DB14_T 2725—2023锅炉污染物减排优化方法及能效评价.pdf

ICS27.060.30CCS J 9814山西省地方标准DB 14/T 27252023锅炉污染物减排优化方法及能效评价2023-03-21 发布2023-06-21 实施山西省市场监督管理局发 布DB 14/T 27252023I目次前言.II1范围.12规范性引用文件.13术语和定义.14符号和单位.25总则.65.1评价方式.65.2NOx 炉内控制与炉外治理协同评价.65.3SO2炉内控制和炉外治理协同评价.65.4颗粒物控制与治理技术.65.5高温烟气余热与低温烟气余热回收协同.75.6综合评价.75.7数据来源.76评价流程.76.1一般原则.76.2评价流程图.87耦合脱硫过程的能效评价.117.1炉内脱硫.117.2湿法脱硫.137.3半干法脱硫.168耦合脱硝过程的能效评价.188.1炉内脱硝（SNCR）.188.2SCR 脱硝.219耦合除尘过程的能效评价.239.1布袋除尘器.249.2电袋除尘器.259.3湿电除尘器.2610余热回收评价.2610.1高温烟气余热回收.2710.2低温烟气余热回收（脱硫余热回收）.27DB 14/T 27252023II前言本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件由山西省市场监督管理局提出、组织实施和监督检查。山西省市场监督管理局对标准的组织实施情况进行监督检查。本文件由山西省特种设备安全标准化技术委员会归口。本文件起草单位：大同市综合检验检测中心（原大同市特种设备监督检验所、大同市质量技术监督检验测试所）、中特检验集团有限公司、中国特种设备检测研究院、山东大学、哈尔滨工业大学、大同市新信环保热能有限责任公司、哈尔滨电气股份有限公司。本文件主要起草人：张松松、刘建敏、董勇、高建民、齐国利、朱小文、王守信、董鹤鸣、谢敏、杜谦、崔琳、管立江、杨涛、温廷东、王凡、郝国华、辛耀武、王日有、张昊、杨旭、周必云、李一兵、颜冬。DB 14/T 272520231锅炉污染物减排优化方法及能效评价1范围本文件规定了锅炉污染物减排方法的能效评价流程、钙硫摩尔比计算要求、脱硫成本计算、脱硝成本计算和其他费用等要求。本文件适用于层燃锅炉、循环流化床锅炉、煤粉锅炉、液体燃料锅炉、气体燃料锅炉污染物减排优化及能效评价，其他类型锅炉可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 2589 综合能耗计算通则GB 2900.48 电工名词术语锅炉GB/T 10180 工业锅炉热工性能试验规程GB/T 10184 电站锅炉性能试验规程GB 13223 火电厂大气污染物排放标准GB 13271 锅炉大气污染物排放标准NB/T 47034 工业锅炉技术条件TSG 11 锅炉安全技术规程TSG 91 锅炉节能环保技术规程3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1钙硫摩尔比入炉钙基脱硫剂与燃料中含硫量的摩尔比。按下式计算：=脱硫剂数量Ca 的含量/40.1燃料消耗量S 的含量/323.2运行小时锅炉机组处于运行状态的小时数。3.3炉内脱硫燃料和脱硫剂同时送入燃烧室，燃烧室内脱硫剂裂解成氧化物，氧化物和二氧化硫结合成硫酸盐，脱除SO2的过程。DB 14/T 2725202323.4湿法脱硫用含有吸收剂的溶液或浆液，在湿状态下脱硫和处理脱硫产物。3.5半干法脱硫脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的烟气脱硫技术。3.6烟气脱硫系统用吸收剂脱除燃烧所生成的烟气中二氧化硫的设备系统。3.7选择性催化还原脱硝系统在催化剂作用下，氨基还原剂与烟气中的NOx发生化学反应生成氮气和水的一种脱硝系统。3.8选择性非催化还原脱硝系统在一定温度范围内，氨基还原剂与烟气中的NOx发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝系统。4符号和单位表1中所列符号及单位适用于本文件。