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1、第6期DAVID Moyeda, et al: 燃煤发电锅炉脱硝技术的选择与应用3燃煤发电锅炉脱硝技术的选择与应用摘要：阐述发电厂锅炉脱硝改造中常用的低氮燃烧器（low NOx burner，LNB）、燃尽风（overfire air，OFA）、再燃、选择性非催化还原（selective noncatalytic reduction，SNCR）和选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）等技术的原理、方法和设计关键点，比较各种脱硝技术的脱硝率和投资成本。以GE能源公司的锅炉脱硝改造实例验证综合应用LNB、SNCR、OFA和天然气再燃技术，可使NOx的排
2、放量降至120 mg/m3，并且其投资成本比单独投建SCR系统低。指出应用脱硝技术时应注意在脱硝的同时控制可燃物的排放，以及尽可能减小SNCR温度窗口的CO质量分数。关键词：脱硝减排；低氮燃烧器；燃尽风；再燃技术；选择性非催化还原；选择性催化还原收稿日期：2011-04-11随着中国脱硝政策的出台，电力系统首当其冲地成为脱硝减排的重点对象。据统计，每年有超过40%的氧化氮排放来自发电厂，因此，脱硝政策针对电力系统制定了严格的氧化氮排放指标，尤其是北京、上海和广东等地的排放指标（100 mg/m3）甚至低于美国的排放标准12。中国拥有丰富的煤矿资源，燃煤发电锅炉占了重要的比例，燃煤锅炉的脱硝改造
3、将成为脱硝改造的重点。与严格的排放指标相比，中国的电厂对燃煤锅炉的脱硝技术和性能的了解还处于相对初级阶段，对脱硝技术的选择、脱销应用技术的利弊以及脱硝技术的投资和运行成本等了解还不够全面。本文旨在与读者分享作者25年的锅炉脱销改造经验，就脱销技术的选择和脱硝技术的成功应用作一概述。1 脱硝改造的形式欧美的发电锅炉多为前墙式、前后墙式和四角切向等形式，中国也建造了不少燃烧劣质煤的循环流化床和燃烧烟煤的W型锅炉。不论是哪种形式的锅炉，脱硝技术都可分为燃烧改造和烟气脱硝2种形式。燃烧改造是指改变炉膛内的燃烧工况，通常包括安装低氮燃烧器（low NOx burner，LNB）、应用燃尽风（overfi
4、re air，OFA）以及应用再燃技术。 燃烧改造的优点是改造和运行成本低，所以，被美国国家环境保护局（U.S.Environmental Protection Agency，EPA）定为最佳改造技术（best available retrofit technology，BART）之一，中国也将低氮燃烧定为首要改造手段。墙式炉和四角切向炉的燃烧改造一般能达到的脱硝率如图1所示，具体可达到的脱硝率受煤种、锅炉设计和初始氮氧化物值等影响。在排放标准严格的区域，单一的燃烧改造已经不能满足达标的要求，于是综合应用燃烧改造，例如安装LNB并应用OFA和再燃技术可达到可观的脱硝率3。工况1基础工况；工况2
5、安装LNB；工况3安装LNB并应用OFA；工况4安装LNB并应用再燃技术；工况5安装LNB并应用再燃和选择性非催化还原（selective noncatalytic reduction，SNCR）技术。图1 采用各种脱硝改造技术后的NOx排放量烟气脱硝在燃烧区下游的烟气道中应用氨或尿素等还原剂将NOx还原，以达到脱硝的效果。最常用的有SNCR和选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）2种形式。烟气脱硝中SCR的脱硝率可达到90%，但是SCR对空间场地有一定的要求，投资和运行成本远远高于燃烧改造。图2比较了美国改造300 MW锅炉的各种技术投资，SNC
6、R相较SCR，其脱硝率（25%45%）低，但成本也相对较低。SNCR与SCR耦合，或与燃烧改造综合应用，可在较低成本下达到高效率。本文的重点放在如何应用综合燃烧改造和SNCR技术，以低成本达到与SCR可比的性能。图2 美国300 MW锅炉脱硝改造投资成本2 脱硝技术概述2.1 LNB传统的燃烧器为富氧燃烧，化学当量比在燃烧器出口约为1.2，即有20%的剩余空气量。炉膛出口氧量为 3%4%，在富氧燃烧的状态下，容易达到稳定和完全燃烧，因而对飞灰未燃碳和CO等可燃物的排放有所控制，但是，富氧燃烧也使煤的氮成分与氧在高温下反应生成NOx。为了降低NOx的生成，LNB延迟煤粉与氧气的充分混合，使得在L
