摘 要：简要介绍了国内火电厂氮氧化物减排技术，包括低氮燃烧技术以及烟气脱硝技术，并从中选择适合火电厂控制技术。 关键词：火电厂 氮氧化物 减排 中图分类号：TQ116 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2012）002-120-02
1 概述
我国是世界上以煤炭为主要能源的国家之一，煤炭储量丰富。所建设的电站以主要是燃煤机组，因此，煤烟型污染是大气污染的特征污染物。据测算，全国每年排放的大气污染物中的70%的烟尘、90%的二氧化硫，67%的氮氧化物都来自于煤炭燃烧。于是氮氧化物就成为现役火电厂中污染现状比较突出，急需治理的污染物。
酸雨产生主要是由氮氧化物、二氧化硫的排放造成，光化学烟雾的形成也是因为氮氧化物的过度排放，比二氧化碳产生温室效应高出200多倍。氮氧化物最终还会形成PM2.5，对人群健康造成威胁。如不对火电厂末端排放的氮氧化物加以有效的控制措施，火电厂排放的氮氧化物势必成为工业排放第一大酸性气体污染物。火电厂氮氧化物减排技术的推行已经到了刻不容缓的地步。
在上个世纪50年代中期，一些西方国家就开始了燃煤电厂脱硝技术研究，并于70年代开始运用在一些大中型燃煤机组上。我国从80年代开始了低氮氧化物 燃烧技术的研究，第一台烟气脱硝装置2000年在福建省后石电厂投入运行，目前全国已有多个火电厂配套了烟气脱硝装置，新建或在建的600MW及以上机组也必须配套烟气脱硝装置的建设。我们国家于1996 年颁布了《火电厂大气污染物排放标准》，标准中提出了氮氧化物排放浓度，但是从当时的国情出发，从企业生产实际考虑，相当一部分数量电厂并未执行此标准； 2003年12月国家再次颁布GB13223―2003《火电厂大气污染物排放标准》，于2004年1月1日实施。目前，国内火电厂投入运行的烟气脱硝装置尚少。
2 氮氧化物的减排技术
2.1 氮氧化物形成机理
氮氧化物氮氧化物是NO、NO2和N2O 等的总称，火电厂氮氧化物排放的主要成分是NO和NO2，其中NO占氮氧化物总量的97%以上。研究表明，热力型氮氧化物、瞬态型氮氧化物、燃料型是氮氧化物的三种主要生成途径。针对一般的火电厂锅炉来说，氮氧化物主要是以生成为主要途径。燃料型氮氧化物主要是指燃料中的含N化合物在锅炉中热分解，经化学反应后最后生成氮氧化物。
控制在燃烧过程中的氮氧化物产生和控制在锅炉燃烧产生的氮氧化物浓度（末端控制）是控制氮氧化物排放的主要两种技术。
燃烧过程控制是通过采用各种形式的低氮燃烧技术减少燃烧过程中的氮氧化物产生量；末端控制是采取加装烟气脱硝设施使氮氧化物浓度得到降低。
2.2 烟气脱硝技术分类
2.2.1 低氮燃烧技术
低氮燃烧技术前期投入少，正常情况下，不需要运行费用。相对其他脱硝方法来说，经济性较强。低氮燃烧技术一般分为空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、低氮燃烧器技术（LNB）等。
(1) 空气分级燃烧技术
美国于上世纪50年代就开始研究空气分级燃烧技术，并在其他发展中国家的得到了很好的推广，我们国家就是其中之一。空气分级燃烧技术的原理是将燃料分阶段燃烧。首阶段，为了让燃料在缺氧的富燃料条件下燃烧，先降低供入锅炉主燃烧器的总燃烧空气量；接着第二阶段，让燃料在富燃条件下进行完全燃烧。燃烧整个过程需要供给的的空气是分两个阶段进入锅炉内的，因此这种燃烧技术命名为空气分级燃烧法。燃煤机组采用空气分级燃烧技术可使氮氧化物的生成量降低35%。
(2)燃料分级燃烧技术
燃料分级燃烧就是俗称的再燃烧技术。这种技术的原理是将分成两股或者多股的燃料进入两个燃烧区燃烧。首先，将83%左右的燃料送入第一级燃烧区，在富氧条件下燃烧。在这一级燃烧区中的燃料叫一次燃料，剩下17%左右的的燃料通过主燃烧器送入第二级燃烧区又称为再燃区，在贫氧条件下燃烧。燃烧过程中产生了还原性很强的气体，充分和第一级燃烧区的中产生的氮氧化物发生还原反应，把第一级燃烧区产生的氮氧化物还原为氮分子，同时还很好的控制第二燃烧区的氮氧化物产生。这种燃烧技术可进一步降低氮氧化物的排放浓度。研究表明：经改进后的“超细化煤粉再燃低氮氧化物 燃烧技术”已经在内蒙古元宝山发电厂燃煤机组上得到成功应用，氮氧化物排放浓度可降至300~350mg/m3。
(3)低氮燃烧器技术（LNB）
低氮燃烧器是把空气分级、燃料分级、烟气再循环的原理运用到燃烧器上。通过改良燃烧器的内部结构，调整燃烧器的空气和燃料之间的比例，让着火区内氧气浓度以及着火区的温度降低，减少高温区的停留时间，以此来达到减少氮氧化物产生的目的。
