3-火电厂脱硝法规解析

火电厂脱硝法规解析西安热工研究院有限公司Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd.二○一二年八月二十三日张强[博士,研究员]报告提纲一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)二:火电厂氮氧化物防治技术政策三:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ562-2010)四:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ563-2010)一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)1标准出台背景以煤为主的化石能源消耗，导致了大量的大气污染物排放。我国大气环境的煤烟型污染严重，并出现向混合型污染转变的趋势，烟尘、SO2、NOX、Hg排放总量已居世界第一，SO2和NOX的排放量均超过环境自净能力；环境状况形势十分严峻。050010001500200025003000200020022004200620082010单位：万吨二氧化硫烟尘氮氧化物•新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。时间段划分比较GB13223-1996第Ⅰ时段第Ⅱ时段第Ⅲ时段1992.8.1前建成的机组1992.8.1—1996.12.31建成的机组1997.1.1起建成的机组GB13223-2003第1时段第2时段第3时段2012年1月1日1996.12.31日前建成的机组1997.1.1—2003.12.31建成的机组2004.1.1起建成的机组新标准现有机组新建机组2时间段的衔接NOX一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)3.主要内容2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；只是对W型火焰炉、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行200mg/m3的氮氧化物限值。一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)2003年12月31日以前通过环评的电厂（即2005年及以前投运的电厂），NOx排放浓度较高的，应首先进行低氮燃烧技术改造。改造后根据排放浓度情况，选择SNCR或SNCR＋SCR。对于有场地条件的电厂，改造后也可选择SCR。2004年1月1日以后通过环评的电厂，由于预留了烟气脱除氮氧化物装置空间，因此可直接加装SCR。NOX控制建议从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催化还原法(SNCR)，与常规煤粉锅炉配置SNCR相比，脱硝效率较高，可达到40～75%，氮氧化物排放浓度小于100毫克/立方米。国内300兆瓦及以上机组的循环流化床锅炉氮氧化物的生成浓度一般小于200毫克/立方米。二、火电厂氮氧化物防治技术政策技术路线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。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来确定。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。二、火电厂氮氧化物防治技术政策低氮燃烧技术发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR－SCR。燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR－SCR。燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝还原剂的选择还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝二次污染控制SCR和SNCR－SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3（干基，标准状态）以下；SNCR氨逃逸控制在8mg/m3（干基，标准状态）以下。失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策新技术开发鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术。鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。二、火电厂氮氧化物防治技术政策运行管理燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术。烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理。建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度。装配氮氧化物在线连续监测装置，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策监督管理烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。