沈魯鋒，薛建明，劉濤，許月陽，柏源

(1.華北電力大學(xué)，北京 102206;2.國電科學(xué)技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

燃煤電廠應(yīng)對新標(biāo)準(zhǔn)的氮氧化物控制策略研究

沈魯鋒1，薛建明2，劉濤2，許月陽2，柏源2

(1.華北電力大學(xué)，北京 102206;2.國電科學(xué)技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

介紹了我國燃煤電廠NOx排放標(biāo)準(zhǔn)及其控制技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r，分析了NOx的排放現(xiàn)狀及我國燃煤電廠NOx控制技術(shù)的特點(diǎn)及存在問題。結(jié)合新標(biāo)準(zhǔn)，提出在環(huán)境約束條件下效益―成本最大化的NOx控制策略。

氮氧化物;標(biāo)準(zhǔn);控制對策

我國以煤炭為主的能源結(jié)構(gòu)導(dǎo)致NOx排放總量居高不下?！笆晃濉逼陂g，NOx排放的快速增長加劇了復(fù)合型大氣污染的形成，部分抵消了SO2減排的巨大努力。NOx跨國界的“長距離輸送”，使得國際社會高度關(guān)注我國NOx的排放狀況，增加了我國控制NOx排放的壓力。隨著《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》以及《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223－2011)的頒布，控制NOx排放已成為電力行業(yè)“十二五”環(huán)境保護(hù)工作的重中之重。

1 排放標(biāo)準(zhǔn)及NOx控制技術(shù)的發(fā)展

1991年，我國頒布了《燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223－1991)，之后分別于1996年、2003年和2009－2010年進(jìn)行了三次修訂。1996年，標(biāo)準(zhǔn)名稱修改為《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，對新建1000t/h及以上的燃煤鍋爐按排渣方式規(guī)定了650～1000mg/m3的NOx排放限值;2003年修訂，按機(jī)組建設(shè)時段和燃煤揮發(fā)分的高低，對所有燃煤鍋爐規(guī)定了450～1100mg/m3的NOx排放限值，主要的控制技術(shù)是建設(shè)低氮燃燒器，并預(yù)留煙氣脫硝裝置的建設(shè)空間;2009－2010年再次修訂，按重點(diǎn)地區(qū)和非重點(diǎn)地區(qū)規(guī)定了150～400mg/m3的NOx排放限值，燃煤電廠NOx的主要控制技術(shù)是建設(shè)低氮燃燒器+SCR、SNCR、SNCR/SCRS組合、脫硫脫硝一體化、低溫SCR技術(shù)等。

為了適應(yīng)新標(biāo)準(zhǔn)的要求，“十二五”期間燃煤電廠必將掀起煙氣脫硝設(shè)施的建設(shè)高潮?？刂迫济簾煔釴Ox排放的技術(shù)路線:一是推廣成熟可靠的NOx單項(xiàng)治理技術(shù)，如低氮燃燒器和選擇性催化還原(SCR)、非選擇性催化還原(SNCR)及SNCR/SCR組合煙氣脫硝技術(shù);二是研發(fā)應(yīng)用協(xié)同控制技術(shù)，如脫硫脫硝一體化、低溫SCR等。

2 NOx排放狀況

圖1列出了“十一五”期間我國電力行業(yè)NOx的排放情況。從圖1可知，NOx排放量呈逐年上升趨勢，2006年增幅最大，約14%;2007年－2009年增幅明顯放緩，年均增長率低于6%;NOx排放績效呈逐年下降趨勢。

2009年，電力行業(yè)NOx的排放總量約860萬t，與2005年的740萬t相比增加了16.2%，是美國2007年(NOx排放量265萬t)的2.4倍;2009年，我國電力行業(yè)NOx排放績效為2.88g/kW·h，與2005年的3.57g/kW·h相比下降了19.3%，與美國2000年的2.9g/kW·h相當(dāng)，但與美國2007年的1.8g/kW·h相比差異較大，是其1.6倍。

圖1 電力行業(yè)NOx排放量和排放績效變化情況

3 NOx控制技術(shù)現(xiàn)狀及存在問題

為了達(dá)到NOx排放標(biāo)準(zhǔn)，我國2004年以后的新、改、擴(kuò)建電廠均安裝了低氮燃燒器，并預(yù)留了脫硝裝置空間，部分重點(diǎn)區(qū)域火電廠率先安裝了脫硝裝置。20世紀(jì)90年代后期，我國首臺火電廠煙氣脫硝裝置在福建后石電廠的600MW機(jī)組建成。2006年1月，首臺具有自主知識產(chǎn)權(quán)的SCR煙氣脫硝工程在國華太倉發(fā)電有限公司600MW機(jī)組上成功運(yùn)行。目前，我國電力工業(yè)已形成了低NOx燃燒技術(shù)和以SCR、SNCR為代表的煙氣脫硝技術(shù)為主的格局。隨著NOx排放標(biāo)準(zhǔn)的進(jìn)一步提高，低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)將不斷發(fā)展，對其選擇與應(yīng)用仍將是研究的熱點(diǎn)。