表 1符号和单位序号符号名称单位1石灰石纯度/2生石灰纯度/3b尿素溶液浓度%4添加石灰石脱硫后的计算或实测燃料t/h5未添加石灰石脱硫后的计算或实测燃料量t/h6Bfl湿法脱硫废水处理量t72湿法脱硫系统耗水量t82半干法脱硫系统耗水量t/h9锅炉燃料消耗量t/h103液氨消耗量t/h11Bns尿素消耗量t/h12炉内石灰石粉耗量t/h132炉内脱硫后 SO2剩余量t14C满足环保要求的 SO2实际排放浓度mg/Nm315CNOxSNCR 入口 NOx 含量mg/Nm3162湿法脱硫入口（或炉内脱硫出口）SO2浓度mg/Nm317低温余热烟气比热容kJ/(kgK)18锅炉蒸发量t/h191布袋除尘器引风机增加的功率能耗折标kgce202布袋除尘器压缩空气系统能耗折标kgce213布袋除尘器运行能耗折标kgce22高温烟气余热回收产生的经济效益万元231高温烟气余热显热回收kJ/m3241低温余热节水增益万元252高温烟气余热潜热回收kJ/m3262低温余热经济效益（余热）万元DB 14/T 272520233序号符号名称单位271炉内脱硫石灰石制粉运行能耗折标kgce281脱硫热损失的能耗折标kgce292湿法脱硫运行电耗折标kgce302湿法脱硫耗电折标kgce313半干法脱硫系统耗电折标kgce323半干法脱硫系统耗水折标kgce334SNCR 脱硝运行耗水折标kgce344SNCR 运行耗电折标kgce355SCR 运行耗电折标kgce365SCR 吹灰及加热还原剂蒸汽耗量折标kgce376温余热耗电折标kgce386低温余热回收水增益折标kgce39F装置静态总投资费用万元40hSCR 催化剂使用周期h41热网水循环水泵水阻mH2O42疏水水泵压头mH2O43吸收式热泵驱动蒸汽疏水焓值kJ/kg44溢流水泵压头mH2O45余热水循环水泵压头mH2O46吸收式热泵驱动蒸汽焓值kJ/kg47锅炉运行小时h48SNCR 尿素与 NO 反应的反应热kJ/mol492SNCR 尿素与 NO2反应的反应热kJ/mol501SNCR 还原剂喷射温度焓值kJ/kg512SNCR 还原剂蒸发温度（100）焓值kJ/kg524SNCR 还原剂（气态）排烟温度下焓值kJ/kg533SNCR 还原剂（气态）蒸发温度下焓值kJ/kg54固体燃料中硫燃烧后生成 SO2的份额/55钙硫摩尔比/56湿法脱硫炉外钙硫摩尔比/57半干法脱硫炉外钙硫摩尔比/58低温余热烟气回收水量t/h59节能塔入口烟气中含水蒸气的量t/h60节能塔出口烟气中含水蒸气的量t/h61脱硫系统出口对应单位体积烟气中的饱和蒸汽量g/Nm362节水塔系统出口对应饱和蒸汽含水g/Nm3632低温余热烟气中 SO2总量kg/h642,低温余热氧化 SO2量kg/h6524低温余热 H2SO4总量kg/h66+低温余热 H+物质的量mol/h6723Na2CO3消耗量kg/h68n设备使用年数万元69布袋除尘器进出口压差Pa70脱硫系统出口（ta温度）水蒸气饱和压力MPa711压缩空气马达全载功率kW722布袋除尘器配套设备电机运行功率kW73节水塔系统出口水蒸气饱和压力MPa74石灰粉空压机额定功率kW75SCR 系统固定连续运行设备功率kW76低温余热溢流水流量m3/h77吸收式热泵功率kW78热网水循环水泵增加功率kW79疏水水泵功率kWDB 14/T 272520234序号符号名称单位80电机总额定功率kW81引风机增加功率kW82溢流水泵功率kW83余热回收设备总功率kW84余热水循环水泵功率kW851湿法脱硫系统总耗电功率kW861半干法脱硫系统总耗电功率kW872SCR 脱硝系统耗电功率kW88布袋除尘器的进口风量m3/s89燃料收到基发热量kJ/kg90低温余热烟气降温的显热MW91吸收式热泵总制热量MW92低温余热回收的实际余热量MW93冷凝出的蒸汽潜热MW940低温余热回收的理论余热量MW95SNCR 还原剂溶液由喷射温度加热至蒸发温度的吸热量占锅炉入炉燃料的比例%96SNCR 还原剂蒸发过程吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例%97SNCR 还原剂蒸发相变后升至排烟温度时吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例%98SNCR 还原剂溶液质量流量t/h99吸收式热泵热网水流量m3/h100吸收式热泵疏水流量m3/h101喷淋水循环水量m3/h1021SNCR 还原剂蒸发吸热全过程总吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例%1032SNCR 尿素与 NOx 反应放热量占锅炉入炉燃料热值的比例；%104马达全载运转时间比%105马达空载运转时间比%106SNCR 