燃煤电厂烟气脱硝技术及经济性分析

北极星环保网讯:本文介绍了燃煤电站NOx产生的机理，描述了现阶段电站脱硝技术的不同技术方案，并对各脱硝技术方案的经济性进行了比较。对电厂脱硝技术方案选型提供一定的指导作用。烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。2004年7月，我国公布并实施《火电厂大气污染物排放标准》，对火电厂氮氧化物排放要求有了大幅度的提高。升级后的强制性国家污染物排放标准将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力。

1 NOx的生成机理

NOx在煤粉锅炉中主要型式是NO，NO的的生成途径主要有三类：

1)燃料型

燃煤中的含氮有机化合物(如C5H5N、C6H5NH2)在燃烧过程中，氮元素被氧化为NO，其反应过程一般是先生成中间产物，中间产物与氧化元素再生成NO。燃料中氮生成NO的转化率随燃烧温度以及过氧量提高而增加，尤其是随挥发分中析出的N，以NH化合态存在，在氧化性气氛下会氧化为NO，但是在还原性气氛下又能还原部分NO为N2。

2)热力型(温度型)

空气中含有79%的N2，在高温燃烧时，N2与O2生成NO。随着温度提高，反应速率成指数函数比例增加，同时氧的浓度也会提高温度型NO的反应速率。由于氮气原子以三键型式存在，需要很高活化能才能分解出氮原子，一般热力型NO要在1500℃以上才能大量生成。

在煤燃烧过程中，只有局部火焰中心才能达到这样的高温，并且此时氧原子会优先于燃料中的元素先反应。在火焰区上部，虽然氧气过量，但温度很快降到1200℃左右，满足反应条件的时间较短，因此热力型NO在燃煤锅炉中占的份额较低。

3)快速型

在煤燃烧初期，在富含燃料的气氛下，燃料中的碳氢离子团如CH、CH2、CH3等“撞击”空气中的N2时，会生成中间产物HCN、CN还有NHi，这类化合物极易被氧化为NO。快速型NO的生成速率很快，因此受温度的影响不大，而与燃烧时的压力有关，压力越高(相当于体积浓度越高)反应速率越快。

2脱硝技术方案

脱硝技术实现可从燃烧中降低 NOx的生成及燃烧后对 NOx处理出发。若减少 NOx的生成，可通过减少锅炉内氧气的密度，缩短煤气在高温环境中的时间方法。采用低NOx燃烧方式降低锅炉的排放量，虽然还不能直接达到环保允许的标准，但是可以减轻下游脱硝工艺的建造成本和运行压力，并且可为电厂极低NOx排放创造条件。

而对 烟气中NOx的处理，与脱硫类似，可通过喷射粉末吸附、溶液内反应、催化还原等方法，另其还可使用电子束处理。吸附粉末可选择具有良好吸附性的活性炭，并与 NH3组合使用;溶液内反应与 SO2类似，选择强碱性溶液;另由于 N 这种元素的化合价有多种，可通过催还原剂对 NOx处理，使其变为无公害的 N2。

电子束处理，即利用电子束光照射 NOx气体，得到具有强氧化性的 OH 基、氧原子等，对 NOx氧化，生成硝酸，然后与NH3反应，生成无污染的硝酸盐。其他脱硝工艺还有电子束照射法和电晕放电等离子同时脱硫脱硝法，但由于部分相关技术的限制以及脉冲电源技术尚不成熟等原因，，目前并未大力推广。

目前在大型机组上已有商业运行经验的烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)两种。

选择性非催化还原法(SNCR)是当前NOx治理采用的技术之一。SNCR通过注入NH3或尿素等还原剂在没有催化剂的情况下发生还原反应。SNCR通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应，达到去除NOx的目的，反应主要发生在850℃～1000℃的温度范围内，当温度更高时NH3被氧化为NOx，低于反应温度时NOx反应效率降低，因此在SNCR中温度的控制是至关重要的。由于没有催化剂加速反应，故其操作温度高于SCR法。为避免NH3被氧化，温度又不宜过高。SNCR法的除硝效率为40%～50%，低于SCR法。

选择性催化还原法(SCR)是向锅炉烟气中喷入氨气(NH3)作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、沸石、活性碳等催化剂，在300～400℃较低的工作温度下，将NOx还原为无害的N2和H2O。选择性催化还原法，脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率可在50～90%间灵活设计。SCR技术是还原剂(NH3、尿素)在金属催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。金属催化剂有贵金属和非贵金属两类。主要反应如下：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

4NH3+2NO2+O2→6N2+6H2O

3 燃煤电厂烟气脱硝技术的经济效益分析

当前，关于烟气脱硝经济评价的相应原则国内尚未给予明确的规定，而相应的也并没有针对燃煤电厂NOx排放所造成的经济损失的相应估算建立完善的数据信息系统。而要想实现对燃煤电厂烟气脱硝技术的经济效益分析，就需要明确其装置的投资额、运行费用以及贷款利率等信息，进而才能够通过所采用烟气脱硝技术的不同进行相应的经济性比较。在投资成本上，主要是建设成本投入、相应期间的贷款利息、运行过程中所消耗的人物力资本，以及在催化剂使用上所投入的费用等。

当前，我国的燃煤电厂在烟气脱硝上主要采用的是SCR法脱硝技术、SNCR法脱硝技术以及低氮燃烧技术。由于所采用的烟气脱硝技术不同，相应的建设与运行成本也就存在着差别，而从其践行的经验看，其中氮燃烧技术虽然所实现的效率偏低，但是成本投入也低，平均成本大概在不到两元每千克，因此具有着很高的性价比;而SCR法下的脱硝技术成本的平均值大概在每1000g7.5元，SNCR法下的平均成本近13元每千克。

但是，按照目前国家对燃煤电厂烟气脱硝的指标，要想落实降低二氧化氮排放量的任务，就需要将SCR法与低氮燃烧法相结合，才能够实现所排放二氧化氮浓度的合规。而在落实这一综合技术的过程中，燃煤电厂在建设脱硝工程上的投入达到了近140元每千瓦，平均每小时的运行费用为0.012元。

在分析火电厂烟气脱硝技术经济效益的过程中，不可忽略的一个因素便是高额的建设投资成本与贷款之间的矛盾无法得到有效的解决。由于银行金融企业为了在降低自身风险的同时，要实现自身经济效益的最大化，因此，较高的贷款利率与较短的还款期限使得电力厂望而怯步，投资负担的加重也直接影响到了烟气脱硝的经济效益。

结语：

综上所述，对于电厂氮氧化物的控制，需采用炉内与炉外联合控制方法，经过经济性比较，对于大型燃煤电厂，由于炉内低氮燃烧经济性较好，因此应尽可能的降低锅炉的出口氮氧化物的浓度。对于烟气脱硝效率小于40%时，优先考虑SNCR技术。当脱硝效率较高时宜采用SCR技术。

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