燃煤發(fā)電鍋爐脫硝技術(shù)的選擇和應(yīng)用

1、燃煤發(fā)電鍋爐脫硝技術(shù)的選擇與應(yīng)用DAVID Moyeda，周偉，徐光（GE能源公司，美國(guó) 加利福尼亞州92618）摘要：闡述發(fā)電廠鍋爐脫硝改造中常用的低氮燃燒器（low NOx burner，LNB）、燃盡風(fēng)（overfire air，OFA）、再燃、選擇性非催化還原（selective noncatalytic reduction，SNCR）和選擇性催化還原（selective catalytic reduction，SCR）等技術(shù)的原理、方法和設(shè)計(jì)關(guān)鍵點(diǎn)，比較各種脫硝技術(shù)的脫硝率和投資成本。以GE能源公司的鍋爐脫硝改造實(shí)例驗(yàn)證綜合應(yīng)用LNB、SNCR、OFA和天然氣再燃技術(shù)，可使NOx的排

2、放量降至120 mg/m3，并且其投資成本比單獨(dú)投建SCR系統(tǒng)低。指出應(yīng)用脫硝技術(shù)時(shí)應(yīng)注意在脫硝的同時(shí)控制可燃物的排放，以及盡可能減小SNCR溫度窗口的CO質(zhì)量分?jǐn)?shù)。關(guān)鍵詞：脫硝減排；低氮燃燒器；燃盡風(fēng)；再燃技術(shù)；選擇性非催化還原；選擇性催化還原中圖分類(lèi)號(hào)：X701 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B 文章編號(hào)：1007-290X(2011)06-00收稿日期：2011-04-11隨著中國(guó)脫硝政策的出臺(tái)，電力系統(tǒng)首當(dāng)其沖地成為脫硝減排的重點(diǎn)對(duì)象。據(jù)統(tǒng)計(jì)，每年有超過(guò)40%的氧化氮排放來(lái)自發(fā)電廠，因此，脫硝政策針對(duì)電力系統(tǒng)制定了嚴(yán)格的氧化氮排放指標(biāo)，尤其是北京、上海和廣東等地的排放指標(biāo)（100 mg/m3）甚至低于美

3、國(guó)的排放標(biāo)準(zhǔn)12。中國(guó)擁有豐富的煤礦資源，燃煤發(fā)電鍋爐占了重要的比例，燃煤鍋爐的脫硝改造將成為脫硝改造的重點(diǎn)。與嚴(yán)格的排放指標(biāo)相比，中國(guó)的電廠對(duì)燃煤鍋爐的脫硝技術(shù)和性能的了解還處于相對(duì)初級(jí)階段，對(duì)脫硝技術(shù)的選擇、脫銷(xiāo)應(yīng)用技術(shù)的利弊以及脫硝技術(shù)的投資和運(yùn)行成本等了解還不夠全面。本文旨在與讀者分享作者25年的鍋爐脫銷(xiāo)改造經(jīng)驗(yàn)，就脫銷(xiāo)技術(shù)的選擇和脫硝技術(shù)的成功應(yīng)用作一概述。1 脫硝改造的形式歐美的發(fā)電鍋爐多為前墻式、前后墻式和四角切向等形式，中國(guó)也建造了不少燃燒劣質(zhì)煤的循環(huán)流化床和燃燒煙煤的W型鍋爐。不論是哪種形式的鍋爐，脫硝技術(shù)都可分為燃燒改造和煙氣脫硝2種形式。燃燒改造是指改變爐膛內(nèi)的燃燒工況，

4、通常包括安裝低氮燃燒器（low NOx burner，LNB）、應(yīng)用燃盡風(fēng)（overfire air，OFA）以及應(yīng)用再燃技術(shù)。 燃燒改造的優(yōu)點(diǎn)是改造和運(yùn)行成本低，所以，被定為最佳改造技術(shù)（best available retrofit technology，BART）之一，中國(guó)也將低氮燃燒定為首要改造手段。墻式爐和四角切向爐的燃燒改造一般能達(dá)到的脫硝率如圖1所示，具體可達(dá)到的脫硝率受煤種、鍋爐設(shè)計(jì)和初始氮氧化物值等影響。在排放標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)格的區(qū)域，單一的燃燒改造已經(jīng)不能滿(mǎn)足達(dá)標(biāo)的要求，于是綜合應(yīng)用燃燒改造，例如安裝LNB并應(yīng)用OFA和再燃技術(shù)可達(dá)到可觀的脫硝率3。工況1基礎(chǔ)工況；工況2安裝LNB；

