中国火电厂氮氧化物控制现状
氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，火电厂排放的NOx中绝大部分是NO，其毒性不大，但是NO在大气中可以氧化生成NO2，其毒性是NO的4～5倍，当含量达到150×10－6时，对人体器官产生强烈的刺激作用。此外，NOx还导致光化学烟雾和酸雨的形成。在特定的地理位置，当遇逆温或不利扩散的气象条件时，光化学烟雾便会集聚不散，使区域空气质量退化，大气能见度降低，太阳辐射减少，对生态系统造成损害，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，严重的会造成死亡。由于大气的氧化性，NOx在大气中可形成硝酸（HNO3）和硝酸盐细颗粒物，同硫酸（H2SO4）和硫酸盐颗粒物一起，从而加速了区域性酸雨的恶化。
1 我国火电厂发展现状
我国的火电行业以燃煤为主。2003～2007年期间，我国火电行业的装机容量、发电量与煤耗量均呈不断增长的趋势。2007年我国火电厂装机容量为5.54亿千瓦，发电量为29473亿千瓦时，煤耗量为14.06亿吨，与2003年相比，分别增长了91.3％、86.7％和65.6％，如图1所示。
 |
我国火电厂建设采取了发展高参数、大容量机组，改造和关停小火电机组的战略措施，为进一步控制火电厂大气污染物的排放提供了良好基础。
2 我国火电厂氮氧化物排放现状
总体上我国火电厂氮氧化物排放量随着火电行业的发展呈不断增长的趋势。2003~2007年五年间，火电厂装机容量增长了91.3%，煤耗量增长了65.6%，而2007年我国火电NOx排放量为838.3万吨，只比2003年的597.3万吨增加近了40.3％，见图2。相对于我国火电的总装机容量和煤耗量而言，NOx排放量的增加速率明显小于我国火电总装机容量和煤耗量的增长率。
3 我国火电厂氮氧化物控制政策
国外对氮氧化物进行严格控制已经有近20年的历史。我国长期以来对火电厂产生的大气污染物的控制主要集中在烟尘和二氧化硫上，对氮氧化物排放的治理尚处于起步阶段，对氮氧化物的总量控制也刚列入工作日程。我国现阶段与氮氧化物控制有关的法规政策及标准如下。
我国2004年4月颁布的《大气污染防治法》第30条规定：“企业应当对燃料燃烧过程中产生的氮氧化物采取控制措施”。
国务院颁发的《国家环境保护“十一五”规划》中明确规定：“继续开展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技术开发与示范，将氮氧化物纳入污染源监测和统计范围，为实施总量控制创造条件”。
《国家酸雨和二氧化硫污染防治“十一五”规划》中要求，将氮氧化物纳入环境统计范围，摸清氮氧化物排放基数；修订氮氧化物排放标准；开发推广适合国情的氮氧化物减排技术，对烟气脱硝示范工程进行评估总结；制订火电行业氮氧化物排放控制技术政策；启动编制国家火电行业氮氧化物治理规划的相关工作。强化氮氧化物污染防治，促进企业达标排放。达不到排放标准或所在地区空气二氧化氮、臭氧浓度超标的新建火电机组必须同步配套建设烟气脱硝设施，现役火电机组应限期建设烟气脱硝设施。
1996年出台的《环境空气质量标准》（GB3095－1996）经2000年修订后，标准中对大气中的NO2的浓度限值做了明确的规定。2003年修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003），则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉的氮氧化物排放限值，规定了火电厂氮氧化物的排放限值。除国家标准外之外，个别地方根据当地实际情况，颁布更为严格的地方性排放标准。例如，北京市2007年9月1日实施的《北京市锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139－2007）、上海市实施的锅炉大气污染物排放标准（DB31/387—2007）和山东省实施的火电厂大气污染物排放标准（DB37/664—2007）。
《排污费征收使用管理条例》规定，氮氧化物自2004年7月1日起按0.6元/污染当量收费，征收标准与二氧化硫相同。
从我国目前已有的法规政策来看，主要依赖于传统的控制手段，虽然对火电厂NOx污染的控制提出了初步要求，但相关的政策标准过于原则，操作性差。目前我国火电厂采用烟气脱硝技术措施的比例还较低，难以有效控制日益增长的NOx排放及其二次污染造成的环境损害。