还原剂气化潜热kJ/kg107sSCR 蒸汽耗量t/h108燃料收到基硫分%109低温余热烟气温降110脱硫塔出口烟温111填料塔出口烟温112低温余热喷淋水入口温度113热网回水温度114吸收式热泵热网水出口温度115引风机处烟温1161炉内用石灰石单价元/t1171炉外用石灰石单价元/t1181干法脱硫生石灰单价元/t1192石灰石粉制备运行电价元/kWh1202湿法脱硫系统运行电价元/kWh1212半干法脱硫运行电价元/kWh1223湿法脱硫系统用水单价元/t1233半干法脱硫用水单价元/t1244湿法脱硫石膏售价元/t1255湿法脱硫废水处理价格元/t1266低温余热运行电价元/kWh1276Na2CO3价格元/t1286低温余热装置节水单价元/t129VSCR 催化剂更换体积m3130脱硫塔出口烟气流量Nm3/h131节能塔入口的烟气中干烟气总量Nm3/hDB 14/T 272520235序号符号名称单位132低温余热单价（余热）元/GJ133节能塔出口烟气总量Nm3/h134高温烟气余热回收高温烟气量m3/h135VySNCR 入口烟气量Nm3/h1361炉内脱硫石灰石费用万元1371湿法脱硫炉外石灰石费用万元1381半干法脱硫炉外石灰石费用万元1392炉内脱硫石灰石制粉费用万元1402湿法脱硫系统炉外运行耗电费用万元1412半干法脱硫系统耗电费用万元1423湿法脱硫系统用水费用万元1433半干法脱硫系统耗水费用万元1444湿法脱硫石膏收益万元1455湿法脱硫废水处理费用万元1466低温余热运行耗电费用万元1476低温余热 Na2CO3费用万元148折旧装置折旧费用万元149维修装置维修费用万元150人工装置运行人工费用万元151财务装置财务费用万元1521引风机电价元/kWh1532压缩空气马达电价元/kWh1543布袋除尘器运行电价元/kWh155高温余热回收热量价格元/kJ156低温余热价格元/Gj157v1尿素单价元/t1581SCR 液氨单价元/t159v2制备尿素溶液水费元/t1602SCR 运行电价元/kWh1613SNCR 运行电价元/kWh1623SCR 运行蒸汽价格元/t1634SCR 催化剂价格元/m3164W石灰石耗量t1651布袋除尘器阻力增加的引风机功率运行费用万元1662布袋除尘器压缩空气运行费用万元1673布袋除尘器运行电费万元168石灰粉压缩空气产量m3/h169石灰石粉产量t/h1701尿素费用万元1711SCR 液氨费用万元1722制备尿素溶液用水费用万元1732SCR 系统耗电费用万元1743SNCR 脱硝耗电费用万元1753SCR 蒸汽耗量费用万元1764SCR 催化剂运行费用万元1772湿法脱硫石膏含水率%1782脱硫塔出口 SO2含量mg/Nm3179,脱硫系统出口饱和水蒸气体积分数%180,节水塔系统出口饱和水蒸气体积分数%181理论炉内脱硫效率%182湿法脱硫效率%183填料层对 SO2脱除率%DB 14/T 272520236序号符号名称单位184炉内脱硝效率%185SO2氧化率%186y装置运行人工年均工资万元/人187石灰粉压缩空气系数m3/t1881电力折标系数kgce/kWh1892原煤折标系数kgce/kg1903新水折标系数kgce/t1914蒸汽折标系数kgce/kg192氨氮摩尔比/193SCR 氨氮摩尔比/5总则5.1评价方式5.1.1锅炉经济技术评价包括综合使用炉内大气污染物控制、炉外大气污染物治理、以及炉内和炉外的协同控制、高温烟气和低温烟气余热回收的协同。对锅炉经济技术评价采用两种方式，一种是基于单位直接或间接花费的评价方法，一种是基于单位能耗的评价方法。本文件通过综合考虑炉内和炉外大气污染物治理协同、低温和高温余热回收协同，来评价各种技术组合应用。5.1.2炉内大气污染物控制包括 NOx、SO2控制，NOx 控制一般采用低氮燃烧技术、SNCR 等，SO2控制一般采用炉内石灰石脱硫等。5.1.3炉外大气污染物治理包括 NOx、SO2和颗粒物治理，NOx 治理一般采用 SCR 技术、臭氧法等，SO2治理一般采用湿法脱硫、半干法脱硫等，炉外颗粒物治理一般采用布袋除尘、静电除尘以及布袋和静电的组合等高效除尘设备。5.1.4高温烟气余热回收一般采用间壁式换热器，脱硫后的低温烟气余热回收一般采用直接接触式换热器，其它型式换热器可参照执行。5.2NOx 炉内控制与炉外治理协同评价5.2.1优化炉内、炉外 NOx 控制与治理协同的技术路线，协调高效燃烧与低污染物排放之间的关系，分炉型科学设置 NOx 原始排放浓度，通过炉内 NOx 指标的科学合理设置，计算技术经济性或者能耗。