3.1 低NOx燃燒技術(shù)

低NOx燃燒技術(shù)具有工藝成熟、投資和運(yùn)行費(fèi)用低等特點(diǎn)。在對NOx排放要求非常嚴(yán)格的國家(如德國和日本)，均是先采用低氮燃燒器減少一半以上的NOx后再進(jìn)行煙氣脫硝，以降低脫硝裝置入口的NOx濃度，減少投資費(fèi)用和運(yùn)行成本。這是目前各種降低NOx排放技術(shù)中采用較廣、相對簡單、經(jīng)濟(jì)有效的方法，但其減少NOx排放有一定的限度。由于降低燃燒溫度、減少煙氣中氧的濃度等不利于煤的燃燒過程，因此，各種低NOx燃燒技術(shù)都必須以不影響燃燒穩(wěn)定性為前提，還要求不會導(dǎo)致還原性氣氛對鍋爐受熱面產(chǎn)生腐蝕，以及不會不合理地增加飛灰含碳量而降低鍋爐效率。

國外低NOx燃燒技術(shù)的發(fā)展已歷經(jīng)三代。第一代技術(shù)不對燃燒系統(tǒng)作大的改動;第二代技術(shù)以空氣分級燃燒器為特征;第三代技術(shù)則是在爐膛內(nèi)同時實(shí)施空氣、燃料分級的三級燃燒方式。截至2009年底，我國電力行業(yè)幾乎所有300MW及以上的燃煤機(jī)組均安裝了低氮燃燒器。應(yīng)用較多的是分級配風(fēng)、OFA、旋流式煤粉預(yù)燃室燃燒器、夾心風(fēng)煤粉燃燒器、大速差煤粉燃燒器、雙尺度燃燒器、雙通道煤粉燃燒器、多級濃縮煤粉燃燒器等。

3.2 煙氣脫硝技術(shù)

據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2009年底，我國已投運(yùn)的煙氣脫硝機(jī)組容量約5000萬kW，占火電裝機(jī)容量的8%。已投運(yùn)的煙氣脫硝機(jī)組以新建機(jī)組為主，且主要集中在東部沿海地區(qū)，如福建、浙江、廣東、江蘇等，其中約95%的機(jī)組采用SCR工藝，5%的機(jī)組采用SNCR工藝。目前，正在規(guī)劃及在建的煙氣脫硝機(jī)組已超過1億kW。

3.2.1 主要煙氣脫硝技術(shù)

(1)SCR工藝。目前商業(yè)應(yīng)用最為廣泛的煙氣脫硝技術(shù)，其原理是在催化劑存在的情況下，通過向反應(yīng)器內(nèi)噴入脫硝還原劑氨，將NOx還原為N2。反應(yīng)溫度為300～450℃，脫硝效率可達(dá)90%以上。該技術(shù)已在漳州后石等40多個電廠應(yīng)用。

(2)SNCR工藝。SNCR工藝原理是在高溫條件下，由氨或其他還原劑將NOx還原成N2和水，反應(yīng)受溫度限制較大，最佳溫度為950℃左右，溫度高或低都會影響脫硝效率。主要問題是:由于溫度隨鍋爐負(fù)荷和運(yùn)行周期而變化及鍋爐中NOx濃度的不規(guī)則性，使其應(yīng)用情況較復(fù)雜。該工藝在大容量機(jī)組應(yīng)用的脫硝效率不超過40%，在同等脫硝效率下，其NH3耗量高于SCR工藝，從而使NH3的逃逸量增加。目前，該工藝已在江蘇闞山電廠2× 600MW、江蘇利港電廠2×350MW機(jī)組上應(yīng)用。

