燃煤电厂应对新标准的氮氧化物控制策略研究

沈鲁锋，薛建明，刘涛，许月阳，柏源

(1.华北电力大学，北京 102206;2.国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

燃煤电厂应对新标准的氮氧化物控制策略研究

沈鲁锋1，薛建明2，刘涛2，许月阳2，柏源2

(1.华北电力大学，北京 102206;2.国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

介绍了我国燃煤电厂NOx排放标准及其控制技术发展状况，分析了NOx的排放现状及我国燃煤电厂NOx控制技术的特点及存在问题。结合新标准，提出在环境约束条件下效益―成本最大化的NOx控制策略。

氮氧化物;标准;控制对策

我国以煤炭为主的能源结构导致NOx排放总量居高不下。“十一五”期间，NOx排放的快速增长加剧了复合型大气污染的形成，部分抵消了SO2减排的巨大努力。NOx跨国界的“长距离输送”，使得国际社会高度关注我国NOx的排放状况，增加了我国控制NOx排放的压力。随着《火电厂氮氧化物防治技术政策》以及《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)的颁布，控制NOx排放已成为电力行业“十二五”环境保护工作的重中之重。

1 排放标准及NOx控制技术的发展

1991年，我国颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－1991)，之后分别于1996年、2003年和2009－2010年进行了三次修订。1996年，标准名称修改为《火电厂大气污染物排放标准》，对新建1000t/h及以上的燃煤锅炉按排渣方式规定了650～1000mg/m3的NOx排放限值;2003年修订，按机组建设时段和燃煤挥发分的高低，对所有燃煤锅炉规定了450～1100mg/m3的NOx排放限值，主要的控制技术是建设低氮燃烧器，并预留烟气脱硝装置的建设空间;2009－2010年再次修订，按重点地区和非重点地区规定了150～400mg/m3的NOx排放限值，燃煤电厂NOx的主要控制技术是建设低氮燃烧器+SCR、SNCR、SNCR/SCRS组合、脱硫脱硝一体化、低温SCR技术等。

为了适应新标准的要求，“十二五”期间燃煤电厂必将掀起烟气脱硝设施的建设高潮。控制燃煤烟气NOx排放的技术路线:一是推广成熟可靠的NOx单项治理技术，如低氮燃烧器和选择性催化还原(SCR)、非选择性催化还原(SNCR)及SNCR/SCR组合烟气脱硝技术;二是研发应用协同控制技术，如脱硫脱硝一体化、低温SCR等。

2 NOx排放状况

图1列出了“十一五”期间我国电力行业NOx的排放情况。从图1可知，NOx排放量呈逐年上升趋势，2006年增幅最大，约14%;2007年－2009年增幅明显放缓，年均增长率低于6%;NOx排放绩效呈逐年下降趋势。

2009年，电力行业NOx的排放总量约860万t，与2005年的740万t相比增加了16.2%，是美国2007年(NOx排放量265万t)的2.4倍;2009年，我国电力行业NOx排放绩效为2.88g/kW·h，与2005年的3.57g/kW·h相比下降了19.3%，与美国2000年的2.9g/kW·h相当，但与美国2007年的1.8g/kW·h相比差异较大，是其1.6倍。

图1 电力行业NOx排放量和排放绩效变化情况

3 NOx控制技术现状及存在问题

为了达到NOx排放标准，我国2004年以后的新、改、扩建电厂均安装了低氮燃烧器，并预留了脱硝装置空间，部分重点区域火电厂率先安装了脱硝装置。20世纪90年代后期，我国首台火电厂烟气脱硝装置在福建后石电厂的600MW机组建成。2006年1月，首台具有自主知识产权的SCR烟气脱硝工程在国华太仓发电有限公司600MW机组上成功运行。目前，我国电力工业已形成了低NOx燃烧技术和以SCR、SNCR为代表的烟气脱硝技术为主的格局。随着NOx排放标准的进一步提高，低氮燃烧技术和烟气脱硝技术将不断发展，对其选择与应用仍将是研究的热点。

