燃煤发电机组脱硝电价监控方法

摘要

本发明公开了一种燃煤发电机组脱硝电价监控方法，包括以下步骤：1)计算脱硝装置投运率，脱硝装置投运率为考核期范围内，烟气脱硝设施投运时间除以考核期时间的百分比，所述考核期为发电机组启动后出力达到额定出力的50％开始到机组解列前出力降到额定出力的50％为止的时间段，烟气脱硝设施投运时间为脱硝系统启动时间与停运时间的差；2）计算脱硝电价：M=T×P

说明书

技术领域

本发明涉及一种燃煤发电机组脱硝电价监控方法，实现对燃煤机组脱硝设 施运行的有效管理，属于电力系统自动控制技术领域。

背景技术

烟气脱硝是控制电厂氮氧化物排放的有效措施之一，目前，大型燃煤电厂均 要求安装脱硝装置，且必须安装CEMS，对脱硝前后烟气NOx等污染物进行监测。 由于目前尚未实现对脱硝装置运行的实时监控，导致出现部分发电企业即使安 装了脱硝装置也未必投运的现象发生，对有效控制氮氧化物没有起到应有作用。

目前，国内见有对脱硝电价的研究，但均局限于对发电企业投运脱硝设施造 成发电成本增加的研究，并未涉及到在脱硝电价的基础上，对发电企业进行脱 硝电价考核，本模型基于开发完成的燃煤机组烟气脱硝实时监控及信息管理系 统，以烟囱入口氮氧化物浓度、脱硝进出口氮氧化物浓度、风机/泵电流、还原 剂流量等监测参数为分析因子，对脱硝系统投运率、脱硝效率、排放浓度等指 标进行统计与分析，建立了完善的脱硝电价考核模型，为相关政府部门实施监 管提供了切实可行的技术措施，有效防止了发电企业享受脱硝电价的同时并未 投运脱硝设施的现象发生。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是为脱硝电价的实施制定合理的、切实可行的监 控方法，防止发电企业在享受脱硝电价的同时并未投运脱硝设施的现象发生， 为实施监督管理提供技术支撑。

为解决上述技术问题，本发明提供一种燃煤发电机组脱硝电价监控方法，其 特征在于，包括以下步骤：

1)计算脱硝装置投运率：脱硝装置投运率为考核期范围内，烟气脱硝设施 投运时间除以考核期时间的百分比，所述考核期为发电机组启动后出力达到额 定出力的50％开始到机组解列前出力降到额定的50％为止的时间段，烟气脱硝 设施投运时间为脱硝系统启动时间与停运时间的差，

