燃煤電廠低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性管理

郭天祥，吳　鵬，孫志寬，趙　毅

(1.華北電力大學 環(huán)境科學與工程學院，保定　071003；2. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院，保定　071003；3.國網(wǎng)能源開發(fā)有限公司，北京　010003)

燃煤電廠低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性管理

郭天祥1，吳鵬2，孫志寬3，趙毅1

(1.華北電力大學 環(huán)境科學與工程學院，保定071003；2. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院，保定071003；3.國網(wǎng)能源開發(fā)有限公司，北京010003)

摘要：依據(jù)我國燃煤電廠氮氧化物控制方向，建立低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性管理分析模型。分析表明，燃煤電廠低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性與改造部分的設計及安裝成本、低氮燃燒技術改造技術水平、機組鍋爐服役年限、機組容量等級、年利用小時數(shù)及改造前氮氧化物排放濃度等因素有關。低氮燃燒技術改造對燃煤電廠在役機組而言并非一定要進行，其低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性隨機組服役年限的增長而變差。燃煤電廠應優(yōu)先對大容量機組、年利用小時數(shù)高的機組及改造前氮氧化物排放濃度較高的機組進行低氮燃燒技術改造。

關鍵詞：低氮燃燒；技術改造；經(jīng)濟性；成本投入；收益產(chǎn)出

1燃煤電廠低氮燃燒技術改造經(jīng)濟管理必要性

1.1燃煤電廠氮氧化物控制必要性

氮氧化物作為形成酸雨和光化學煙霧的前體物，是近些年大氣污染事件如京津冀地區(qū)的霧霾污染發(fā)生的主要引發(fā)物種，給區(qū)域大氣環(huán)境和居民生命健康帶來了嚴重危害。根據(jù)中國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十二個五年規(guī)劃綱要要求，全國氮氧化物排放總量在五年之內削減10%作為約束性指標納入國民經(jīng)濟和社會發(fā)展的主要目標?；陉P于推進大氣污染聯(lián)防聯(lián)控工作改善區(qū)域空氣質量指導意見(國辦發(fā)〔2010〕33號)，中國將氮氧化物作為大氣污染聯(lián)防聯(lián)控的重點污染物，加強氮氧化物污染減排。擬建立氮氧化物排放總量控制制度[1-4],要求新建、擴建、改建火電廠應根據(jù)排放標準和建設項目環(huán)境影響報告書批復要求建設煙氣脫硝設施，重點區(qū)域(國土開發(fā)密度較高，環(huán)境承載能力開始減弱，或大氣環(huán)境容量較小，生態(tài)環(huán)境脆弱，容易發(fā)生嚴重大氣環(huán)境污染問題而需要嚴格控制大氣污染物排放的地區(qū))內的火電廠應在“十二五”期間全部安裝脫硝設施,其他區(qū)域的火電廠應預留煙氣脫硝設施空間。

1.2燃煤電廠低氮燃燒技術改造的必要性

根據(jù)《火電廠氮氧化物防治技術政策》要求，燃煤電廠應倡導合理使用燃料與污染控制技術相結合、燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。發(fā)電鍋爐制造廠及其他單位在設計、生產(chǎn)發(fā)電鍋爐時，應配置高效的低氮燃燒技術和裝置，以減少氮氧化物的產(chǎn)生和排放。新建、改建、擴建的燃煤電廠，應選用裝配有高效低氮燃燒技術和裝置的發(fā)電鍋爐[5-9]。在役燃煤機組氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求的電廠，應進行低氮燃燒技術改造。

1.3進行技術改造經(jīng)濟管理必要性

低氮燃燒技術的使用無論在成本投入，還是在運行維護上均優(yōu)于其他脫硝技術。然而，新原有機組配套燃煤鍋爐結構參數(shù)不同，采用低氮燃燒技術時的成本是各不相同的[10-13]。此外，《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)對重點地區(qū)和非重點地區(qū)的氮氧化物排放要求不同，不同機組設計壽命和服役年限不同，爐膛出口氮氧化物排放濃度不同，配備的低氮燃燒技術水平不同等，導致機組鍋爐使用低氮燃燒技術時對企業(yè)經(jīng)濟投入與產(chǎn)出的影響也各不相同?；谖覈l(fā)展現(xiàn)狀和當前經(jīng)濟實力還不雄厚的國情，燃煤電廠應在滿足排放要求的情況下選擇較為經(jīng)濟的脫硝技術運行模式。