5.2.2层燃锅炉炉内控制技术优先采用燃料分布、燃烧气氛组织、烟气再循环、飞灰再循环等，尾部或炉外 NOx 治理技术优先采用 SCR 技术，也可以采用其他技术。5.2.3煤粉锅炉炉内控制优先采用低氮燃烧技术，尾部或炉外 NOx 治理技术优先采用 SCR 技术，也可采用其他技术。5.2.4循环流化床锅炉炉内 NOx 控制技术优先采用低氮燃烧技术与 SNCR 技术相结合的方法，尾部或炉外 NOx 治理技术可以采用 SCR 技术或臭氧氧化技术等。5.3SO2炉内控制和炉外治理协同评价5.3.1按照炉型选择是否需要炉内脱硫技术，炉外脱硫优先选用半干法或湿法脱硫技术，合理布置技术路线。5.3.2层燃锅炉可以采用炉内脱硫等新技术，优先使用炉外半干法或湿法脱硫等。5.3.3煤粉锅炉优先使用炉外半干法或湿法脱硫等。5.3.4循环流化床锅炉优先使用炉内干法脱硫和炉外半干法或湿法脱硫等。5.4颗粒物控制与治理技术DB 14/T 2725202375.4.1根据排放要求布置不同的颗粒物脱除技术路线，优化配置脱除设备。5.4.2层燃锅炉优先使用布袋除尘和静电除尘或湿式除尘器等组合的方式。5.4.3煤粉锅炉优先使用布袋除尘和静电除尘或湿式除尘器等组合的方式。5.4.4循环流化床锅炉优先使用布袋除尘器和静电除尘或湿式除尘器等组合的方式。5.5高温烟气余热与低温烟气余热回收协同5.5.1高温烟气主要指锅炉空气预热器出口与第一级除尘器入口之间的烟气；低温烟气主要指脱硫塔后的烟气。5.5.2优化高温烟气和低温烟气余热回收组合方式。5.6综合评价5.6.1根据排放要求，综合考虑锅炉燃烧效率、余热回收等，重点在于采用不同的大气污染物控制和治理方式、余热回收方式对锅炉能效的影响，重心在于给出优化的大气污染物减排和余热回收设计方案和运行方法。5.6.2优化技术路线后，计算锅炉及其系统的综合能耗。5.6.3评价结果可以用标准煤或者经济效益指标进行表征，采用多种组合方式时，需分别计算后相加。5.7数据来源5.7.1设计阶段，可以采用设计数据进行评价，设计数据主要包括锅炉热力计算、大气污染物初始排放、烟风阻力计算（或者风机选型）、水动力计算（或者水泵选型）、SNCR 设计数据、SCR 设计数据、炉内脱硫设计数据、炉外脱硫设计数据、除尘设计数据等。5.7.2运行阶段，可以采用实际测试数据进行评价，测试数据主要包括锅炉燃烧效率、锅炉热效率、大气污染物初始排放、SNCR 脱硝反应资源和能源消耗、SCR 脱硝反应资源和能源消耗、炉内脱硫反应资源和能源消耗、炉外脱硫反应资源和能源消耗、除尘资源和能源消耗等。6评价流程6.1一般原则6.1.1设计阶段6.1.2锅炉设计热力计算书、大气污染物初始和最终排放设计值、烟风阻力计算书、水动力计算书、脱硫计算书、脱硝计算书、除尘计算书等。6.1.3锅炉原系统（不包括脱硫、脱硝增加的风机和水泵等）风机、水泵选型数据等。6.1.4优化技术路线，包括炉内与炉外大气污染物控制与脱除的组合方式等，高温烟气和低温烟气余热回收的组合方式等。6.1.5脱硝：炉内低氮燃烧、炉内 SNCR 和尾部 SCR，按炉型分别计算使用低氮燃烧技术、SNCR 技术对锅炉热损失的影响，炉内和炉外优化组合方式。6.1.6脱硫：炉内脱硫和炉外脱硫，按炉型分别计算使用炉内对锅炉热损失的影响，炉内和炉外优化组合方式。6.1.7除尘：布袋除尘、静电除尘和湿式除尘以及其组合方式，分别计算能源消耗或经济指标。6.1.8余热回收：按照预定最终排烟温度目标，分别对高温烟气和脱硫后低温烟气进行优化。6.1.9运行阶段DB 14/T 2725202386.1.10测试锅炉燃烧效率、锅炉热效率、大气污染物初始排放、最终排放、炉内脱硫资源和能源消耗、炉外脱硫资源和能源消耗、炉内 SNCR 资源和能源消耗、SCR 资源和能源消耗、除尘资源和能源消耗。6.1.11测试余热回收资源和能源消耗。6.1.12优化运行方式：炉内脱硫和炉外脱硫脱除比例；炉内 NOx 控制、炉外脱硝或尾部脱硝比例。6.1.13分别计算优化前后的经济性指标与单位折标能耗。6.2评价流程图6.2.1脱硫评价流程图6.2.1.1经济性指标评价流程首先设定钙硫摩尔比，当钙硫摩尔比2.0时，直接计算炉内脱硫成本；当2.0钙硫摩尔比2.5时，建议进行脱硫热损失计算，也可以选择直接计算炉内脱硫成本，通过计算脱硫热损失，获得燃料消耗成本的增加值，再计算炉内脱硫成本；当钙硫摩尔比2.5时，需要计算脱硫热损失，获得燃料消耗成本的增加值，并计算炉内脱硫成本。