摘要:随着全世界环境保护意识的增强和NOX排放各项法规的相继出台,对NOX污染控制将越发引起各方面的重视。本文介绍了我国燃煤电厂NOX污染排放现状和我国NOX控制法规,以及燃煤锅炉脱除NOX控制技术的应用现状。根据我国现有能源的实际情况和燃煤电厂可持续发展的要求,结合国家烟气脱硝技术发展,对燃煤电厂NOX排放的控制路线及发展提出了几点建议。
关键词:NOX; 燃煤锅炉; 脱硝; 控制技术
中图分类号:X51文献标识码:A文章编号:1007-0370 (2011) 08-0145-03
Present Situation and Development Suggestions of NOX
Pollution Control Technology for Coal-fired Boiler
Liu Jinwei
(Urumqi Environment Monitoring Center,Xinjiang 830000)
Abstract:With the enhanced awareness of environmental protection and NOX emission regulations promulgated, on the control of NOX pollution will be increasingly attracted the attention of each respect. This paper introduced the current situation of NOX emissions in coal fired power plants in China and China"s NOX control regulations, as well as the application of coal-fired boiler removing NOX control technology. According to China"s current energy situation and the requirements of sustainable development of coal fired power plant, combined with the development of flue gas denitration technology, it put forward several suggestions on NOX emission control route and development for coal-fired power plant.
Key words:NOX; coal-fired boiler; denitration; control technology
众所周知,二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOX)是大气污染的主要成分,不仅作为一次污染物本身对人体健康产生危害,同时也是影响空气质量及区域酸沉降的重要原因。近年来,随着烟气除尘装置和脱硫技术的成熟和完善,以及污染物排放标准的严格控制,我国污染物排放基本得到控制,SO2的增长趋势有所减缓。但随着国民经济持续快速发展和能源消费总量大幅攀升,我国NOX排放总量迅速增长,若不严加控制,今后一段时期我国城市光化学烟雾、酸雨污染和灰霾天气还将呈迅速发展和恶化之势,因此,对NOX的减排和治理成为当前迫切需要解决的环境问题。
1 我国燃煤电厂NOX污染现状
我国是一个煤储量丰富的国家,煤炭占一次能源的75%左右,能源消费结构对煤的过分依赖导致了环境污染的加剧。由燃煤引起的SO2和NOX的污染是我国城市大气的主要污染来,不仅危害动植物生长、破坏臭氧层,而且会引发酸雨、温室效应和光化学烟雾。
NOX活性高、氧化性强,是造成我国复合型大气污染的关键污染物,它是由化石燃料于空气在高温燃烧时产生的,主要包括NO、N2O和N2O,其中NO占90%以上,N2O占5%~10%。随着国民经济的持续发展、人口增长和城市化的加快,我国NOX排放量将继续增长,根据火电增容的预测和燃煤量的预计,“十二五”期间我国火电NOX的排放总量将由2010年的1050万吨增至1200万吨[1],这将极大地危害人身健康和国民经济的可持续发展。
2 我国燃煤电厂NOX控制法规
1995年通过修正的《中华人民共和国大气污染防治法》,在增加的有关条款中要求“企业应当逐步对燃煤产生的NOX采取控制的措施”,首次将燃煤过程产生的NOX控制纳入到法律体系之中。2003年,原国家发展计划委员会等4部委联合发布了《排污费征收标准管理办法》。在该管理办法中,明确NOX自2004年7月1日起按0.63元/kg的标准征收排污费。2009年,国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)》中要求从2010年1月1日起,重点地区NOX排放浓度为200mg/m3,其他地区为400mg/m3,同时要求第3时段位于除重点地区外的其他地区的火力发电锅炉须预留烟气脱硝装置空间。2011年,国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准》(二次征求意见稿)中,进一步对NOX的排放标准做了更为严格的规定:对现有燃煤机组和新建燃煤机组分别从2014年1月1日和2012年1月1日起,NOX排放浓度为100mg/m3。同年,全国人大审议通过的“十二五”规划刚要中,将NOX首次列入约束性指标体系,要求在“十二五”期间减少10%,同时指出,“十二五”时期,要推进火电、钢铁、有色、化工、建材等行业SO2和NOX治理,强化脱硫脱硝设施稳定运行。新建燃煤机组配套建设脱硫、脱硝装置。