一般燃煤電廠鍋爐出口氮氧化物排放濃度大多在356～1 100 mg/Nm3，而《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)所規(guī)定一般燃煤鍋爐氮氧化物排放限值為100 mg/Nm3，僅有少部分爐型為200 mg/Nm3。這意味著脫硝效率一般需在71.9%以上。由于低氮燃燒技術應用不像其他資源消耗型煙氣脫硝技術，不耗費其他物質資源，機組脫硝方案優(yōu)先考慮低氮燃燒技術。鑒于目前低NOx燃燒技術脫硝效率在20～60%，后續(xù)煙氣脫硝以SCR工藝為主，針對“低氮燃燒技術+SCR”脫硝方案，進行低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理分析[14-15]。

2低氮燃燒技術改造經(jīng)濟管理依據(jù)

2.1低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性

低氮燃燒技術對于燃煤電廠而言，在經(jīng)濟上存在成本投入與收益產(chǎn)出兩部分內容。

對于燃煤電廠來講，若成本投入大于收益產(chǎn)出，則無法在機組服役年限內通過收益產(chǎn)出來回收因低氮燃燒技術改造而產(chǎn)生的成本，此時進行低氮燃燒技術改造是不經(jīng)濟的，應采用“原有燃燒系統(tǒng)+SCR”脫硝模式；若成本投入小于收益產(chǎn)出，則可在機組服役年限內通過收益產(chǎn)出來回收因低氮燃燒技術改造而產(chǎn)生的成本，此時進行低氮燃燒技術改造是比較經(jīng)濟的，應采用“低氮燃燒技術改造+SCR”脫硝模式。因此，可通過構建成本收益函數(shù)，根據(jù)函數(shù)值來描述低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性：

F=F2-F1

(1)

F越大，低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性越好。F=0意味著成本投入與收益產(chǎn)出相同，此時可提出燃煤電廠低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟可行性判據(jù)。

(2)

根據(jù)F=0時可計算得到投入成本和收益產(chǎn)出相等時SCR進口或爐膛出口處氮氧化物濃度。當改造前SCR進口處氮氧化物實際濃度高于計算值時，可進行低氮燃燒技術改造，否則不應進行低氮燃燒技術改造。因此低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟可行性判據(jù)也可采用式(3)形式。以SCR進口處氮氧化物濃度[16]作為低氮燃燒技術改造經(jīng)濟合理性的表觀判斷指標更為直觀，應用時也更為方便。

(3)

2.2成本投入

低氮燃燒技術的成本是指為實現(xiàn)低氮燃燒而進行的資本投入和資本損失，以低氮燃燒技術改造的成本函數(shù)F1(見式(4))來衡量,一般按單位發(fā)電容量來計算。其不僅考慮了燃燒系統(tǒng)的年折原有成本，同時考慮了資本貼現(xiàn)的影響。

(4)

式中q1——原燃燒系統(tǒng)的購置安裝成本，元；

n——燃燒系統(tǒng)原設計使用年限，年；

β——低氮燃燒技術改造單位千瓦造價，元；

q——額定發(fā)電容量，kW；

i——銀行年利率；

n1——原燃燒系統(tǒng)已服役年限，年；

α——燃燒系統(tǒng)殘值率，一般取0.05。

對于新建機組，直接采用先進低氮燃燒技術，原有燃燒系統(tǒng)折原有成本為0元；對于在役機組進行燃燒裝置改造時，除原有燃燒系統(tǒng)折原有成本外，改造部分在機組剩余使用壽命期內折原有改造部分(在正常情況下燃燒系統(tǒng)與鍋爐配套，而鍋爐與發(fā)電機組配套，三者的使用壽命相同)。

2.3低氮燃燒技術的收益產(chǎn)出

低氮燃燒技術的收益產(chǎn)出以低氮燃燒技術改造的收益產(chǎn)出函數(shù)F2來衡量，其包括收益損失f1和收益彌補f2兩部分。具體計算見式(5)至式(11)。收益損失部分由低氮燃燒技術采納后所造成的能量損失造成的。一般低氮燃燒技術采納后鍋爐熱效率會降低，在同等燃煤量下，企業(yè)發(fā)供電量減少，使企業(yè)收益受到一定的損失。收益彌補部分主要表現(xiàn)為由于采用低氮燃燒技術而減少的SCR運行費用。采用低氮燃燒技術后，可使SCR系統(tǒng)進口煙氣中氮氧化物濃度降低，從而減少氨噴入量，節(jié)省電費，延長脫硝催化劑的使用壽命，由此降低企業(yè)對SCR系統(tǒng)的資本投入。

