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火电行业氮氧化物减排从哪里着手


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火电行业氮氧化物减排从哪里着手?
“十二五”期间,氮氧化物被首次列入约束性指标体系并确定了10%的减排目 标。氮氧化物的总量控制要突出重点行业和重点区域,建立并推行以防治火电行 业排放为核心的工业氮氧化物防治体系和以防治机动车排放为核心的城市氮氧化 物防治体系。在今后相当长的时间内

,我国将继续维持以燃煤机组为主的基本格 局,预计到2015年,我国火电装机容量将达到10亿千瓦,按照目前的排放控制 水平,氮氧化物排放量将达到1116万吨。因此,火电行业的氮氧化物减排乃是 “十二五”期间氮氧化物总量控制的重点和难点。
■ 文 / 王圣 朱法华 孙雪丽

鉴于氮氧化物对大气环境的不利 影响以及目前火电厂氮氧化物排放控 制的严峻形势,我国《国民经济和社 会发展第十二个五年规划纲要》(简 称“十二五”规划纲要)明确将氮氧 化物作为约束性指标,“十二五”期

间要求减少10%。

趋势, 造成我国酸雨由硫酸型向硫酸和 硝酸复合型转变, 部分抵消了我国在二 氧化硫减排方面所付出的巨大努力; 同 时, 氮氧化物也是生成臭氧, 形成光化 学烟雾的重要前体物之一, 是形成区域 细粒子污染和灰霾的重要原因。

火电氮氧化物控制成为必然
“十一五”期间我国氮氧化物排 放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化

2011年第13期|环境保护|

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目前, 国家正在制定的一系列氮 氧化物控制政策、 标准等, 如正在修订 中的 《火电厂大气污染物排放标准》 对 氮 氧化物 排 放 提出了更严格的要 求。 随着我国氮氧化物控制政策的不 断出台, 对氮氧化物控制技术在电力 行业, 特别是火电行业的应用情况进 行系统分析, 有利于火电行业的氮氧 化物减排。 从技术方面考虑, 电力行业属于 高架源, 氮氧化物的排放除了影响当地 的环境质量, 还存在跨界污染的问题, 是造成区域性环境问题的主要原因之 一。 同时, 燃煤电厂是氮氧化物的主要 排放体, 火电行业氮氧化物排放较大。 据中国环保产业协会的 《中国火电厂氮 氧化物排放控制技术方案研究报告》 统计分析, 2007年火电厂排放的氮氧 化物总量已增至840万吨, 比2003年的 597.3万吨增加了近40.6%, 约占全国氮 氧化物排放量的35%~40%。 2007年我 国单位发电量的氮氧化物排放水平为 3.1克/千瓦时, 甚至高于美国、 日本、 英 国、 德国等发达国家1999年的单位发电 量排放水平。 从法律要求方面考虑, 火电氮氧 化物控制法律体系已逐步完善, 火电氮 氧化物控制成为必然。 2010年1月环保 部颁布 《火电厂氮氧化物防治技术政 策》 (环发[2010]10号) 对全国范围内 , 不小于200兆瓦以及大气污染重点控制 区域内的所有燃煤发电机组提出了氮 氧化物控制技术选择。 2010年2月环保 部颁布 《燃煤电厂污染防治最佳可行 技术指南》 (试行) (HJ-BAT-001) , 为燃煤电厂氮氧化物控制路线的选择 提供了可行的技术指导。 2010年5月, 国务院办公厅转发了环保部、 发改委、 科技部等九部委联合制定的 《关于推 进大气污染联防联控工作 改善区域空 气质量的指导意见的通知》 (国办发 [2010]33号) 进一步指出建立氮氧化 , 物排放总量控制制度, 重点区域内的火 电厂应在“十二五” 期间全部安装脱硝 设施。
12 |环境保护|2011年第13期

火电氮氧化物如何控制?
火电氮氧化物控制手段

物排放大多超过600毫克/标立方米, 具 有通过燃烧技术升级改造降低氮氧化 物排放到400毫克/标立方的潜力。 以浙 江北仑电厂 1994年投产的600兆瓦亚临 界机组为例, 2009年通过低氮燃烧技 术改造, 氮氧化物排放浓度由改造前 的700毫克/标立方降低到300毫克/标 立方米左右。 目前先进的低氮燃烧技术 在燃用烟煤时氮氧化物排放水平可控 制在250~350毫克/标立方米。
烟气脱硝技术的应用

