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1、火电机组烟气脱硝的政策信息及实施分析环保政策2008-10-18 23:51:25阅读738评论11 字号：大中小订阅近年来，国家及地方政府越来越重视环境保护工作，推进污染物减排的力度也不断加大。经过近几年大力推进脱硫工作，SO2的排放得到控制，而NOx对环境的影响逐步凸现。本文收集了与脱硝相关的信息，并就推行烟气脱硝工作提出一些看法。一、烟气氮氧化物排放浓度的政策限制在国际上，发达国家对NOx排放标准较为严格，美国现行执行100mg/m3的NOx排放标准，日本、欧盟执行200mg/m3的NOx排放标准。我国对NOx的排放也逐步进行了限制。2003年，国家制定了新的火电厂大气污染物排放标准(G
2、B13223-2003)，并于2004年1月1日实施。新标准中对火电机组烟气中NOx的浓度做了规定，火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度执行附表规定的限值，并要求第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。附表：火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度(单位：mg/Nm3)时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005-1-12005-1-12004-燃煤VdafV10%15001300110(锅炉10%,20%1100650650Vdaf 20%450燃油锅炉650400200然气燃油/150轮机然气/80在国内，部分省市（北京、上海、山东等省市）于2007年颁布了
3、新的有关氮氧化物的地方排放标准，其中以北京市制定的标准最为严格。对于已投运机组，北京市要求自2008年7月1日起燃煤机组氮氧化物排放低于100mg/m3；上海、山东等地要求自2010年1月1日起燃煤机组氮氧化物排放低于400mg/m3。广东省环保局目前也在国家2003年12月30日颁布的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）的基础上组织编制新的大气污染物排放限值地方标准，但迄今尚未出台。据了解，国家正在制订更严格的污染物排放标准，并大幅度地提高污染物排放的收费。据近期的中国环境报报道：河北省、内蒙古自治区最近已下文分步提高SO2排放收费，2009年将提高一倍达到1.26元/公斤）
4、。下一步，提高NOx的收费也将为期不远（据说江苏已将排放NOx的收费标准提高到1.26元/公斤）。二、国家和地方政府对脱硝工作的推进情况近年来，国家和地方政府加大了对脱硝工作的推进力度，近几年批准建设的火电机组均被要求安装脱硝装置或预留脱硝装置的位置。有些电厂在上马新的火电机组时被要求同时对在运机组进行脱硝改造，如厦门嵩屿电厂在申报扩建新机组时按环保要求对老机组（2x300MW）进行了脱硝改造；而北京借奥运会机会大力推进火电企业的脱硝工程，多台在运机组实施了脱硝改造；其他地区也有在运机组开展脱硝改在的前期工作的信息。2006年11月20日，国家环保总局张力军副局长在广州市创建国家环境保护模范城
5、市工作考核验收会上的讲话中提到：目前广州市的二氧化氮的浓度是全国最高的城市之一，汽车尾气和工业废气所带来的氮氧化物污染在广州市比较明显。因此，在继续抓好二氧化硫、颗粒物的削减同时，要将二氧化氮和氮氧化物的污染防治问题提到议事日程上来，大力推进工业企业氮氧化物和机动车的污染防治。2008年2月份，广东省发改委发布了关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知（粤发改能2008102号），要求目前已经建成投运未安装脱硝装置的省内火电机组（不包括计划关停的小火电机组）业主单位根据机组运行寿命、场地建设条件等实际情况，抓紧组织研究脱硝工程建设方案，因地制宜采取合适的脱硝技术。省发改委将牵头会同有关部门抓紧研
6、究制订全省在运火电机组脱硝实施方案，合理确定工程建设进度及技术要求，报省政府批准后组织实施。届时，现役火电机组按照实施方案确定的进度开展脱硝工程建设。但方案尚未出台，大部分发电企业处于观望之中，只做了前期技术跟进调研。2008年4月12日，广州市以穗府2008 10号文件发布了广州市2008-2010年空气污染综合整治实施方案，确定氮氧化物排放重点监管企业。2008年底前，完成对氮氧化物尤其是火电厂和其它重点工业企业氮氧化物排放总量的监测、统计和核定，确定重点监管企业。新建电厂及大型燃煤锅炉一律安装低氮燃烧器，采用烟气脱硝技术；2009年底前，逐步对已有燃煤燃油电厂及大型燃煤燃油锅炉安装低氮燃