F2=f1+f2

(5)

f1=PPrice，1×B×(η2-η1)×H

(6)

f2=f氨+f電+f催化劑

(7)

(8)

f電=q×H×δ×(c0-c)

(9)

(10)

(11)

式中PPrice，1——電力用煤價格，元/t；

B——用煤量，t/h；

H——機組年利用小時數(shù)，h;

η1、η2——低氮燃燒技術改造前后鍋爐熱效率；

f氨、f電、f催化劑——低氮燃燒技術改造帶來的液氨、用電及催化劑的成本節(jié)約量，元；

Q——煙氣量，m3/h；

c0、c——低氮燃燒技術改造前后氮氧化物濃度(SCR反應器前)，g/m3；

γ——氨氮摩爾比，根據(jù)煙氣組成在0.67～1.3之間波動，隨煙氣中NO2含量的增加而增加；

MNH3、MNOx——氨和氮氧化物的摩爾質量，g/mol；

PPrice，2——液氨的價格，元/g；

δ——液氨系統(tǒng)用電率，可取0.000 9/0.44；

m——催化劑量，m3；

PPrice，3——催化劑的價格，元/ m3；

T——催化劑的使用壽命，h。

3低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟管理

3.1機組服役年限影響下的低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理

機組服役年限影響低氮燃燒系統(tǒng)改造成本的回收期。對于現(xiàn)役的300 MW機組機進行低氮燃燒技術改造[17]時，機組服役年限對滿足F=0的改造前氮氧化物排放濃度變化情況見圖1。

圖1　機組服役年限對低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性的影響

在圖1中，當機組服役年限一定，改造前SCR進口處氮氧化物實際排放濃度C實際高于計算值CF=0時，位于藍色線上方時，F(xiàn)>0，低氮燃燒技術改造在機組剩余服役年限內所帶來的節(jié)約收益F2大于低氮燃燒系統(tǒng)改造成本函數(shù)值F1，可進行低氮燃燒技術改造。此時電廠脫硝技術方案應采用“低氮燃燒技術改造+SCR”；當機組服役年限一定，改造前SCR進口處氮氧化物實際排放濃度C實際低于計算值CF=0時，位于藍色線下方時，F(xiàn)<0，低氮燃燒技術改造在機組剩余服役年限內所帶來的節(jié)約收益F2不能夠彌補低氮燃燒系統(tǒng)改造成本函數(shù)值F1，技術改造在經(jīng)濟上是不可行的，此時電廠脫硝技術方案應采用“原有燃燒技術+SCR”。

對于在役機組而言，滿足要求的改造前氮氧化物排放濃度和脫硝效率隨著機組服役年限的增加而增大，尤其在特別是在機組服役期限將滿時增大的尤為明顯。這是由于當機組服役服役年限增加時，剩余服役年限降低，燃燒系統(tǒng)改造成本回收期縮短，年度分攤成本增大。

對于300 MW新投產(chǎn)機組，燃用普通煙煤，若低氮燃燒技術改造后能夠實現(xiàn)的氮氧化物濃度排放濃度為300 mg/Nm3時，則只有低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度在412 mg/m3及以上時，才應考慮低氮燃燒技術改造；當機組服役期限超過17年時，則只有低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度在726 mg/m3及以上，才應考慮低氮燃燒技術改造。

3.2低氮燃燒技術改造成本影響下的低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理

低氮燃燒技術改造成本包括原有原有燃燒系統(tǒng)的折原有成本和改造部分的改造部分設計安裝成本。對于新投產(chǎn)機組原有燃燒系統(tǒng)的折原有成本為零。這里主要考慮改造部分改造部分設計、安裝成本低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性的影響。對于燃用煙煤的300 MW機組，改造部分改造部分設計、安裝成本對滿足F=0時低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度要求CF=0變化見圖2。

圖2　改造部分改造部分設計、安裝成本對低氮燃燒系統(tǒng)改造經(jīng)濟可行性的影響

從圖2可知，當機組服役年限一定，改造前SCR進口處氮氧化物實際排放濃度C實際高于計算值CF=0時，位于曲面上方時，F(xiàn)>0，低氮燃燒技術改造在機組剩余服役年限內所帶來的節(jié)約收益F2大于低氮燃燒系統(tǒng)改造成本函數(shù)值F1，具有技術改造經(jīng)濟性，此時電廠脫硝技術方案應采用“低氮燃燒技術改造+SCR”；當機組服役年限一定，改造前SCR進口處氮氧化物實際排放濃度C實際低于計算值CF=0時，位于曲面下方時，F(xiàn)<0，低氮燃燒技術改造在機組剩余服役年限內所帶來的節(jié)約收益F2不能夠彌補低氮燃燒系統(tǒng)改造成本函數(shù)值F1，不具有技術改造經(jīng)濟性，此時電廠脫硝技術方案應采用“原有燃燒技術+SCR”。