第二，分别计算不同钙硫摩尔比条件下的脱硫设施入口SO2浓度，按照进口浓度分别计算半干法脱硫成本、湿法脱硫成本，同时计算其他费用。第三，分别计算不同钙硫摩尔比条件下，炉内脱硫成本加上半干法脱硫成本（含其他费用）、炉内脱硫成本加上湿法脱硫成本（含其他费用）。第四，比较不同钙硫摩尔比条件下，总成本差异，形成优化设计或运行技术路线。脱硫经济性评价方法如图1。图 1脱硫经济性评价方法6.2.1.2能效指标评价流程首先设定钙硫摩尔比，当钙硫摩尔比2.0时，直接计算炉内脱硫单位折标能耗；当2.0钙硫摩尔比2.5时，建议进行脱硫热损失计算，也可以选择直接计算炉内脱硫单位能耗，通过计算脱硫热损失，获得燃料消耗的能耗增加值，再计算炉内脱硫能耗；当钙硫摩尔比2.5时，需要计算脱硫热损失，获得燃料消耗的能耗增加值，并计算炉内脱硫单位折标能耗。第二，分别计算不同钙硫摩尔比条件下的脱硫设施入口SO2浓度，按照进口浓度分别计算半干法脱硫单位折标能耗、湿法脱硫单位折标能耗，同时计算其他消耗的单位折标能耗。DB 14/T 272520239第三，分别计算不同钙硫摩尔比条件下，炉内脱硫单位折标能耗加上半干法脱硫单位折标能耗（含其他消耗）、炉内脱硫单位折标能耗加上湿法脱硫单位折标能耗（含其他消耗）。第四，比较不同钙硫摩尔比条件下的单位折标能耗，形成优化设计或运行技术路线。脱硫能效评价方法如图2。图 2脱硫能效评价方法6.2.2脱硝评价流程图6.2.2.1经济性评价流程首先设定脱硝设施入口NOx浓度指标，当采用低氮燃烧技术后，NOx100mg/Nm3时，直接计算炉内SNCR或尾部SCR脱硝成本；当100NOx200mg/Nm3时，有SNCR运行的，建议进行脱硝热损失计算，获得燃料消耗的成本增加值，再计算SNCR与SCR脱硝成本；当NOx200mg/Nm3时，有SNCR运行的，需要计算脱硝热损失，获得燃料消耗的成本增加值，并计算SNCR与SCR脱硝成本。第二，分别计算脱硝设施入口不同NOx下，低氮燃烧加上SNCR脱硝成本（含其他消耗）、低氮燃烧加上SCR脱硝成本（含其他消耗）。第三，比较不同入口NOx浓度、相同出口浓度指标条件下的成本，形成优化设计或运行技术路线。脱硝经济性评价方法如图3。DB 14/T 2725202310图 3脱硝经济性评价方法6.2.2.2能耗指标评价流程首先设定脱硝设施入口NOx浓度指标，当采用低氮燃烧技术后，NOx100mg/Nm3时，直接计算炉内SNCR或尾部SCR脱硝单位折标能耗；当100NOx200mg/Nm3时，有SNCR运行的，建议进行脱硝热损失计算，获得燃料消耗的能耗增加值，再计算SNCR与SCR脱硝单位折标能耗；当NOx200mg/Nm3时，有SNCR运行的，需要计算脱硝热损失，获得燃料消耗的单位折标能耗增加值，并计算SNCR与SCR脱硝单位折标能耗。第二，分别计算脱硝设施入口不同NOx下，低氮燃烧加上SNCR脱硝单位折标能耗（含其他消耗）、低氮燃烧加上SCR脱硝单位折标能耗（含其他消耗）。第三，比较不同入口NOx浓度指标、相同出口NOx浓度指标条件下的单位折标能耗，形成优化设计或运行技术路线。脱硝能效评价方法如图4。图 4脱硝能效评价方法DB 14/T 27252023116.2.3除尘评价流程6.2.3.1经济性评价流程针对不同炉型进行除尘技术路线优化，层燃锅炉、煤粉锅炉、循环流化床锅炉分别选用布袋除尘与静电除尘、湿式除尘等组合，分别计算布袋除尘配湿式除尘、布袋除尘配静电除尘等组合方式，计算不同技术路线的成本，形成优化设计或运行技术路线。6.2.3.2能耗指标评价流程针对不同炉型进行除尘技术路线优化，层燃锅炉、煤粉锅炉、循环流化床锅炉分别选用布袋除尘与静电除尘、湿式除尘等组合，分别计算布袋除尘配湿式除尘、布袋除尘配静电除尘等组合方式，计算不同技术路线的单位折标能耗，形成优化设计或运行技术路线。6.2.4余热回收评价流程6.2.4.1经济性评价流程针对排烟烟气温度品质，按照不同炉型，包括层燃锅炉、煤粉锅炉、循环流化床锅炉，即脱硫塔前高温烟气余热回收、脱硫过程中余热回收的比例，分别计算不同回收方式的成本和能源节约利润。6.2.4.2能耗指标评价流程针对排烟烟气温度品质，按照不同炉型，包括层燃锅炉、煤粉锅炉、循环流化床锅炉，即脱硫塔前高温烟气余热回收、脱硫过程中余热回收的比例，分别计算不同回收方式的单位折标能耗。6.2.5综合评价6.2.5.1经济性评价将脱硫成本、脱硝成本、除尘成本、余热回收能源节约（增益）相加，形成最终成本或利润。