燃油、燃氣鍋爐煙氣脫硝技術(shù)研究

1、國內(nèi)外脫氮技術(shù)介紹

       目前脫氮技術(shù)有兩種，一是低氮燃燒技術(shù)，在燃燒過程中控制NOx的產(chǎn)生．分為低氮燃燒器技術(shù)、空氣分級燃燒技術(shù)、燃料分段燃燒技術(shù)；工藝相對簡單、經(jīng)濟，但不能滿足較高的NOx排放標準。另一種是煙氣脫硝技術(shù)，使NOx在形成后被凈化，主要有選擇性催化還原(SCR)、選擇性非催化還原(SNCR)、電子束法等；排放標準嚴格時，必須采用煙氣脫硝。

  1.1低氮燃燒技術(shù)

由氮氧化物（NOx）形成原因可知對NOx的形成起決定作用的是燃燒區(qū)域的溫度和過量空氣量。低NOx燃燒技術(shù)就是通過控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。對低NOx燃燒技術(shù)的要求是，在降低NOx的同時，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標。

    1.1.1 燃燒優(yōu)化

       燃燒優(yōu)化是通過調(diào)整鍋爐燃燒配風，控制NOx排放的一種實用方法。它采取的措施是通過控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風粉(煤粉)比相對平衡及進行燃燒調(diào)整，使燃料型NOx的生成降到Z低，從而達到控制NOx排放的目的。

       煤種不同，燃燒所需的理論空氣量亦不同。因此，在運行調(diào)整中，必須根據(jù)煤種的變化，隨時進行燃燒配風調(diào)整，控制一次風粉比不超過1.8:1。調(diào)整各燃燒器的配風，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%~ 10%。二次風的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對停運的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關(guān)小該燃燒器的各次配風，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。

    1.1.2空氣分級燃燒技術(shù)

       空氣分級燃燒技術(shù)是目前應用較為廣泛的低NOx燃燒技術(shù)，它的主要原理是將燃料的燃燒過程分段進行。該技術(shù)是將燃燒用風分為一、二次風，減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量(一次風)，提高燃燒區(qū)域的煤粉濃度，推遲一、二次風混合時間，這樣煤粉進入爐膛時就形成了一個富燃料區(qū)，使燃料在富燃料區(qū)進行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產(chǎn)生的煙氣再與二次風混合，使燃料完全燃燒。

       該技術(shù)主要是通過減少燃燒高溫區(qū)域的空氣量，以降低NOx的生成技術(shù)。它的關(guān)鍵是風的分配，一般情況下，一次風占總風量的25～35%。對于部分鍋爐，風量分配不當，會增加鍋爐的燃燒損失，同時造成受熱面的結(jié)渣腐蝕。因此，該技術(shù)較多應用于新鍋爐的設(shè)計及燃燒器的改造中。

    1.1.3 燃料分級燃燒技術(shù)

       該技術(shù)是將鍋爐的燃燒分為兩個區(qū)域進行，將85%左右的燃料送入第一級燃燒區(qū)進行富氧燃燒，生成大量的NOx，在第二級燃燒區(qū)送入15%的燃料，進行缺氧燃燒，將第一區(qū)生成的NOx進行還原，同時抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。

    1.1.4 煙氣再循環(huán)技術(shù)

       該技術(shù)是將鍋爐尾部的低溫煙氣直接送入爐膛或與一次風、二次風混合后送入爐內(nèi)，降低了燃燒區(qū)域的溫度，同時降低了燃燒區(qū)域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術(shù)的關(guān)鍵是煙氣再循環(huán)率的選擇和煤種的變化

    1.1.5技術(shù)局限

       這些低NOx燃燒技術(shù)設(shè)法建立空氣過量系數(shù)小于１的富燃區(qū)或控制燃燒溫度，抑制NOx的生成，在燃用煙煤、褐煤時可以達到國家的排放標準，但是在燃用低揮發(fā)分的無煙煤、貧煤和劣質(zhì)煙煤時還遠遠不能達到國家的排放標準。需要結(jié)合煙氣凈化技術(shù)來進一步控制氮氧化物（NOx）排放。低氮燃燒器技術(shù)：主要通過降低火焰溫度和氧含量減少NOx產(chǎn)生，可降低NOx生成量．30～60％。

  1.2煙氣脫硝技術(shù)

       在排放要求較高時，需采用煙氣凈化技術(shù)。目前應用較廣的煙氣脫硝技術(shù)有：選擇性催化還原(SCR)法、選擇性非催化還原(SNCR)法、同時脫硫脫硝(如電子束法、活性焦還原法)等。幾種常用煙氣脫硝技術(shù)的比較如下：

    1.2.1選擇性催化還原(SCR)技術(shù)

       SCR脫硝技術(shù)是在催化劑作用下，用選擇性還原劑(氨或尿素)將NOx還原為無害的氮氣和水蒸氣，是目前國際上技術(shù)Z成熟、應用Z廣泛的煙氣脫硝技術(shù)，NOx脫除效率80～90％。但投資和運行成本較高。SCR技術(shù)在德國、Et本、奧地利、丹麥、美國等國應用廣泛，奧地利AEE、魯奇、日立、三菱、巴布考克等國外脫氮公司擁有較好的SCR業(yè)績。AEE公司于2001年投運的丹麥某電廠325MW機組脫氮效率達到95％。國內(nèi)已經(jīng)投運的SCR工程目前僅福建后石電廠600MW機組，由臺塑美國公司獨資興建。

    1.2.2選擇性非催化還原(SNCR)

       選擇性非催化還原脫硝技術(shù)是在鍋爐上煙溫850～1050"C處將還原劑(氨或尿素)均勻噴入爐膛內(nèi)，生成無害的氮氣和水蒸氣。SNCR工藝不需催化荊，但需要較離反應溫度；反應系統(tǒng)簡單、投資較省、運行成本低；脫氨效率一般僅有20～40％，應用較少。