此外，當機組服役年限一定的情況下，低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0隨著改造部分設計、安裝成本的增加而增大，尤其在機組服役期限將滿，成本回收期較短時增大的尤為明顯。氮氧化物排放濃度CF=0隨機組服役年限的增加而增大，尤其在改造部分改造部分設計、安裝成本較大時增大的尤為明顯。如在機組服役年限為10年時，改造部分設計、安裝成本在20元/kW時，低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0在400 mg/Nm3；改造部分設計、安裝成本在60元/kW時，低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0在541 mg/Nm3，變化141 mg/Nm3；而當在機組服役年限為19年時，改造部分設計、安裝成本在20元/kW時，低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0增大到742 mg/Nm3；改造部分設計、安裝成本在60元/kW時，低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0增大到2 128 mg/Nm3，變化1 386 mg/Nm3。 此時，機組服役年限為19年與機組服役年限為10年時相比，改造部分設計、安裝成本在20元/kW和60元/kW時低氮燃燒技術改造前氮氧化物排放濃度CF=0分別增大了342 mg/Nm3和1 587 mg/Nm3。

3.3機組運行狀況影響下的低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理

機組運行狀況影響低氮燃燒技術改造收益產(chǎn)出函數(shù)值F2，主要體現(xiàn)在機組容量及年利用小時數(shù)兩個因素上。此兩因素對成本收益函數(shù)F的影響如圖3所示。

圖3　機組容量和機組年利用小時數(shù)對低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性的影響

從圖3中(a)可以看出，當機組容量一定時，隨機組年利用小時數(shù)的增加，低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F增大，但增大的幅度逐漸降低。當機組年利用小時數(shù)相同的情況，隨機組容量增加，低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F逐漸增大，而且隨機年利用小時數(shù)增加，成本收益函數(shù)與機組容量曲線斜率逐漸增大，表明機組容量變化對低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F的影響在逐漸增大。提高機組容量等級和年利用小時數(shù)可提高低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性。隨著機組容量的增加，低氮燃燒技術改造成本投入會增加，但增加的幅度小于收益產(chǎn)出隨機組容量變化而增加的幅度，整體上低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F仍隨機組容量的增大而增大，技術改造的經(jīng)濟性仍朝向有利的方向發(fā)展。因此，提高機組容量等級尤為重要，燃煤電廠應優(yōu)先對大容量在役機組進行低氮燃燒技術改造。

從圖3中(b)可以看出，在滿足低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F=0情況下，機組年利用小時數(shù)隨機組容量的增大而減小。但對于機組容量一定的情況下，隨機組服役年限增長，機組年利用小時數(shù)增大。如對于300 MW機組，在機組服役年限為10年時，年利用小時數(shù)超過2 760 h時，可進行低氮燃燒技術改造；但在機組服役年限為15年時，年利用小時數(shù)超過4 160 h時，才可進行低氮燃燒技術改造；對于200 MW機組，在機組服役年限為10年時，年利用小時數(shù)超過3 030 h時，才可進行低氮燃燒技術改造；在機組服役年限為15年時，年利用小時數(shù)超過4 370 h時，才可進行低氮燃燒技術改造。

這些表明在相同的服役年限內進行低氮燃燒技術改造時，小容量機組對年運行小時數(shù)的要求比大容量機組要高；對同一機組，服役年限越長，低氮燃燒技術改造對年運行小時數(shù)的要求越高。因此，從企業(yè)的角度講，考慮低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性時要尤為關注機組年利用小時數(shù)。

3.4低氮燃燒技術改造效果影響下的低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理

低氮燃燒技術改造效果主要表現(xiàn)為改造后氮氧化物排放濃度和脫硝效率，體現(xiàn)了低氮燃燒技術改造的技術水平。不同的改造效果影響改造的收益產(chǎn)出函數(shù)值F2的大小。因此，對不同改造效果下的技術經(jīng)濟性進行分析，具體結果見圖4。