我国对于低氮燃烧技术的研究较早，国内新建的300MW及以上火电燃煤机组基本都采用了低氮燃烧技术。采用低氮燃烧技术的燃煤机组只需更换原来的燃烧器，不用对燃烧系统和炉膛结构作任何设计更改。经改造后的低氮燃烧器燃煤锅炉，最高可降低30%的氮氧化物排放量。
2.2.2 烟气脱硝技术
烟气脱硝技术主要分为选择性非催化还原法即SNCR、选择性催化还原法即SCR两种，这两种脱硝技术目前研究最成熟，应用实例最为广泛。适用于采取低氮燃烧技术氮氧化物尚不能达标排放，氮氧化物排放浓度限值要求较严的区域。
(1)选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR 技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主要的烟气脱硝技术之一。基本原理是在炉膛800~1250℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的氮氧化物，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在800~1250℃范围内，NH3或尿素还原氮氧化物的主要反应为：
NH3为还原剂
尿素为还原剂
不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使氮氧化物还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使氮氧化物还原率降低。
SNCR工艺技术的关键就在于尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制获得较小的氨逃逸。
SNCR 技术，同另外一种烟气脱硝技术SCR相比，不同就在于SNCR 技术没有SCR技术所用的昂贵的脱硝催化剂，其主要技术优势就在于，投资与运行成本少，没有额外的SO2/SO3 转化率。但是脱硝效率降低，一般SNCR脱硝技术的脱硝效率在40%以下。
(2)选择性催化还原法（SCR）
选择性催化还原法是目前工艺比较先进，火电厂中实际应用最广泛的一种烟气脱硝技术，氮氧化物的理论脱硝效率可达到90%以上，但实际上由于氮量的控制误差而造成的二次污染等原因使得通常仅能达到65%~80%的净化效果。
选择性催化还原法是以NH3作还原剂，V2O5/TiO作催化剂，来消除燃煤锅炉排放的氮氧化物，是目前唯一能在氧化气氛下脱除氮氧化物的实用方法。这项技术始于上世纪70年代，由日本先行研究，最后在欧美等发达国家迅速得到推广。SCR脱硝装置由脱除剂制备系统和脱硝反应器两大主体组成。工作原理是：在催化剂的条件下，将NH3喷入反应器内把NO还原为氮气。
其反应原理如下：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
SCR和SNCR脱硝工艺的化学反应原理都是一样的，都是在烟气中喷入还原剂，在特定的温度范围内与烟气中的氮氧化物进行选择性还原反应生成氮气（N2）和水蒸气（H2O）。SNCR工艺是在高温区（800～150℃）进行选择性还原反应。SCR工艺则是低温区（300～400℃）在催化剂存在的条件下进行催化选择性还原反应。采用催化剂的SCR工艺较不用催化剂的SNCR工艺主要具有可以达到更高的脱硝率和发生选择性还原反应的温度区较低两大优势。
3 小结
火电厂氮氧化物减排主要在在燃烧过程和末端控制两个环节，也可以采取两种设施的综合叠加。就“十二五”越来越严格排放趋势而言，采取两种设施的综合叠加才能满足环境管理的要求。现在外界采用比较多的两种综合叠加是低氮燃烧器+选择性非催化还原法以及低氮燃烧器+选择性催化还原法。采用何种技术方法叠加可通过技术和经济比较而定。
LNB工艺成熟，设备相对简单，造价低廉，运行维护比较容易，在国内火电厂应用最为广泛，但单一的低氮燃烧措施脱硝效率不高。SNCR前期投资及运行费用较低，系统简单，占地面积小，但脱硝效率低，在火电厂电厂中应用中应用较少。SCR可以安装在省煤器和空预器之间，或脱硫塔之后，氨气泄漏量少烟气脱硝效率高，因此在国内火电厂中应用较为广泛，但前期投资费用高，采用催化剂昂贵导致运行成本高，因此完善脱硝电价的制定以及降低运行成本才是SCR工艺普及推广的关键。
综上，采取低氮燃烧器+选择性催化还原法乃是火电厂氮氧化物减排措施的上策。