5、工況3安裝LNB并應(yīng)用OFA；工況4安裝LNB并應(yīng)用再燃技術(shù)；工況5安裝LNB并應(yīng)用再燃和選擇性非催化還原（selective noncatalytic reduction，SNCR）技術(shù)。圖1 采用各種脫硝改造技術(shù)后的NOx排放量煙氣脫硝在燃燒區(qū)下游的煙氣道中應(yīng)用氨或尿素等還原劑將NOx還原，以達(dá)到脫硝的效果。最常用的有SNCR和選擇性催化還原（selective catalytic reduction，SCR）2種形式。煙氣脫硝中SCR的脫硝率可達(dá)到90%，但是SCR對(duì)空間場(chǎng)地有一定的要求，投資和運(yùn)行成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于燃燒改造。圖2比較了美國(guó)改造300 MW鍋爐的各種技術(shù)投資，SNCR相較SCR

6、，其脫硝率（25%45%）低，但成本也相對(duì)較低。SNCR與SCR耦合，或與燃燒改造綜合應(yīng)用，可在較低成本下達(dá)到高效率。本文的重點(diǎn)放在如何應(yīng)用綜合燃燒改造和SNCR技術(shù)，以低成本達(dá)到與SCR可比的性能。圖2 美國(guó)300 MW鍋爐脫硝改造投資成本2 脫硝技術(shù)概述2.1 LNB傳統(tǒng)的燃燒器為富氧燃燒，化學(xué)當(dāng)量比在燃燒器出口約為1.2，即有20%的剩余空氣量。爐膛出口氧量為 3%4%，在富氧燃燒的狀態(tài)下，容易達(dá)到穩(wěn)定和完全燃燒，因而對(duì)飛灰未燃碳和CO等可燃物的排放有所控制，但是，富氧燃燒也使煤的氮成分與氧在高溫下反應(yīng)生成NOx。為了降低NOx的生成，LNB延遲煤粉與氧氣的充分混合，使得在LNB出口為富

7、燃料燃燒，由于在火焰最高溫處缺氧，NOx的生成大大減少。墻式爐LNB把高旋轉(zhuǎn)的二次風(fēng)分成低旋轉(zhuǎn)二次風(fēng)和高旋轉(zhuǎn)三次風(fēng)。低旋轉(zhuǎn)風(fēng)可減少煤粉與風(fēng)的混合量，使得化學(xué)當(dāng)量比在火焰中心低于1。GE能源公司的LNB裝有火焰穩(wěn)定器、空氣調(diào)節(jié)閥和可調(diào)空氣旋轉(zhuǎn)葉片等（如圖3所示），燃燒器設(shè)計(jì)了燃?xì)夂腿加偷墓δ?。圖3 GE能源公司的墻式爐LNB四角切向爐的LNB在歐美通常是通過(guò)對(duì)二次風(fēng)加偏角并把部分二次風(fēng)從燃燒器中移到燃燒器上部（即燃燒區(qū)下游）以延遲空氣和煤粉的混合。中國(guó)的低氮燃燒技術(shù)多為濃淡分離，即在燃燒器內(nèi)部將煤粉分為外淡內(nèi)濃，使?fàn)t膛中心為富燃料燃燒，爐膛壁附近為富氧燃燒。LNB的設(shè)計(jì)關(guān)鍵為穩(wěn)定火焰。因?yàn)樵谌?/p>

