氮氧化物污染预防技巧状况以及发展-精品文档 (2).docx

氮氧化物污染预防技巧状况以及发展燃煤电厂排放的二氧化硫SO2和氮氧化物NOX是重要的大气污染物，不仅危害动植物生长、毁坏臭氧层，而且会引发酸雨、温室效应和光化学烟雾。近年来，随着烟气脱硫技术的成熟和完善，SO2排放控制已经获得显著成效，而由NOX污染引起的臭氧和细粒子污染问题日益突出，威胁人民群众身体健康，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，因而，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污染现状我国以煤为主的能源构造决定了我国大气污染的特征为煤烟型污染，而我国现有的煤电机组设备总体技术水平相对于发达国家又较落后，发电煤耗高，能源利用率低，这就进一步加剧了煤炭燃烧造成的气体排放及环境污染。同时，我国燃煤电厂在NOX排放控制方面起步较晚，以致于NOX排放总量的快速增长抵消了近年来行之有效的SO2控制效果。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、NO2和N2O，其中NO占90%以上，NO2占5%10%。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。2000年我国火电行业NOX排放量为469万吨，约占全国NOX排放总量的21%。在1999年2004年的六年中，火电厂NOX排放总量增加了235.7万吨，近乎是1987年1998年NOX增长量的总和。“十一五期间，我国NOX排放量逐年增长，排放负荷宏大，导致了一系列的城市和区域环境问题。根据目前的排放控制水平，到2020年，我国火电厂排放的NOX将到达1000万吨以上，如此宏大的排放量将给公众健康和生态环境带来灾难性的后果。2、我国燃煤电厂NOX控制措施及相关法规1995年8月29日第八届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过修正的（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氮氧化物采取控制的措施，初次将燃煤经过产生的氮氧化物控制纳入到法律体系之中。2003年2月28日，原国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局、原国家经济贸易委员会联合了（排污费征收标准管理办法）第31号令。在该管理办法中，明确氮氧化物资2004年7月1日起按每一污染当量0.6元收费，即征收标准为0.63元/kg。2003年12月30日国家环境保护总局、国家质量监督检疫检验总局联合了修订的（火电厂大气污染物排放标准）GB132232003。本标准分三个时段，对不同时段的火电厂建设项目分别规定了NOX排放控制要求，规定第3时段新建、扩建、改建的火力发电锅炉须预留烟气脱除NOX装置空间。液态排渣煤粉炉执行Vdaf10%的NOX排放浓度限值。2006年国家标准化管理委员会批准制定（燃煤烟气脱硝技术装备）国家标准。该标准由浙江大学热能工程研究所等15家企事业单位负责起草，是我国在烟气脱硝方面的第一个技术标准。2009年3月23日，国家环境保护部在印发（2009-2010年全国污染物防治工作要点）的通知中指出，要全面开展氮氧化物污染防治。以火电行业为重点，在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。同年7月7日，国家环境保护部的（火电厂大气污染物排放标准征求意见稿）中规定了愈加严格的排放标准：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1月14日国家环境保护部的（火电厂大气污染物排放标准）二次征求意见稿中，进一步对氮氧化物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，氮氧化物以NO2计排放浓度为100mg/m3，其中2003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燃煤锅炉执行NOX排放浓度为200mg/m3。2011年3月14日，全国人大审议通过了“十二五规划刚要，将氮氧化物初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、建材等行业二氧化硫和氮氧化物治理，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，新建水泥生产线安装效率不低于60%的脱硝装置。3、燃煤电厂NOX控制技术及应用现状控制NOX排放的方法分为两大类：在燃烧经过中控制NOX的生成，主要有：低NOX燃烧技术和整体煤气化联合循环干净煤发电技术IGCC；烟气脱硝技术使生成后的NOX复原，主要有：选择性催化复原技术SCR、选择性非催化复原技术SNCR、固体吸附/再生技术和高能辐射化学技术等。3.1低NOX燃烧技术我国低NOX燃烧技术的研究始于1980s，主要包括：低NOX燃烧器技术LNBs、空气分级燃烧技术和再燃技术等。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100300MW机组也开场进行LNBs技术改造。