燃煤電廠應對新標準的氮氧化物控制策略研究

沈魯鋒，薛建明，劉濤，許月陽，柏源

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

燃煤電廠應對新標準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，北京 102206;2.國電科學技術研究院，江蘇南京 210031)

介紹了我國燃煤電廠NOx排放標準及其控制技術發展狀況，分析了NOx的排放現狀及我國燃煤電廠NOx控制技術的特點及存在問題。結合新標準，提出在環境約束條件下效益―成本最大化的NOx控制策略。

氮氧化物;標準;控制對策

我國以煤炭為主的能源結構導致NOx排放總量居高不下。“十一五”期間，NOx排放的快速增長加劇了復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政策》以及《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)的頒布，控制NOx排放已成為電力行業“十二五”環境保護工作的重中之重。

1 排放標準及NOx控制技術的發展

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

為了適應新標準的要求，“十二五”期間燃煤電廠必將掀起煙氣脫硝設施的建設高潮。控制燃煤煙氣NOx排放的技術路線:一是推廣成熟可靠的NOx單項治理技術，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;二是研發應用協同控制技術，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，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NOx排放量和排放績效變化情況

3 NOx控制技術現狀及存在問題

為了達到NOx排放標準，我國2004年以后的新、改、擴建電廠均安裝了低氮燃燒器，并預留了脫硝裝置空間，部分重點區域火電廠率先安裝了脫硝裝置。20世紀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機組建成。2006年1月，首臺具有自主知識產權的SCR煙氣脫硝工程在國華太倉發電有限公司600MW機組上成功運行。目前，我國電力工業已形成了低NOx燃燒技術和以SCR、SNCR為代表的煙氣脫硝技術為主的格局。隨著NOx排放標準的進一步提高，低氮燃燒技術和煙氣脫硝技術將不斷發展，對其選擇與應用仍將是研究的熱點。

3.1 低NOx燃燒技術

低NOx燃燒技術具有工藝成熟、投資和運行費用低等特點。在對NOx排放要求非常嚴格的國家(如德國和日本)，均是先采用低氮燃燒器減少一半以上的NOx后再進行煙氣脫硝，以降低脫硝裝置入口的NOx濃度，減少投資費用和運行成本。這是目前各種降低NOx排放技術中采用較廣、相對簡單、經濟有效的方法，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燃燒技術都必須以不影響燃燒穩定性為前提，還要求不會導致還原性氣氛對鍋爐受熱面產生腐蝕，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燃燒技術的發展已歷經三代。第一代技術不對燃燒系統作大的改動;第二代技術以空氣分級燃燒器為特征;第三代技術則是在爐膛內同時實施空氣、燃料分級的三級燃燒方式。截至2009年底，我國電力行業幾乎所有300MW及以上的燃煤機組均安裝了低氮燃燒器。應用較多的是分級配風、OFA、旋流式煤粉預燃室燃燒器、夾心風煤粉燃燒器、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

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

3.2.1 主要煙氣脫硝技術

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

(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:由于溫度隨鍋爐負荷和運行周期而變化及鍋爐中NOx濃度的不規則性，使其應用情況較復雜。該工藝在大容量機組應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機組上應用。

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

(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，國電科學技術研究院開展了國家863計劃“大型燃煤電站鍋爐濕法脫硫脫硝一體化技術與示范”研究，旨在石灰石—石膏濕法脫硫的基礎上，耦合研究開發的脫硝液，在不影響脫硫效率的前提下，實現NOx排放的控制，即在同一設施內，實現SO2、NOx的協同控制。目前，該研究已完成中間試驗，正著手開展300MW機組的示范工程建設。

(5)低溫SCR工藝。該工藝是目前正在研究開發的新型SCR工藝，其原理與傳統的SCR工藝基本相同。兩者的最大區別是布置方式不同，SCR法布置在省煤器和空氣預熱器之間高溫(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機后、FGD前的低溫(100～200℃)、低塵(＜200mg/m3)端。這樣，可大大地減小反應器的體積，從而改善催化劑運行環境，具有明顯的技術經濟優勢。它能夠與傳統SCR技術競爭，是現有機組的脫硝改造性價比更高的技術。目前，該技術正在進行實驗室中間放大試驗。

3.2.2 存在的問題

(1)脫硝經濟政策滯后。新標準于2012-01-01起實施，而脫硝電價補貼機制尚未出臺，電力企業難以自行消化較高的脫硝成本，脫硝裝置投運率不高。安裝脫硝裝置后，單位投資及運行成本均會增加，由于脫硝運營成本較大，不少電廠特別是民營電廠，雖然已經上了脫硝設備，但未運行。脫硫技術在“十一五”期間得到快速發展的主要原因之一是國家給予了電價補貼。

(2)脫硝技術標準體系尚不健全。由于我國煙氣脫硝產業尚處于起步階段，相關技術標準和規范正在制定中，尚未形成系統的、規范的技術標準。如尚未制定脫硝設施調試、運行及性能試驗的標準，只能借鑒國外的相關標準和規程，不利于我國脫硝工程的規模建設和應用。

(3)脫硝核心技術的自主化尚待提高。目前，我國引進的脫硝技術大多側重于技術應用層面，技術的主導者依然是外方，對核心技術的消化吸收和再創新能力明顯不足，自主知識產權還很缺乏。

