18中国环保产业 2007.1研究进展Research Progress王方群1，杜云贵1，刘 艺1，王小敏2（1.中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060；2.河北农业大学 资源与环境科学学院，河北 保定 071001）摘要:本文介绍了国内燃煤电厂氮氧化物的排放现状和氮氧化物的控制法规，以及国内燃煤电厂脱硝技术的研究和工程应用现状，并对我国烟气脱硝技术的发展提出了建议。

关键词:燃煤电厂;烟气脱硝;氮氧化物中图分类号:X701 文献标志码:A 文章编号:1006-5377（2007）01-0018-05国内燃煤电厂烟气脱硝1 我国燃煤电厂氮氧化物污染现状我国煤炭资源丰富，是世界上以煤炭为主要能源的国家之一，2005年煤炭消耗量为21.4亿吨，占国内能源消费总量的68.9%，这种以煤炭为主的能源结构决定了我国的电站建设必然以煤电机组为主，也决定了我国大气污染的主要特征为煤烟型污染。

据估算，全国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的90%、氮氧化物排放量的67%、二氧化碳排放量的70%都来自于煤炭燃烧。

20世纪80年代中期以后，随着我国电力建设的迅速发展，大气和酸雨污染日益严重。

特别是近年来，大城市NO x 污染严重，区域性NO x 污染逐渐加剧；同时，酸雨污染呈现出新的特征：NO 3-的相对贡献在增加，由以硫型为主向硫酸和硝酸复合型转变。

其主要原因在于，我国在控制SO 2排放的同时并没有有效地控制NO x 的排放。

2000年国家对《环境空气质量标准》进行了修改，取消了NO x 指标，NO 2二级标准的年平均浓度限值由0.04mg/m 3改为0.08mg/m 3；日平均浓度限值由0.08mg/m 3改为0.12mg/m 3；小时平均浓度限值由0.12mg/m 3改为0.24mg/m 3，即NO x 的二级标准在原有基础上几乎放宽了100%。

这次修改淡化了NO x 的污染状况，导致放松和忽视了对NO x 排放的控制。

氮氧化物不仅是导致酸雨形成的主要原因之一，也是造成光化学烟雾的根本原因，其产生的温室效应约是CO 2的200～300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO 2约高出33.3％；NO x 还可转化成为硝酸盐颗粒，形成PM 2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性。

在1999-2004年的六年中，我国火电NO x 排放总量增加235.7万吨，近乎是1987-1998年共12年间NO x 增长量的总和。

2004年底，我国发电装机规模已达4.4亿千瓦，其中火电机组3.2亿千瓦，约占73.7％，而火电装机中约95％为煤电机组。

2005年底，全国电力总装机规模达5.0亿千瓦。

根据我国“十一五”电力规划，“十一五”期间规划开工火电项目1.41亿千瓦，2010年发电装机容量达6.5亿千瓦左右，到2020年发电装机达9.5亿千瓦左右，其中煤电约6.05亿千瓦。

专家预测，如果按目前的排放情况，只控制SO 2排放，而不采取有效措施控制NO x 的排放，预计到2010年NO x 排放量将达850万吨左右，2015-2020年，火电NO x 排放总量将会超过SO 2，成为电力行业的第一大酸发展现状及建议19CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 2007.1研究进展Research Progress性气体污染物。

因此，控制火电厂NO x 排放对缓解我国NO x 排放量不断增长的趋势至关重要。

2 燃煤电厂氮氧化物控制法规国家环境保护总局和国家质量监督检验检疫总局2003年12月23日发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）（2004年1月1日实施）。

该标准分3个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求，规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置的空间，液态排渣煤粉炉执行Vdaf＜10％的氮氧化物排放浓度限值。

不同时期火电厂氮氧化物的最高允许排放浓度值见下表。

北京市锅炉污染物综合排放标准（DB11/139-2002）规定，新建燃煤锅炉（＞45.5MW）氮氧化物排放限值为250mg/m 3。

为满足北京市2008年绿色奥运要求，北京市还将修订此标准，进一步严格NO x 的排放限值。

根据国家计委、财政部、国家环保总局、国家经贸委2003年31号令《排污费征收标准管理办法》（2003年7月1日实施），氮氧化物排污费自2004年7月开始征收，标准为0.63元/kg。

3 燃煤电厂氮氧化物控制技术及应用现状目前氮氧化物控制技术主要分为两种，一种是在燃烧过程中控制NO x 的产生，主要有低氮燃烧技术、循环流化床洁净燃烧技术（CFBC）、整体煤气化联合循环（IGCC）洁净煤发电技术等。

另一种是烟气脱硝技术，使NO x 在形成后被净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）等成熟技术。

3.1控制燃烧过程中NO x 的生成3.1.1 低NO x 燃烧技术我国低NO x 燃烧技术开始于20世纪80年代，主要有低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术。