脱硝系统启动时间的判断标准为：

11)对于SCR（Select Catalytic Reduction,选择性催化还原法）方式：

以液氨作为还原剂时，同时满足下列条件：

烟囱入口NO_x浓度小时均值≤100mg/m³；

任一稀释风机电流小时均值≥阀值下限（下限为5A)；

任一侧喷氨流量小时均值≥阀值下限（下限为5kg/h(7.1m³/h))；

机组脱硝效率小时均值（双侧脱硝装置的取两侧平均值)≥50%；

尿素热解工艺时，同时满足下列条件：

烟囱入口NO_x浓度小时均值≤100mg/m³；

尿素热解电加热器运行电流小时均值≥额定的40%；

尿素循环泵电机电流小时均值≥阀值下限（下限为5A)；

机组脱硝效率小时均值（双侧脱硝装置的取两侧平均值)≥50%；

12)对于SNCR（Select Non-catalytic Reduction,选择性非催化还原法） 方式，同时满足下列条件：

烟囱入口NO_x浓度小时均值≤设计值；

任一稀释水泵运行信号=1；

任一区域尿素流量小时均值≥阀值下限（下限为5kg/h(0.01m³/h))；

13）对于循环流化床锅炉，同时满足下列条件：

加装烟气脱硝装置；

烟囱入口NOx浓度小时均值≤200mg/m³；

脱硝系统停运信号判断标准为：

对于SCR（Select Catalytic Reduction,选择性催化还原法）方式：

液氨作为还原剂时，满足下列条件之一：

烟囱入口NO_x浓度小时均值＞100mg/m³；

所有稀释风机电流小时均值＜阀值下限（下限为5A)；

两侧喷氨流量小时均值＜阀值下限（下限为5kg/h(7.1m³/h))；

机组脱硝效率小时均值（双侧脱硝装置的取两侧平均值)＜50%；

尿素热解工艺，满足下列条件之一：

烟囱入口NO_x浓度小时均值＞100mg/m³；

尿素热解电加热器运行电流小时均值＜额定的40%；

尿素循环泵电机电流小时均值＜阀值下限（下限为5A)；

机组脱硝效率小时均值（双侧脱硝装置的取两侧平均值)＜50%；

以SNCR（Select Non-catalytic Reduction,选择性非催化还原法）方式 时，满足下列条件之一：

烟囱入口NO_x浓度小时均值＞设计值；

所有稀释水泵运行信号=0；

所有区域尿素流量小时均值＜阀值下限（下限为5kg/h(0.01m³/h))；

对于循环流化床锅炉：加装烟气脱硝装置且烟囱入口氮氧化物浓度小时均值 ＞200mg/m³；

2）计算脱硝效率：

对于SCR（Select Catalytic Reduction,选择性催化还原法）方式：取脱 硝装置进口和出口烟气分析系统测量折算后的NO_x浓度（燃煤锅炉过量空气系 数取1.4）， 其中NOx为折算到6%O₂下的浓度，NOx_实测、O_2实测分别为实测NO_x浓度、O₂浓度；

则脱硝效率为：其中NOx_进口、NOx_出口分别为脱硝装置进、

出口的NOx折算浓度；

对于SNCR（Select Non-catalytic Reduction,选择性非催化还原法）方式， 不考核脱硝效率；

3）计算NOx排放浓度：取烟囱进口烟气分析系统测量折算后的NOx浓度（燃 煤锅炉过量空气系数取1.4)，

分析仪表读出的数据是标干浓度值：1μmol/mol（1ppm），根据GB13223-2003；

4）流速转换：所有烟气流速作加权平均时都要转换成标态下流速，

$V_0=V\times \frac{101300+P}{101300}\times \frac{273}{273+t}\times (1-X)$

其中：V为实测烟气流速，V₀为标态下流速；P为实测烟气静压；t为实测 烟气温度；X为实测烟气湿度；

5）计算脱硝电价：M=T×P_e×(1-e)×a

其中：M为补贴电价，万元；

T为脱硝装置投运率，%；

P_e为考核电量，万kWh；

e为厂用电率，以6%计；

a为单位电量补贴费用：SCR脱硝原理：0.008元/kWh；

SNCR脱硝原理：0.006元/kWh。

本发明所达到的有益效果：本发明有效防止了发电企业享受脱硝电价的同 时并未投运脱硝设施的现象发生，本发明实施后，脱硝机组运行指标大幅提升， 氮氧化物排放浓度从155.48mg/m3降低为77.17mg/m3；脱硝效率从45.82%提 升至76.46%；脱硝投运率从22.31%提升至91.72%，为十二五氮氧化物减排目标 的完成起到积极的促进作用。

附图说明

图1为不同负荷段对应的脱硝进口温度曲线图；

图2为不同容量等级机组的不同负荷段对应的电机电流曲线图；

图3为不同容量等级机组的不同负荷段对应的还原剂流量曲线图；

图4为SCR脱硝机组脱硝入口NOx浓度曲线图。

具体实施方式

本发明的方法适用于135MW以上燃煤脱硝机组，以发电机组为考核单元， 以小时为基本考核周期，实行补贴电价的形式：即当某一小时满足考核条件时， 该小时考核电量给予电价补贴。

机组考核时间：

脱硝进口温度：

SCR脱硝方式需要在催化剂的作用下进行，还原剂与催化剂的反应需要在一 定的温度下才能达到最佳的效果。目前，省内具备SCR方式脱硝设施的机组催 化剂大多采用V2O5/TiO2，该种类型催化剂的最佳反应温度约为310℃。系统以 南热（600MW）、华能金陵（1000MW）、铜山华润（1000MW）、国电谏壁（1000MW） 等7台机组为调研对象，对调研对象的2011年脱硝进口温度数据进行了深入细 致的调研分析，按照不同负荷段分类如下表所示：

表1不同负荷段对应的脱硝进口温度

通过以上调研数据可以看出，以上7台机组发电负荷大于50%时，脱硝进口 温度至少为310℃，均能达到脱硝最佳反应温度。

发电机功率：

结合已投运的“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息系统”，确定以系统中 已接入的41家电厂、129台135MW及以上机组为调研对象，对调研对象的2010 年及2011年全年发电机功率数据进行了深入细致的调研分析，按照不同负荷段 分类如下表所示：