6.2.5.2能耗指标评价将脱硫、脱硝、除尘等的单位折标能耗、余热回收净单位折标节约量相加，形成最终折标能耗或折标节约量。7耦合脱硫过程的能效评价7.1炉内脱硫7.1.1炉内脱硫经济性评价7.1.1.1石灰石耗量费用在设计时可以采用公式（1）计算石灰石耗量，如果是运行阶段也可以使用公式（1），或者直接使用经过计量的石灰石耗量数据。石灰石耗量按照公式（1）计算：=10032100(1)式中：DB 14/T 2725202312石灰石耗量，t；石灰石纯度，可以是化验数据或者取0.9；固体燃料中硫燃烧后生成SO2的份额，可以实测SO2后计算，也可以取0.9；锅炉燃料消耗量，实测数据或统计数据，t/h；燃料收到基硫分，化验数据，%；钙硫摩尔比，实测或设定数据；锅炉运行小时，实测或预期数据，h。石灰石费用按照公式（2）计算：1=104 1(2)式中：1炉内脱硫石灰石费用，万元；1炉内用石灰石单价，元/t。7.1.1.2运行耗电费用分为两种情况，一种是直接购买石灰石粉，另一种是有石灰石制备车间。炉内脱硫石灰石制粉费用按照公示（3）计算：2=104+2(3)式中：2炉内脱硫石灰石制粉费用，万元；电机总额定功率，kW；石灰石粉产量，t/h；石灰粉空压机额定功率，kW；石灰粉压缩空气系数，一般取115.2 m3/t；石灰粉压缩空气产量，m3/h；炉内石灰石粉耗量，t/h；2石灰石粉制备运行电价，元/kWh。若直接购买石灰石粉，则该部分运行耗电费用为零。7.1.2炉内脱硫能耗评价7.1.2.1运行耗电从能耗角度，进行折标。炉内脱硫石灰石制粉运行能耗折标按照公式（4）计算：1=+1(4)式中：1炉内脱硫石灰石制粉运行能耗折标，kgce；1电力折标系数，0.1229kgce/kWh。7.1.2.2炉内脱硫热损失DB 14/T 27252023137.1.2.2.1工业锅炉使用GB/T 10180，分别计算炉内不同钙硫摩尔比条件的脱硫热损失，进一步计算燃料消耗量的变化。工业锅炉脱硫热损失的能耗折标按照公式（5）计算：1=103 2(5)式中：1脱硫热损失的能耗折标，kgce；添加石灰石脱硫后的计算或实测燃料量，t/h；未添加石灰石脱硫后的计算或实测燃料量，t/h；锅炉运行小时，h；2原煤折标系数，0.7143kgce/kg。7.1.2.2.2电站锅炉使用GB/T 10184，分别计算炉内不同钙硫摩尔比条件的脱硫热损失，进一步计算燃料消耗量的变化。电站锅炉脱硫热损失的能耗折标按照公式（6）计算：1=103 2(6)7.1.2.3运输费用石灰石的运输费用核算到石灰石的单价中，不再单独计算。7.2湿法脱硫7.2.1湿法脱硫经济性评价7.2.1.1石灰石费用计算湿法脱硫炉外石灰石耗量，先由炉内钙硫摩尔比确定炉内脱硫效率。根据SO2排放限制，计算炉外应达到的脱硫效率，如果是运行情况，可结合电厂试验数据来求得炉外钙硫摩尔比，即可通过计算湿法脱硫入口处SO2总量得到石灰石耗量。湿法脱硫炉外脱硫效率按照公式（7）计算：=1 21(7)式中：湿法脱硫效率，%；2湿法脱硫入口（或炉内脱硫出口）SO2浓度，mg/Nm3；C满足环保要求的SO2实际排放浓度，mg/Nm3；理论炉内脱硫效率，%。湿法脱硫炉外石灰石费用按照公式（8）计算：1=100321001 1 104(8)式中：DB 14/T 27252023141湿法脱硫炉外石灰石费用，万元；湿法脱硫炉外钙硫摩尔比；1炉外用石灰石单价，元/t。若为氧化镁脱硫，则需要在1计算结果乘以0.4。7.2.1.2运行耗电费用湿法脱硫工艺中主要耗能设备为浆液循环泵和氧化风机，约占总脱硫系统总能耗的60%70%。引风机能耗中，脱硫塔阻力的贡献率约为20%。实际运行中，针对不同脱硫系统入口SO2浓度，会采用不同功率循环泵进行组合以达到能耗最低，此处计算忽略这部分影响。此外不设烟气再热器（GGH）。湿法脱硫炉外运行耗电费用按照公式（9）计算：2=12 104(9)式中：2湿法脱硫系统炉外运行耗电费用，万元；1湿法脱硫系统总耗电功率，kW；2湿法脱硫系统运行电价，元/kWh。7.2.1.3运行耗水费用脱硫系统耗水点主要包含烟气带走的水蒸气、烟气携带液态水、石膏带走的水量以及排放废水4个部分。用水费用按照公式（10）计算：3=23 104(10)式中：3湿法脱硫系统耗水费用，万元；2湿法脱硫系统耗水量，t；3湿法脱硫系统用水单价，元/t。7.2.1.4石膏收益炉外脱硫的工业副产品是石膏，主要成分是结晶硫酸钙，含水率一般为10%20%。