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，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。LNBs技术的缺点是：单靠这种技术只能实现减排NOX30%40%，无法知足愈加严格的排放法规标准，因而，LNBs技术通常和烟气脱硝技术联合使用。空气分级燃烧技术是通过设置的燃尽风口，把燃烧需要的一部分空气送入炉膛，实现燃料在炉内分级分段充分燃烧，通过降低锅炉主燃烧区的氧气浓度到达降低NOX生成量的目的。采用该技术，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。再燃技术是在炉膛内设置二次燃料贫氧燃烧的NOX复原区段，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，只供应全部燃料的10%30%，而不供入空气，进而保证该区域的复原性气氛，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复原反响，生成N2分子。但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43m的超细煤粉作为再燃燃料。3.2整体煤气化联合循环干净煤发电技术IGCC发电技术是将煤气化与联合循环发电相结合的一种干净煤发电技术。具有燃料适应性广、热效率高、对环境污染小、废物利用条件好、多联产和节水等优点，因而成为世界上极有发展前途的一种干净煤发电技术。1992年，我国开场IGCC示范项目可行性研究，1999年国家计委批准在山东省烟台电厂建设300MWIGCC示范电站。3.3选择性催化复原技术SCR技术主要是利用液氨、尿素等作为复原剂，在一定温度和催化剂的作用下，有选择性的将烟气中的NOX复原为无害的N2和水。SCR技术利用催化剂加速NOX的复原反响，在反响温度为300450时，脱硝效率可达70%90%。该技术成熟可靠，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，具有没有副产物、不构成二次污染、装置构造简单、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。3.4选择性非催化复原反响SNCR技术与SCR技术最大的不同在于脱硝经过中不适用催化剂，将含氨基的复原剂喷入锅炉炉膛内，在9001100的高温下，复原剂快速热解成NH3，将烟气中的NOX复原为N2和水。SNCR工艺整个复原经过在锅炉内部进行，不需要另外设立反响器，愈加合适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时机非常小，但SCNR技术NOX脱除率不高，通常情况下可到达25%40%，因而，需要与LNBs工艺或者SCR工艺联合使用，进而获得更高的脱硝效率。3.5固体吸附/再生技术固体吸附/再生技术可到达同时脱硫脱硝的目的，该工艺采用固体吸附剂吸附烟气中的SO2和NOX，然后在再生器中将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，回收的SO2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，NOX通过喷射NH3或再循环至锅炉内分解为N2和水。目前应用较多的有活性炭和CuO吸附/再生工艺。活性炭吸附/再生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，生成硫酸或硫酸盐储存于活性炭吸附材料的微孔内，NOX在加NH3的条件下，在活性炭的催化作用下生成N2和水排入大气中。随后，饱和态活性炭吸附剂被送到再生塔内加热再生，解析出浓缩的SO2可通过Claus装置进行回收。该工艺具有很高的脱硫效率90%99.9%和低温100200条件下较高的脱硝效率50%80%，能够同时脱除粉尘、废气中的HF和HCl以及砷、汞等有害物质。但目前活性炭价格高、强度低；再生经过中会与SO2发生反响，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。CuO吸附/再生技术分两步进行：吸附器中，烟气通过装填有吸附剂的床层，反响温度在300450时，吸附剂与SO2发生反响生成CuSO4，由于CuO和生成的CuSO4对HN3复原NOX有很高的催化活性，可结合SCR技术进行脱硝；再生器中，吸附剂吸收CuSO4饱和后被送来再生复原，再生出的SO2可通过Claus装置进行回收。CuO吸附/再生技术的特点是没有二次污染，该工艺能到达90%以上的SO2脱除效率和75%80%的NOX脱除效率，当吸附温度在750左右时脱硫脱硝效率可到达90%以上。但该技术的缺点是：长期运转后CuO/Al2O3外表会由于氧化铝硫酸盐化而导致吸附SO2的能力下降，工艺反响温度要求高，需要加热装置，并且吸附剂的制备成本较高。3.6高能辐射化学技术高能辐射脱硫脱硝技术主要是利用高能电子产生大量的活性粒子，将SO2和NO分别氧化成H2SO4和HNO3，与NH3反响生成硫酸铵、硝酸铵和两者结合的复盐等微粒，捕集回收后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能够分为电子束照射法EBA和脉冲电晕等离子体法PPCP。