表2不同负荷段对应的发电机功率

通过以上调研数据可以看出，129台135MW及以上机组98%以上时间段发电 负荷均大于额定负荷的50%。

稀释风机电流：

由于SNCR脱硝方式是采用稀释水泵输送稀释水对还原剂进行稀释，根据调 研情况，省内SNCR方式的利港电厂和阚山电厂稀释水泵均只有“运行”信号， 因此，技术分析中仅对SCR脱硝方式的稀释风机进行电流数据的分析。

系统以已接入的国信淮阴（300MW）、南京南热（600MW）、华能金陵（1000MW） 三个不同容量等级机组为调研对象，对调研对象的2011年稀释风机电流数据进 行了深入细致的调研分析，按照不同负荷段分类如下表所示：

表3不同容量等级机组的不同负荷段对应的电机电流

通过以上调研数据可以看出，以上3台机组当发电负荷大于50%时，稀释风 机电流至少为5A以上。

削减单位氮氧化物脱硝运行成本

（1）SCR方式

①边界条件：市场液氨到厂价为4000元/吨，1万kWh产生约4万m³烟气量， 液氨成本占脱硝总成本的25.96%，原烟气中95%左右体积为NO，5%为NO₂， 厂用电率为6%。

表4SCR脱硝方式各项成本所占比例

项目 所占比例（%） 催化剂 23.54 还原剂 25.96 人工费 0.49 蒸汽费 1.35 水费 0.05 电费 10.35 财务费 8.93 保险费 0.33 大修费 5.04 折旧费 23.96

②计算原理

选择性催化还原（SCR）技术是在金属催化剂的作用下，以NH₃作为还原剂， 将NOx还原成N₂，同时生成H₂O。主要化学反应式如下：

4NO+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O

2NO₂+4NH₃+O₂→3N₂+6H₂O

由于原烟气中95%左右体积为NO，5%为NO₂，所以消减1吨NOx理论上需要 消耗的液氨量约为：

NH₃=(95%×30×17/30/(95%×30+5%×46)+5%×46×17×2/46/ (95%×30+5%×46)=0.58吨

按60万机组满负荷发电1小时，产生240万m³烟气量，脱硝入口NOx浓度 为400mg/m³，脱硝效率60%计，则消减240*10000*400*60%/109=0.576吨NOx， 需要消耗液氨总费用M（元）为：

M=0.576×0.58×4000=1336元

则消减1吨NOx的脱硝总成本Mtotal（元/吨NOx）为：

M_total=1474/0.576/25.96%=9280元

折合每度上网电量每消减单位NOx的脱硝成本（厘/(kWh.mg/m³NOx))为：

M_tnox=9857×10³/10⁹×240×10000/(60×10000×(1-6%)=0.039厘

③结论

由上可知，折合每度电每消减单位NOx排放浓度（以NO₂计)的脱硝成本（厘 /(kWh.mg/m³NO₂））为：M_tnox=0.039×46/(95%×30+5%×46)=0.059厘

④验算

江苏南热

设计值：脱硝效率75%，脱硝入口NOx浓度350mg/m³，NH₃/NOx摩尔比0.765。

#1机组（600MW）满负荷发电1小时，产生240万m³烟气量，则消减 240*10000*350*75%/109=0.63吨NOx，则需要消耗液氨总费用M（元）为：

M=240×10000×350/(95%×30+5%×46)/10⁹×0.765×17×4000=1418

即消减1吨NOx的脱硝总成本Mtotal（元/吨NOx）为：

M_total=1336/0.63/25%=9008

折合每度上网电每消减单位NOx排放浓度（以NO₂计)的脱硝成本（厘/ (kWh.mg/m³NO₂))为：

M_tnox=9008×10³/10⁹×240×10⁴/(60×10⁴×(1-6%)×46/(95%×30+5%×46) =0.057

与上述推算结果0.059基本吻合。

陈家港

设计值：脱硝效率80%，脱硝入口NOx浓度400mg/m³，NH₃/NOx摩尔比0.8164。

#1机组（660MW）满负荷发电1小时，产生264万m³烟气量，则消减 264*10000*400*80%/109=0.84吨NOx，则需要消耗液氨总费用M（元）为：

