淺談燃煤電廠煙氣脫硝技術及其在大氣污染物減排中的貢獻

閆煒

摘要：濟寧是國家重要的能源基地，煤炭消耗量、發電企業密度及裝機容量均居全國同類城市前列，因此節能減排工作非常重要。文章介紹了濟寧市燃煤火電廠氮氧化物的排放情況，對氮氧化物的形成機理、脫硝原理以及脫硝技術進行了分析，最后闡述了煙氣脫硝技術在完成濟寧市減排任務過程中發揮的重要作用。

關鍵詞：燃煤電廠；煙氣脫硝技術；氮氧化物脫硝；大氣污染物；節能減排 文獻標識碼：A

中圖分類號：X773 文章編號：1009-2374（2016）25-0097-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.25.047

我國長期以來對火電廠產生大氣污染物的控制主要集中在二氧化硫（SO2）上，“十二五”初期，國家規劃才將氮氧化物（NOx）增設為大氣污染物約束性指標，并提出了2015年全國氮氧化物排放量比2010年削減10%的減排目標，山東省的減排目標為16.1%。與此同時，山東省政府下達給濟寧市氮氧化物的減排目標是比2010年削減19%，減排目標遠遠高于國家和山東省的目標，減排量居全省首位。

濟寧市是國家重要的能源基地，11187平方公里內擁有33家現役燃煤發電廠，共計92臺機組，總裝機容量達10000兆瓦，煤炭消耗量、發電企業密度及裝機容量均居全國同類城市前列。僅濟寧城區周邊就分布著10家燃煤電廠，對當地的環境空氣質量影響很大。據環境統計數據顯示，燃煤電廠氮氧化物排放量在所有行業中的占比穩居榜首。在濟寧市這個煤炭消耗大市，“十二五”初期，大部分火電廠還未實施脫硝計劃，氮氧化物排放量占全市氮氧化物排放總量的68%。

面對如此大的減排壓力，濟寧市積極應對，出臺了一系列的文件。文件要求一般控制區單機容量20萬千瓦及以上、投運年限20年內的現役燃煤機組全部配套脫硝設施，綜合脫硝效率達到70%以上，自2013年9月1日起執行《山東省火電廠大氣污染物排放標準》，現有火電鍋爐二氧化氮排放濃度應低于100mg/m3，比國家出臺的《火電廠大氣污染物排放標準》的實施日期早9個月。為使氮氧化物排放濃度達標，濟寧市各個電廠也逐步開始配套相應的脫硝設施以降低排放濃度。以下主要針對火電廠氮氧化物控制技術做進一步探討。

1 NOx生成機理

燃料煤中氮的含量一般在0.52%～1.41%，主要以有機氮的形式存在，經熱裂解產生N、CN、HCN、NHI等中間產物基團，最終經過氧化反應生成NOx。火電廠煙氣中的NOx是指NO、N2O、NO2、N2O4等的混合物，其中最主要的氮氧化物為90%～95%的NO和5%～10%的NO2，其產生機理主要有三種：燃料型、熱力型和快速型。