炉外脱硫石膏收益按照公式（11）计算：4=1726421124 104(11)式中：4湿法脱硫石膏收益，万元；2炉内脱硫后SO2剩余量，t；2湿法脱硫石膏含水率，%；4湿法脱硫石膏售价，元/t。7.2.1.5废水处理费用废水处理费用按照公式（12）计算：DB 14/T 27252023155=5 104(12)式中：5湿法脱硫废水处理费用，万元；Bfl湿法脱硫废水处理量，t；5湿法脱硫废水处理价格，元/t。7.2.2湿法脱硫能耗评价7.2.2.1运行耗电折标湿法脱硫工艺中主要耗能设备为浆液循环泵和氧化风机，约占总脱硫系统总能耗的60%70%。引风机能耗中，脱硫塔阻力的贡献率约为20%。实际运行中，针对不同脱硫系统入口SO2浓度，会采用不同功率循环泵进行组合以达到能耗最低，此处计算忽略这部分影响，此外不设烟气再热器（GGH）。湿法脱硫炉外运行耗电能耗按照公式（13）计算：2=1 1(13)式中：2湿法脱硫运行耗电折标，kgce；P1湿法脱硫系统总耗电功率，kW。7.2.2.2运行耗水折标脱硫系统耗水点主要包含烟气带走的水蒸气、烟气携带液态水、石膏带走的水量以及排放废水4个部分。用水费用按照公式（14）计算：2=2 3(14)式中：2湿法脱硫水耗折标，kgce；2湿法脱硫系统耗水量，t；3新水折标系数，0.2571kgce/t。7.2.3其他费用7.2.3.1折旧成本脱硫装置折旧年限为15年，固定资产形成率为95%，则折旧费用按照公式（15）计算：折旧=95%(15)式中：折旧装置折旧费用，万元；F装置静态总投资费用，万元；DB 14/T 2725202316n设备使用年数，年。7.2.3.2维修成本维修费用按静态投资的3%计算，则维修费用按照公式（16）计算：维修=3%(16)式中：维修装置维修费用，万元。7.2.3.3人工成本假定每台机组增加运行人员n人，每人年均工资y万元，人工费用按照公式（17）计算：人工=(17)式中：人工装置运行人工费用，万元。y装置运行人工年均公司，万元/人7.2.3.4财务成本财务费用按静态投资的5%计算，则财务成本按照公式（18）计算：财务=5%(18)式中：V财务装置财务费用，万元。7.3半干法脱硫7.3.1半干法脱硫经济性评价7.3.1.1生石灰费用炉外石灰石费用按照公式（19）计算：1=56321001 1 104(19)式中：1半干法脱硫炉外石灰石费用，万元；生石灰纯度；半干法脱硫炉外钙硫摩尔比；1半干法脱硫生石灰单价，元/t。DB 14/T 27252023177.3.1.2运行耗电费用相较于湿法脱硫工艺，半干法脱硫工艺需再增设高效布袋除尘器，因此需要考虑半干法脱硫系统阻力与布袋除尘器阻力对引风机电耗的贡献率。已有设计数据表明，半干法脱硫系统与布袋除尘器的阻力之和约为湿法脱硫系统阻力的两倍，所以将这部分电耗近似为湿法脱硫阻力所致引风机电耗的两倍。半干法脱硫炉外运行耗电费用按照公式（20）计算：2=12 104(20)式中：2半干法脱硫系统耗电费用，万元；1半干法脱硫系统总耗电功率，kW；2半干法脱硫运行电价，元/kWh。7.3.1.3运行耗水费用半干法脱硫系统耗水费用按照公式（21）计算：3=23 104(21)式中：3半干法脱硫系统耗水费用，万元；2半干法脱硫系统耗水量，t/h；3半干法脱硫用水单价，元/t。7.3.2半干法脱硫能耗评价7.3.2.1运行耗电折标半干法脱硫系统运行耗电折标按照公式（22）计算：3=1 1(22)式中：3半干法脱硫系统耗电折标，kgce；1半干法脱硫系统总耗电功率，kW。7.3.2.2运行耗水折标半干法脱硫系统运行耗水折标按照公式（23）计算：3=2 3 103(23)式中：3半干法脱硫系统耗水折标，kgce；2半干法脱硫系统耗水量，t/h。DB 14/T 27252023187.3.3其他费用7.3.3.1折旧成本脱硫装置折旧年限为15年，固定资产形成率为95%，则折旧费用参照公式（15）计算。7.3.3.2维修成本维修费用按静态投资的3%计算，则维修费用参照公式（16）计算。7.3.3.3人工成本假定每台机组增加运行人员n人，每人年均工资y万元，人工费用参照公式（17）计算。7.3.3.4财务成本财务费用按静态投资的5%计算，则财务成本参照公式（18）计算。8耦合脱硝过程的能效评价8.1炉内脱硝（SNCR）8.1.1SNCR 脱硝经济性评价8.1.1.1SNCR 还原剂费用SNCR还原剂一般为尿素，其它还原剂可参照执行。