M=264×10000×400/(95%×30+5%×46)/10⁹×0.8164×17×4000=1903

即消减1吨NOx的脱硝总成本Mtotal（元/吨NOx）为：

M_total=1903/0.84/25%=9063

折合每度上网电每消减单位NOx排放浓度（以NO₂计)的脱硝成本（厘/ (kWh.mg/m³NO₂))为：

M_tnox=9063×10³/10⁹×264×10⁴/(66×10⁴×(1-6%))×46/(95%×30+5%×46) =0.058

与上述推算结果0.059基本吻合。

（2）SNCR方式

①边界条件：市场尿素到厂价为2200元/吨，1万kWh产生约4万m³烟气量，

尿素成本占脱硝总成本的19%，原烟气中95%左右体积为NO，5%为NO₂。

表5SNCR脱硝方式各项成本所占比例项目

项目 所占比例（%） 锅炉效率损失 43.3 尿素 19.1 催化剂 4.7 人工费 0.7

项目 所占比例（%） 蒸汽费 2.7 水费 0.7 电费 2.3 财务费 5.3 增值税 8.2 设备修理费 2.5 维护材料费 1.5 折旧费 9.0

②计算原理

选择性催化还原（SNCR）技术主要化学反应式如下：

2CO(NH₂)₂+6NO→5N₂+2CO₂+4H₂O

消减1吨NOx理论上需要消耗的尿素量：

CO(NH₂)₂=1/30×1/3×60=0.67吨

按60万机组满负荷发电1小时计，可产生240万m³烟气量，预计消减x吨 NOx。则消耗液氨总费用M（元）为：

M=x×0.67×2200=1474x

即消减1吨NOx的脱硝总成本Mtotal（元/吨NOx）为：

M_total=1474×1/19%=7758元

折合每度上网电每消减单位NOx的脱硝成本（厘/(kWh.mg/m³NOx))为：

M_tnox=7758×10³/10⁹×240×10⁴/(60×10⁴×(1-6%))=0.033厘

③结论

由上可知，折合每度电每消减单位NOx排放浓度（以NO₂计)的脱硝成本（厘 /(kWh.mg/m³/NO₂))为：

M_tnox=0.033×1.53=0.049厘

还原剂流量：

（1）SCR方式

按照上述推算，削减1吨NOx需要消耗约0.58吨液氨，按省内具备脱硝设 施的最小容量30万机组50%负荷发电1小时，产生60万m³烟气量，脱硝入口 NOx浓度为200mg/m³，脱硝效率以50%计，则消减60*10000*200*50%/106=60kg， 需要消耗液氨总量M为：M=60×0.58=34kg

同样以国信淮阴（300MW）、南京南热（600MW）、华能金陵（1000MW）三个 不同容量等级机组为调研对象，对调研对象的2011年还原剂流量数据进行了深 入细致的调研分析，按照不同负荷段分类如下表所示：

表6不同容量等级机组的不同负荷段对应的还原剂流量

从以上调研数据可以看出，以上3台机组当发电负荷大于50%时，还原剂流 量至少为30kg/h以上。

（2）SNCR方式

按照上述推算，削减1吨NOx需要消耗约0.67吨尿素，按30万机组50% 负荷发电1小时，产生60万m³烟气量，脱硝入口NOx浓度为200mg/m³，脱硝效 率以50%计，则消减60*10000*200*50%/10⁶=60kg，需要消耗液氨总量M为：

M=60×0.67=40kg

单位脱硝效率脱硝运行成本

对接入脱硝系统的19台135MW及以上SCR脱硝方式机组的2011年全年数 据进行分析，脱硝入口NOx（以NO₂计)浓度列表数据如下，最高浓度为400mg/m³。

表719台SCR脱硝方式机组的脱硝入口NOx浓度列表

脱硝效率标准按60%计，假设脱硝入口NOx（以NO₂计)浓度为400mg/m³， NOx（以NO₂计)排放浓度为100mg/m³。

每单位脱硝效率的脱硝成本为：

M_tnox=0.037×(400-100*(95%×30+5%×46)/46)/60=0.21

则当发电机组的脱硝效率超标准效率5%（即65%）时，发电企业增加的脱 硝成本为1.25厘/kWh。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本行业的技术人 员应该了解，上述实施例不以任何形式限制本发明，凡采用等同替换或等效变 换的方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围内。