    1.2.3電子束法脫硫脫硝

       電子束法用高能電子加速器發(fā)射電子束激發(fā)煙氣，產(chǎn)生的多種自由基在常溫下將S02、NO等氧化為高價氧化物，與注入煙道的氨氣反應，生成硫酸銨和硝酸鍍等。優(yōu)點是同時脫硫脫硝去除率高；系統(tǒng)簡單，建設(shè)費用是同等規(guī)模FGD的70--80％；不使用催化劑；副產(chǎn)物是出路較好的化肥。缺點是耗電量大，運行費用高；目前的電子輻射裝置還不適用于大機組系統(tǒng)。成都熱電廠采用日本荏原公司電子束法脫硫脫硝，處理煙氣量30萬Nm3／h。

    1.2.4活性焦吸附法脫硫脫硝

       煙氣中的S02通過活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再熱時生成濃度很高的s02氣體，根據(jù)需要轉(zhuǎn)化成硫磺、液態(tài)S02等產(chǎn)品，煙氣中的NOx在加氨條件下經(jīng)活性焦催化還原，生成水和氮氣。脫硫效率幾乎達100％，脫硝率在80％以上，反應在100～200℃低溫進行，不需煙氣升溫裝置；不存在吸附劑中毒；建設(shè)費用與電子柬法相當，運行費用約是電子柬法一半。活性焦吸附法是西德BF(Bergbau—Forschung)公司在1967年開發(fā)，日本的三井礦山(株)公司改進后于1984年10月建立處理能力3萬／Nrash一1的工業(yè)試驗裝置，經(jīng)過改進和調(diào)整達到長期穩(wěn)定連續(xù)運轉(zhuǎn)，脫硫率JL乎100％，脫氬率在80％以上。

2.脫硝技術(shù)現(xiàn)狀：

  2．1 SCR脫硝技術(shù)

    2.1.1概念

       國際上技術(shù)Z成熟、應用Z廣泛的煙氣脫硝技術(shù)，是在催化劑的作用下，用還原劑(氨或尿素)與煙氣中的氨氧化物反應，將NOx還原生為無害的氮氣和水蒸氣。根據(jù)催化劑種類不同，反應溫度范圍150～550"C，燃煤電廠SCR催化劑溫度一般為350。C左右。按反應器布置方式不同，分為高含塵SCR工藝和低含塵SCR工藝。

    2.1.2脫硝反應機理：

       SCR反應條件下的化學反應式為：
　　4NH3＋4NO＋O2＝4N2＋6H2O

      在適當催化劑的作用下，對NO2也有還原去除作用：
　　4NH3＋2NO2＋O2＝3N2＋6H2O  6NO2 + 8NH3→7N2+12H2O

    2.1.3 SCR工藝流程

       SCR系統(tǒng)包括煙道、SCR反應器，催化劑，氨噴射系統(tǒng)，脫硝裝置灰斗，吹灰及控制系統(tǒng)，脫硝劑存儲、制備、供應系統(tǒng)，檢修儀表和控制系統(tǒng)，電氣系統(tǒng)等。其中，核心部分是SCR反應器。脫硝劑存儲、制備、供應系統(tǒng)包括液氨儲存、制各、供應系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機、儲氨罐、液氦蒸發(fā)槽、液氨泵、氨器緩沖槽、稀釋風機、混合器、氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。液氨的供應由液氨槽車運送，利用液氨卸料壓縮機將液氨由槽車輸入儲氮罐內(nèi)，用液氮泵將儲槽中的液氨輸送到液氨蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)氨氣緩沖槽控制一定的壓力及流量，然后與稀釋空氣在混合器中混合均勻，再送至脫硝系統(tǒng)。氮氣系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經(jīng)水的吸收排入廢水池．再經(jīng)由廢水泵送至廢水處理廠處理。流程如圖所示

三維視圖

2.1.4技術(shù)特點

       SCR反應器布置在鍋爐省煤器后，空氣預熱器之前。此時鍋爐尾部煙氣的溫度足以滿足催化劑運行溫度，不需專門加溫。催化劑容易堵塞。由于含塵量高，必須防止催化劑堵塞，通過使煙氣均勻布置和布置吹灰裝置可避免催化荊堵塞問題。反應過程中發(fā)生副反應，S02在催化劑作用下轉(zhuǎn)化為S03，再與煙氣中的殘留氨反應形成硫酸氫銨對省煤器會造成腐蝕。低濃度殘留氨有利于避免形成硫酸氫銨。投資較低，但在舊廠改造中，有時由于場地限制，不能使用高含塵量工藝流程。

2.1.5 SCR三種布置的特點

Z普通的SCR工藝

    2.1.5 SCR性能參數(shù)與工藝優(yōu)化

       SCR工藝的性能參數(shù)有：NOx脫除率：一般80～90％，可達到95％；

       氫逃逸率：逃逸的氨進入灰中．影響灰出售，氨逃逸率一般限制在l～2ppm；

       S02／s03轉(zhuǎn)化率：一般應小于l％，由于逃逸的氨與s03反應生成硫酸氫銨對省煤器等造成腐蝕。通過計算機流體動力學(CFD)模擬可優(yōu)化煙氣速度分布、煙氣與氨的均勻分布、反應溫度、NH3／NOx比，以降低氣流壓損和氨逃逸率，優(yōu)化SCR性能參數(shù)。

       針對不同工程的煙氣成分和含塵量等關(guān)鍵參數(shù)。通過催化劑選型優(yōu)化，降低系統(tǒng)阻力的同時延長催化劑使用壽命，防 止催化劑積灰；在系統(tǒng)數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，優(yōu)化設(shè)計煙道布置、導流板布置、噴氨均布裝 置以及氨空氣混合裝置，提高系統(tǒng)反應效率，降低氨耗量。

    2.1.6脫硝還原劑制備

     2.1.6.1尿素熱解制氨技術(shù)

       在SCR系統(tǒng)（選擇性催化還原脫硝工藝）中，利用還原劑--氨氣和NOx反應來達到脫硝的目的，目前成熟的還原劑制備工藝有液氨法、氨水法、尿素水解法、尿素熱解法。

       采用液氨法和氨水法制備還原劑具有工藝簡單、能耗低、維護方便等特點，但液氨和氨水都是有毒物質(zhì)，其運輸和儲存都屬于重大危險源，具有較大的安全風險。使用液氨法作為還原劑時，在設(shè)計安全規(guī)范、運輸線路許可、儲存的安全評價及環(huán)評認證等支持性文件，并在相關(guān)管理部門進行危險化學品使用登記；

