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1、火电厂烟气脱硝技术应用分析0前言氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，火电厂排放的NOx中绝大部分是NO，其毒性不大，但是NO在大气中可以氧化生成NO2，其毒性是NO的45倍，当含量达到150106时，对人体器官产生强烈的刺激作用。此外，NOx还导致光化学烟雾和酸雨的形成。根据燃煤电站产生的NOX可分为两类，一是燃料型NOX，它是由于燃料中的有机氮在燃烧过程中离子析出与含氧物质反应而形成NOX ，二是热力型NOX，它是在高温燃烧时，空气中的N2和O2发生化学反应形成的NOx 。0.1我国火电厂氮氧化物排放现状总体上我国火电厂氮氧化物排放量随着火电行业的发展呈不断增长的趋势。20032007
2、年五年间，火电厂装机容量增长了91.3%，煤耗量增长了65.6%，而2007年我国火电NOx排放量为838.3万吨，只比2003年的597.3万吨增加近了40.3，见图0-1所示。图0-1 NOX的排放量2007年我国单位发电量的氮氧化物排放水平为3.1克/千瓦时，同世界主要工业国家比较，高于美国、日本、英国、德国等发达国家1999年的单位发电量排放水平。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。2008年全国氮氧化物排放量达到2000万吨，成为世界第一氮氧化物排放国。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的
3、威胁。0.2我国火电厂氮氧化物控制政策国外对氮氧化物进行严格控制已经有近20年的历史。我国长期以来对火电厂产生的大气污染物的控制主要集中在烟尘和二氧化硫上，对氮氧化物排放的治理尚处于起步阶段，对氮氧化物的总量控制也刚列入工作日程，控制标准如表0-1所示。 表0-1 火电厂燃煤锅炉NOX最高排放浓度（mg/m3）时段第时段第时段第时段实施时间2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日Vdaf10%15001300110010%Vdaf20%1100650650Vdaf20%450注： 第时段：1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设
4、项目 第时段：1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目 第时段：自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5年，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目）国务院颁发的国家环境保护“十一五”规划中明确规定：“继续开展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技术开发与示范，将氮氧化物纳入污染源监测和统计范围，为实施总量控制创造条件”。 2003年修订的火电厂大气污染物排放标准（GB132232003），则按时段和燃料特
5、性分别规定了燃煤、燃油锅炉的氮氧化物排放限值，规定了火电厂氮氧化物的排放限值，见表1-1所示。2009年环保部出台的火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)中，将火电厂的脱硝完成时间定在2015年1月1日。其中重点地区NOx（氮氧化物）排放量达到200毫克/立方米,非重点地区则为400毫克/立方米。2010年环保部又颁布的火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)计划2012年1月1日开始实施。其中从2012年1月1日开始,要求所有新建火电机组NOx排放量达到100毫克/立方米。从2014年1月1日开始,要求重点地区所有火电投运机组NOx排放量达到100mg/立方米,而非重点地区2003年以前投
6、产的机组达到200mg/立方米。我国是以煤炭为主要一次能源的国家, 以燃煤电为主的电源结构在未来几十年内不会改变，但煤电的发展必然会带来日益严重的排放污染问题。我国氮氧化物的排放中有70来自煤炭的直接燃烧，电力行业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOX排放的主要来源之一。目前，国内火电厂的NOX排放占整个污染的80。氮氧化物成为继二氧化硫之后燃煤发电污染物治理的重点。据测算，我国2000年氮氧化物的排放量为1500万吨，如果不加以控制，预计到2010年氮氧化物的排放量将达到1765万吨，到2020年氮氧化物的排放量将达到2639万吨。然而，我国环境的氮氧化物环境容量只有1800万吨。1 N
7、OX的控制技术燃煤产生的分为燃料型NOX和热力型NOX两种。燃料型NOX的产生是由于燃料中的有机氮在燃烧过程中离子析出与含氧物质反应而形成NOX，与燃料中氮元素的含量有关系；热力型NOX的产生是在高温燃烧时，空气中的N2和O2发生化学反应形成的NOx，与炉膛燃烧的状况有关。根据的NOX的形成特点，把NOX的控制措施分成燃烧前处理、燃烧中处理和燃烧后处理三类。燃烧前脱氮主要将燃料转化为低氮燃料，成本太贵，工程应用较少。燃烧中脱氮主要指各种降低NOX燃烧技术，费用较低，脱硝率不高，近期尚能满足当前及今后短期的环保要求。燃烧后脱氮主要指烟气脱硝技术，脱除效率高，随着环保要求的日益严格，高效率的烟气脱
8、硝技术将是主要的发展方向。因此，NOX的控制途径最常用的有两种：一种是采用低NOX燃烧技术，减少锅炉炉膛内煤燃烧生成的NOX量；另一种是从烟气中脱除NOX，以减少向环境的排放量。1.1 低NOX燃烧技术最常用的低NOX燃烧技术是分级燃烧技术，它包含了低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等技术。分级燃烧就是把燃烧分阶段完成，通过调整燃烧工矿来达到低NOX生成量的一种炉内控制技术。该技术的基本思路是：形成缺氧富燃区并设法降低局部高温区的燃烧温度以抑制NOX的生成，并使温度和氧浓度的高点值不同时存在；减少燃料周围的氧浓度，形成还原性气氛并加入还原剂，使以生成的NOX被还原。1.1.