3.1 低NOx燃烧技术

低NOx燃烧技术具有工艺成熟、投资和运行费用低等特点。在对NOx排放要求非常严格的国家(如德国和日本)，均是先采用低氮燃烧器减少一半以上的NOx后再进行烟气脱硝，以降低脱硝装置入口的NOx浓度，减少投资费用和运行成本。这是目前各种降低NOx排放技术中采用较广、相对简单、经济有效的方法，但其减少NOx排放有一定的限度。由于降低燃烧温度、减少烟气中氧的浓度等不利于煤的燃烧过程，因此，各种低NOx燃烧技术都必须以不影响燃烧稳定性为前提，还要求不会导致还原性气氛对锅炉受热面产生腐蚀，以及不会不合理地增加飞灰含碳量而降低锅炉效率。

国外低NOx燃烧技术的发展已历经三代。第一代技术不对燃烧系统作大的改动;第二代技术以空气分级燃烧器为特征;第三代技术则是在炉膛内同时实施空气、燃料分级的三级燃烧方式。截至2009年底，我国电力行业几乎所有300MW及以上的燃煤机组均安装了低氮燃烧器。应用较多的是分级配风、OFA、旋流式煤粉预燃室燃烧器、夹心风煤粉燃烧器、大速差煤粉燃烧器、双尺度燃烧器、双通道煤粉燃烧器、多级浓缩煤粉燃烧器等。

3.2 烟气脱硝技术

据统计，截至2009年底，我国已投运的烟气脱硝机组容量约5000万kW，占火电装机容量的8%。已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，且主要集中在东部沿海地区，如福建、浙江、广东、江苏等，其中约95%的机组采用SCR工艺，5%的机组采用SNCR工艺。目前，正在规划及在建的烟气脱硝机组已超过1亿kW。

3.2.1 主要烟气脱硝技术

(1)SCR工艺。目前商业应用最为广泛的烟气脱硝技术，其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将NOx还原为N2。反应温度为300～450℃，脱硝效率可达90%以上。该技术已在漳州后石等40多个电厂应用。

(2)SNCR工艺。SNCR工艺原理是在高温条件下，由氨或其他还原剂将NOx还原成N2和水，反应受温度限制较大，最佳温度为950℃左右，温度高或低都会影响脱硝效率。主要问题是:由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使其应用情况较复杂。该工艺在大容量机组应用的脱硝效率不超过40%，在同等脱硝效率下，其NH3耗量高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。目前，该工艺已在江苏阚山电厂2× 600MW、江苏利港电厂2×350MW机组上应用。

(3)SNCR/SCR组合技术工艺。20世纪90年代后期成功研发，该技术既适合新建机组，也适用于场地狭窄的老厂改造，脱硝效率最高可达到90%。该技术是将炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法串连成一个系统，用SNCR法炉内脱硝后的余氨再进入SCR的催化反应器进行脱硝。还原剂一般为尿素，可省去喷氨系统。该工艺已在神华国华北京热电分公司2×200MW机组上应用。

(4)脱硫、脱硝一体化工艺。针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石―石膏湿法脱硫工艺的特点，国电科学技术研究院开展了国家863计划“大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范”研究，旨在石灰石—石膏湿法脱硫的基础上，耦合研究开发的脱硝液，在不影响脱硫效率的前提下，实现NOx排放的控制，即在同一设施内，实现SO2、NOx的协同控制。目前，该研究已完成中间试验，正着手开展300MW机组的示范工程建设。

(5)低温SCR工艺。该工艺是目前正在研究开发的新型SCR工艺，其原理与传统的SCR工艺基本相同。两者的最大区别是布置方式不同，SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温(300～450℃)、高尘(20～50g/m3)端，而低温SCR法布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、FGD前的低温(100～200℃)、低尘(＜200mg/m3)端。这样，可大大地减小反应器的体积，从而改善催化剂运行环境，具有明显的技术经济优势。它能够与传统SCR技术竞争，是现有机组的脱硝改造性价比更高的技术。目前，该技术正在进行实验室中间放大试验。