       采用尿素制備還原劑時，從尿素的運輸、儲存及Z終制成還原劑都非常安全，雖然工藝相對復雜、投資運行費用相對高，但能夠確保氨來源的安全可靠。在較大城市、人口密集、和靠近飲用水源的地方，越來越多的電廠脫硝系統(tǒng)開始傾向于選用安全的尿素作為還原劑。該技術(shù)已應用于100MW～600MW機組脫硝裝置，成功案例表明，該技術(shù)各項技術(shù)指標穩(wěn)定可靠。

       尿素熱解制氨技術(shù)利用高溫空氣或煙氣作為熱源，將霧化的尿素水溶液迅速分解為氨氣，低濃度的氨氣作為還原劑進入煙道與煙氣混合后進入SCR反應器，在催化劑的作用下將氮氧化物還原成無害的氮氣和水。

       尿素熱解制氨系統(tǒng)一般包括尿素儲備間、斗提機、尿素溶解罐和儲罐、給料泵、尿素溶液循環(huán)傳輸裝置、電加熱器、計量分配裝置、絕熱分解室（內(nèi)含噴射器）、控制裝置等設(shè)備。

袋裝尿素顆粒儲存于尿素儲備間，由斗提機輸送到溶解罐里，用去離子水將干尿素溶解成質(zhì)量濃度40%~60%的尿素溶液，通過尿素溶液給料泵輸送到尿素溶液儲罐?？疹A器提供的熱一次風通過電加熱裝置（或直接采用空氣加熱，也可使用燃油、天然氣、高溫蒸汽等各種熱源）加熱到600℃左右進入絕熱分解室。尿素溶液經(jīng)由循環(huán)傳輸裝置、計量分配裝置、霧化噴嘴等以霧化狀態(tài)進入絕熱分解室內(nèi)高溫下分解，生成NH3、H2O和CO2，分解產(chǎn)物通過氨氣噴射格柵噴入脫硝系統(tǒng)前端煙道?？刂蒲b置保證還原劑的供應量滿足鍋爐不同負荷與脫硝效率要求。

     2.1.6.2技術(shù)特點： 

       使用安全的尿素，且易于運輸和儲存，無危險源建設(shè)、運行、管理的困擾；占地面積小，周圍不需要大距離的防火安全間距；與尿素水解相比，投資與運行費用相當，但不需要壓力容器，安全性更高；精確計量，調(diào)節(jié)控制容易，響應速度更快；分解完全，熱解爐能將尿素溶液完全分解為還原劑；熱源可根據(jù)現(xiàn)場實際情況選擇性的組合。

國內(nèi)SCR項目投資估算

       國內(nèi)單位KW投資成本與脫硝率、運行費用表

    2.1.7 SCR法工程應用實例 北京某熱電廠新建兩臺E 級(254 MW) 燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電機組

       北京某熱電廠新建兩臺E 級(254 MW) 燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電機組,配套進行SCR ( SelectiveCatalytic Reduction) 法煙氣脫硝裝置建設(shè),燃機燃燒的天然氣成分見表1 ,余熱鍋爐中煙氣脫硝裝置入口煙氣參數(shù)見表2。

表1 　天然氣成分

表2 　煙氣脫硝裝置入口煙氣參數(shù)

     2.1.7.1　性能要求

       本項目煙氣脫硝裝置主要性能要求見表3主要性能要求：

     2.1.7.2　工藝流程

       目前常用的脫硝技術(shù)可分為燃燒過程中脫硝和燃燒后煙氣脫硝,燃燒過程中脫硝是在燃燒過程中抑制NOX 生成,主要有分級燃燒、燃料再燃、濃淡偏差燃燒、低過?？諝馊紵蜔煔庠傺h(huán)等;燃燒后煙氣脫硝是對燃燒生成后的NOX 進行脫除,即煙氣脫硝技術(shù),主要有SCR 法和SNCR (Selective Non -Catalytic Reduction) 法, 工業(yè)應用中采用較多的是SCR 法煙氣脫硝技術(shù)。經(jīng)比較分析,本項目脫硝方案選用SCR 法煙氣脫硝工藝,由于項目所在地位于北京市四環(huán)之內(nèi),綜合考慮還原劑的消耗量和不同還原劑的運輸和安全成本,本項目還原劑選用20 %(質(zhì)量) 濃度的氨水。本項目工藝流程見圖

       主要可分為還原劑供應系統(tǒng)和余熱鍋爐煙氣系統(tǒng)。運氨槽車運來的20 %濃度的氨水通過氨水卸載泵卸載到氨水儲罐中儲存,氨水儲罐中的氨水經(jīng)氨水計量泵送到蒸發(fā)/ 混合器中被從催化劑層后抽取的再循環(huán)高溫煙氣蒸發(fā)并與再循環(huán)煙氣混合后通過噴氨格柵均勻的噴入到余熱鍋爐催化劑層上游;從燃機來的煙氣經(jīng)過余熱鍋爐第一級高溫蒸發(fā)器換熱模組后與噴氨格柵噴入的氨氣混合通過催化劑層,煙氣中的NOX 在催化劑的作用下,與NH3 發(fā)生還原反應,生成無二次污染的N2和H2O ,然后通過余熱鍋爐的第二級高溫蒸發(fā)器和省煤器,Z后通過煙囪隨煙氣排放。

     2.1.7.3 主要設(shè)備選型

       本項目余熱鍋爐煙氣脫硝裝置主要設(shè)備有氨水卸載泵、氨水儲罐、氨水計量泵、蒸發(fā)/ 混合器、噴氨格柵、煙氣再循環(huán)風機、催化劑等。各主要設(shè)備參數(shù)

與功能見表4。

     2.1.7.4 運行情況

       本項目脫硝裝置隨主機整體工程于2008 年3月上旬建成后于3 月底和4 月初對單個設(shè)備進行了調(diào)試,并于2008 年4 月13 日鍋爐機組啟動后對1 #爐脫硝裝置進行了整體啟動和調(diào)試,脫硝裝置一次啟動成功運行,各項參數(shù)均達到設(shè)計值,脫硝效率達到了61.15 %。2 # 爐于2008 年5 月14 日進行了啟動,脫硝系統(tǒng)運行穩(wěn)定,脫硝效率達到61.11 %。到目前為止,本項目兩臺機組脫硝裝置均運行良好.如果機組年利用小時數(shù)按3 500 h計算,兩臺機組每年可減排NOX 約30818 t ,可有效控制NOX 排放,保護環(huán)境。

