PDF《燃煤电站氮氧化物控制技术现状与发展》

中国? 海南 中国科协

2004 年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会

2004 年学术年会论文集

317 燃煤电站氮氧化物控制技术现状与发展 董建勋,李成之,李振中 国家电站燃烧工程技术研究中心,辽宁省 沈阳市

110034 摘要: 本文介绍了我国燃煤电站的污染现状, 分析了燃煤电 站污染物发展趋势, 详细介绍了燃煤电站低氮燃烧技术和烟 气脱硝技术, 并将各种技术进行比较与分析.

根据我国现有 能源的实际情况和燃煤电站可持续发展要求, 提出了控制燃 煤电站氮氧化物排放 技术路线.根据国家脱硝技术发展, 结合东北实际情况, 提出了燃煤电站氮氧化物控制技术产业 化发展的建议. 关键词:氮氧化物;

控制技术;

燃煤电厂;

产业化

1 我国燃煤发电污染物排放现状 煤炭是我国最主要的一次能源,直接燃烧是煤 炭能源的主要利用形式.据统计,2002 年原煤在我 国一次能源构成中所占比例为 70.7%,而用于发电 的煤炭约占煤炭消费量的 49.12%. 煤炭燃烧会产生 大量的烟尘、二氧化硫(SO2) 、氮氧化物(NOx) 和CO2 等污染物, 这些污染物直接排入大气. 其中, 排放的SO2 和NOx是引起酸雨会的主要成分;

NOx 除会引起酸雨外,还会造成光化学反应污染. 据统计, 2000年电力工业烟尘排放量310万吨, SO2 排放量

890 万吨(8.03g/kWh) ,NOx 排放量

469 万吨(4.23 g/kWh) ,与日本

1999 年的排放水 平相比,2000 年度我国火电机组 SO2 、NOx 实际 排放水平分别高出 7.

81、3.96 g/kWh.2002 年,电 力工业烟尘排放量

270 万吨, SO2 排放量

820 万吨, NOx 排放量

520 万吨.两年间,全国火力发电量 增长 11.2%,而燃煤发电排放的烟尘、SO2 、NOx 分别增长了-12.9%,1.2%,10.8%[1] .2003 年我国 发电总装机容量为 384.5GW, 其中火电装机容量约 为285.6GW.根据我国电力发展规划,到2010 年 末全国发电装机容量将达到

580 GW 左右,年均增 长6.2%,其中水电

151 GW,占26.0%,火电

380 GW,占65.5%.到2020 年全国发电装机容量达到

900 GW 左右,其中水电

220 GW,火电

580 GW. 按国家环保局的规划,预计到

2010 年,二氧化硫 和烟尘的排放总量控制在

800 万吨/年和

270 万吨/ 年以内,比2000 年减少 10%~20%. 我国燃煤电站 NOx 排放的现状是:1991 年193 万吨,1995 年265 万吨,2000 年469 万吨,2002 年520 万吨.预计到

2010 年将达到

550 万吨.如 果按燃煤电厂目前的排放情况, 只控制了 SO2 的排 放,而不采取有效的烟气脱硝技术控制 NOx 的排 放,2010 年以后的 5-10 年,NOx 排放总量将会超 过SO2,成为电力行业的第一大酸性气体污染排放 物.

2 几种燃煤电厂氮氧化物控制技术的比较 与分析 在燃煤发电厂氮氧化物(NOx)生成物中,通常 燃料型 NOx 占75%,热力型 NOx 占25%.但对运 行在很高温度下的旋风炉和其他锅炉,这种比例是 不同的,而且热力 NOx 的比例可能会大大高于燃 料NOx 的比例.燃料的含氮量、燃烧采用的过剩 空气量,燃料和空气的混合程度、火焰温度以及在 该温度下停留时间等因素决定了烟气中的 NOx 含量. 控制氮氧化物排放的方法分为两大类: ①低NOx 燃烧技术--在燃烧过程中控制氮氧化物的生 成;

②烟气脱硝技术--使生成后的氮氧化物还原. 第一类的技术有:低NOx 燃烧器(LNBs) 、空气分 级法的紧密耦合燃尽风(CCOFA)和分离燃尽风 (SOFA), 以及燃料和空气都分级的燃料 (包括煤粉) 的再燃技术 Rebruning)等.第二类技术包括选择 性催化还原技术(SCR)和选择性非催化还原技术 (SNCR) ,以及 SNCR/SCR 的组合技术. 我国低 NOx 燃烧技术工作起步较早而烟气脱 硝工作也开始起步.目前,国内新建的 300MW 及 以上火电机组已普遍采用 LNBs 技术.对现有 100-300MW 机组也开始进行 LNBs 技术改造. 已立 项攻关的 (CCOFA) 和分离燃尽风(SOFA)以及超细 煤粉的再燃技术(MCR) ,已处于现场实验和设计 施工阶段. 烟气脱硝 (SCR、 SNCR 以及 SNCR/SCR) 技术正积极与外商合作,加紧进行可行性研究,争 取早日立项实施. 2.1 几种脱硝技术的分析 (1)LNBs 技术 采用 LNBs 技术,只需用低 NOx 燃烧器替换 原来的燃烧器,燃烧系统和炉膛结构不需作任何更 改.因此,它是在原有炉子上最容易实现的最经济 的降低 NOx 排放的技术措施.其缺点是,单靠这