(3)SNCR/SCR組合技術(shù)工藝。20世紀(jì)90年代后期成功研發(fā)，該技術(shù)既適合新建機(jī)組，也適用于場地狹窄的老廠改造，脫硝效率最高可達(dá)到90%。該技術(shù)是將爐內(nèi)脫硝SNCR法及爐后脫硝SCR法串連成一個系統(tǒng)，用SNCR法爐內(nèi)脫硝后的余氨再進(jìn)入SCR的催化反應(yīng)器進(jìn)行脫硝。還原劑一般為尿素，可省去噴氨系統(tǒng)。該工藝已在神華國華北京熱電分公司2×200MW機(jī)組上應(yīng)用。

(4)脫硫、脫硝一體化工藝。針對我國90%以上燃煤電廠采用石灰石―石膏濕法脫硫工藝的特點(diǎn)，國電科學(xué)技術(shù)研究院開展了國家863計(jì)劃“大型燃煤電站鍋爐濕法脫硫脫硝一體化技術(shù)與示范”研究，旨在石灰石—石膏濕法脫硫的基礎(chǔ)上，耦合研究開發(fā)的脫硝液，在不影響脫硫效率的前提下，實(shí)現(xiàn)NOx排放的控制，即在同一設(shè)施內(nèi)，實(shí)現(xiàn)SO2、NOx的協(xié)同控制。目前，該研究已完成中間試驗(yàn)，正著手開展300MW機(jī)組的示范工程建設(shè)。

(5)低溫SCR工藝。該工藝是目前正在研究開發(fā)的新型SCR工藝，其原理與傳統(tǒng)的SCR工藝基本相同。兩者的最大區(qū)別是布置方式不同，SCR法布置在省煤器和空氣預(yù)熱器之間高溫(300～450℃)、高塵(20～50g/m3)端，而低溫SCR法布置在鍋爐尾部除塵器后或引風(fēng)機(jī)后、FGD前的低溫(100～200℃)、低塵(＜200mg/m3)端。這樣，可大大地減小反應(yīng)器的體積，從而改善催化劑運(yùn)行環(huán)境，具有明顯的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。它能夠與傳統(tǒng)SCR技術(shù)競爭，是現(xiàn)有機(jī)組的脫硝改造性價(jià)比更高的技術(shù)。目前，該技術(shù)正在進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室中間放大試驗(yàn)。

3.2.2 存在的問題

(1)脫硝經(jīng)濟(jì)政策滯后。新標(biāo)準(zhǔn)于2012-01-01起實(shí)施，而脫硝電價(jià)補(bǔ)貼機(jī)制尚未出臺，電力企業(yè)難以自行消化較高的脫硝成本，脫硝裝置投運(yùn)率不高。安裝脫硝裝置后，單位投資及運(yùn)行成本均會增加，由于脫硝運(yùn)營成本較大，不少電廠特別是民營電廠，雖然已經(jīng)上了脫硝設(shè)備，但未運(yùn)行。脫硫技術(shù)在“十一五”期間得到快速發(fā)展的主要原因之一是國家給予了電價(jià)補(bǔ)貼。

(2)脫硝技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系尚不健全。由于我國煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)尚處于起步階段，相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范正在制定中，尚未形成系統(tǒng)的、規(guī)范的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。如尚未制定脫硝設(shè)施調(diào)試、運(yùn)行及性能試驗(yàn)的標(biāo)準(zhǔn)，只能借鑒國外的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)程，不利于我國脫硝工程的規(guī)模建設(shè)和應(yīng)用。

(3)脫硝核心技術(shù)的自主化尚待提高。目前，我國引進(jìn)的脫硝技術(shù)大多側(cè)重于技術(shù)應(yīng)用層面，技術(shù)的主導(dǎo)者依然是外方，對核心技術(shù)的消化吸收和再創(chuàng)新能力明顯不足，自主知識產(chǎn)權(quán)還很缺乏。

(4)脫硝引進(jìn)技術(shù)對我國燃煤電廠燃煤特點(diǎn)、煤種變化、負(fù)荷變化等復(fù)雜多變工況的適應(yīng)性尚待提高。如SCR煙氣脫硝裝置基本均采用高含塵方式布置，即脫硝裝置布置在空氣預(yù)熱器前面，這種布置方式的主要優(yōu)點(diǎn)是多數(shù)催化劑在此溫度范圍內(nèi)有足夠的活性，有利于反應(yīng)的進(jìn)行，煙氣不需要加熱就可獲得較高的脫硝效率。但國內(nèi)很多地區(qū)煤種的灰分都遠(yuǎn)高于國外煤種，煙氣中的煙塵濃度高，催化劑比較容易堵塞，而其所采用的聲波吹灰器效果普遍不佳，嚴(yán)重影響脫硝效果。