　表4  主要設(shè)備參數(shù)與功能

     2.1.7.5 經(jīng)濟分析

       經(jīng)濟分析的目的是計算脫硝裝置“折算每度電脫硝費用”?；谠O(shè)計條件和性能要求,本脫硝裝置的主要費用包含初建費用、運行費用、設(shè)備維護費用、運行人員管理費用等,各項費用說明如下。

       初建費用包含脫硝裝置首次建設(shè)的設(shè)備、催化劑、安裝等各項工程費用,不包含土地征用和使用費、運行費用包含脫硝裝置運行的各項消耗費用,主要包含電耗、還原劑消耗、壓縮空氣消耗、水耗、催化劑消耗等。對于水耗,本脫硝裝置使用20 %濃度氨水,通常不消耗水,此處不計算水耗;對于壓縮空氣,本項目消耗量較少,折算到運行費用的電耗中,未單獨列出;對于催化劑消耗,考慮到催化劑化學壽命為24 000 h ,每隔6～7 年更換一層為消耗材料,本經(jīng)濟分析將此項列入運行費用。設(shè)備維護費用包含脫硝裝置所有設(shè)備的檢修、更換配件和易損件等維護費用。運行人員管理費用包含脫硝裝置運行維護人員的工資、福利等。本脫硝裝置詳細的經(jīng)濟分析表見表5。

表5 　經(jīng)濟分析表

     2.1.7.6　工程應用重點考慮

       燃氣余熱鍋爐SCR 法煙氣脫硝與常規(guī)火電廠燃煤鍋爐或工業(yè)鍋爐SCR 法煙氣脫硝工藝原理相同,但由于余熱鍋爐脫硝用的催化劑布置在余熱鍋爐爐內(nèi),工程設(shè)計還是有較大區(qū)別,對于余熱鍋爐脫硝在工程設(shè)計時應重點考慮以下幾個方面的內(nèi)容。

    （1） 噴氨混合裝置

       噴氨混合裝置的關(guān)鍵是要考慮氨氣和煙氣的混合,另外還要考慮裝置阻力問題。目前常用于煙氣脫硝的噴氨混合裝置主要有渦流混合裝置、靜態(tài)混合器和噴氨格柵。渦流混合裝置要求的混合距離較大,且引起的煙氣阻力較大;靜態(tài)混合器混合距離較小,但引起的煙氣阻力大;噴氨格柵可根據(jù)混合距離的遠近布置噴嘴的數(shù)量,此方法易于設(shè)計且混合阻力小,為余熱鍋爐脫硝混合裝置的Z佳選擇方案。

    （2）噴氨裝置的位置

       根據(jù)余熱鍋爐結(jié)構(gòu)型式,噴氨裝置可布置在鍋爐入口喇叭口段,也可布置在爐內(nèi)催化劑前的換熱模組之間。噴氨裝置布置在入口喇叭口段可節(jié)約爐內(nèi)混合空間,減少噴嘴數(shù)量,但對噴氨裝置的材質(zhì)要求高,且氨分布調(diào)整困難。噴氨裝置布置在爐內(nèi)催化劑前的換熱模組之間時,對噴氨裝置的材料要求較低,氨分布易于調(diào)整,能較好的滿足機組負荷波動的影響,但要求噴氨裝置與催化劑之間有一定的混合距離,加長了爐內(nèi)煙道。對于不同的余熱鍋爐型式,脫硝裝置設(shè)計時應進行綜合比較,合理選取噴氨格柵布置位置。

    （3）催化劑選型

       催化劑從其型式上主要分為平板式、波紋板式和蜂窩式,不同類型的催化劑有其各自的特點,燃氣余熱鍋爐的煙氣條件較好,煙氣比較清潔,適合于選用比表面積大、活性高的催化劑。另外,煙氣系統(tǒng)阻力對燃氣余熱鍋爐也很重要,對于催化劑的選型也要考慮催化劑層阻力大小。綜合比較,催化劑可優(yōu)先選用波紋板式或蜂窩式。

  2.2 SNCR脫硝技術(shù)

    2.2.1 SNCR技術(shù)

       SNCR工藝技術(shù)，又稱為熱力脫硝技術(shù)。Z初由美國的Exxo rl公司發(fā)明，并于1974年在日本成功的工業(yè)化應用。SNCR是一種不用催化劑，在850℃’1100℃爐膛溫度區(qū)域內(nèi)，噴入還原劑氨或尿素與NOx反應，迅速生成無害的N2和H20的過程進行脫硝。一般SNCR技術(shù)脫硝率約30一50％。

       SNCR技術(shù)投資成本低，建設(shè)周期短，脫硝效率中等，比較適用于缺少資金的發(fā)展中國家和適用于對現(xiàn)有中小型鍋爐的改造。這種技術(shù)的不足之處就是NOx的脫除效率不高，氨逃逸比較高。所以單獨使用SNCR技術(shù)受到了一些限制。但對于中小型機組或老機組改造，由于它在經(jīng)濟性能方面的優(yōu)勢，仍不失其吸引力。

       因不使用催化劑，不會導致S02／S03氧化，造成堵塞或腐蝕的機會Z低，沒有壓力損失；NH3逃逸在10～15ppm。通常在爐膛內(nèi)噴射還原劑，但還原NOX的反應對于溫度條件非常敏感，反應溫度窗口的選擇是SNCR還原NOx效率高低的關(guān)鍵之一，溫度窗口取決于煙氣組成、煙氣速度梯度、爐型結(jié)構(gòu)等差數(shù)。Z佳的反應溫度窗的溫度范圍為850～1150℃；當反應溫度過高時，由于氨的分解會使NOx還原率降低，另一方面，反應溫度過低時，氨的逃逸增加，也會使NOx還原率降低。SNCR工藝技術(shù)的關(guān)鍵就在于，還原劑噴入系統(tǒng)必須盡可能地將還原劑噴入到爐內(nèi)Z有效溫度窗區(qū)域內(nèi)，即盡可能的保證所噴入的還原劑在合適的溫度下與煙氣進行良好的混合，這樣一方面可以提高還原劑利用率，另外一方面可以控制獲得較小的氨逃逸。 