3 燃煤电厂NOX控制技术及发展现状
目前减少NOX排放主要有两种措施:燃烧控制和炉后烟气脱硝。燃烧控制主要采用低NOX燃烧器、分级燃烧和再燃技术等;炉后烟气脱硝目前主要采用SCR技术(选择性催化还原法)、SNCR技术(选择性非催化还原法)、固体吸附法、液体吸收法、高能辐射化学法和微生物法等。
3.1 低NOX燃烧器(LNBs)技术
采用LNBs技术,只需用低NOX燃烧器替换原来的燃烧器,燃烧系统和炉膛不需做任何更改。因此,它是在现有炉子上最容易实现的、最经济的降低NOX排放的技术措施。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[2]。但单靠LNBs技术只能实现减排NOX30%~40%,无法满足更加严格的排放法规标准,因此,LNBs技术通常和烟气脱硝技术联合使用。
3.2 分级燃烧技术
空气分级燃烧技术是将燃烧所需的空气分级送入炉内,使燃料在炉内分级分段燃烧,通过降低锅炉主燃烧区的氧气浓度达到降低NOX生成量的目的。强耦合式燃尽风系统(CCOFA)和分离式燃尽风系统(SOFA)均属于空气垂直分级供给的燃烧技术,通过设置的燃尽风口,把燃烧需要的一部分空气送入炉膛,实现二次燃烧,区别在于:CCOFA技术是在现有燃烧系统端部风出口相毗邻的地方设置燃尽风口,而SOFA技术则是在与现有燃烧系统端部风出口隔一段距离设置燃尽风口。采用空气分级燃烧技术,NOX减排效率可略高于LNBs系统,但需要对现有供风系统和炉膛进行部分改造。
3.3 再燃技术
再燃技术是在炉膛内设置二次燃料贫氧燃烧的NOX还原区段,以控制NOX排放量的一种技术,将锅炉炉膛分为主燃区、再燃区和燃尽区三段区域。在再燃区域内,只供给全部燃料的10%~30%,而不供入空气,从而保证该区域的还原性气氛,使在主燃区域内生成的NOX与再燃燃料分子破裂的碳氢化合物碎片发生还原反应,生成N2分子。目前国内对煤粉和天然气再燃脱硝的研究较多,但我国的气体和液体燃料相对较为缺乏,因此,为了减少未完全燃烧损失,通常需要采用挥发分较高的煤种,且平均粒径小于43μm的超细煤粉作为再燃燃料。针对超细粒径煤粉加工成本较高且减排NOX效率不能满足越来越严格的排放要求的缺点,山东大学的熊志波等[3]对生物质再燃脱除NO进行了实验研究,结果表明,在最佳的再燃工况条件下,当再燃比为15%时,花生壳、杨木、稻杆和玉米秸秆的再燃脱硝效率分别为85.1%、80.3%、69.6%和67.2%,实现了降低火电厂煤耗的同时提高了NOX的脱除效率,保护环境的双重效益。
3.4 选择性催化还原技术
SCR技术主要是利用液氨、尿素等作为还原剂,在一定温度和催化剂的作用下,有选择性的将烟气中的NOX还原为无害的N2和水。SCR技术利用催化剂加速NOX的还原反应,在反应温度为300~450℃时,脱硝效率可达70%~90%。SCR脱硝技术根据反应器布置方式的不同,可分为高含尘SCR工艺和低含尘SCR工艺,前者是将脱硝反应器布置在锅炉省煤器后,空气预热器之前;后者是将脱硝反应塔布置在静电除尘器和脱硫装置之后。SCR技术成熟可靠,是目前工业上应用最广泛的一种脱硝技术,与其他技术相比,该技术具有没有副产物、不形成二次污染、装置结构简单、运行可靠、便于维护等优点。但烟气中共存的SO2易使催化剂中毒失效,以及尾气中残留NH3是SCR技术多年来未能解决的关键难题[4,5]。
3.5 选择性非催化还原反应
SNCR技术与SCR技术最大的不同在于脱硝过程中不适用催化剂,将含氨基的还原剂喷入锅炉炉膛内,在900~1100℃的高温下,还原剂快速热解成NH3,将烟气中的NOX还原为N2和水。SNCR工艺整个还原过程在锅炉内部进行,不需要另外设立反应器,更加适合受场地限制的老机组改造项目。该技术投资成本低、建设周期短、占用空间小,与SCR工艺相比,对下游的空气预热器造成堵塞的机会非常小,但SCNR技术NOX脱除率不高,通常情况下可达到25%~40%[6],因此,需要与LNBs工艺或者SCR工艺联合使用,从而获得更高的脱硝效率。
3.6 固体吸附法
固体吸附法是一种采用吸附剂吸附烟气中的SO2和NOX以防其污染的方法,可达到同时脱硫脱硝的目的,该工艺流程分为两部分:吸附塔和再生塔。当烟气通过吸附塔中的吸附剂时,SO2经过吸附剂内的大量微孔吸附催化作用,生成硫酸或硫酸盐贮存于活性炭吸附材料的微孔内,NOX在加NH3的条件下,在吸附剂的催化作用下生成N2和水排入大气中。然后在再生塔中将SO2和NOX从吸附剂中释放出来,吸附剂可重新回吸附收器中循环使用,解析出浓缩的SO2可通过Claus装置进行回收[7],可进一步处理得到各种有价值的副产品,如单体硫磺、液体SO2或浓硫酸等,目前常用是吸附剂有活性炭、分子筛、硅胶等。
活性炭吸附工艺具有很高的脱硫效率(90%~99.9%)和低温(100~200℃)条件下较高的脱硝效率(50%~80%)[8],可以同时脱除粉尘、废气中的HF和HCl以及砷、汞等有害物质[9]。但目前活性炭价格高、强度低;再生过程中会与SO2发生反应,在吸附、再生、循环使用中损耗大,这些缺点阻碍了其工业推广应用。1990s末期日本提出了一种新的活性炭纤维脱硫脱硝技术,该技术是将活性炭制成直径20μm左右的纤维状,极大地增大了吸附面积,提高了吸附和催化能力,经过近几年的研究发展,该技术的脱硫脱硝效率已可达到90%[10]。