4 我国火电厂氮氧化物控制技术发展现状
控制火电厂NOx排放的措施分两大类。一类是通过燃烧技术的改进（包括采用先进的低NOx燃烧器）降低NOx排放量，另一类是在锅炉上加装烟气脱硝装置。
4.1低NOx技术发展现状
我国从上世纪80年代中后期，在引进一批大容量火电机组制造技术的同时，引进了低NOx燃烧技术。在此基础上，各发电锅炉制造厂陆续将引进的低NOx燃烧技术或在此基础上再开发的低NOx燃烧技术应用于在自行制造的锅炉上。例如东方锅炉厂、北京巴威锅炉厂和上海锅炉厂等从美国和日本引进的低NOx燃烧技术已在300MW及以上装机容量锅炉上得到应用；武汉锅炉厂自主开发的低NOx燃烧技术也已在部分130~600MW锅炉上应用。据不完全统计，低NOx燃烧技术已在新建的254台装机容量为125~1000MW的燃煤发电锅炉上应用。此外，在国家政策和标准的推动下，国内有关单位研发的多种低NOx燃烧技术获得了一系列拥有自主知识产权的专利。如清华大学的船型煤粉燃烧器和双通道低NOx燃烧技术、哈尔滨工业大学的“风包粉”系列低NOx浓淡燃烧器、上海理工大学的双通道浓淡组合式低NOx燃烧技术等，这些技术中有的已在现役机组的技术改造中得到应用。
综前所述，为控制我国火电厂排放的氮氧化物，近几年来，在有关科研院校和各发电锅炉厂的共同努力下，对低NOx燃烧技术的研发和生产已取得了长足的发展，燃煤发电锅炉的低NOx燃烧技术，尤其是在燃用烟煤或褐煤的机组应用后，其排放的NOx浓度可满足2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》规定的限值要求，并实现了自行设计、自行制造和自行安装调试。
4.2烟气脱硝技术发展现状
我国火电厂烟气脱硝装置于20世纪90年代引进日本技术在福建后石电厂的600MW机组率先建成。首台具有自主知识产权的SCR法烟气脱硝工程于2006年1月20日在国华太仓发电有限公司600MW机组成功运行。该工程中的关键设施—脱硝反应器、喷氨格栅、供氨系统等均由苏源环保公司独立开发设计，脱硝催化剂采用日立造船的产品。此外还有10多家环保工程公司分别引进了美国B&W公司和燃料技术公司、德国鲁奇和FBE公司、日本三菱和日立公司、意大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术，到2007年底已建成的烟气脱硝装置26台（套），总装机容量为1125万千瓦，其中除江苏利港电力有限公司4台600MW机组和江苏阚山发电有限公司2台600MW采用SNCR法脱硝技术之外，其余均采用SCR法脱硝技术。我国部分已建、在建火电厂烟气脱硝项目见表1。
表1 我国部分已建、在建火电厂烟气脱硝项目
|
在SCR法的应用过程中，为了摆脱催化剂完全依赖进口的局面，2005年，东方锅炉（集团）股份有限公司与德国KWH公司合资成立的成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司，合作生产脱硝催化剂，计划每年生产SCR催化剂的能力为4500立方米，预计产品除了销售给中国市场以及由东方锅炉成套的SCR电厂外，同时也销售给KWH公司负责的欧洲和美国市场。科林环保公司等也效仿东锅模式，建立了脱硝催化剂生产基地。而苏源环保、重庆远达、山东三融、大唐环境、浙江菲达等公司也都在积极组织脱硝催化剂的研究和开发，为SCR法烟气脱硝技术深度开发和推广应用奠定了良好的基础。
5 结论
我国火电厂氮氧化物排放量随着火电行业的发展呈不断增长的趋势。与烟尘、二氧化硫等其它大气污染物相比，我国火电厂氮氧化物控制工作才刚起步。我国对低NOx燃烧技术的研发已取得了长足的发展，为我国火电厂NOx控制提供了可行的技术，也具备了装备低NOx燃烧设备的生产能力。我国对SCR法烟气脱硝技术的引进尚处于消化吸收和初步应用阶段。其中的关键技术如：催化剂工艺制备技术、流场混合和优化技术等方面的积累比较欠缺，是制约我国脱硝技术产业化发展的主要瓶颈之一。SNCR法烟气脱硝技术也只是停留在个别应用阶段。随着我国NOx控制技术的逐步成熟及烟气脱硝产业的发展，相信在不久的将来，会有大量的具有自主知识产权的技术得以应用，脱硝成本会进一步降低，为火电厂氮氧化物控制工作的全面展开创造坚实的基础。
使用微信“扫一扫”功能添加“谷腾环保网”