3.2.2 存在的问题

(1)脱硝经济政策滞后。新标准于2012-01-01起实施，而脱硝电价补贴机制尚未出台，电力企业难以自行消化较高的脱硝成本，脱硝装置投运率不高。安装脱硝装置后，单位投资及运行成本均会增加，由于脱硝运营成本较大，不少电厂特别是民营电厂，虽然已经上了脱硝设备，但未运行。脱硫技术在“十一五”期间得到快速发展的主要原因之一是国家给予了电价补贴。

(2)脱硝技术标准体系尚不健全。由于我国烟气脱硝产业尚处于起步阶段，相关技术标准和规范正在制定中，尚未形成系统的、规范的技术标准。如尚未制定脱硝设施调试、运行及性能试验的标准，只能借鉴国外的相关标准和规程，不利于我国脱硝工程的规模建设和应用。

(3)脱硝核心技术的自主化尚待提高。目前，我国引进的脱硝技术大多侧重于技术应用层面，技术的主导者依然是外方，对核心技术的消化吸收和再创新能力明显不足，自主知识产权还很缺乏。

(4)脱硝引进技术对我国燃煤电厂燃煤特点、煤种变化、负荷变化等复杂多变工况的适应性尚待提高。如SCR烟气脱硝装置基本均采用高含尘方式布置，即脱硝装置布置在空气预热器前面，这种布置方式的主要优点是多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，有利于反应的进行，烟气不需要加热就可获得较高的脱硝效率。但国内很多地区煤种的灰分都远高于国外煤种，烟气中的烟尘浓度高，催化剂比较容易堵塞，而其所采用的声波吹灰器效果普遍不佳，严重影响脱硝效果。

(5)脱硝催化剂的制备技术、氨喷射流场混合和优化技术等方面的经验积累比较欠缺，这是制约我国脱硝技术产业化发展的瓶颈。国外SCR大型工程公司和催化剂制造厂均有较为先进的大型流场试验室和CFD数据分析系统，而我国现在CFD流场模拟测算在工程上运用还较少，从而造成在实际运行中，由于烟气流速场不均匀，喷入的氨在烟气中也不能保证均匀分布，在反应器出口会导致部分区域NOx含量很低，而NH3逃逸率很大或部分区域NH3逃逸率很小而NOx含量较高的情况。国内部分电厂为了防止NH3逃逸后对空气预热器的腐蚀，而采取降低NH3/NO比运行的措施，使得SCR装置的脱硝效率大大降低。

(6)脱硝还原剂液氨的运输和安全压力较大。据调研，江苏和河北是目前国内合成氨的产量大省，其他省份产量较少，而脱硝所需的还原剂液氨需要由外省输入。由于液氨属于危险品，其长途运输存在较大的安全压力。

4 NOx控制对策

4.1 排放要求

《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)严格控制大气污染物排放的地区，重点地区NOx排放限值为150mg/m3，其他地区NOx排放限值为200～400mg/m3。

4.2 控制对策

根据电力行业目前脱硝技术的发展现状和工程运用情况，要实现新的NOx排放要求，就需要融合成熟的低氮燃烧、SCR、SNCR等控制技术，并加以推广。同时，加大对脱硫脱硝一体化、低温SCR等有潜力、有前景的脱硝技术的研发力度，并尽早开展工程示范，取得成熟经验后加以推广。

4.2.1 脱硝技术选择原则

(1)无论是新建电厂还是现有电厂，无论燃用何种煤，都应采用低氮燃烧技术，最大限度地控制燃煤锅炉NOx的生成量。由于低氮燃烧技术会使部分煤种在锅炉燃烧时，出现不完全燃烧，飞灰残炭含量高的现象，因此，设计或改造低氮燃烧技术时，应根据锅炉炉型、燃煤特性进行优化。

(2)当脱硝效率要求≥80%时，宜选用SCR或SNCR/SCR组合脱硝技术;当脱硝效率要求≥50%时，宜选用SNCR或低温SCR技术;当脱硝效率要求≥30%时，宜选用脱硫脱硝一体化等技术。