8、燒器出口空氣供應(yīng)不足，火焰有可能脫離燃燒器或火焰過(guò)長(zhǎng)，導(dǎo)致燃燒不完全。通常低氮改造的負(fù)效應(yīng)是可燃物排放增加，從而使鍋爐效率降低。2.2 OFA技術(shù)OFA技術(shù)進(jìn)一步延遲煤粉與風(fēng)的混合。在應(yīng)用過(guò)程中，20%30%的空氣從主燃燒區(qū)取出，再?gòu)闹魅紖^(qū)上方噴入以完成完全燃燒。主燃區(qū)的化學(xué)當(dāng)量比降至0.851。由于整個(gè)主燃區(qū)為富燃料燃燒，使得大量的可燃物從主燃區(qū)泄出，因而設(shè)計(jì)中要盡可能使OFA與煙氣混合，并使得混合后的煙氣有足夠的停留時(shí)間以達(dá)到完全燃燒。OFA的噴管布置與噴射速度直接影響到可燃物的排放量。OFA一般是從風(fēng)箱或風(fēng)道上分流出來(lái)的，其壓頭受鼓風(fēng)機(jī)壓頭的限制。通常風(fēng)箱的壓力為160 Pa，所以O(shè)FA

9、可達(dá)到的噴射速度為40 m/s左右，在此速度下，飛灰未燃碳很難達(dá)到改造前的低值排放。為了控制飛灰未燃碳，可采用高速OFA技術(shù)，即把OFA速度設(shè)計(jì)在80 m/s左右，高速OFA需要加裝增壓風(fēng)機(jī)。圖4顯示了飛灰未燃碳與OFA速度的關(guān)系。圖4 OFA速度對(duì)飛灰未燃碳和CO質(zhì)量分?jǐn)?shù)的影響為了達(dá)到盡可能高的OFA速度，可應(yīng)用計(jì)算流體力學(xué)模型輔助設(shè)計(jì)噴口和導(dǎo)流片，以減少壓力損失。 2.3 再燃技術(shù)LNB和OFA技術(shù)又稱(chēng)為空氣分級(jí)燃燒技術(shù)。再燃則是燃料分級(jí)，即25%30%的燃料從燃燒器中取出，再?gòu)娜紵魃戏絿娙?。這一部分燃料起到NOx還原劑的作用。一部分空氣也從燃燒器中取出，作為OFA來(lái)完成完全燃燒。在再燃

10、過(guò)程中，由于同時(shí)取出燃料和空氣，主燃區(qū)的化學(xué)當(dāng)量比為1.05左右，可燃物從主燃區(qū)的排放大大減少5。再燃區(qū)的化學(xué)當(dāng)量比為0.9時(shí)，脫硝效果最好。再燃的關(guān)鍵是對(duì)再燃區(qū)和燃盡區(qū)的停留時(shí)間的掌握，以及再燃燃料與煙氣的混合設(shè)計(jì)。根據(jù)GE能源公司應(yīng)用再燃技術(shù)進(jìn)行機(jī)組改造的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，改造機(jī)組的容量小至50 MW，大至800 MW，再燃燃料從煤、油至氣，改造后的平均脫硝率為60%。圖5為一個(gè)具體的再燃改造設(shè)計(jì)實(shí)例，其優(yōu)化后達(dá)到NOx排放量為150 mg/m3的水平。圖5 綜合燃燒改造實(shí)例2.4 SNCR在SNCR 工藝中，鍋爐燃燒產(chǎn)物與氨或尿素混合以達(dá)到脫硝的目的。以氨為反應(yīng)物的SNCR技術(shù)可采用液態(tài)氨或氨溶

11、液，在大多以尿素為反應(yīng)物的SNCR技術(shù)應(yīng)用中，多采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為50%的尿素溶液。1976年，美國(guó)電力研究所（Electric Power Research Institute，EPRI）開(kāi)始研究用尿素來(lái)減小NOx排放量；1980年，EPRI 取得該領(lǐng)域的第一項(xiàng)專(zhuān)利。用尿素減小NOx排放量的化學(xué)反應(yīng)可以用一個(gè)總的反應(yīng)式來(lái)概括：NH2CONH2+2NO+1/2O2 => 2N2+CO2+2H2O.一般SNCR 技術(shù)只在一定的溫度范圍內(nèi)有效，這個(gè)溫度范圍是8701 200 。噴射的尿素或氨高于此溫度范圍，會(huì)使反應(yīng)物轉(zhuǎn)化為NOx；噴射的尿素或氨低于此溫度范圍，會(huì)產(chǎn)生過(guò)量氨逃逸。煙氣中的其他化學(xué)反