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2004 年学术年会论文集 中国? 海南 种技术无法满足更严格的排放法规标准.因此, LNBs 技术应该和其他 NOx 控制技术联合使用.在 国外,LNBs 技术通常和烟气脱氮技术联合使用. (2) CCOFA 和SOFA 技术[2] CCOFA 和SOFA 属于空气垂直分级供给的燃 烧技术.CCOFA 和SOFA 技术分别通过与现有燃 烧系统端部风出口相毗邻和隔一段距离设置燃尽 风口,把燃烧需要的一部分空气送入炉膛,实现二 次燃烧. 这种供风方式与低 NOx 同心偏置风 (CFS) 系统结合, 可以使 NOx 减排 20%~50%, 而系统的 材料费用为$1/kW(200MW 机组)到$10/kW.NOx 减排效率高于 LNBs 系统, 需要对现有的供风系统 和炉膛进行一定程度的改造. (3) 再燃技术 再燃技术是将锅炉炉膛分成三个区域:主燃 区、再燃区和燃尽区.主燃区供入全部燃料的 70%~90%,采用常规的低过剩空气系数(α ≤ 1.2) ;

与主燃区相邻的再燃区,只供给 10%-30%的 燃料,而不供入空气,保证了该区的还原性气氛(α =0.8~0.9) .在此区域内,来自主燃区生成的 NOx 与再燃燃料分子破裂生成的碳氢化合物碎片产生 还原反应,生成 N2 分子;

与再燃区相连的燃尽区 只供入燃尽风,其作用是将未燃烧的 CO 和飞灰中 的碳燃烧掉.此区采用正常的过剩空气(α =1.1) . 为了减少未完全燃烧损失,通常采用天然气或平均 粒径小于

43 微米的超细煤粉(Micronized Coal)作 为再燃燃料.超细煤粉再燃(MCR)技术[3] 的关键 是煤粉的超细化和创造再燃区的还原性气氛.采用 MCR 技术时,需要对原燃烧和制粉系统以及炉子 进行较大的改造, 添置超细煤粉磨煤机和/或动态分 离器.成本通常为$10-30/kW.再燃技术的脱硝效 率一般为 40%,最高达 50%. (4) SCR 和SNCR 技术 SCR 和SNCR 技术都是通过向烟气中喷入氨 或尿素等还原剂,使烟气中的氮氧化物(NOx)还 原为无害的水和氮气(N2) .SCR 技术[4] 采用催化 剂加速 NOx 的还原反应, 反应温度较低 (300~450 ℃) ,可将还原剂喷入锅炉尾部烟道中.此工艺的 脱硝效率可达 90%以上.但需要场地,用来安装有 催化剂的反应塔、氨水喷淋装置和附属设备.初装 费和运行费用较高,约40~60$/kW. SNCR 技术 不用催化剂,喷入还原剂,直接将 NOx 还原成氮 气.要求很高的反应温度(900~1100℃) ,因此还 原剂要喷入锅炉炉膛上部和水平烟道,效率一般为 30~40%,工程造价约$5~10/kW.值得注意的是, SNCR[5] 应用的条件相对苛刻: 首先, 烟气与还原剂 在适用的 900~1100 温度范围内充分混合和反应, 应有

1 秒或更长的停留时间.其次,对燃用高硫煤 种有一定的限制. 因为在上述温度范围未反应 NH3 将与燃烧产物中的SO3 反应生成硫酸氢铵[NH4HSO4],会粘结在空气预热器或其他下游部件 上,造成堵塞和腐蚀,影响机组正常运行.最后, 会发生由于与 NOx 不完全反应而导致的氨的逃逸 现象,不仅产生刺鼻的气味和白色的氯化铵烟雾, 而且氨吸附在飞灰上,使灰尘的处理和利用变得困 难.目前,SCR 技术占国际上所采用的烟气脱硝技 术的绝大部分.在采用烟气脱硝技术的发达国家 中,烟气脱硝技术的应用情况也不尽相同.选择 SCR 技术还是选择 SNCR 技术, 受各国家的环保排 放标准、有关产业政策和运行经济性等因素影响. 2.2 LNBs、SCR 和SNCR 三种脱氮技术的比较 根据国外的实践经验[6] ,在LNBS、SCR 和SNCR 三种脱氮技术中, SCR 技术脱硝效率最高, 可达 90%, NOx 排放浓度可降到

200 mg/Nm3 以下. 低NOx 燃烧器技术和 SNCR 脱硝技术脱硝效率较 低,一般为 40%左右,最高也只能达到 65%.SCR 技术的工程造价为约 40~60$/kW,总运行成本最 高.SNCR 技术的工程造价约 5~10$/kW,最低, 总运行成本居中;

而LNBs 技术的工程造价约为 8~ 12$/kW,稍高于 SNCR 技术,总运行成本最低.在 发达国家,LNBs 燃烧器技术是最先得到普遍应用 的,紧接着是烟气脱硝技术.日本从

20 世纪

80 年 代初开始商业应用烟气脱硝技术;

德国从

20 世纪

80 年代中期开始在中、 低含硫量的燃煤电站锅炉上 采用烟气脱硝技术;

美国从

20 世纪

90 年代才开始 在使用中、高含硫量的燃煤锅炉上进行烟气脱硝项 目示范研究和商业应用.到20 世纪

90 年代初,日 本和德国的配有烟气脱硝装置的装机容量分别都 已超过了 30GW.目前配有烟气脱硝装置的发电机 组单机最大装机容量超过了 1000MW.

3 我国燃煤电站氮氧化物排放控制 的技术 路线 现阶段我国应采取的技术路线是: 大力普及低 NOx ........