火电厂氮氧化物控制对策研究

2014-03-24李忠华

电力科技与环保 2014年1期

张荀，柏源，刘涛，李忠华

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

0 引言

“十二五”规划将氮氧化物列入主要控制排放污染物，提出五年消减10%的减排目标。新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对氮氧化物的排放提出了强制性的要求，并于2012年1月1日起正式实施[1]。更加严格的排放标准促使火电厂加大了烟气脱硝的力度，火电脱硝已取代脱硫成为减排工作的重中之重。随着2014年7月氮氧化物达标“大限”的临近，脱硝电价补贴政策《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》和《关于调整可再生能源电价附加标准和环保电价有关事项的通知》相继出台[2-3]，进一步刺激脱硝市场的快速发展，脱硝行业进入黄金发展时期。按照2011年电监会《关于脱硝电价政策的研究和建议》公布的脱硝装置成本均价110元/kW推算，“十二五”期间脱硝工程市场规模约为1000亿元。2012-2014年我国脱硝市场将持续爆发式增长，到2014年市场的需求总量将出现下滑，2015年以后，电力脱硝市场需求将以新建机组为主。预计到“十三五”期间，脱硝市场需求约275亿元[4]。

火电厂大规模的脱硝工程建设及其产业化的实施，需要综合考虑脱硝技术的选择性、氮氧化物控制排放标准、材料供应余力、氨在线监测、废弃催化剂处置等因素，研究确定适合具体电厂氮氧化物控制技术选择的对策，避免出现“十一五”脱硫产业化中出现的脱硫市场低价恶性竞争、实际运行工况高于设计值、工期不合理等一系列问题，对推动我国脱硝产业化有序发展具有重要意义。

1 脱硝产业化面临的问题[5]

1.1 脱硝经济政策及技术方面

(1)脱硝经济政策。2013年8月27日，国家发改委下放了《关于调整可再生能源电价附加标准和环保电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1651号)，将火电企业脱硝电价补偿提高。虽然脱硝电价补贴上调，600MW及1000MW级的机组脱硝基本能弥补亏损，甚至略有盈余，不过300MW及以下机组脱硝电价仍不能覆盖成本。这部分补贴将通过电煤价格下降腾出的电价空间来解决资金来源，这或将加快火电上网电价下调步伐。

(2)火电厂烟气脱硝产业标准化工作滞后。火电厂烟气脱硝产业化标准体系建设滞后，缺乏符合我国国情的国家层面统一的技术标准体系；产品检测、认证、评估体系不健全，标准与标准、标准与政策之间难以协同和统一，不利于脱硝产业的健康发展。

(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。脱硝引进技术对我国火电厂燃煤特点、煤种变化、负荷变化等复杂多变工况的适应性尚待提高。

1.2 材料供应余力问题

脱硝产业化原材料供应主要是催化剂、钛白粉、液氨的生产能力。当前在催化剂生产、使用存在的问题是制约烟气脱硝工程的主要瓶颈之一。根据《技术政策编制说明》提示，催化剂价格昂贵，约4.2～5万元/m3，一台600MW的燃煤机组，需要600m3左右的催化剂，约占整个脱硝工程造价的40%左右。此外，催化剂的使用寿命较短，一般3年左右就需要更换，更换后催化剂的再生技术尚需探索，一台600MW机组每年更换催化剂费用600～1000万元。这些SCR/SNCR主要生产技术和原料若不被我国自主控制和掌握，在实施火电厂氮氧化物控制过程中必将严重阻碍我国烟气脱硝产业的健康稳定的发展。

