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行业背景

近年来,工业化、城市化、市场化的快速发展对电力的需求急剧膨胀,极大的刺激了电力行业投资规模的扩张,在以火电为主的发电结构下,决定了电力行业是高能耗、高污染的行业。2001年以来,电力行业一直是重污染性污染行业。


据统计,我国火电发电设备容量累计达8.4亿千瓦,占同期全国总装机容量的72%,较往年略有下降;水电和核电发电设备容量占同期总装机容量的21%,基本与往年同期持平。火电在新增产能中开始弱化,在存量产能中的主导地位依然牢固。


在火力发电机组中,主要可划分为燃煤型机组和燃气机组。燃煤机组产生的污染属于典型的煤烟型污染,以烟尘和酸雨的危害大,主要污染物有烟尘、硫氧化物(SO2、SO3)、氮氧化物(NOx)、二氧化碳、微量重金属等;针对燃气机组主要且要污染物为氮氧化物(NOx)。


煤炭作为我国现行主要能源结构,约占总能源60%。六大发电集团的日均耗煤量也持续走高;电煤消耗攀升导致了火电厂污染排放负荷加大,为了实现排污总量控制或者排污消减,环保政策更严格化、排放标准执行更低标准;一些地区正在推行燃气机组替代燃煤机组,但是受燃气机组上网电价和供热价格均显著高于燃煤机组加重了发电企业和地方负担;天然气供需矛盾的日益加剧等因素影响将导致燃气机组运营面临的风险加大。





环保政策及排放标准

2011年环保部颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),2012年实施;2014年7月1日起,现有所有的火力发电锅炉及机组均执行表1标准;地区执行表2标准;详见下页表1、表2;根据目前现有环保政策及大气污染现状,环保标准日益严格,为适应新的环保要求,很多地区和企业不在是执行地区或者地区的环保标准;而是提出了“超低排放”、甚至“超超低排放”;


表1   火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值
单位:mg/m³ (烟气黑度除外)
序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置
1燃煤锅炉烟尘30烟囱或烟道
二氧化硫100
200(1)
200
400(1)
氮氧化物(以NO2计)100
200(1)
汞及其化合物全部0.03
2以油为燃料的涡炉或
燃气轮机组
烟尘全部30
二氧化硫新建锅炉及燃气轮机组100
现有锅炉及燃气轮机组200

氮氧化物(以NO2计)
新建锅炉100
新建锅炉200
燃气轮机组120
3以气体为燃料的锅炉或燃
气轮机组
烟尘天然气锅炉及燃气轮机组5
其他气体燃料锅炉及燃料轮机组10
二氧化硫天然气锅炉及燃气轮机组35
其他气体燃料锅炉及燃料轮机组100
氮氧化物(以NO2计)天然气锅炉100
其他气体燃料锅炉200
天然气燃气轮机组50
其他气体燃料燃气轮机组120
4燃煤锅炉,以油、气体
为燃料的锅炉或燃气轮机组
烟气黑度(林格曼黑度)/级全部1烟囱排放口
(1)位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值
(2)采用W形火焰炉膛的火力发电锅炉,现打循环流化床火力发屯锅炉,以及2003年12月31日前建成投产或
通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。


表2   大气污染物特别排放限值
单位:mg/m³ (烟气黑度除外)
序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置
1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道
二氧化硫全部50
氮氧化物(以NO2计)全部100
汞及其化合物全部0.03
2以油为燃料的涡炉或
燃气轮机组
烟尘全部20
二氧化硫全部50
氮氧化物(以NO2计)燃油锅炉100
燃气轮机组120
3以气体为燃料的锅炉或燃
气轮机组
烟尘
全部5
二氧化硫全部35
氮氧化物(以NO2计)燃油锅炉100
燃气轮机组50
4燃煤锅炉,以油、气体
为燃料的锅炉或燃气轮机组
烟气黑度(林格曼黑度)/级全部1烟囱排放口
脱硝工艺

针对目前应用成熟、且运行稳定的主流脱硝工艺分为:


①SNCR-选择非催化还原技术 ②SCR  -选择性催化还原技术 ③SNCR+SCR联合脱硝技术 ④强氧化脱硝


各脱硝工艺对比:


SNCR脱硝工艺技术简介

SNCR脱硝原理

SNCR技术,即选择性非催化还原技术,它是目前主流的烟气脱硝技术。在炉膛850~1150℃这一温度范围内、无催化剂作用下,NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx,基本上不与烟气中的O2作用,据此发展了SNCR烟气脱硝技术。在850~1150℃范围内,NH3或氨水还原NOx的主要反应为:


NH3为还原剂


尿素为还原剂