浅谈燃煤电厂烟气脱硝技术及其在大气污染物减排中的贡献

3 脱硝技术简介

目前，我国对于燃烧产生的NOx控制方法主要分为燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制。

3.1 燃烧前控制

燃烧前控制是指通过改进燃料，即选用低氮燃料，但由于成本过高，因此未得到广泛的应用。

3.2 燃烧中控制

在燃烧过程中通过改变燃烧条件的方法来降低NOx的浓度，统称为低氮燃烧技术(Low Nox  Burner，LNB)，主要包括降低燃烧区域的氧气浓度和燃烧温度。以济宁市20万千瓦及以上现役燃煤机组为例，通过LNB技术可将NOx浓度由700mg/m3左右降低至400mg/m3以内，脱硝效率能达41%。但目前国家污染物总量减排核算时认定的LNB的最高脱硝效率仅为35%。虽然该方法装置简单、投资较少、运行费用低，但是其脱硝效果存在很大的局限性，仅使用炉内LNB技术脱硝不能满足大气污染物排放标准的要求，必须再对燃烧后的烟气进行脱硝处理。

3.3 燃烧后控制

在烟道尾部加装脱硝装置，使得烟气中的NOx在一定温度下生成无毒无害的N2和H2O。按照反应环境可分为湿法、干法和半干法。目前世界上使用较广泛的是干法，主要包括选择性非催化还原法(Selective  Non-Catalytic Reduction，SNCR)和选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)。

3.3.1  SNCR脱硝技术。

SNCR技术是指把还原剂(尿素、氨水等)喷入炉膛温度为850℃～1100℃范围内的区域，在无催化剂的作用下将NOx选择性的还原为N2和H2O，从而达到降低氮氧化物排放浓度的目的。但是当锅炉负荷发生变化时，850℃～1100℃在炉膛内的位置也会发生变化，因此常在炉墙上开设多层喷氨射口，以使得喷入炉内的氨均能混入温度为850℃～1100℃的烟气内。以尿素做还原剂为例，其反应方程式如下：

(NH2)2CO=NH3+HNCO

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

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

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

由于NO的化学性质不稳定，很容易被氧化成NO2，因此NOx浓度通常以NO2计。

该方法的优点是成本价格低、投资少、装置结构简单、改造方便、便于操作，脱硝效率高于50%，济宁市多数电厂都采用了SNCR脱硝技术或LNB-SNCR技术相结合，脱硝效果良好。

3.3.2  SCR脱硝技术。

SCR技术是指还原剂(NH3、尿素、CO、H2、甲烷、乙烯、丙烷、丙稀等)在金属催化剂(如V2O5)作用下，选择性地与烟气中的NOx反应生成N2和H2O。由于SCR技术采用了催化剂，催化作用使分解反应的活化降低，反应可在300℃～420℃之间进行，但如果反应温度低于300℃，脱硝设施会退出运行。主要反应方程式如下：

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

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

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

6NO+4NH3=5N2+6H2O

6NO2+8NH3=7N2+12H2O

SCR技术是目前国际上应用最广泛的烟气脱硝技术，在日本、美国等国家的大多数电厂中基本都采用此技术，由于该方法技术成熟、运行可靠、脱硝效率可高达90%，能将NOx的浓度降至100mg/m3以内，因此SCR脱硝技术也必然会成为我国烟气脱硝的主流技术，并得到越来越广泛的应用。但SCR技术投资和运行维护成本较高、占地较大，需要使用价格昂贵的金属催化剂，且催化剂易被堵塞和中毒。就济宁市而言，目前仅20万千瓦及以上燃煤机组采用了SCR脱硝技术。

4 结语

截至2015年底，济宁市火电厂氮氧化物减排总量为78267吨，排放量大幅减少，氮氧化物排放量仅占到全市氮氧化物排放总量的38%。由图2分析可见，在发电量和燃煤量基本持平的情况下，济宁市氮氧化物的排放总量除了2011年略升之外，均呈逐年递减的趋势，尤其是2012年政府给电厂施压，使得电厂逐步实施脱硝改造，NOx减排成效显著。

“十二五”期间，济宁市突出重点强力推进污染物减排，全面完成了“十二五”总量减排硬指标。氮氧化物排放量比2010年减少25.21%，完成省下达“十二五”任务的132.69%。下一步的工作重点就是要确保脱硝设施稳定正常运行，巩固来之不易的减排成果。

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