圖4　改造效果對低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性的影響

從圖4中(a)可以看出，當改造后氮氧化物排放濃度一定的情況下，隨著脫硝效率的增加，低氮燃燒技術改造成本收益函數(shù)值F增大，且增大的幅度不斷加大。當脫硝效率一定的情況下，改造后氮氧化物排放濃度的增大，意味著改造前氮氧化物排放濃度增大，此時，技術改造前后氮氧化物排放濃度的下降絕對值增大，改造的成本收益函數(shù)值F增大。因此，對于同等技術水平低氮燃燒技術，與改造前氮氧化物排放濃度較低的機組相比，改造前氮氧化物排放濃度較高的機組比進行低氮燃燒技術改造經(jīng)濟可行性較好。如在改造后氮氧化物排放濃度為300 mg/Nm3的情況下，隨著脫硝效率從30%增大到40%時，成本收益函數(shù)值F由-29萬元增加51萬元，低氮燃燒技術改造在經(jīng)濟上由不可行轉變?yōu)榭尚?。當脫硝效率維持在30%時，改造后氮氧化物濃度從300 mg/Nm3增加至400 mg/Nm3即改造前濃度從429 mg/Nm3增加至571 mg/Nm3時成本收益函數(shù)值F由-29萬元增加至5萬元，低氮燃燒技術改造在經(jīng)濟上由不可行轉變?yōu)榭尚小?/p>

從圖4中(b)可以看出，當機組設計壽命一定的情況下，隨著服役年限的增加，F(xiàn)=0曲線上移，對技術改造的脫硝效率要求提高，以提高技術改造的經(jīng)濟性。當機組服役年限一定的情況下，隨機組設計壽命的增加，F(xiàn)=0曲線下移，對技術改造的脫硝效率要求降低，從經(jīng)濟性的角度，企業(yè)應在保證安全的前提下盡可能的延長機組使用壽命，以提高機組鍋爐進行低氮燃燒技術改造的經(jīng)濟性。

4結語

(1)燃煤電廠在役機組低氮燃燒技術改造并非一定要進行。企業(yè)氮氧化物控制應通過經(jīng)濟性管理分析來確定是否應進行低氮燃燒技術改造。

(2)從低氮燃燒技術改造經(jīng)濟性管理角度看，燃煤電廠進行低氮燃燒技術改造時應盡可能的控制改造部分的設計、安裝成本，保證低氮燃燒技術改造的技術水平。

(3)在役機組的低氮燃燒技術改造應可能盡早的進行，應在安全的前提下盡可能的延長機組使用壽命、努力提高電廠機組的容量等級和年利用小時數(shù)。

(4)從經(jīng)濟管理角度講，燃煤電廠應優(yōu)先對大容量機組、改造前氮氧化物排放濃度較高的機組進行低氮燃燒技術改造。

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(本文編輯：趙艷粉)

Economic Management of Low Nitrogen Combustion Technology Update in Coal-Fired Power Plant

GUO Tian-xiang1，WU Peng2，SUN Zhi-kuan3，ZHAO Yi1

(1. School of Environmental Science & Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003；2. School of Energy Power & Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003；3. Shenhua Guoneng Energy Group Co., Ltd., Beijing 010003)

Abstract:Economic management analysis model of low nitrogen combustion technology update was established on the basis of NOx control policies for coal-fired power plants in China. The analysis results showed that the economy of low nitrogen combustion technology update is influenced by various factors such as design and installation costs of technology update, technology level, boiler′s service life, unit capacity and annual utilization hours, NOx emission concentration before update. Low nitrogen combustion technology update should be preferred for coal-fired power plants, but not necessarily an economical selection, because the economy becomes poor with the increase of unit service life. Low nitrogen combustion technology update should be carried out for those units with large capacity, high annual utilization hours and high NOx emission concentrations before update.

Key words:low nitrogen combustion; technology upgrade; economic management; cost input; yield output

DOI：10.11973/dlyny201601023

基金項目：中央高?；究蒲袠I(yè)務專項資金項目(916051203)；浙江省工業(yè)鍋爐爐窯煙氣污染控制工程技術研究中心開放基金(2012B01)

作者簡介：郭天祥(1982)，男，博士，講師，主要從事燃煤電廠脫硫脫硝技術方面的研究。

中圖分類號：TM621.1

文獻標志碼：A

文章編號：2095-1256(2016)01-0103-07

Foundation items：the Fundamental Research Funds for the Central Universities(916051203); Zhejiang Provincial Engineering Research Center of Industrial Boiler & Furnace Flue Gas Pollution Control(2012B01)

收稿日期：2015-09-23