各级环境保护行政主管部门应加强对氮氧化物减排设施运行和日常管理制度执行情况的定期检查和监督，电厂应提供烟气脱硝设施的运行和管理情况，包括监测仪器的运行和校验情况等资料。电厂所在地的环境保护行政主管部门应定期对烟气脱硝设施的排放和投运情况进行监测和监管。三、SCR工程技术规范规范编制的目的为了贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》。规范火电厂燃煤烟气脱硝技术装备的设计、制造、工程建设、运行维护，促进火电厂氮氧化物减排，保护环境，减少污染，保障人体健康，促进火电厂烟气脱硝工程技术进步和可持续发展。提供一个统一的技术评价体系。三、SCR工程技术规范总体思路根据我国火电厂烟气脱硝行业工程技术方面的整体水平，既要考虑到国家相关文件对火电厂烟气脱硝的要求，又要兼顾国内大多数企业的实际情况。在规范我国火电厂烟气脱硝行业的同时，也要体现出对企业发展的引导，既为企业设置一定的“门槛”，也充分考虑到不同级别企业的生存、发展空间。三、SCR工程技术规范适用范围主要适用于200MW及以上的燃煤、燃气、燃油锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——反应器旁路设置问题（6.1.2）原因：当锅炉处于低负荷运行的时候，反应器入口的温度可能会下降到低于催化剂允许的最低温度，此外在锅炉的停机以及开机运行期间，其温度可能会产生较大的波动，因此需要设置反应器旁路使烟气绕过反应器，以避免在非活性温度区间使催化剂中毒或使表面受到污染而使活性下降。国外状况：20世纪80年代，由于当时的催化剂不能很好地适应启动和停运期间温度梯度的变化，日本的电厂均设置了旁路烟道，但随着催化剂性能等的提高，目前基本都不加设旁路；在美国，由于立法要求仅在臭氧季节（5-10月）减少NOx排放量，其东北部地区许多电厂设置了旁路；欧洲的SCR反应器则通常不设旁路。三、SCR工程技术规范设反应器旁路的优点在锅炉被迫停炉期间，催化剂的温度会保持几天，这对于有积灰的SCR系统非常重要，避免了飞灰的硬化。锅炉不停运也可以更换或维护SCR反应器中的催化剂。设反应器旁路的缺点烟道复杂，压损升高，增加了运行费用。同时，水平烟道有积灰的危险，导致催化剂或空预器的堵塞。由于烟道等钢结构的增加导致费用增加。需要性能可靠且紧密的烟道挡板门来关闭旁路，而该挡板门的费用较高。挡板门附近灰的沉积将影响挡板门的运行，需要安装灰斗或吹灰器。标准的观点设置反应器旁路，虽然可以在锅炉低负荷时减少SCR催化剂的损耗，有利于SCR的检修，但旁路挡板的密封和积灰问题严重，投资运行和维护费用较高。根据我国电厂的现状，标准建议不设置旁路。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于脱硝率80%（6.1.3）考虑到环保政策会日趋变严格，为了脱硝装置在将来能方便的提高脱硝能力。脱硝反应器的设计可按将来可能需要达到的最大脱硝效率设计，催化剂则可按目前效率的实际需求加装。考虑到SCR装置建设及运行的经济性。三、SCR工程技术规范工艺设计说明-氨逃逸浓度问题（6.1.4）在高尘SCR工艺中，氨逃逸浓度的控制至关重要。若控制不好，不仅会使成本增加，还会导致以下几个问题：（1）空气预热器换热面的腐蚀；（2）飞灰污染；（3）催化剂的腐蚀；（4）环境污染。其中，最主要的是对空气预热器换热面的腐蚀的影响。三、SCR工程技术规范某火电厂氨逃逸浓度三、SCR工程技术规范危害：逃逸的氨与烟气中的SO3反应生成NH4HSO4，当后续烟道烟温降低时，NH4HSO4就会附着在空气预热器表面和飞灰颗粒物表面。NH4HSO4在低于150℃时，以液态形式存在，腐蚀空气预热器，并通过与飞灰表面物反应而改变飞灰颗粒物的表面形状，最终形成一种大团状粘性的腐蚀性物质。这种飞灰颗粒物和在空气预热器换热表面形成的NH4HSO4会导致空气预热器的压损急剧增大。三、SCR工程技术规范氨逃逸浓度选取的依据日本相关机构的测试表明，当氨逃逸浓度在0.83mg/m3以下时，NH4HSO4生成量很少，空气预热器堵塞现象不明显；氨逃逸浓度增加到1.66mg/m3时，空气预热器在运行6个月后，阻力约增加30%；如果氨逃逸浓度增加到2.5mg/m3，空气预热器运行6个月后阻力约增加50%。压损增大造成频繁地清洗空气预热器，这种情况对风机的影响较大；同时，由于逃逸的氨导致飞灰化学性质发生改变，使得飞灰不能作为建材原料而得到利用。暂时将2.5mg/m3作为目前氨逃逸浓度的最高限值，鼓励工程实施中采用更低氨逃逸浓度的催化剂产品和技术解决方案。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——SO2/SO3转化率（6.1.5）烟气中的SO2会在催化剂的作用下被氧化成SO3，并可以与烟气中的水以及NH3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。这些硫酸盐，尤其是硫酸氢铵可以沉积并积聚在催化剂表面，引起催化剂的失活，并腐蚀空预器。为防止这一现象的发生，可以从以下两个方面考虑降低SO2/SO3的转化率：(1)合理调整催化剂成分，减少作为SO2氧化的主要物质V2O5在催化剂中的含量。（2）SCR脱硝工程一般要求SO2/SO3转化率小于1％。控制氨逃逸浓度不大于2.5