燃煤电站氮氧化物控制技术现状与发展

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1、中国•海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集317燃煤电站氮氧化物控制技术现状与发展董建勋，李成之，李振中国家电站燃烧工程技术研究中心，辽宁省沈阳市110034果按燃煤电厂目前的排放情况，只控制了SO2的排摘要：本文介绍了我国燃煤电站的污染现状，分析了燃煤电放，而不采取有效的烟气脱硝技术控制NOx的排站污染物发展趋势，详细介绍了燃煤电站低氮燃烧技术和烟放，2010年以后的5-10年，NOx排放总量将会超气脱硝技术，并将各种技术进行比较与分析。根据我国现有过SO2，成为电力行业的第一大酸性气体污染排放能源的实际情况和燃煤电站可持续发展要求，提出了控

2、制燃物。煤电站氮氧化物排放技术路线。根据国家脱硝技术发展，结合东北实际情况，提出了燃煤电站氮氧化物控制技术产业2几种燃煤电厂氮氧化物控制技术的比较化发展的建议。与分析关键词：氮氧化物；控制技术；燃煤电厂；产业化在燃煤发电厂氮氧化物(NOx)生成物中，通常1我国燃煤发电污染物排放现状燃料型NOx占75%，热力型NOx占25%。但对运行在很高温度下的旋风炉和其他锅炉，这种比例是煤炭是我国最主要的一次能源，直接燃烧是煤不同的，而且热力NOx的比例可能会大大高于燃炭能源的主要利用形式。据统计，2002年原煤在我料NOx的比例。燃料的含氮量、燃烧采用的过剩国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于

3、发电空气量，燃料和空气的混合程度、火焰温度以及在的煤炭约占煤炭消费量的49.12%。煤炭燃烧会产生该温度下停留时间等因素决定了烟气中的NOx含大量的烟尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）量。和CO2等污染物，这些污染物直接排入大气。其中，控制氮氧化物排放的方法分为两大类：①低排放的SO2和NOx是引起酸雨会的主要成分；NOxNOx燃烧技术--在燃烧过程中控制氮氧化物的生除会引起酸雨外，还会造成光化学反应污染。成；②烟气脱硝技术--使生成后的氮氧化物还原。据统计，2000年电力工业烟尘排放量310万吨，第一类的技术有：低NOx燃烧器（LNBs）、空气分SO2排放量890万吨（8.03g

4、/kWh），NOx排放量级法的紧密耦合燃尽风（CCOFA）和分离燃尽风469万吨（4.23g/kWh），与日本1999年的排放水(SOFA)，以及燃料和空气都分级的燃料（包括煤粉）平相比，2000年度我国火电机组SO2、NOx实际的再燃技术Rebruning）等。第二类技术包括选择排放水平分别高出7.81、3.96g/kWh。2002年，电性催化还原技术（SCR）和选择性非催化还原技术力工业烟尘排放量270万吨，SO2排放量820万吨，（SNCR），以及SNCR/SCR的组合技术。NOx排放量520万吨。两年间，全国火力发电量我国低NOx燃烧技术工作起步较早而烟气脱增长11.2%，而燃煤发

5、电排放的烟尘、SO2、NOx分别增长了-12.9%，1.2%，10.8%[1]。2003年我国硝工作也开始起步。目前，国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNBs技术。对现有发电总装机容量为384.5GW，其中火电装机容量约100-300MW机组也开始进行LNBs技术改造。已立为285.6GW。根据我国电力发展规划，到2010年项攻关的（CCOFA）和分离燃尽风(SOFA)以及超细末全国发电装机容量将达到580GW左右，年均增煤粉的再燃技术（MCR），已处于现场实验和设计长6.2%，其中水电151GW，占26.0%，火电380施工阶段。烟气脱硝（SCR、SNCR以及SNCR/SCR

6、）GW，占65.5%。到2020年全国发电装机容量达到技术正积极与外商合作，加紧进行可行性研究，争900GW左右，其中水电220GW，火电580GW。取早日立项实施。按国家环保局的规划，预计到2010年，二氧化硫2.1几种脱硝技术的分析和烟尘的排放总量控制在800万吨/年和270万吨/（1）LNBs技术年以内，比2000年减少10%～20%。采用LNBs技术，只需用低NOx燃烧器替换我国燃煤电站NOx排放的现状是：1991年193原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需作任何更万吨，1995年265万吨，2000年469万吨，2002改。因此，它是在原有炉子上最容易实现的最经济年520万吨。预

7、计到2010年将达到550万吨。如的降低NOx排放的技术措施。其缺点是，单靠这318中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集中国•海南种技术无法满足更严格的排放法规标准。因此，30～40%，工程造价约$5～10/kW。值得注意的是，[5]LNBs技术应该和其他NOx控制技术联合使用。在SNCR应用的条件相对苛刻：首先，烟气与还原剂国外，LNBs技术通常和烟气脱氮技术联合使用。在适用的