脱硝效率与氨氮摩尔比有直接关系，根据入口烟气量的值，可求出使NOx排放值小于50mg/Nm3的临界脱硝效率，从而反推出所需氨氮摩尔比，若SNCR与SCR联用，可依据实际运行工况输入所需氨氮摩尔比。根据实际调查，SNCR的脱硝效率一般为40%75%。氨氮摩尔比按照公式（24）计算：=6 1.683 1003 0.1100(24)式中：SNCR氨氮摩尔比；炉内脱硝效率，%；CNOxSNCR入口NOx含量，mg/Nm3（按照NO占95%，NO2占5%计算）。尿素消耗量按照公式（25）计算：=60230.8109(25)式中：Bns尿素消耗量，t/h；VySNCR入口烟气量，Nm3/h。尿素费用按照公式（26）计算：1=1 104(26)DB 14/T 2725202319式中：1尿素费用，万元；v1尿素单价，元/t。8.1.1.2运行耗水费用尿素使用前需用水稀释为一定浓度的尿素溶液。用水费用按照公式（27）计算：2=12 104(27)式中：2制备尿素溶液用水费用，万元；b尿素溶液浓度，%；v2制备尿素溶液水费，元/t。8.1.1.3运行耗电费用根据锅炉脱硝实际数据确定脱硝耗电功率P2。可参考由运行数据统计获得耗电与尿素耗量之间的近似关系按照公式（28）计算：2=(28)式中：2SNCR脱硝耗电功率，kW；c单位质量尿素耗电量，一般为20 kWh/t。运行耗电费用按照公式（29）计算：3=23 104(29)式中：3SNCR脱硝耗电费用，万元；3SNCR运行电价，元/kWh。8.1.2SNCR 脱硝能耗评价8.1.2.1运行耗水折标SNCR系统运行耗水折标按照公式（30）计算：4=13(30)式中：4SNCR运行耗水折标，kgce。8.1.2.2运行耗电折标SNCR系统运行耗电折标按照公式（31）计算：DB 14/T 27252023204=2 1(31)式中：4SNCR运行耗电折标，kgce。8.1.2.3SNCR 脱硝热损失SNCR还原剂喷入炉膛后，依次经历还原剂溶液蒸发、发生脱硝反应、随烟气排出等主要过程。SNCR技术对锅炉效率的影响主要在以下三个方面：还原剂溶液蒸发吸热、脱硝反应放热以及增大锅炉排烟焓等。a)还原剂溶液蒸发吸热还原剂溶液喷入炉膛后，会先后经历溶液吸热、液体蒸发、蒸发后的气体升温至烟气温度等三个主要过程。还原剂溶液质量流量按照公式（32）计算：=1(32)式中：SNCR还原剂溶液质量流量，t/h。还原剂溶液由喷射温度（20）加热至蒸发温度（100）的吸热量按照公式（33）计算：=21 100(33)式中：SNCR还原剂溶液由喷射温度加热至蒸发温度的吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例，%；2SNCR还原剂蒸发温度（100）焓值，kJ/kg；1SNCR还原剂喷射温度焓值，kJ/kg；入炉燃料收到基发热量，kJ/kg。还原剂溶液随即进入蒸发过程，蒸发吸热量按照公式（34）计算：=100(34)式中：SNCR还原剂蒸发过程吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例，%；SNCR还原剂气化潜热，kJ/kg。还原剂溶液蒸发后，其蒸汽继续吸热，最终达到与排烟温度相同的温度。该过程吸热量按照公式（35）计算：=43 100(35)式中：SNCR还原剂蒸发相变后升至排烟温度时吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例，%；4SNCR还原剂（气态）排烟温度下焓值，kJ/kg；DB 14/T 27252023213SNCR还原剂（气态）蒸发温度下焓值，kJ/kg。综上，还原剂溶液蒸发吸热全过程的总吸热量按照公式（36）计算：1=+(36)式中：1SNCR还原剂蒸发吸热全过程总吸热量占锅炉入炉燃料热值的比例，%。b)脱硝反应放热SNCR系统中尿素与NOx的反应式如下：(2)2+2+122=22+2+22+(2)2+322=742+2+22+2、2分别为两个反应对应的反应热。这两个反应均为放热反应，脱硝反应放热量按照公式（37）计算：2=1000600.956+0.0442 100(37)式中：2SNCR尿素与NOx反应放热量占锅炉入炉燃料热值的比例，%；SNCR尿素与NO反应的反应热，kJ/mol；2SNCR尿素与NO2反应的反应热，kJ/mol。c)锅炉排烟焓变化还原剂溶液喷入炉膛后，由反应生成的水蒸气、CO2与N2会增大烟气体积，造成锅炉烟气排烟焓的增大，进而增大排烟损失，导致锅炉整体效率的下降。但已有研究显示，锅炉排烟焓变化对锅