(5)脫硝催化劑的制備技術(shù)、氨噴射流場混合和優(yōu)化技術(shù)等方面的經(jīng)驗(yàn)積累比較欠缺，這是制約我國脫硝技術(shù)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的瓶頸。國外SCR大型工程公司和催化劑制造廠均有較為先進(jìn)的大型流場試驗(yàn)室和CFD數(shù)據(jù)分析系統(tǒng)，而我國現(xiàn)在CFD流場模擬測算在工程上運(yùn)用還較少，從而造成在實(shí)際運(yùn)行中，由于煙氣流速場不均勻，噴入的氨在煙氣中也不能保證均勻分布，在反應(yīng)器出口會導(dǎo)致部分區(qū)域NOx含量很低，而NH3逃逸率很大或部分區(qū)域NH3逃逸率很小而NOx含量較高的情況。國內(nèi)部分電廠為了防止NH3逃逸后對空氣預(yù)熱器的腐蝕，而采取降低NH3/NO比運(yùn)行的措施，使得SCR裝置的脫硝效率大大降低。

(6)脫硝還原劑液氨的運(yùn)輸和安全壓力較大。據(jù)調(diào)研，江蘇和河北是目前國內(nèi)合成氨的產(chǎn)量大省，其他省份產(chǎn)量較少，而脫硝所需的還原劑液氨需要由外省輸入。由于液氨屬于危險(xiǎn)品，其長途運(yùn)輸存在較大的安全壓力。

4 NOx控制對策

4.1 排放要求

《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223－2011)嚴(yán)格控制大氣污染物排放的地區(qū)，重點(diǎn)地區(qū)NOx排放限值為150mg/m3，其他地區(qū)NOx排放限值為200～400mg/m3。

4.2 控制對策

根據(jù)電力行業(yè)目前脫硝技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀和工程運(yùn)用情況，要實(shí)現(xiàn)新的NOx排放要求，就需要融合成熟的低氮燃燒、SCR、SNCR等控制技術(shù)，并加以推廣。同時，加大對脫硫脫硝一體化、低溫SCR等有潛力、有前景的脫硝技術(shù)的研發(fā)力度，并盡早開展工程示范，取得成熟經(jīng)驗(yàn)后加以推廣。

4.2.1 脫硝技術(shù)選擇原則

(1)無論是新建電廠還是現(xiàn)有電廠，無論燃用何種煤，都應(yīng)采用低氮燃燒技術(shù)，最大限度地控制燃煤鍋爐NOx的生成量。由于低氮燃燒技術(shù)會使部分煤種在鍋爐燃燒時，出現(xiàn)不完全燃燒，飛灰殘?zhí)亢扛叩默F(xiàn)象，因此，設(shè)計(jì)或改造低氮燃燒技術(shù)時，應(yīng)根據(jù)鍋爐爐型、燃煤特性進(jìn)行優(yōu)化。

(2)當(dāng)脫硝效率要求≥80%時，宜選用SCR或SNCR/SCR組合脫硝技術(shù);當(dāng)脫硝效率要求≥50%時，宜選用SNCR或低溫SCR技術(shù);當(dāng)脫硝效率要求≥30%時，宜選用脫硫脫硝一體化等技術(shù)。

(3)對于現(xiàn)有機(jī)組脫硝改造，且受場地空間、鍋爐基礎(chǔ)載荷等因素限制時，宜選用 SNCR、低溫SCR、脫硫脫硝一體化等技術(shù)。

(4)各種煙氣脫硝技術(shù)在選擇還原劑時，應(yīng)充分結(jié)合其所在區(qū)域還原劑的供應(yīng)狀況，在確保運(yùn)輸安全、廠區(qū)運(yùn)行安全的情況下，因廠制宜，經(jīng)技術(shù)、經(jīng)濟(jì)比較后選定。

4.2.2 實(shí)現(xiàn)400mg/m3排放的對策

該限值標(biāo)準(zhǔn)下對于部分燃用煙煤和褐煤的燃煤機(jī)組，只須改造成先進(jìn)高效的低氮燃燒器即可達(dá)標(biāo)排放;對于燃用無煙煤和貧煤的燃煤機(jī)組，則需要安裝SNCR、低溫SCR、脫硫脫硝一體化等裝置，以達(dá)到排放濃度限值。

燃煤電廠NOx排放限值要求為400 mg/m3時，可采用下列方法實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放:高效低氮燃燒器，適用于燃用煙煤、褐煤的燃煤鍋爐;高效低氮燃燒器+ SNCR或低溫SCR技術(shù)，適用于燃用所有煤種的燃煤鍋爐;高效低氮燃燒器+脫硫脫硝一體化技術(shù)，適用于燃用所有煤種的燃煤鍋爐。