低氮燃烧技术工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NO x 排放标准。

（1）低氮燃烧器技术（Low-NO x Burners，LNBs）采用低氮燃烧器技术，只需用低NO x 燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构无需更改，是在原有炉子上最容易实现、最经济的降低NO x 排放的技术。

但单靠这种技术无法满足更严格的排放标准，所以，LNBs技术常与其他NO x 控制技术联合使用。

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。

北京市政府在2000年第五阶段控制大气污染的措施中，要求全市火电厂的煤粉锅炉配备低氮燃烧器，目前已全部安装，测试结果表明，最高可降低30％～40％的氮氧化物排放。

（2）空气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。

该技术通过降低锅炉主燃烧区的氧气浓度，使其α< 1火焰中心的燃烧速度和温度降低，从而减少主燃烧区NO x 的生成量。

强耦合式燃尽风系统（CCOFA）和分离式燃尽风系统（SOFA）是空气垂直分级的燃烧技术，它们分别通过与现有燃烧系统端部出风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。

该技术可减排NO x 20％～50%，但需要对现有供风系统和炉膛进行部分改造。

目前，我国已立项攻关CCOFA和SOFA技术。

（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）燃烧生成NO x ；与主燃区相邻的再燃区，只供给10％～30%的燃料，而不供入空气，从而形成很强的还原性气氛（α为0.8～0.9），使在主燃区中生成的NO x 在再燃区被还原成N 2分子；燃尽区只供入燃尽风，在正常的过剩空气（α=1.1）的条件下，使未燃烧的CO和飞灰中的炭燃烧完全。

为了减少未完全燃烧的损失，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。

采用超细煤粉作为再燃燃料的技术称为再燃技术（MCR）。

我国气体和液体燃料较为缺乏，一般选择超细煤粉作为再燃燃料，NO x 脱除率一般为40%，最高达50%。

采用此技术，需要对原燃烧和制粉系统及炉子作较大改造。

我国哈尔滨工业大学燃烧工程研究所承担国家火力发电锅炉机组氮氧化物最高允许排放浓度表第1时段第2时段第3时段2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日Vdaf＜10%10%≤Vdaf≤20%Vdaf＞20%15001300110011006506501100650450实施时间燃煤锅炉不同时段20中国环保产业 2007.1研究进展Research Progress863能源技术领域重点项目“超细化煤粉再燃低NO x 燃烧技术研究”，开发了具有自主知识产权的MCR技术，该技术可降低NO x 排放至300mg/m 3（烟煤锅炉）或350mg/m 3（褐煤锅炉）以下，达到我国目前的大气污染物排放标准。

该技术已成功应用于内蒙古元宝山发电厂600MW机组示范工程。

3.1.2 循环流化床燃烧技术（Circulating Fluidized Bed Combustion，CFBC）CFBC技术采用沸腾状燃烧方式，具有燃烧效率高、燃料适应性好、SO 2和NO x 污染物排放量低等特点。

我国自上世纪80～90年代开始循环流化床技术研究，通过自主研发和技术引进，目前已全面掌握了该清洁燃煤技术。

目前我国循环流化床锅炉容量覆盖35～1000t/h的锅炉。

首台国产135MW循环流化床于2004年投运，至今已有十余台在运行，国产化循环流化床在150MW容量以下已经实现了产业化。

首台国产200MW循环流化床也于2006年投运。

首台国产300MW循环流化床机组于2006年6月初通过168小时试运行。

首台国产330MW循环流化床工程已于2006年5月启动，拟于2008年初投运。

科技部863项目支持研发的国产世界单机容量最大的600MW超临界循环流化床示范电站，已经完成方案设计，将在“十一五”期间实现示范工程。

目前我国循环流化床总安装容量达5000万kW， 居世界第一，相当于我国2004年全国总装机容量的12％。

加上近年即将投运的循环床，总装机容量将达到55GW，占2004年我国燃煤机组总装机容量的17％，已为我国燃煤电站降低了12％的NO x 排放。

3.1.3 整体煤气化联合循环洁净煤（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）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洁净煤发电技术。

IGCC发电技术将煤炭气化，产生出低热值的合成气，经净化后进入燃气轮机做功。

该技术将固体燃料转化成清洁的气体燃料，既具有联合循环的优点—高效率，又解决了燃煤所带来的环境问题，具有燃料适应性广、热效率高、对环境污染小、废物利用的条件好、多联产和节水等优点，因此成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。

1992年我国开始IGCC示范项目的可行性研究，1999年国家计委批准在山东烟台电厂建设300MW IGCC示范电站，项目于2003年12月启动，是“十一五”期间烟台市重点建设项目。

我国正在规划建设的项目还有上海2×400MW IGCC电站、广东汕头电厂IGCC技改项目、河北超化3×120MW IGCC电站、 辽宁阜新IGCC热、电、煤气三联供项目等。