的经济性。考虑到脱硝装置的使用频率和经济成本，使用SNCR脱硝工艺最为经济。
3 结 论
1)影响脱硝成本的主要因素包括脱硝剂价格、催化剂价格和年运行时间。尿素价格对SNCR脱硝成本的敏感度最大，液氨对SCR脱硝成本的敏感度大于催化剂价格。单凭SNCR无法实现超低排放时，需要将SNCR与SCR技术相结合，最为经济。当入口NOx浓度低于140 mg/m3时，SNCR的运行成本相对较低；当入口NOx浓度低于228 mg/m3时，SNCR的总成本相对SCR更经济。
2)在相同炉内低氮燃烧技术基础上，当尿素价格低于3 402元/t时，SNCR总成本低于SCR。而市场尿素均价在2 000～3 000元/t，使用尿素的运行成本更低，因而SNCR的脱硝成本较经济。在催化剂和年运行时间的研究范围内，SNCR的总成本始终最低，最经济。
3)基于低氮燃烧的超低排放循环流化床锅炉技术可以改善SCR工艺和SNCR工艺的经济性。综合考虑脱硝装置的经济成本，SNCR脱硝工艺的运行成本和总成本均最低。
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