3.7 液体吸收法
液体吸收法是中小型企业广泛采用的N2O处理技术,该技术具有很高的脱硝效率[11],但只有络合吸收法比较适合于燃煤烟气脱除NOX,目前大多数联合湿法工艺都采用在WFGD中添加金属螯合剂(如Fe(Ⅱ)EDTA)的方法,以达到同时脱除SO2和NOX的目的[12]。但溶液中的Fe2+易被氧化,且螯合剂再生工艺复杂,循环利用比较困难。因此,该技术目前还处于试验阶段,距大型工业应用还有一定的距离。
3.8 高能辐射化学法
高能辐射化学法主要是利用高能电子撞击烟气中的H2O、O2等分子,产生大量的激发态、亚稳态、游离粒子及各种离子、电子和光子等活性粒子,在其作用下生产O·,OH·,O3等氧化性很强的自由基,将SO2氧化成SO3,同时将NO氧化成N2O,SO3和N2O分别于H2O反应生产H2SO4和HNO3,在烟气中与喷入的NH3反应生产硫酸铵、硝酸铵和两者结合的复盐等微粒,悬浮在烟气中,再用电除尘器加以捕集回收,可作为农用肥料和工业原料使用。根据高能电子产生方法的不同,高能辐射脱硫脱硝技术可以分为电子束照射法(EBA)和脉冲电晕等离子体法(PPCP)。
EBA法是一种集物理与化学原理于一身的脱硫脱硝技术,该技术装置一般采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程[13]。在适宜的电子束强度(1.8毫拉德)、NH3添加量和烟气温度等作用下,脱硫效率可达到90%,脱硝效率可达到80%,对于不同煤种和烟气量的变化有较强的适应性。但电子加速器价格昂贵,产生电子束的同时也产生x射线,因此需要庞大的x射线防护设备,且存在氨泄漏等问题。
PPCP技术脱硫脱硝原理基本与EBA法相同,而二者的差异在于高能电子的来源不同,EBA法是利用电子加速器获得高能电子,PPCP法则是利用高压脉冲电源放电获得活化电子,是一种能集脱硫、脱硝和粉尘收集于一体的烟气治理方法[14,15]。PPCP技术不需要昂贵的电子枪,也不需要辐射屏蔽;只需对现有的静电除尘器进行适当的改造即可实现;但该技术和EBA同样面临着耗能高、氨泄漏等问题,仍需要深入研究加以解决。
3.9 微生物法
利用微生物处理NOX废气技术是近10多年才逐步发展起来的,其原理是:适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下,以NOX为氮源,将其还原为无害的N2,而脱氮菌本身得到繁殖。目前研究的只是强化和优化过程[16],强化传质和控制有利于转化反应过程的条件两方面是近年来研究的热点,相信随着研究的不断深入,该技术将会从各方面得到全面的发展。
4 我国燃煤电厂NOX控制技术发展方向
我国氮氧化物的排放具有行业、区域集中的特点,因此,“十二五”期间NOX的总量控制要突出重点行业和重点区域,推行以防治火电行业排放为核心的工业NOX防治体系。近年来国家推出了许多政策和措施,对电厂脱硝建了一批示范工程,并明确规定在建和将要建造的大型电厂都要预留脱硝空间。与此同时,脱硫脱硝技术也越来越受到重视。如:浙江北仑发电厂三期扩建工程2×1000MW超超临界燃煤发电机组,成为全国同类机组中首批配套同时脱硫脱硝装置的工程。但从目前的技术水平和已装配的脱硫脱硝装置来看,我国今后在相当长的一段时间内,同时脱硫脱硝技术仍然以典型的Wet-FGD+SCR组合技术为主。
但低NOX燃烧技术改造简单易行,因此,应作为燃煤电厂NOX控制的首选技术。发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时,应配置高效的低NOX燃烧技术和装置,以源头减少NOX的产生和排放;新建、改建和扩建的燃煤电厂,应选用装配有高效低NOX燃烧技术和装置的发电锅炉;在役燃煤机组NOX排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂,应进行低NOX燃烧技术改造。当采用低NOX燃烧技术后,NOX排放浓度不达标或不满足总量控制要求的,应建设烟气脱硝设施。
我国煤炭分布不均匀,且煤炭质量参差不齐,因此,燃煤电厂NOX控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜,依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来决定。新建、改建、扩建的燃煤机组,宜选用SCR技术,小机组也可选用SNCR-SCR技术;燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组,宜选用SCR技术或SNCR-SCR技术;燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组,宜选用SNCR技术或其他烟气脱硝技术。
随着大气污染的日益严重,国家对NOX污染排放控制措施的不断加强,以及脱硝工艺技术的逐步发展成熟,我国脱硝工业将进入一个崭新的发展时期。
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收稿日期: 2011-07-04
作者简介: 刘金伟(1969-),男,工程师,主要从事环境监测管理、污染治理.