(4)脫硝引進技術對我國燃煤電廠燃煤特點、煤種變化、負荷變化等復雜多變工況的適應性尚待提高。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熱器前面，這種布置方式的主要優點是多數催化劑在此溫度范圍內有足夠的活性，有利于反應的進行，煙氣不需要加熱就可獲得較高的脫硝效率。但國內很多地區煤種的灰分都遠高于國外煤種，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，嚴重影響脫硝效果。

(5)脫硝催化劑的制備技術、氨噴射流場混合和優化技術等方面的經驗積累比較欠缺，這是制約我國脫硝技術產業化發展的瓶頸。國外SCR大型工程公司和催化劑制造廠均有較為先進的大型流場試驗室和CFD數據分析系統，而我國現在CFD流場模擬測算在工程上運用還較少，從而造成在實際運行中，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，在反應器出口會導致部分區域NOx含量很低，而NH3逃逸率很大或部分區域NH3逃逸率很小而NOx含量較高的情況。國內部分電廠為了防止NH3逃逸后對空氣預熱器的腐蝕，而采取降低NH3/NO比運行的措施，使得SCR裝置的脫硝效率大大降低。

(6)脫硝還原劑液氨的運輸和安全壓力較大。據調研，江蘇和河北是目前國內合成氨的產量大省，其他省份產量較少，而脫硝所需的還原劑液氨需要由外省輸入。由于液氨屬于危險品，其長途運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準》(GB 13223－2011)嚴格控制大氣污染物排放的地區，重點地區NOx排放限值為150mg/m3，其他地區NOx排放限值為200～400mg/m3。

4.2 控制對策

根據電力行業目前脫硝技術的發展現狀和工程運用情況，要實現新的NOx排放要求，就需要融合成熟的低氮燃燒、SCR、SNCR等控制技術，并加以推廣。同時，加大對脫硫脫硝一體化、低溫SCR等有潛力、有前景的脫硝技術的研發力度，并盡早開展工程示范，取得成熟經驗后加以推廣。

4.2.1 脫硝技術選擇原則

(1)無論是新建電廠還是現有電廠，無論燃用何種煤，都應采用低氮燃燒技術，最大限度地控制燃煤鍋爐NOx的生成量。由于低氮燃燒技術會使部分煤種在鍋爐燃燒時，出現不完全燃燒，飛灰殘炭含量高的現象，因此，設計或改造低氮燃燒技術時，應根據鍋爐爐型、燃煤特性進行優化。

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

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

(4)各種煙氣脫硝技術在選擇還原劑時，應充分結合其所在區域還原劑的供應狀況，在確保運輸安全、廠區運行安全的情況下，因廠制宜，經技術、經濟比較后選定。

4.2.2 實現400mg/m3排放的對策

該限值標準下對于部分燃用煙煤和褐煤的燃煤機組，只須改造成先進高效的低氮燃燒器即可達標排放;對于燃用無煙煤和貧煤的燃煤機組，則需要安裝SNCR、低溫SCR、脫硫脫硝一體化等裝置，以達到排放濃度限值。

燃煤電廠NOx排放限值要求為400 mg/m3時，可采用下列方法實現達標排放: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，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，適用于燃用所有煤種的燃煤鍋爐。

4.2.3 實現150～200mg/m3排放的對策

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

對于現有機組脫硝改造采用SNCR或SCR脫硝技術時，應重點注意:SNCR技術因噴射霧化、設備冷卻等需要用氣，且耗氣量較大，為此，在改造時應考慮廠用氣的裕量問題;SCR或SNCR/SCR組合技術，首先要關注場地空間和鋼架載荷因素，其次要關注尾部煙道阻力的增加(煙氣側阻力約增加1000Pa)，在現有引風機壓頭裕量不能滿足時，應對引風機進行擴容改造。

燃煤電廠NOx排放要求為150～200mg/m3時，可采用下列方法實現達標排放:高效低氮燃燒器+ SCR或SNCR/SCR組合技術，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，適用于燃用煙煤、褐煤等的燃煤鍋爐;對于循環流化床鍋爐，不適合建設SCR煙氣脫硝裝置，宜采用低溫SCR等技術。這是由于循環流化床鍋爐通常燃用高灰分劣質煤，煙塵濃度較高，如采用SCR技術，極易造成催化劑堵塞;其次該鍋爐采用爐內脫硫技術，需要向燃燒室內加入石灰石作為脫硫劑，石灰石在燃燒室內煅燒產生的CaO進入催化劑層時，對催化劑產生毒化作用，飛灰中的CaO與SO3的反應產物CaSO4會附著在催化劑表面，形成一層阻止NOx與NH3深度反應的膜，從而影響脫硝效果。

5 結語

隨著《火電廠氮氧化物防治技術路線》的頒布，以及新的《火電廠大氣污染物排放標準》的執行，“十二五”期間，燃煤電廠NOx的控制將成為電力環保的重中之重，必將掀起脫硝設施建設的高潮。為有效推進燃煤電廠NOx的控制，一要加強脫硝產業化發展管理，包括市場準入、技術、設備、規范、監管等;二要督促政府出臺相關經濟政策，包括電價機制、排污交易等;三要進一步加強氮氧化物復雜性及其控制技術多元化的研究、示范與應用;四要積極推進脫硝工程建設，在環境約束條件下，要因廠制宜，合理配置低氮燃燒技術，科學選擇SCR、SNCR/SCR組合、SNCR、低溫度SCR和脫硫脫硝一體化等技術，實現效益—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

火電廠煙氣治理設施運行管理技術研究及規范編制(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管理及節能減排工作。E－mail:shenlufeng@cgdc.com.cn