EBA法是将锅炉烟气约140150通过电除尘器除掉烟尘后，用喷水雾冷却到70左右，再喷入NH3进入eQF电子束照射反响器，经电子束照射后烟气中的NOX和SOX与NH3生成硝酸铵、硫酸铵和其复盐微粒，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，脱硫效率可到达90%，脱硝效率可到达80%。EBA技术的优点是：同时脱硫脱硝去除率高；能够生成硫酸铵和硝酸铵副产品作化肥用；系统简单、操作方便、经过易于控制；对于不同煤种和烟气量的变化有较强的适应性。但该技术的缺陷是：电子加速器产生电子束的同时也产生x射线，因而需要庞大的x射线防护设备和昂贵的电子加速器；系统运行耗电量大、运行费用高、维护工作量大；另外存在氨泄漏等问题。PPCP技术是利用高压脉冲电源放电获得活化电子，来打断烟气气体分子的化学键进而在常温下获得非平衡等离子体，进而对烟气中的SO2、NO等气体分子进行氧化、降解等反响，再与注入的NH3产生协同反效应，生成硫酸铵、硝酸铵及其复盐的微粒，可显著提高SO2和NOX的脱除效率。PPCP技术有着突出的优点：高能电子由电晕放电本身产生，进而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；在超窄脉冲作用时间内，电子获得了加速，而对不产生自由基的惯性大的离子没有加速，因此该技术在节能方面有很大的潜力。但该技术和EBA同样面临着耗能高、氨泄漏等问题，仍需要深化研究加以解决。4、我国燃煤电厂NOX控制技术发展方向如前所述，近年来国家在抑制氮氧化物排放方面出了很多政策和措施，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，同时脱硫脱硝技术也越来越遭到重视。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来看，现阶段我国燃煤电厂脱硝应采取的是技术道路是大力普及低氮燃烧技术；从将来发展趋势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。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂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，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少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氮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知足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。当采用低氮燃烧技术后，NOX排放浓度不达标或不知足总量控制要求的，应建设烟气脱硝设施。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，根据技术上成熟、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，小于等于600MW时，可以选用SNCR-SCR技术；燃用无烟煤或贫煤且投运时间缺乏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缺乏20年的在役机组，宜选用SNCR技术或其他烟气脱硝技术。烟气脱硝复原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素，位于人口稠密区的烟气脱硝装设施，宜选用尿素作为复原剂。5、结论与瞻望我国氮氧化物的排放具有行业、区域集中的特点，因而，“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。电力行业属于高架源，排放的NOX在大气中发生远距离传输和化学转化，不但会影响当地的环境质量，而且存在跨界污染的问题，是造成区域性环境问题的主要原因。截止目前，我国已有80%的火电机组采用了低氮燃烧技术，已建烟气脱硝设施到达9700万千瓦。目前我国正在修订火电厂大气污染物排放标准，NOX的排放标准将会非常严格。这就要求在“十二五期间，除淘汰的小火电机组外，全面推进现役机组低氮燃烧技术改造及脱硝设施的建设，加大已安装脱硝设施机组的监管力度，提高减排能力。东部地区和其他地区的省会城市单机容量200MW及以上的现役燃煤机组实行脱硝改造，其他地区单机容量300MW及以上的现役燃煤机组实行脱硝改造。从减排管理的基础条件来看，自“十一五以来，随着污染减排三大体系能力建设的加强，NOX统计、检测管理工作获得了突破性的进展。2006年全国环境统计中将NOX因子纳入到环境统计范畴；2007年开展的污染普查工作对全国NOX排放系数和排放现状进行了全面调查。在污染源检测方面，随着国家重点源烟气排放连续监测设施建设完成，NOX排放重点源大部分都具备了自动监测的能力，并与省、市监控中心实现了联网。此外，国内火电行业NOX控制技术日趋成熟，除催化剂等核心技术外，基本实现了国产化。这些都为全面施行NOX污染控制奠定了良好的基础。