7、烧器，推广烟气脱硝技术，创建一批氮氧化物污染控制示范企业。2008年9月11日，国家电监会在发布的2007年度电价执行情况监管报告中建议政府价格主管部门尽快研究脱硝价格政策，补偿发电企业由于安装和运行脱硝设备增加的成本支出。受国家发展改革委委托，中电联组织开展火电厂烟气脱硝产业化发展技术路线研究，2008年9月18日中电联已展开调查了解脱硝装置建设及运行情况，并征求各有关单位对脱硝产业发展的意见和建议。以上信息表明，国家和政府部门已经在稳步推进脱硝工作，并且正在 酝酿和布置制定NOx排放标准及脱硝电价补贴政策。三、实施脱硝项目的障碍及风险分析脱硝政策的滞后是实施脱硝项目最大的障碍。由于脱硝政策
8、存在不明朗因素，大部分企业尚处于观望之中。国家尚未出台新的NOx排放标准,广东省发改委尚未下达“全省在运火电机组脱硝实施方案”，发电企业在本身满足现有排放标准的前提下，缺乏实施烟气脱硝进一步降低烟气NOx浓度的动力。另一方面，目前脱硝的电价补贴政策没有明确，实施脱硝改造存在经济上的风险，投资暂时得不到回报，运行成本无法得到消化。由于催化剂需要进口，液氨价格高企，脱硝装置的投资、运行成本高等因素，安装脱硝装置后，需要补贴的电价可能大于脱硫电价补贴。据测算，实施脱硝需1.5-2.0分/千瓦时的电价补贴方可保本。因此，在目前煤炭价格高企、发电企业处于盈亏边缘形势下，发电企业实施脱硝改造需要承担较大的
9、经济风险。四、脱硝方案的分析比较目前，降低氮氧化物浓度的方法主要是燃烧控制NOx的生成和烟气脱硝两种。对于NOx浓度400-450mg/Nm3以上的锅炉，先采取燃烧调整的方式（采用低氮燃烧器和配风等）是十分必要的；要进一步降低NOx浓度，则宜采用烟气脱硝技术。目前在大型机组上采用的烟气脱硝主要有SNCR SCR和SNCR/SCR 混合法。三种方案的优缺点比较如下：SNCR/SCR 混内容SCRSNCR合型还原剂NH3或尿素尿素或NH31 尿素或NH3反应温度320-400 C850-1250 C刖段:850-1250C，后段:320-400 C催化剂成份主要为TiO2,V2O5,WO3不使用催
10、化剂后段加装少量催化剂（成份同SCR）脱硝效率70%-90%大型机组25%-40%,40%-90%反应剂喷射多选择于省煤通常炉膛内综合SCR和位置器与SCR反应器间烟道内喷射SNCRSO2/SO3氧化会导致SO2/SO3 氧化不导致SO2/SO3 氧化SO2/SO3氧化较SCR低NH3逃逸3ppm5-10ppm3ppm对空气预热催化剂中的V、不会因催化SO2/SO3 氧化器影响Mn、Fe等多种金属剂导致率较SCR低，造成会对SO2的氧化起SO2/SO3的氧堵塞或腐蚀的机会催化作用，化，造成堵塞或较SCR低SO2/SO3氧化率较腐蚀的机会为三高，而NH3与SO3者最低易形成NH4HSO4造成堵塞
11、或腐蚀系统压力损 催化剂会造成没有压力损催化剂用量较较大的压力损失失SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响高灰分会磨耗无影响影响与SCR相催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化锅炉的影响受省煤器出口受炉膛内烟受炉膛内烟气烟气温度的影响气流速、温度分流速、温度分布及布及NOx分布NOx分布的影响的影响占地空间大（需增加大型 小（锅炉无较小（需增加一催化剂反应器和供需增加催化剂反小型催化剂反应器.）氨或尿素系统）应器）中等中等工程投资运行费用采取何种技术，需要根据国家和地方排放标准、政策及中长期的发展 趋势、区域环境保护的重要性、政府补助及电厂现有场地情况等；同时， 应考虑留有一定的前瞻性。避免出
12、现前阶段部分电厂采用干法脱硫的尴尬 局面。在国内外烟气脱硝大部分采用SCR法，国内大型燃煤火电厂目前只有江苏阚山电厂（2x600MW）实施了该种SNCR/SCR混合脱硝法，广州瑞明电厂采用的是SNCR法。五、在运机组脱硝改造的难点由于在运机组建设时未预留脱硝装置的位置，因此改造时存在一定的 施工和技术难度：1、SCR脱硝装置安装在省煤器和空预器之间，因此在省煤器和空预 器之间截断，烟气从省煤器引出，进入脱硝装置，再接入空预器；需要改造锅炉的炉架结构。这些需要锅炉设备厂的积极配合。2、为了不影响发电，需选择在机组大修时实施，施工工期比较紧张，需要合理安排设计、订货、大修时间等。3、加装脱硝装置后
13、，烟道阻力增加1000Pa左右，需对风烟系统的设备余度进行校核，确定引风机等设备是否需要更换。4、由于亚硫酸氨和硫酸氨的粘性及腐蚀性较大，容易对空气预热器产 生飞灰堵塞和对空气预热器低温段产生腐蚀，因此，需对空气预热器进行低温段改造及吹灰装置改造。5、由于脱硝反应器的重量因素的影响，需对锅炉钢结构进行强化处 理。反应器基础施工时要做好相应的安全措施，确保不对运行机组产生影响。目前在运火电机组实施了脱硝改造的主要有：采用SCR法的北京的三家电厂（奥运会背景）和厦门嵩屿电厂（批准上新机组的条件）等，广州瑞明电厂SNCR法，部分电厂先选择改造燃烧器，大多数发电企业仍然处于观望之中。因此，要推进在运机组的脱硝改造，政府必须尽快出台脱硝电价补贴政策。