SNCR工藝噴氨示意圖

       與SCR技術(shù)相比，SNCR技術(shù)沒有SCR技術(shù)所用的昂貴的脫硝催化劑，其技術(shù)優(yōu)勢就在于投資與運行成本少，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小。SNCR的缺點是脫硝效率相對較低，通常大型鍋爐的SNCR脫硝效率在40%以下。

    2.2.2 SNCR脫硝技術(shù)的特點

       使用安全的尿素還原劑，不產(chǎn)生液體或固體的廢料；設(shè)備采用模塊化結(jié)構(gòu)，安裝簡便，建設(shè)周期短； 所占空間極小，鍋爐SNCR噴射區(qū)可以全部布置在鍋爐平臺上； 噴射是多層次的，并且隨負載及操作指令自動控制； 對煤種變化不敏感；

       適用: 煤、石油、天然氣、水泥窯、垃圾爐等； NOx脫除效率25~50%，某些爐型可以更高；投資少，運行成本低； 適用于脫硝效率要求不高的機組，特別適用于機組脫硝改造工程； 在機組排放要求較高時，具有與LNB+OFA和SCR技術(shù)結(jié)合的手段。

    2.2.3 SNCR脫硝技術(shù)在中小型工業(yè)鍋爐中的應用

       以廣州某紡織印染有限公司75T／h燃煤鍋爐SNCR脫硝改造

     2.2.3.1 工藝選定

       對于NOx的減排控制，可以根據(jù)Nox的產(chǎn)生過程，采用鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整和燃燒后尾部煙氣處理(SNCR)相結(jié)合的方式對煙氣中的含氮氣體進行凈化處理。

     2.2.3.2工藝性能參數(shù)描述

    （1）影響脫硝效果的主要因素在SNCR技術(shù)設(shè)計和應用中，影響脫硝效果的主要因素包括：尿索和NO。反應的停留時間、反應區(qū)內(nèi)的溫度、基線NO。濃度、噴射區(qū)域CO濃度、還原劑的分布均勻性、氨逃逸等。

    （2）保證脫硝效果的措施采用新型還原劑注入器，使用壓縮空氣作為霧化介質(zhì)，液滴尺寸合理、分布均勻，與煙氣中的NO?；旌狭己?；結(jié)合鍋爐的燃燒溫度分布及噴射區(qū)的CO濃度，對燃燒裝置內(nèi)煙氣流動和溫度場進行電腦模擬，選取適于反應的溫度區(qū)域，在這些溫度區(qū)域選取適量的點安裝噴射器以保證在適當?shù)臏囟忍巼娙诉€原劑；通過精確的計算，嚴格控制噴入爐膛的還原劑量，減少剮反應．降低氨逃逸的目的。

    2.2.3.3工藝說明

    （1）還原劑制備儲存系統(tǒng)還原劑：脫硝系統(tǒng)采用固體尿素顆?，F(xiàn)場配制成的40％(wt)尿素水溶液作為還原劑，經(jīng)稀釋后的尿素溶液噴入鍋爐煙氣中進行脫硝反應。尿素(NH2)2CO噴人爐內(nèi)后，與NO的反應機理如下：

       (NH2)2CO---*NH3+HNCO          NH3+OH--*NH2+H20

       NH2+NO--*N2+H20               HNCO+H—-NH2+CO            CO+02-+C02

       總的反應式為：

       (NH2)2CO+2NO+02=N2+C02+2H20

       尿素溶解水及稀釋水：噴人爐膛的尿素是溶液狀的，作為溶劑的水應是具有軟化水質(zhì)量的純水。

       尿素溶解熱源：尿素在水溶液中的溶解過程屬于吸熱過程，在溶解過程中需要吸收大垃的熱量。

       尿素站：尿素存儲系統(tǒng)、尿素溶液配制系統(tǒng)和尿素溶液儲存系統(tǒng)集中布置，共同組成尿素供應站(簡稱為尿素站)。

       它的主要設(shè)備包括：臺斗式提升機、尿素溶解罐、尿素溶液儲罐、尿素溶液輸送泵、立式高壓離心輸送泵。在尿素站內(nèi)完成40％尿素溶液的配制、40％尿素溶液的儲存。

    （2）尿素溶液循環(huán)系統(tǒng)尿素溶液循環(huán)系統(tǒng)是指尿素溶液儲罐內(nèi)儲存的尿素溶液經(jīng)立式高壓離心輸送泵輸送至SNCR脫硝系統(tǒng)，回流液自動返回尿素溶液儲罐的系統(tǒng)。

    （3）稀釋／計量模塊稀釋計量模塊為SNCB系統(tǒng)提供定量的還原劑和調(diào)節(jié)壓力。模塊包括多級離心泵，用于計量的調(diào)節(jié)閥和電磁流量計，用于控制壓力的控制閥和壓力傳送器等。模塊采用PLC進行控制，控制信息上傳到脫硝上位機。

    （4）分配模塊分配模塊由一個自由基座、空氣壓力調(diào)節(jié)器、還原劑流量表、手動噴射區(qū)隔斷閥及儀表組成，用來控制每個噴槍的霧化／冷卻空氣、混合的化學劑和冷卻水的流量?？諝?、混合的化學劑可以在此模塊上進行調(diào)節(jié)，使得混合液達到Z適宜的霧化效果，取得Z佳的NO。還原效果。

    （5）爐前噴射系統(tǒng)爐前噴射系統(tǒng)由兩層噴射層(共7個噴射器)組成。噴射層均布置在爐膛燃燒區(qū)上部和爐膛出口處，以適應鍋爐負荷變化引起的爐膛煙氣溫度變化，使尿素溶液在Z佳反應溫度窗口噴入爐膛。每個噴射器插入爐膛的地方均設(shè)套管固定，當噴射器不投運時，可以方便的將噴射器從爐膛退出避免高溫受熱。

    （6）電氣控制系統(tǒng)脫硝電氣控制系統(tǒng)采用獨立的控制系統(tǒng)，由脫硝上位機、數(shù)據(jù)通訊網(wǎng)絡、控制器及現(xiàn)場儀表所組成；系統(tǒng)又分為公用配置控制系統(tǒng)和脫硝工藝控制系統(tǒng)。公用配置控制系統(tǒng)可實現(xiàn)脫硝尿素溶液高流量循環(huán)組件、尿素溶液配料、輸送過程的自動控制。