9、1 空气分级燃烧 根据NOX的生成机理，燃烧区的氧浓度对各种类型的NOX的生成浓度均影响很大。当过量空气系数a1，燃烧区处于“贫氧燃烧” 状态时，对于抑制在该区NOX的生成量有明显的效果。根据这一原理，把供给燃烧区空气量的减少到全部燃烧所需用空气量的70左右，使燃烧在“贫氧燃烧”条件下进行，从而既降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOX的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风专门喷口送入炉膛与第一级“贫氧燃烧”所产生的烟气混和，完成整个燃烧过程，此时第二级的燃尽过程是在1的条件下进行的，故分级燃烧法。1.1.2 燃料分级
10、燃烧该技术的目的是将主燃烧器供入的一次燃料在一级燃烧区形成的NOX在二次燃料的再燃区重新还原为氮气。以此其技术关键是在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOX进入本区便被还原脱氧生成氮气。为了保证在再燃区的不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风专门喷入，以保证二次燃料的完全燃烧。试验证实，改变再燃区的燃料与空气之比是控制NOX排放量的关键因素。1.1.3 烟气再循环该技术是在锅炉空气预热器前抽取一部分低温烟气直接送入炉膛或与一、二次风混合后送入炉膛，既降低了燃烧区域的温度，又降低了燃烧区域的氧浓度，可抑制NOX的生成。该技术的NOX降低率随烟气再循
11、环率的增加而增加，炉内燃烧温度越高，烟气再循环率越高，对NOX降低率的影响越大。但是，随着再循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，不完全燃烧损失也会增加。因此，电站锅炉的烟气再循环率一般控制在1020。1.1.4 浓淡偏差燃烧技术浓淡偏差燃烧技术的原理是依据NOX对过量空气系数a的依赖关系，使部分燃料在空气不足条件下燃烧，即燃料过浓燃烧；另一部分燃料在空气过剩下燃烧，即燃料过淡燃烧。无论是过浓燃烧还是过淡燃烧，燃烧时过量空气系数a都不等于1，前者a1，后者a1，因此该方法又称为化学计量数配比燃烧或者偏差燃烧。燃料过浓部分因氧气不足，燃烧温度不高，所以燃料型NOX和热力型NOX都很低。燃料过淡部分
12、，因空气量很大，燃烧温度降低，使热力型NOX降低。这一方法可以用于燃烧器多层布置的电站锅炉，在保持总空气量不变的条件下，调整各层燃烧器喷口的燃料与空气的比例，然后保证浓淡两部分燃气充分混合好并燃尽。该方法比较简单，NOX排放能明显降低。1.1.5 烟气循环流化床脱硫脱硝技术Lurgi GmbH首先研究了烟气循环流化床（CFB）联合脱硫脱硝技术，该方法用消石灰作为脱硫的吸收剂，氨作为脱硝的还原剂，FeSO47H2O作为脱硝的催化剂。利用流化床内强烈的湍流效应和较高的循环倍率加强固体颗粒间的碰撞以及固体颗粒与烟气的接触，靠摩擦不断地从吸附剂表面去除反应产物，以暴露出新鲜的反应表面积，从而提高吸附剂
13、的利用率。该系统已在德国投入运行，结果表明在CaS比为1.21.5、NH3NOX比为0.71.03时，脱硫率为97，脱硝率为88。1.2 烟气脱硝技术烟气脱硝工艺可以分为两大类：湿法和干法。（1）湿法（Wet process）,是指反应剂为液态的工艺技术。（2）干法（Dry process）,是指反应剂为气态的工艺技术。目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）等。1.2.1 非催化法脱硝技术非催化法脱硝技术包括以下几种：(1)吸附法吸附法是利用吸附剂（分子筛、活性炭、硅胶和泥煤等）比表面积大的特点
14、，对NOX进行选择性吸附，在吸附剂上添加催化剂对NOX进行表面催化还原，进一步处理吸附的NOX(2)吸收法吸收法是利用水、碱性溶液、碳酸盐、硫酸、有机溶液等能够吸收NOX的特点，将NOX从烟气中脱除。按吸收剂的种类可分为氧化吸收法、还原吸收法、络合吸收法等。(3)等离子体法等离子体法是20世纪80年代发展起来的一种干法脱硫脱硝技术，其特点是利用高能电子和高能电子此生的活性基团，将NO氧化为NO2，然后与NH3反应生成硝酸铵而得以脱除。根据高能电子的来源，该法可分为两大类：电子束法（EBDC）和脉冲电晕法（PPCP）。(4)选择性非催化还原法（SNCR）选择性非催化还原过程中，尿素和氨类化合物作
15、为还原剂将NOX转化为N2反应通常发生在较高的温度（9301090）下，通过高温达到反应所需的活化能，从而避免使用催化剂，也成为Thermal DeNO1.2.2 催化法脱硝技术为解决直接分解法催化剂表面吸附氧对催化剂活性抑制的问题，诞生了催化还原法（SCR），它是较易实现工业化的脱除NOX的方法。根据NOX还原作用与还原剂的关系可以分为非选择性催化还原（Non-Selective Catalytic Reduction）和选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）两种。非选择性催化还原（SNCR）是一种不用催化剂，在8501100范围内还原NOX的方法。还原剂常用氨或尿素，还原剂迅速热分解，和烟气中的NOX反应，迅速生成N2和H2O。选择性催化还原(SCR)的原理是通过还原剂（例如NH3）在适当的温度并有催化剂的条件下，把NOX转化为空气中天然含有的氮气（N2）和水（H2O）。综合比较，SCR法由于还原反应温度要求低，可安装在锅炉尾部，具有对炉膛影响小，脱硝效率高（用于电站锅炉是脱硝效率可达85以上），氨逃逸率低等优点。SCR技术也是目前唯一能在氧化气氛下脱除NOX的实用方法。随着运行经验的增加、操作条件的优化、催化剂及其载体的改进，SCR技术日趋成熟并开始受到普遍的欢迎。2 SCR方法概述2.