12、應(yīng)物，如CO和氫氣等，會(huì)對(duì)SNCR化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生影響，如把SNCR溫度范圍向低溫方向移動(dòng)。圖6為GE能源公司在實(shí)驗(yàn)鍋爐上的測(cè)試結(jié)果，從圖6可看出，爐膛進(jìn)口與出口NOx質(zhì)量分?jǐn)?shù)之比很大程度上取決于注射附近煙氣的溫度。圖6也顯示了最佳溫度范圍，這個(gè)范圍一般存在于爐膛口和鍋爐對(duì)流煙道內(nèi)，這對(duì)工程設(shè)計(jì)帶來(lái)很大的挑戰(zhàn)，因?yàn)闋t內(nèi)的溫度隨負(fù)載變化，而且溫度梯度大，因此加大了設(shè)計(jì)難度。采用先進(jìn)的設(shè)計(jì)以達(dá)到準(zhǔn)確的噴射點(diǎn)和均勻的反應(yīng)物分布是成功的關(guān)鍵6。wout(NOx)爐膛出口NOx質(zhì)量分?jǐn)?shù)；win(NOx)爐膛進(jìn)口NOx質(zhì)量分?jǐn)?shù)。圖6 GE能源公司鍋爐實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（NOx質(zhì)量分?jǐn)?shù)的初始值為7×104，氨氮

13、比為2）通常SNCR系統(tǒng)均在LNB投運(yùn)后設(shè)計(jì)，GE能源公司和清華同方環(huán)境公司嘗試了對(duì)2臺(tái)210 MW 四角切向燃煤發(fā)電鍋爐進(jìn)行SNCR與LNB同步改造（LNB改造由第三方完成），即SNCR系統(tǒng)的噴槍噴射位置和數(shù)量在LNB安裝運(yùn)行前就確定。SNCR系統(tǒng)設(shè)計(jì)步驟為：首先，對(duì)鍋爐進(jìn)行基準(zhǔn)測(cè)試，測(cè)試改造前鍋爐在不同負(fù)荷下的運(yùn)行特性和NOx排放值；然后，進(jìn)行計(jì)算機(jī)建模，建立計(jì)算流體力學(xué)和傳熱模型，利用該模型對(duì)鍋爐不同負(fù)荷運(yùn)行特性和NOx排放值進(jìn)行模擬，并用基準(zhǔn)測(cè)試數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行校正和驗(yàn)證，使模型與實(shí)測(cè)值基本吻合；接著，在模型中改變?nèi)紵鞯挠嘘P(guān)參數(shù)，對(duì)安裝LNB后的速度場(chǎng)、溫度場(chǎng)和CO質(zhì)量分?jǐn)?shù)場(chǎng)等進(jìn)行計(jì)算

14、和模擬；最后，設(shè)計(jì)和優(yōu)化尿素噴射的位置和數(shù)量，并對(duì)脫銷(xiāo)率和氨逃逸進(jìn)行預(yù)測(cè)。系統(tǒng)改造完成后，在鍋爐滿(mǎn)負(fù)荷下SNCR系統(tǒng)的平均脫硝率達(dá)到35.1%，最高可達(dá)45%。測(cè)試結(jié)果與計(jì)算模擬預(yù)測(cè)相符說(shuō)明所采用的設(shè)計(jì)方法即便在SNCR與LNB同步改造的情況下仍然獲得成功，模型可以使用在以后的SNCR設(shè)計(jì)中。2.5 綜合多層次應(yīng)用脫硝技術(shù)綜合多層次的應(yīng)用燃燒改造可以達(dá)到70%80%的脫硝率，燃燒改造與SNCR同時(shí)應(yīng)用可以進(jìn)一步加大脫硝效果。圖7顯示了GE能源公司設(shè)計(jì)改造的1臺(tái)120 MW四角切向爐的性能測(cè)試數(shù)據(jù)。改造技術(shù)在鍋爐原有的LNB和SNCR系統(tǒng)的基礎(chǔ)上加入了OFA和天然氣再燃技術(shù)。改造后NOx排放量從