    2.2.3.3實施效果

       該紡織印染有限公司SNCR脫硝改造項目是屬于廣東省首批采用選擇性非催化還原技術(shù)對中小型工業(yè)鍋爐進行脫硝降氮的項目。項目已完成168小時試運行，并通過當?shù)丨h(huán)保部門竣工驗收。竣工驗收監(jiān)測數(shù)據(jù)表明通過采用SNCR脫硝改造，能夠?qū)Ox的排放濃度控制在]50mg／m3以下(環(huán)境溫度：31．5℃。100．50kPa)。

    2.2.4.SNCR法影響NOx還原率的因素

       雖然SNCR方法從原理講上比較簡單，但在實際的應用中有許多因素影響到NOx的還原率。主要的因素有四個：

     2.2.4.1還原劑噴入點的選擇

       噴人點必須保證使還原劑進人爐膛內(nèi)適宜反應的溫度區(qū)間(900 --1 100"C)。溫度高，還原劑被氧化成Nox，煙氣中的NOx含量不減少反而增加；溫度低，反應不充分。造成還原劑流失，對下游設(shè)備產(chǎn)生不利的影響甚至造成新的污染。圖為美國環(huán)保署Daniel C Mussatti等人做的NOx還原率與反應溫度和停留時間的關(guān)系的實驗結(jié)果。

     2.2.4.2合適的停留時間

       因為任何反應都需要時間，所以還原劑必須和NOx在合適的溫度區(qū)域內(nèi)有足夠的停留時間，這樣才能保證煙氣中的NOx還原率。從圖2可以看出：停留時間從lOOms增加到500ms，NOxZ大還原率從70％上升到了93％左右。

     2.2.4.3適當?shù)腘H3／NOx摩爾比

       NH3／NOx摩爾比對N0x還原率的影響也很大。根據(jù)化學反應方程，NH3／NOx摩爾比應該為1，但實際上都要比1大才能達到較理想的NOx還原率，已有的運行經(jīng)驗顯示，NHa／NO，摩爾比一般控制在1．0～2．0之間，Z大不要超過2．5。NH3／NOx摩爾比過大，雖然有利于NOx還原率增大，但氨逃逸加大又會造成新的問題，同時還增加了運行費用。

圖為NOx還原率與NH3／NOx；摩爾比的關(guān)系圖，從中可以看出，當NH3／NOx摩爾比小于2，隨NH3／NOx摩爾比增加NOx還原率顯著增加，但NH3／NOx摩爾比大于2后，增加就很少。

       圖為NOx還原率與氨逃逸率的關(guān)系圖，可以看出，NH3／NOx摩爾比增加,NH3x還原率增加，但氨逃逸率也增加了。

     2.2.4．4還原劑和煙氣的充分混合

       兩者的充分混合是保證充分反應的又一個技術(shù)關(guān)鍵，是保證在適當?shù)模琋H3／NO摩爾比下得到較高的Nq還原率的基本條件之一。

       只有在以上四方面的要求都滿足的條件下，NOx脫除才會有令人滿意的效果。大型電站鍋爐由于爐膛尺寸大、鍋爐負荷變化范圍大，從而增加了對這四個因素控制的難度。國外的實際運行結(jié)果表明，應用于大型電站鍋爐的SNCR的NO。還原率只有25％～40％。

       圖為美國環(huán)保署Daniel C．Mussatti等人所做的NOx還原率與鍋爐容量之間關(guān)系的統(tǒng)計結(jié)果。從中可以看出，隨著鍋爐容量的增大，SNCR的NOx還原率呈下降的趨勢。以上四個方面的因素都涉及到了SNCR還原劑的噴射系統(tǒng)，所以在SNCR中還原劑的噴射系統(tǒng)的設(shè)計是一個非常重要的環(huán)節(jié)。

    2.2.5 SNCR工藝的經(jīng)濟性分析

       SNCR工藝以爐膛為反應器，可通過對鍋爐的改造實現(xiàn)，建設(shè)周期短，投資成本和運行成本與其它煙氣脫硝技術(shù)相比都是比較低的，適合于對中小型鍋爐的改造。對于電站鍋爐，投資成本依據(jù)NOx排放濃度的不同在$5～15／kW之間，假如考慮到電廠輔機系統(tǒng)的改造，Z大的投資成本要達到$ 20／kW。對相同型式的鍋爐，平均投資成本隨著鍋爐尺寸的增加而減少。由于具體情況不同N0x的脫除成本大概在$400～2 000／t之間。對于電站鍋爐來說，影響脫除成本的因素有：煙氣中的NOx的含量、要求的脫除率、鍋爐尺寸、容量因子、熱效率、改造的難易程度和工程設(shè)備的使用壽命。用均化成本表示的SNCR的成本大概在0．5～3．5mill／kW·h(美厘／千瓦時)之間。表1為國外電廠已運行SNCR脫硝技術(shù)經(jīng)濟指標。

       為了Z大的減少對鍋爐正常運行的影響，SNCR系統(tǒng)的準備安裝可在6～8周內(nèi)完成，然后利用計劃內(nèi)3天停爐時間徹底完成。

    2.2.6 SNCR技術(shù)在各國的應用

       SNCR是一項成熟的技術(shù)。1974年在日本首次投入商業(yè)應用，到目前為止，全世界大約有300套SNCR裝置應用于電站鍋爐、工業(yè)鍋爐、市政垃圾焚燒爐和其它燃燒裝置。在美國，SNCR的首次商業(yè)應用是1988年南加州的一家石油精煉廠的鍋爐。到今天，SNCR的商業(yè)應用以及全尺度的示范工程已經(jīng)運用于燃用各種燃料的所有類型的鍋爐中，其中有30個電站鍋爐應用了SNCR技術(shù)，容量總共約為7100MW，其中有5個機組的容量超過了600MW，Z大容量達到了640MW。在德國，sNcR主要應用予的市政廢物焚燒爐上。此外20多個燃燒重油的快裝鍋爐也使用了SNCR。在瑞典，Linkoping P1地區(qū)的供熱站的燃煤鍋爐使用SNCR，煙氣中的NOx含量為300 --350×10-6時可降低65％的排放。在捷克，1992年以來，為了滿足新的環(huán)境標準的要求，5個燃煤鍋爐安裝了SNCR系統(tǒng)。在韓國，1999年9月韓國電力公司的250MW的B＆W對沖燃燒燃煤鍋爐上安裝了SNCR，在煙氣中的NO。含量為400X10-6時，還原率為40％，氨逃逸率為15×10-6。在中國臺灣，中鋼公司動力工廠的一個55MW的美國CE公司燃煤鍋爐安裝了SNCR，在煙氣中NOx含量為300×10-6時可得到43％的還原率，同時氨的逃逸小于10×10-6。