1.3 技术吸收及流场数值模拟

SCR系统设计性能的优劣在很大程度上还取决于SCR催化剂供应商提供的催化剂和流场公司对流场的计算与优化。我国SCR脱硝工程大多采用技术引进或者项目合作的方式，其中项目合作的方式外方对技术有所保留，无法掌握SCR脱硝的关键技术；技术引进方式则可以相对较为彻底的转让SCR脱硝技术。但是即使是技术引进，引进的只是工艺系统设计技术。在工程实施过程中，发现由于脱硝催化剂的选型、设计、布置只能由脱硝催化剂厂商提供，如果提供的催化剂存在缺陷会使得运行结果低于设计值，承包商承担更大的风险。

对于流场设计，如果流场设计不合理会造成到达催化剂表面的气流、温度和氨氮比分布不均，使得系统运行结果低于预期值，并在某些区域造成积灰、堵塞，压降上升。国内SCR工程招标中，均要求提供计算流体动力学(CFD)流场模拟和物理流动模型的试验结果和优化方案。根据火电厂环境保护评价情况来看，多数电厂对流场模拟不够重视。国内目前还没有SCR脱硝流场设计公司，同时SCR的流场计算软件和化学反应模拟软件的核心技术都还要依靠国外，SCR的系统布置和关键设备需要国外流场模拟公司进行支撑，这样不仅影响SCR脱硝工程的进度，而且工程质量得不到保证。

1.4 氮氧化物及氨在线监测技术问题

SCR氮氧化物控制技术相对成熟，但氮氧化物及氨在线监测技术尚存在问题。

1.4.1 氮氧化物在线监测

现有的在线分析仪表NO/O2，部分电厂采取负压抽取稀释测量方法，其主要问题是：

(1)脱硝原烟气进口取样管道管线较长、弯头多，风机抽取的湿烟气携带飞灰量高，在抽取管道内冷却后易积灰堵塞管道，另外由于管线较长，管道前端抽气流速较高，管壁容易磨漏，进而漏风造成仪表测量不准。进出口NO/O2不准不利于根据脱硝装置实际情况控制氨的喷入量。

(2)烟气取样系统虽有滤网，但由于烟气含尘量高积灰难以避免，锅炉短时正压会造成飞灰进入稀释风管道，由于各稀释风支管进入烟道时为垂直向上管道，稀释风风速不足以携带飞灰返回烟道，长时间积累后形成积灰。

1.4.2 氨气在线监测

目前为止市场上还没有一种现场运行稳定、价格适宜的在线氨气检测仪的产品。国内部分工程项目氨逃逸浓度采用比色法测量，效果不理想。国外均采用化学取样吸收，再分析吸收溶液反算烟气中的氨浓度。如果氨在飞灰中的沉积是由于积累的长期的低浓度的氨逃逸引起，监视飞灰中的铵离子浓度比较稳妥，但系统的启停多、氨逃逸浓度变化大，则需要使用实时的氨气检测。氨气不能快速有效的在线监测对火电厂的安全生产和精细化管理都造成一定的影响。

此外氮氧化物的监管也存在尚待解决的问题，如NOx的生成与锅炉炉型，燃煤煤种挥发份、燃烧过程中温度和氧量诸多因素相关。环保部门在进行总量监管时就必须靠在线监测来统计排放量，而按照物料衡算法将会产生不小的偏差。

1.5 废弃催化剂处置问题

根据国外经验，一般在催化剂在初装6年后，需要将其中一层催化剂更换，再隔3年后需要将另一层更换。在此之后，催化剂需要每隔3年更换其中的一层。从容量分析，在“十二五”末开始每年需要处理的废催化剂的能力将达到4～6万m3。由于二氧化钛有一定毒性，且催化剂中含有重金属，所以这些废弃催化剂如何有效处置也是值得关注的问题。目前国内尚未出台专门的催化剂管理办法，只能参照《固体废弃物处理办法》处理。按照固体废弃物管理，含有重金属的催化剂属于有毒固体废弃物，其处置难度较大。如果掩埋，填埋场必须采用防渗漏、防重金属迁移的技术处理。在未出台专项催化剂管理办法时，只能靠设立一定数量的失效催化剂处置场所，避免因处置不当造成对环境的二次污染。