15、600 mg/m3降至120 mg/m3的水平7。圖7 綜合改造實(shí)例數(shù)據(jù)另外，聯(lián)合應(yīng)用燃燒改造、SNCR和SCR技術(shù)，可以有效地降低單獨(dú)投建SCR系統(tǒng)的成本。由于燃燒區(qū)上游采用燃燒改造和SNCR技術(shù)，NOx質(zhì)量分?jǐn)?shù)在SCR反應(yīng)器前已經(jīng)大大降低，因而SCR容量和催化劑的使用量可以大大減少。SCR系統(tǒng)可以放置于省煤器后的煙道上，以減小SCR系統(tǒng)的占地面積和投資成本。如果SNCR設(shè)計(jì)合理，SCR只需要利用氨逃逸來(lái)進(jìn)一步脫硝，而不用加裝單獨(dú)的噴氨裝置。這對(duì)SNCR提高了設(shè)計(jì)要求，對(duì)應(yīng)用計(jì)算流體力學(xué)模型來(lái)預(yù)測(cè)溫度場(chǎng)、煙氣分布和還原劑的混合也有更高的要求。3 脫硝技術(shù)應(yīng)用的注意事項(xiàng)在脫硝項(xiàng)目中，業(yè)主和技術(shù)

16、供應(yīng)方的重點(diǎn)一般放在脫硝率上?？諝夥謱拥娜紵脑旒夹g(shù)所能達(dá)到的脫硝率與主燃區(qū)的化學(xué)當(dāng)量比有直接的聯(lián)系8。低氮燃燒和OFA技術(shù)都是要通過(guò)減小主燃區(qū)的空燃比來(lái)達(dá)到脫硝的效果，直接帶來(lái)的影響是CO和飛灰未燃碳的增加。因而，脫硝的關(guān)鍵和重點(diǎn)應(yīng)該放在如何在脫硝的同時(shí)控制可燃物的排放。主燃區(qū)燃燒的完全程度在很大程度上影響SNCR的性能。從主燃區(qū)釋放的CO，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)1×104就會(huì)大幅度降低SNCR的脫硝率，因而在同時(shí)進(jìn)行燃燒改造和加裝SNCR系統(tǒng)時(shí)，要注意OFA的設(shè)計(jì)，盡可能減小在SNCR溫度窗口CO的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，使得總體的脫硝效果達(dá)到最優(yōu)。表1列出了一些設(shè)計(jì)改造時(shí)所要優(yōu)化的參數(shù)，以供參考。表

17、1 脫硝改造技術(shù)參數(shù)考量改造技術(shù)優(yōu)化參數(shù)或項(xiàng)目后果LNB火焰穩(wěn)定器CO、飛灰未燃碳排放量高一次風(fēng)速提高火焰穩(wěn)定性和脫硝率二次風(fēng)速和角度提高火焰穩(wěn)定性和脫硝率OFAOFA噴口數(shù)目和位置CO、飛灰未燃碳排放量高OFA速度CO、飛灰未燃碳排放量高OFA噴射標(biāo)高低脫硝率SNCR還原劑與煙氣的混合度低脫硝率，高氨逃逸還原劑噴射口數(shù)目、位置和標(biāo)高低脫硝率，高氨逃逸4 結(jié)束語(yǔ)總的來(lái)說(shuō)，高質(zhì)量的工藝設(shè)計(jì)和工程設(shè)計(jì)是脫硝技術(shù)應(yīng)用的保障，合理地應(yīng)用燃燒改造和煙氣脫硝技術(shù)，可以達(dá)到提高發(fā)電廠鍋爐脫硝率的效果，實(shí)現(xiàn)脫硝減排的目的。 參考文獻(xiàn)：1 環(huán)境保護(hù)部. 火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策L. 2010-01-27.2

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