    2.2.7 SNCR的應用中可能出現(xiàn)的問題

      ①SNCR工藝中氨的利用率不高，為了還原NO；必然使用過量的氨，容易形成過量的氨逃逸。氨的逃逸造成環(huán)境的污染并形成氨鹽可能堵塞和腐蝕下游設(shè)備。

      ②形成溫室氣體N2O,研究表明用尿素作還原劑要比用氨作還原劑產(chǎn)生更多的N2O。

      ③如果運行控制不適當，用尿素作還原劑時可能造成較多的CO排放。這是因為低溫尿素溶液噴人爐膛內(nèi)的高溫氣流引起淬冷效應，造成燃燒中斷，導致CO排放的增加。

      ④在鍋爐過熱器前大于800℃的爐膛位置噴人低溫尿素溶液，必然會影響熾熱煤炭的繼續(xù)燃燒，引發(fā)飛灰、未燃燒碳提高的問題。

  2.3 SNCR技術(shù)與其它技術(shù)的聯(lián)合應用

       由于電站鍋爐爐膛尺寸大及負荷變化，造成單獨使用SNCR的NOx脫除效率低(<50％)，而氨的逃逸卻較高(>10×10_6)，所以目前國外大型電站鍋爐單獨使用SNCR的不多，絕大部分是SNCR技術(shù)和其他脫硝技術(shù)的聯(lián)合應用。

    2.3.1 SNCR/SCR混合脫硝技術(shù)(SNCR/SCR Hybrid Process)

       氨逃逸率的要求限制了SNCR的脫硝效率，但在SNCR／SCR系統(tǒng)里，SNCR所產(chǎn)生的氨可以作為下游SCR的還原劑，由SCR進一步脫除NO，，同時減少了SCR的催化劑使用量，降低了成本。在美國南加州使用該系統(tǒng)的燃煤鍋爐的NOx；脫除率可達到70～92％，在新澤西州液態(tài)排渣燃煤鍋爐可達到90％，氨逃逸在2×10-6以下。

       SCR和SNCR相同，都是在一定溫度下，加入煙氣中的氨或尿素溶液等與NOx 發(fā)生還原反應，生成無害的氮氣和水，不同之處是前者有催化劑的參與，而催化劑的參與降低了反應溫度窗(由不加催化劑時的800～1 100℃降至300～400℃ 或更低)，并提高了反應效率。

       傳統(tǒng)SNCR/SCR混合法工藝具有兩個反應區(qū)，通過布置在鍋爐爐墻上的噴射系統(tǒng)，首先將還原劑噴人第一個反應區(qū)——鍋爐爐膛，在高溫下尿素溶液與煙氣中NO 發(fā)生非催化還原反應，實現(xiàn)初步脫氮；并且在鍋爐高溫下產(chǎn)生的逃逸氨與鍋爐煙氣混合，進入第二個反應區(qū)——SCR反應器，在催化劑的作用下，氨氣和NOx進行化學還原反應，生成無害的氮氣和水。

       SNCR/SCR混合脫硝技術(shù)則是在傳統(tǒng)的混合法工藝基礎(chǔ)上，采用特殊的尿素噴射布置設(shè)計和流場混合技術(shù)，能更好地控制SNCR段尿素噴射方式，改善SNCR逃逸氨的分布，降低還原劑的消耗量，對NOx終端排放值的檢測與控制也更加靈敏，可以有效消除傳統(tǒng)混合法經(jīng)常出現(xiàn)左右兩側(cè)煙氣NOx排放的不平衡的現(xiàn)象，達到脫硝過程高效低耗的目的，是一種改進型混合脫硝工藝。

    2.3.1改進型的混合法工藝相對傳統(tǒng)的混合法工藝的主要區(qū)別：

      通過尿素補充噴射器補充后端SCR氨需量的不足，因此SNCR的氨逃逸率可以要求較小，從而降低整個混合工藝的還原劑消耗量。SCR的脫硝效率的設(shè)計不受氨逃逸量的限制，真正實現(xiàn)超過SCR脫硝效率的設(shè)計極限值，使得SNCR/SCR混合應用后的脫硝效率可以達到更高，可以使用在諸如W型火焰的鍋爐上。 采用特殊的流場混合器/導流板設(shè)計，使煙氣/氨氣在較短的煙道內(nèi)進行混合，設(shè)計施工容易實現(xiàn)。對NOx終端排放值進行自動調(diào)節(jié)的控制方法更有效。

    2.3.2改進型混合法工藝與SCR工藝對比的特點：

      改進型混合工藝可獲得與SCR工藝一樣甚至更高的脫硝率，且工程造價和運行成本更低；有效減少催化劑用量，且催化劑的壽命一般為3～5年，之后就必須進行再生或更換，因此混合法可明顯減少催化劑的回收處理量； 不需要設(shè)置靜態(tài)混合器、AIG，無需加長煙道，催化劑用量減少也使得反應器體積小，因此混合法脫硝對空間適應性強，適用于很多空間受限制的改造項目；  脫硝系統(tǒng)阻力小，系統(tǒng)壓降將大大減小，從而減少了引風機改造的工作量，也降低了運行費用；由于減少了催化劑使用量，SO2/SO3轉(zhuǎn)化所引起的腐蝕和ABS阻塞問題明顯減少；前端SNCR的設(shè)計無需考慮氨逃逸，有助于提高SNCR階段的脫硝效率；尿素溶液可以直接噴射進入鍋爐，不需要尿素熱解、尿素水解等復雜的還原劑分解系統(tǒng)，降低工程建造成本，并減少占地，降低安全隱患.