火电氮氧化物的控制手段包括: 结构减排、 技术减排、 管理减排等。 结构减排 是通过调整产业结 构, 优化电力结构, 降低火电的比重。 除了发展清洁能源发电技术之外, 目前 最主要的结构减排方法是通过“上大 压小” 逐步关停小火电。 , 技术减排 主要是通过低氮燃烧 技术、 选择性催化还原 (SCR) 和选择 性非催化还原 (SNCR) 等脱硝技术进 行燃烧中和燃烧后脱硝。 对氮氧化物 排放控制较为严格的国家, 其技术路 线通常是先采用低氮燃烧技术后再进 行烟气脱硝, 以降低氮氧化物控制综 合成本。 《火电厂氮氧化物防治技术 政策》 中的技术路线要求如下: 一是倡 导合理使用燃料与污染控制技术相结 合、 燃烧控制技术和烟气脱硝技术相 结合的综合防治措施, 以减少燃煤电 厂氮氧化物的排放; 二是燃煤电厂氮氧 化物控制技术的选择应因地制宜、 因 煤制宜、 因炉制宜, 依据技术上成熟、 经济上合理及便于操作的原则来确定; 三是低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮 氧化物控制的首选技术。 当采用低氮 燃烧技术后, 氮氧化物排放浓度不达 标或不满足总量控制要求时, 应建设 烟气脱硝设施。 管理减排 主要是通过电力调度 顺序、 发电权交易等措施以减少大气 污染物的排放, 其中包括氮氧化物和 二氧化硫等。
低氮燃烧技术的应用

烟气脱硝技术包括干法烟气脱硝 技术和湿法烟气脱硝技术。 截至2010年底, 全国有180台燃煤 机组建成并投运, 合计装机容量81090 兆瓦, 占全国火电机组容量的11.47%。 其中, 2008年前 (含2008年)投产的 烟气脱硝机组为52台, 计24134兆瓦; 2009年投产的烟气脱硝机组为39台, 计17370兆瓦; 2010年投产的烟气脱硝 机组为89台, 计39586兆瓦。 2010年新增并投运 (含新建或改 造) 的烟气脱硝机组中, 1000兆瓦级 机组共13台, 合计13132兆瓦; 600兆瓦 级机组共26台, 合计16400兆瓦; 300兆 瓦级及以下共50台, 合计10054兆瓦。 在地区分布方面, 分布在21个省份, 其 中分布在沿海省份的新增脱硝装机为 25476兆瓦, 占64.36%。 在所有新增并 投运的烟气脱硝机组中新建机组的规 模占84%。 根据上述数据比较可得: 一是投 运的烟气脱硝机组容量占火电装机容 量的比例逐年增加, 从2008年的4.96% 增加到2010年的11.47%; 二是2010年 新增烟气脱硝机组较20 09年增幅为 128%, 说明很多企业已经为 “十二五” 的火电脱硝提前做好储备; 三是从区域 而言, 新增烟气脱硝机组分布在沿海 地区的占绝大多数, 且集中在重点控制 区域 (京津冀、 长三角、 珠三角) 四是 ; 在所有新增并投运的烟气脱硝机组中 新建机组占绝大多数。
减排潜力分析

目前, 低氮燃烧技术是我国普遍采 用的控制火电厂氮氧化物生成及排放 的主要手段。 低氮燃烧技术主要分为低 氮氧化物燃烧器 (LNB) 空气分级燃 、 烧 (SAS) 燃料分级燃烧 、 (再燃) 烟 、 气再循环 (FGR) 2003年以前投运 等。 的机组约70%采用了LNB、 CCOFA (组 合型OFA) 或SOFA (分离型OFA)技 术, 这类机组常规运行方式下的氮氧化

2010年我国煤电机组规模分布特

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征如下: 200兆瓦以下 (不含200兆瓦) 机组的装机容量为0.99亿千瓦; 0 20 兆瓦及以上机组的装机容量为5.65亿 千瓦, 其中2005年及以前投产装机为 2.2亿千瓦 (包括200兆瓦级机组装机 42810兆瓦, 300兆瓦级125063兆瓦, 600兆瓦级52127兆瓦) 2005年后 , (不 含2005年) 投产的为3.45亿千瓦。 根据我国2010年煤电机组数据, 假设在“十二五”期间关停200兆瓦以 下 (不含20 0兆瓦)机组为70 0 0万千 瓦, 初步估算可实现氮氧化物减排154 万吨。 由于 2 0 0 5 年及以前 投 产的 2 0 0 兆瓦及以上燃煤机组中200兆瓦级占 19.5%, 300兆瓦级占56.8%, 600兆瓦 级占23.7%, 考虑到部分200兆瓦机组 的锅炉没有足够的空间进行低氮燃烧 改造, 所以进行低氮燃烧改造比例取 70%, 初步估算可实现氮氧化物减排92 万吨。 对2006年及以后投产的燃煤机组 进行烟气脱硝 (SCR) 改造比例取80%, 则可实现氮氧化物减排107万吨。

