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环境保护部文件

环发[2010]10号

关于发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》的通知

各省、自治区、直辖市环境保护厅（局），新疆生产建设兵团环境保护局，计划单列市环境保护局：

　　为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，控制和减少火电厂氮氧化物排放，推动火电厂氮氧化物防治技术进步，改善大气环境质量，保护人体健康，现发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》，请参照执行。

　　附件：

火电厂氮氧化物防治技术政策

　　二○一○年一月二十七日

主题词：

环保氮氧化物技术政策通知

抄送：

发展改革委，科技部，工业和信息化部。

附件：

火电厂氮氧化物防治技术政策

　　1总则

　　1.1为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，防治火电厂氮氧化物排放造成的污染，改善大气环境质量，保护生态环境，促进火电行业可持续发展和氮氧化物减排及控制技术进步，制定本技术政策。

　　1.2本技术政策适用于燃煤发电和热电联产机组氮氧化物排放控制。

燃用其他燃料的发电和热电联产机组的氮氧化物排放控制，可参照本技术政策执行。

　　1.3本技术政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。

　　1.4加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。

　　2防治技术路线

　　2.1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。

　　2.2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。

　　2.3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。

　　3低氮燃烧技术

　　3.1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。

　　3.2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。

　　3.3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。

　　4烟气脱硝技术

　　4.1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。

　　4.2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。

　　4.3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。

　　4.3.1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。

　　4.3.2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。

　　4.3.3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。

　　4.4烟气脱硝还原剂的选择

　　4.4.1还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。

　　4.4.2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。

　　4.4.3位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。

　　4.5烟气脱硝二次污染控制

　　4.5.1SCR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。

　　4.5.2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。

　　5新技术开发

　　5.1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。

　　5.2鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术、脱硫脱硝协同控制技术以及氮氧化物资源化利用技术的研发和应用。

　　5.3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。

　　5.4鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。

　　5.5鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。

　　6运行管理

　　6.1燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术，以充分发挥低氮燃烧装置的功能。

　　6.2烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理，并设置专人维护管理，并对相关人员进行定期培训。

　　6.3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，并根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表等进行检修维护，确保设施稳定可靠地运行。

　　6.4燃煤电厂应按照《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75）装配氮氧化物在线连续监测装置，采取必要的质量保证措施，确保监测数据的完整和准确，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。

　　6.5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。

　　6.6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。

　　7监督管理

　　7.1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。

　　7.2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。

　　7.3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。

SCR烟气脱硝技术

选择性催化还原（SelectiveCatalyticReduction,SCR）烟气脱硝技术，是国际上最早研发并得到成功应用的烟气脱硝技术，该技术于20世纪70年代开始逐渐应用于燃煤锅炉烟气脱除NOX，由于其应用较早，在国际脱硝市场中所占比重较大。

                                                    SCR工艺系统流程

SCR工艺系统流程

SCR优点：

脱硝效率高，一般可达80％～90％；

氨逃逸量低，控制良好时基本无副产物，无二次污染；

可以在相对较低温度下操作，运行方便，可靠性高；

工程应用多，技术成熟。

                                            SNCR工艺流程示意图

SNCR烟气脱硝技术

SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：

Ÿ接收和储存还原剂；

Ÿ还原剂的计量输出、与水混合稀释；

Ÿ在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；

Ÿ还原剂与烟气混合进行脱硝反应。

                                            混合SCRSNCR工艺流程示意图

SNCR工艺流程示意图

SNCR工艺主要技术特点是工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依锅炉设计加以配合，脱硝效率更高。

工艺的主要不足之处就是脱销效率低（大型燃煤机组通常在25～40％）氨逃逸量较大以及还原剂耗量相对较高。

因此SNCR工艺的设计与运行过程中，如何实现以尽可能少的脱硝还原剂达到尽可能高的NOx脱除率，同时保证较低的氨逃逸，将是SNCR工艺的关键。

SNCR工艺投资省，是一性价比比较高的脱硝技术，但是因为其低的脱硝率以及环保法规的日趋严格，限制了SNCR工艺的推广与应用。

目前研究在还原剂中增加添加剂来拓宽SNCR工艺的反应温度窗是SNCR技术发展的一个热点。

另外，将SNCR与其他NOX控制技术联合使用，使之取长补短，也是SNCR工艺的一个主要发展趋势，目前已经取得成功和商业运行的主要SNCR/SCR混合技术、OFA/SNCR/SCR混合技术以及LNB/SNCR混合技术等。

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是一种工艺，非SCR与SNCR工艺合用。

它是在SCR工艺的基础上，结合了SNCR技术的特点而发展起来的一种新颖的SCR改进工艺。

高井热电厂脱硝技术的探讨

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□丁德军

高井热电厂地处北京市石景山区,距市中心约30km,是京津唐电网负荷中心,是保证北京安全供电的重要电源支撑点,也是北京市集中供热,解决北京市西部小锅炉环境污染的供热中心。

当然也是北京市SO2、NOx、粉尘等污染物的排放点之一。

为满足北京市现在和未来的环保标准,高井热电厂需要采取进一步的措施,大幅度消减NOx排放,进一步的减排率平均至少要达到65%。

根据目前国际上技术发展水平和工程经验,选择性催化还原技术（SCR）是最成熟、应用最多的烟气脱硝技术,其脱硝效率可达90%。

因此,SCR技术为高井热电厂烟气脱硝的首选技术。

SCR烟气脱硝技术

近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）发展较快,在西欧和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用得最多的技术。

SCR脱硝反应过程:

SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其它合适的还原剂,利用催化剂将烟气中的NOx转化为氮气和水。

在通常的设计中,使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液）。

无论以何种形式使用,首先使氨蒸发,然后和稀释空气或烟气混合,最后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。

SCR系统NOx脱除效率通常很高,添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应。

然而,有一小部分氨并不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。

一般来说,对于新的催化剂,氨逃逸很低。

但是,随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞,氨逃逸就会增加,为了维持需要的NOx脱除率,就必须增加反应器中NH3/NOx摩尔比。

当不能保证预先设定的NOx脱除率和（或）氨逃逸的性能标准时,就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。

从新的催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。

SNCR烟气脱硝技术

选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响,一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人,这就是选择性非催化还原技术（SNCR）。

该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。

还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域,该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。

引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。

还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀,则会出现分布较高的氨逃逸量。

在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。

为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果,必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。

若喷入的NH3不充分反应,则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上,而且烟气中NH3遇到SO3会产生（NH4）2SO4易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来,进一步脱除NOx。

它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。

该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验,试验表明了该技术的可行性。

理论上,SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。

SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨,但是控制好氨的分布以适应NOx的分布的改变却是非常困难的。

为了克服这一难点,混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。

通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。

资料介绍SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到50%～60%的脱硝效率,氨的逃逸小于5～10ppm/Nm3。

通过三种脱硝技术的比较高井热电厂示范工程拟安装SCR烟气脱硝装置。

脱除烟气中的NOx。

安装烟气脱硝装置后,燃煤机组锅炉NOx排放量减少,每年（年运行小时按6000h）可以减少NOx排放量为1340吨,从而改善电厂周围的大气环境质量,有利于电厂污染物排放总量控制。

安装烟气脱硝装置的燃煤机组NOx排放量可以满足国家标准《火电厂大气污染物排放标准》和北京市地方标准《锅炉污染物综合排放标准》的要求。