    2.3.2 SNCR和低NO。燃燒器的聯(lián)合應用

       2001年的美國的一份政府科技報告稱：B&w公司和其他兩個研究機構(gòu)正聯(lián)合開發(fā)一種適用于大多數(shù)煤種的超低NOx燃燒器和SNCR的聯(lián)合脫硝技術(shù)，它的運行和建設(shè)成本約為SCR的一半，但NO，的排放可達到SCR的標準。

    2.3.3 SNCR和再燃燒技術(shù)的聯(lián)合應用

       在燃料富集的條件下再燃燒，可造成還原氣氛還原煙氣中的NOx,在再燃燒的燃盡過程中，燃燒溫度低于正常的燃燒溫度，可以使相當?shù)囊徊糠諲Ox還原成N2。在美國威斯康星州電力公司的620MW的燃煤鍋爐上應用SNCR和再燃燒技術(shù)，達到了56％的NOx還原率。在PSE&G Mercer Station的兩個320MW的煤粉鍋爐使用該技術(shù)達到了60％的NOx還原率。

  2.4電子束氨法煙氣脫硫脫硝技術(shù)

       電子束氨法煙氣脫硫脫硝技術(shù)是我國核技術(shù)在環(huán)保領(lǐng)域的典型應用，是軍轉(zhuǎn)民工作的重要成果。該技術(shù)利用電子加速器產(chǎn)生的電子束輻照含二氧化硫和氮氧化物的煙氣，同時投加氨脫除劑，實現(xiàn)對煙氣中二氧化硫和氮氧化物脫，EA-FGD技術(shù)實現(xiàn)了硫氮資源的綜合利用和自然生態(tài)循環(huán)，是一項綠色的資源化綜合利用煙氣凈化技術(shù)，代表了煙氣脫硫技術(shù)的發(fā)展方向。EA-FGD技術(shù)可廣泛應用于燃煤電站、化工、冶金、建材等行業(yè)。

    2.4.1工藝原理

       EA-FGD 技術(shù)是利用~1MeV的電子束對經(jīng)過降溫增濕的煙氣進行輻射，使煙氣中的O2、N2、H2O 等成分生成多種強氧化性自由基OH、N、H2O、O和H等，氧氣煙氣中的SO2和NH4NO2，主要技術(shù)原理見下圖。

　　電子束氨法煙氣脫硫脫硝技術(shù)原理圖

    2.4.2工藝流程

       EA-FGD技術(shù)采用煙氣調(diào)質(zhì)、加氨、電子束輻射和副產(chǎn)物收集的工藝流程，裝置主要由煙氣調(diào)質(zhì)塔、電子加速器、副產(chǎn)物收集器、氨站、控制系統(tǒng)和輔助裝置構(gòu)成。煙氣通過煙氣調(diào)質(zhì)塔調(diào)節(jié)煙氣的溫度和濕度，然后流經(jīng)反應器，在反應器中，煙氣中SO2和NO2在電子加速器產(chǎn)生的電子束作用下，同NH3反應得到去除。副產(chǎn)物收集器收集生成的硫酸氨和硝酸氨微粒，凈化后煙氣經(jīng)由原煙囪排放，脫硫劑氨由氨站提供，整個裝置在DCS控制系統(tǒng)的管理下工作。

    2.4.3、技術(shù)特點

      （1） 高效率脫硫脫硝一體裝置，能同時脫除煙氣中95%以上的二氧化硫和高達70%的氮氧化物，無需另建脫除氮氧化物的裝置，節(jié)省占地；

      （2） 不產(chǎn)生廢水、廢渣等二次污染物，避免了其它脫硫技術(shù)處理廢水和固體廢棄物的建設(shè)投資和運行費用；

      （3） 副產(chǎn)物是硫酸銨和硝酸銨，可用作優(yōu)質(zhì)化肥，實現(xiàn)了氮硫資源的綜合利用和自然生態(tài)循環(huán)；　

      （4） 是一種較為經(jīng)濟的煙氣脫硫脫硝方法，更適用于高硫煤機組脫硫，煤炭含硫量越高運行費用越低。如果計算副產(chǎn)物收益及使用高硫煤節(jié)約費用，其運行費用極低甚至可以抵消運行費用；

      （5） 煙氣變化的負荷跟蹤能力強，能在數(shù)分鐘內(nèi)自動調(diào)整裝置系統(tǒng)的工作狀態(tài)，滿足電站調(diào)峰和機組工況變化范圍寬等情況的需要。

3.工程實例

4.數(shù)據(jù)分析

  4.1.NOx排放值的計算和換算方法

       換算為參考氧量（1ppm=2.05mg/m3）

       參考氧量下的NOx=[NOx]X{21-O2，參考值}/{21-[O2,測量值]}

       式中[NOx]——測得的NOx（NO+NO2）濃度，ppm；

       [O2,測量值]——測得的O2濃度，%

       O2，參考值——參考O2濃度，%，一般取6%O2濃度

  4.2國內(nèi)技術(shù)經(jīng)濟分析

       我國對脫硝進行技術(shù)經(jīng)濟評價立法的研究處于探索期。到目前為止，還未形成完整的得到權(quán)威部門認可的煙氣脫硝經(jīng)濟評價規(guī)則。對電廠N0；排放造成的經(jīng)濟損失估算也還沒有建立一套完整的數(shù)據(jù)收集分析系統(tǒng)。本文主要通過計算年費用和脫除每噸NO。的費用來進行經(jīng)濟評價，公式如下：

       由此只需知道裝置的投資額、年運行費用及經(jīng)濟壽命期內(nèi)的平均貸款利率．就可以對不同的煙氣脫硝技術(shù)進行較準確的定量化技術(shù)經(jīng)濟比較。動態(tài)投資與靜態(tài)投資相比．考慮了資金的時間價值．使計算結(jié)果與實際情況更吻合。它主要包括工程建設(shè)費和建設(shè)期貸款利息。工程建設(shè)費包括設(shè)備購置、建筑工程、設(shè)備安裝的工程費(包括對空氣預熱器的改造)、基本預備費等。

年運行費用主要包括人工費、用電費、大修費、還原劑消耗(通過化學反應平衡方程計算)及催化劑更換費用。