4.2.3 實(shí)現(xiàn)150～200mg/m3排放的對策

該排放限值較為嚴(yán)格，對于燃用煙煤的鍋爐，SNCR、低溫SCR、脫硫脫硝一體化技術(shù)無法達(dá)到排放要求，必須考慮SCR或SNCR/SCR組合技術(shù)。

對于現(xiàn)有機(jī)組脫硝改造采用SNCR或SCR脫硝技術(shù)時，應(yīng)重點(diǎn)注意:SNCR技術(shù)因噴射霧化、設(shè)備冷卻等需要用氣，且耗氣量較大，為此，在改造時應(yīng)考慮廠用氣的裕量問題;SCR或SNCR/SCR組合技術(shù)，首先要關(guān)注場地空間和鋼架載荷因素，其次要關(guān)注尾部煙道阻力的增加(煙氣側(cè)阻力約增加1000Pa)，在現(xiàn)有引風(fēng)機(jī)壓頭裕量不能滿足時，應(yīng)對引風(fēng)機(jī)進(jìn)行擴(kuò)容改造。

燃煤電廠NOx排放要求為150～200mg/m3時，可采用下列方法實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放:高效低氮燃燒器+ SCR或SNCR/SCR組合技術(shù)，適用于燃用所有煤種的燃煤鍋爐;高效低氮燃燒器+SNCR或低溫SCR +脫硫脫硝一體化技術(shù)，適用于燃用煙煤、褐煤等的燃煤鍋爐;對于循環(huán)流化床鍋爐，不適合建設(shè)SCR煙氣脫硝裝置，宜采用低溫SCR等技術(shù)。這是由于循環(huán)流化床鍋爐通常燃用高灰分劣質(zhì)煤，煙塵濃度較高，如采用SCR技術(shù)，極易造成催化劑堵塞;其次該鍋爐采用爐內(nèi)脫硫技術(shù)，需要向燃燒室內(nèi)加入石灰石作為脫硫劑，石灰石在燃燒室內(nèi)煅燒產(chǎn)生的CaO進(jìn)入催化劑層時，對催化劑產(chǎn)生毒化作用，飛灰中的CaO與SO3的反應(yīng)產(chǎn)物CaSO4會附著在催化劑表面，形成一層阻止NOx與NH3深度反應(yīng)的膜，從而影響脫硝效果。

5 結(jié)語

隨著《火電廠氮氧化物防治技術(shù)路線》的頒布，以及新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的執(zhí)行，“十二五”期間，燃煤電廠NOx的控制將成為電力環(huán)保的重中之重，必將掀起脫硝設(shè)施建設(shè)的高潮。為有效推進(jìn)燃煤電廠NOx的控制，一要加強(qiáng)脫硝產(chǎn)業(yè)化發(fā)展管理，包括市場準(zhǔn)入、技術(shù)、設(shè)備、規(guī)范、監(jiān)管等;二要督促政府出臺相關(guān)經(jīng)濟(jì)政策，包括電價(jià)機(jī)制、排污交易等;三要進(jìn)一步加強(qiáng)氮氧化物復(fù)雜性及其控制技術(shù)多元化的研究、示范與應(yīng)用;四要積極推進(jìn)脫硝工程建設(shè)，在環(huán)境約束條件下，要因廠制宜，合理配置低氮燃燒技術(shù)，科學(xué)選擇SCR、SNCR/SCR組合、SNCR、低溫度SCR和脫硫脫硝一體化等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)效益—成本的最大化。

［1］中國電力企業(yè)聯(lián)合會.中國電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告［M］.北京:中國電力出版社，2010.

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Study on control strategy of coal－fired power plants to meet new standards for nitrogen oxide

The standard of NOxemission and development of NOxcontrol technology of coal－fired power plants in China were discussed.The status of NOxemission，the characteristics of NOxcontrol technology of coal－fired power plants and its main problem were analyzed in detail.With the new standard，the NOxcontrol strategy for maximize the benefit－cost under environmental constraints were proposed.

NOx;standard;control strategy

X701.7

B

1674－8069(2012)01－015－04

火電廠煙氣治理設(shè)施運(yùn)行管理技術(shù)研究及規(guī)范編制(1453.17)

2011-09-16;

2011-12-19

沈魯鋒(1968-)，男，山東省鄄城人，高級工程師，長期從事火電廠技術(shù)管理及節(jié)能減排工作。E－mail:shenlufeng@cgdc.com.cn