性指标进行控制, 所以进行火电行业总 量控制的方案以及对应的核查核算办 法应尽早出台, 并能实现排放的科学监 管。 由于我国对氮氧化物排放的控制尚 处于起步阶段, 所以在满足即将颁布的 火电厂大气污染物排放新标准要求的 同时, 如何落实火电行业总量控制要求 就显得很重要。 第二, 由于没有脱硝电价补贴, 已 安装脱硝装置的企业投运率较低。 据 调研, 对于目前处于亏损状态的燃煤发 电企业, 在没有脱硝电价补贴的情况 下, 脱硝投运率低于20%, 已安装的设 备绝大多数时间处于闲置状态。 为鼓励 企业主动安装脱硝设施, 不仅仅要在 政策层面加以引导, 提出合适的经济政 策同样紧迫。 不断提高的标准及严格 的监管, 迫使相关企业采取措施实现减 排。 在这个过程中, 行政手段的作用不 容忽视, 但一味依靠行政手段, 不考虑 企业实际情况, 很难有效调动企业的 减排积极性。 所以, 应尽快出台相应的 火电行业脱硝补偿经济政策, 将烟气 脱硝成本纳入电价。 第三, 国内环保企业目前仍没有掌 握脱硝的核心技术, 国内已建脱硝工程 基本采用全套进口或引进技术和关键 设备的方法建设。 我国已建成的燃煤电 厂脱硝设施绝大多数都采用了SCR工 艺, 其中, 催化剂造价占整个脱硝工程 造价的40%左右, 但催化剂的配方和生 产工艺的关键技术目前为国外企业所 掌握, 生产成本居高不下。 从火电氮氧 化物控制技术角度而言, 脱硝体系中核 心技术国产化一直是关键问题之一。 脱 硝系统中变量因素的增多给性能指标 的调试增添了负担, 如何在实际运用中 研发出具有自主知识产权的新技术将 是脱硝产业发展的重点。 以大型企业 牵头, 集中行业力量进行突破, 同时政 府对新技术开发提供政策、 资金支持也 是今后工作的一个方向。 对于SCR控制 技术而言, 催化剂是其主要瓶颈之一。 催化剂的价格昂贵, 约占整个脱硝工程 造价的40%, 此外催化剂的使用寿命

较短, 一般3年左右就需要更换, 更换 后催化剂的再生技术尚需探索。 而且催 化剂中含有大量重金属, 处置方法有 待于进一步开发, 否则将会造成污染 转移。 第四, 火电烟气脱硝的爆发性增 长可能会带来市场混乱。 据测算, 若对 新建和2004~2010年底期间通过环评 审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实 施烟气脱硝, 对2003年底前建成的火 电机组部分实施烟气脱硝。 而新的 《火 电厂大气污染物排放标准》 实施后, 到2015年, 需要新增烟气脱硝容量预 计达8.17亿千瓦。 如何科学管理脱硝市 场, 以避免脱硫市场存在的低价竞标、 市场无序竞争的情况, 则显得格外重 要。 从投资和运行费用两方面综合考 虑, 要充分挖掘低氮燃烧技术的潜能。 低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化 物控制的首选技术, 当采用低氮燃烧 技术后, 氮氧化物排放浓度不达标或 不满足总量要求时, 再建设烟气脱硝 设施。 第五, 电力行业大规模脱硝受多 种因素的影响和制约。 为实现氮氧化 物“十二五” 总量控制目标, “十二五” 期间我国电力行业脱硝装机容量比例 需达到70%以上 (包括新增机组) 这 , 将大于“十一五”期间二氧化硫的脱 硫装机容量, 减排压力非常大。 此外, 电厂脱硝还原剂氨的需求量将很大, 脱硝装 置中的催化剂也 未实现国产 化, 以及催化剂失效后处理, 这些因 素都将增大电力行业氮氧化物减排的 难度。 “十二五” 开局之年, 各地对经济 指标的追求正热情高涨, 环保工作面临 的压力可想而知。 做好氮氧化物减排工 作, 要充分汲取二氧化硫减排工作中的 经验和教训, 不仅需要突破技术瓶颈、 搞好环保设施建设, 做好工程减排, 更 需要提高管理水平, 不断完善法律、 经 济手段, 促进减排效益最大化。 (作 者单 位 :国电 环 境 保 护 研 究院)
2011年第13期|环境保护| 13

火电氮氧化物控制难点
5月13日, 环境保护部常务会议审 议并原则通过 《火电厂大气污染物排 放标准》 重点加大了对火电厂大气污 , 染物中氮氧化物的控制力度。 根据之前 发布的征求意见稿, 从2012年1月1日开 始, 所有新建火电机组氮氧化物排放 量要达到100毫克/标立方米; 从2014年 1月1日开始, 重点地区所有火电投运机 组氮氧化物排放量要达到100毫克/标 立方米。 标准的作用在于引领和规范, 而 要实现达标, 离不开专业技术的支撑。 不容忽视的问题是, 我国在火电氮氧 化物减排方面还存在不少 “短板” 因 。 此, 促进火电氮氧化物减排需要以下5 方面的支持。 第一, 氮氧化物总量控制方案需 尽早落实。 由于氮氧化物已经作为约束


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