(3)对于现有机组脱硝改造，且受场地空间、锅炉基础载荷等因素限制时，宜选用 SNCR、低温SCR、脱硫脱硝一体化等技术。

(4)各种烟气脱硝技术在选择还原剂时，应充分结合其所在区域还原剂的供应状况，在确保运输安全、厂区运行安全的情况下，因厂制宜，经技术、经济比较后选定。

4.2.2 实现400mg/m3排放的对策

该限值标准下对于部分燃用烟煤和褐煤的燃煤机组，只须改造成先进高效的低氮燃烧器即可达标排放;对于燃用无烟煤和贫煤的燃煤机组，则需要安装SNCR、低温SCR、脱硫脱硝一体化等装置，以达到排放浓度限值。

燃煤电厂NOx排放限值要求为400 mg/m3时，可采用下列方法实现达标排放:高效低氮燃烧器，适用于燃用烟煤、褐煤的燃煤锅炉;高效低氮燃烧器+ SNCR或低温SCR技术，适用于燃用所有煤种的燃煤锅炉;高效低氮燃烧器+脱硫脱硝一体化技术，适用于燃用所有煤种的燃煤锅炉。

4.2.3 实现150～200mg/m3排放的对策

该排放限值较为严格，对于燃用烟煤的锅炉，SNCR、低温SCR、脱硫脱硝一体化技术无法达到排放要求，必须考虑SCR或SNCR/SCR组合技术。

对于现有机组脱硝改造采用SNCR或SCR脱硝技术时，应重点注意:SNCR技术因喷射雾化、设备冷却等需要用气，且耗气量较大，为此，在改造时应考虑厂用气的裕量问题;SCR或SNCR/SCR组合技术，首先要关注场地空间和钢架载荷因素，其次要关注尾部烟道阻力的增加(烟气侧阻力约增加1000Pa)，在现有引风机压头裕量不能满足时，应对引风机进行扩容改造。

燃煤电厂NOx排放要求为150～200mg/m3时，可采用下列方法实现达标排放:高效低氮燃烧器+ SCR或SNCR/SCR组合技术，适用于燃用所有煤种的燃煤锅炉;高效低氮燃烧器+SNCR或低温SCR +脱硫脱硝一体化技术，适用于燃用烟煤、褐煤等的燃煤锅炉;对于循环流化床锅炉，不适合建设SCR烟气脱硝装置，宜采用低温SCR等技术。这是由于循环流化床锅炉通常燃用高灰分劣质煤，烟尘浓度较高，如采用SCR技术，极易造成催化剂堵塞;其次该锅炉采用炉内脱硫技术，需要向燃烧室内加入石灰石作为脱硫剂，石灰石在燃烧室内煅烧产生的CaO进入催化剂层时，对催化剂产生毒化作用，飞灰中的CaO与SO3的反应产物CaSO4会附着在催化剂表面，形成一层阻止NOx与NH3深度反应的膜，从而影响脱硝效果。

5 结语

随着《火电厂氮氧化物防治技术路线》的颁布，以及新的《火电厂大气污染物排放标准》的执行，“十二五”期间，燃煤电厂NOx的控制将成为电力环保的重中之重，必将掀起脱硝设施建设的高潮。为有效推进燃煤电厂NOx的控制，一要加强脱硝产业化发展管理，包括市场准入、技术、设备、规范、监管等;二要督促政府出台相关经济政策，包括电价机制、排污交易等;三要进一步加强氮氧化物复杂性及其控制技术多元化的研究、示范与应用;四要积极推进脱硝工程建设，在环境约束条件下，要因厂制宜，合理配置低氮燃烧技术，科学选择SCR、SNCR/SCR组合、SNCR、低温度SCR和脱硫脱硝一体化等技术，实现效益—成本的最大化。

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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

火电厂烟气治理设施运行管理技术研究及规范编制(1453.17)

2011-09-16;

2011-12-19

沈鲁锋(1968-)，男，山东省鄄城人，高级工程师，长期从事火电厂技术管理及节能减排工作。E－mail:shenlufeng@cgdc.com.cn