1.1 燃料型氮氧化物

由燃料中含有的氮化合物在燃燒過程中熱分解又接著氧化而成，在600℃～800℃時就會產生，可占到NOx總量的60%～80%以上，甚至可高達90%。

1.2 熱力型氮氧化物

當爐膛溫度在1350℃以上時，空氣中的氮氣在高溫下氧化而成，在溫度足夠高時，可占到NOx總量的20%以上。當溫度低于1350℃時幾乎無熱力型NOx生成。

1.3 快速型氮氧化物

由燃燒時空氣中的氮和燃料中的碳氫離子團如CH等在反應區附近快速反應生成，生成量很少，一般小于5%，可忽略不計。

2 脫硝原理

廢氣中主要產物NO難溶于水，被氧化后生成的高價態NO2可溶于水，生成的酸易被堿吸收。根據此原理從而可達到脫硝的目的降低氮氧化物排放量。其反應方程式如下：

2NO+O2=2NO2

2NO2+H2O=HNO3+HNO2

HNO2不穩定，會分解為HNO3、NO和H2O：

3HNO2=HNO3+2NO+H2O

3 脫硝技術簡介

目前，我國對于燃燒產生的NOx控制方法主要分為燃燒前控制、燃燒中控制和燃燒后控制。

3.1 燃燒前控制

燃燒前控制是指通過改進燃料，即選用低氮燃料，但由于成本過高，因此未得到廣泛的應用。

3.2 燃燒中控制

在燃燒過程中通過改變燃燒條件的方法來降低NOx的濃度，統稱為低氮燃燒技術（Low Nox Burner，LNB），主要包括降低燃燒區域的氧氣濃度和燃燒溫度。以濟寧市20萬千瓦及以上現役燃煤機組為例，通過LNB技術可將NOx濃度由700mg/m3左右降低至400mg/m3以內，脫硝效率能達41%。但目前國家污染物總量減排核算時認定的LNB的最高脫硝效率僅為35%。雖然該方法裝置簡單、投資較少、運行費用低，但是其脫硝效果存在很大的局限性，僅使用爐內LNB技術脫硝不能滿足大氣污染物排放標準的要求，必須再對燃燒后的煙氣進行脫硝處理。

3.3 燃燒后控制

在煙道尾部加裝脫硝裝置，使得煙氣中的NOx在一定溫度下生成無毒無害的N2和H2O。按照反應環境可分為濕法、干法和半干法。目前世界上使用較廣泛的是干法，主要包括選擇性非催化還原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）和選擇性催化還原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）。

3.3.1 SNCR脫硝技術。SNCR技術是指把還原劑（尿素、氨水等）噴入爐膛溫度為850℃～1100℃范圍內的區域，在無催化劑的作用下將NOx選擇性的還原為N2和H2O，從而達到降低氮氧化物排放濃度的目的。但是當鍋爐負荷發生變化時，850℃～1100℃在爐膛內的位置也會發生變化，因此常在爐墻上開設多層噴氨射口，以使得噴入爐內的氨均能混入溫度為850℃～1100℃的煙氣內。以尿素做還原劑為例，其反應方程式如下：

（NH2）2CO=NH3+HNCO

4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

2NO+2HNCO+1/2O2=2N2+2CO2+H2O

由于NO的化學性質不穩定，很容易被氧化成NO2，因此NOx濃度通常以NO2計。

該方法的優點是成本價格低、投資少、裝置結構簡單、改造方便、便于操作，脫硝效率高于50%，濟寧市多數電廠都采用了SNCR脫硝技術或LNB-SNCR技術相結合，脫硝效果良好。

3.3.2 SCR脫硝技術。SCR技術是指還原劑（NH3、尿素、CO、H2、甲烷、乙烯、丙烷、丙稀等）在金屬催化劑（如V2O5）作用下，選擇性地與煙氣中的NOx反應生成N2和H2O。由于SCR技術采用了催化劑，催化作用使分解反應的活化降低，反應可在300℃～420℃之間進行，但如果反應溫度低于300℃，脫硝設施會退出運行。主要反應方程式如下：

NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O

4NO+O2+4NH3=4N2+6H2O

2NO2+O2+4NH3=3N2+6H2O

6NO+4NH3=5N2+6H2O

6NO2+8NH3=7N2+12H2O

SCR技術是目前國際上應用最廣泛的煙氣脫硝技術，在日本、美國等國家的大多數電廠中基本都采用此技術，由于該方法技術成熟、運行可靠、脫硝效率可高達90%，能將NOx的濃度降至100mg/m3以內，因此SCR脫硝技術也必然會成為我國煙氣脫硝的主流技術，并得到越來越廣泛的應用。但SCR技術投資和運行維護成本較高、占地較大，需要使用價格昂貴的金屬催化劑，且催化劑易被堵塞和中毒。就濟寧市而言，目前僅20萬千瓦及以上燃煤機組采用了SCR脫硝技術。

4 結語

截至2015年底，濟寧市火電廠氮氧化物減排總量為78267噸，排放量大幅減少，氮氧化物排放量僅占到全市氮氧化物排放總量的38%。由圖2分析可見，在發電量和燃煤量基本持平的情況下，濟寧市氮氧化物的排放總量除了2011年略升之外，均呈逐年遞減的趨勢，尤其是2012年政府給電廠施壓，使得電廠逐步實施脫硝改造，NOx減排成效顯著。

“十二五”期間，濟寧市突出重點強力推進污染物減排，全面完成了“十二五”總量減排硬指標。氮氧化物排放量比2010年減少25.21%，完成省下達“十二五”任務的132.69%。下一步的工作重點就是要確保脫硝設施穩定正常運行，鞏固來之不易的減排成果。

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（責任編輯：王 波）