7、NB出口为富燃料燃烧，由于在火焰最高温处缺氧，NOx的生成大大减少。墙式炉LNB把高旋转的二次风分成低旋转二次风和高旋转三次风。低旋转风可减少煤粉与风的混合量，使得化学当量比在火焰中心低于1。GE能源公司的LNB装有火焰稳定器、空气调节阀和可调空气旋转叶片等（如图3所示），燃烧器设计了燃气和燃油的功能4。图3 GE能源公司的墙式炉LNB四角切向炉的LNB在欧美通常是通过对二次风加偏角并把部分二次风从燃烧器中移到燃烧器上部（即燃烧区下游）以延迟空气和煤粉的混合。中国的低氮燃烧技术多为浓淡分离，即在燃烧器内部将煤粉分为外淡内浓，使炉膛中心为富燃料燃烧，炉膛壁附近为富氧燃烧。LNB的设计关键为稳定火
8、焰。因为在燃烧器出口空气供应不足，火焰有可能脱离燃烧器或火焰过长，导致燃烧不完全。通常低氮改造的负效应是可燃物排放增加，从而使锅炉效率降低。2.2 OFA技术OFA技术进一步延迟煤粉与风的混合。在应用过程中，20%30%的空气从主燃烧区取出，再从主燃区上方喷入以完成完全燃烧。主燃区的化学当量比降至0.851。由于整个主燃区为富燃料燃烧，使得大量的可燃物从主燃区泄出，因而设计中要尽可能使OFA与烟气混合，并使得混合后的烟气有足够的停留时间以达到完全燃烧。OFA的喷管布置与喷射速度直接影响到可燃物的排放量。OFA一般是从风箱或风道上分流出来的，其压头受鼓风机压头的限制。通常风箱的压力为160 Pa
9、，所以OFA可达到的喷射速度为40 m/s左右，在此速度下，飞灰未燃碳很难达到改造前的低值排放。为了控制飞灰未燃碳，可采用高速OFA技术，即把OFA速度设计在80 m/s左右，高速OFA需要加装增压风机。图4显示了飞灰未燃碳与OFA速度的关系。图4 OFA速度对飞灰未燃碳和CO质量分数的影响为了达到尽可能高的OFA速度，可应用计算流体力学模型辅助设计喷口和导流片，以减少压力损失。 2.3 再燃技术LNB和OFA技术又称为空气分级燃烧技术。再燃则是燃料分级，即25%30%的燃料从燃烧器中取出，再从燃烧器上方喷入。这一部分燃料起到NOx还原剂的作用。一部分空气也从燃烧器中取出，作为OFA来完成完全
10、燃烧。在再燃过程中，由于同时取出燃料和空气，主燃区的化学当量比为1.05左右，可燃物从主燃区的排放大大减少5。再燃区的化学当量比为0.9时，脱硝效果最好。再燃的关键是对再燃区和燃尽区的停留时间的掌握，以及再燃燃料与烟气的混合设计。根据GE能源公司应用再燃技术进行机组改造的数据统计，改造机组的容量小至50 MW，大至800 MW，再燃燃料从煤、油至气，改造后的平均脱硝率为60%。图5为一个具体的再燃改造设计实例，其优化后达到NOx排放量为150 mg/m3的水平。图5 综合燃烧改造实例2.4 SNCR在SNCR 工艺中，锅炉燃烧产物与氨或尿素混合以达到脱硝的目的。以氨为反应物的SNCR技术可采用
11、液态氨或氨溶液，在大多以尿素为反应物的SNCR技术应用中，多采用质量分数为50%的尿素溶液。1976年，美国电力研究所（Electric Power Research Institute，EPRI）开始研究用尿素来减小NOx排放量；1980年，EPRI 取得该领域的第一项专利。用尿素减小NOx排放量的化学反应可以用一个总的反应式来概括：NH2CONH2+2NO+1/2O2 = 2N2+CO2+2H2O.一般SNCR 技术只在一定的温度范围内有效，这个温度范围是8701 200 。喷射的尿素或氨高于此温度范围，会使反应物转化为NOx；喷射的尿素或氨低于此温度范围，会产生过量氨逃逸。烟气中的其他化
12、学反应物，如CO和氢气等，会对SNCR化学反应产生影响，如把SNCR温度范围向低温方向移动。图6为GE能源公司在实验锅炉上的测试结果，从图6可看出，炉膛进口与出口NOx质量分数之比很大程度上取决于注射附近烟气的温度。图6也显示了最佳温度范围，这个范围一般存在于炉膛口和锅炉对流烟道内，这对工程设计带来很大的挑战，因为炉内的温度随负载变化，而且温度梯度大，因此加大了设计难度。采用先进的设计以达到准确的喷射点和均匀的反应物分布是成功的关键6。wout(NOx)炉膛出口NOx质量分数；win(NOx)炉膛进口NOx质量分数。图6 GE能源公司锅炉实验数据（NOx质量分数的初始值为7104，氨氮比为2）
13、通常SNCR系统均在LNB投运后设计，GE能源公司和清华同方环境公司尝试了对2台210 MW 四角切向燃煤发电锅炉进行SNCR与LNB同步改造（LNB改造由第三方完成），即SNCR系统的喷枪喷射位置和数量在LNB安装运行前就确定。SNCR系统设计步骤为：首先，对锅炉进行基准测试，测试改造前锅炉在不同负荷下的运行特性和NOx排放值；然后，进行计算机建模，建立计算流体力学和传热模型，利用该模型对锅炉不同负荷运行特性和NOx排放值进行模拟，并用基准测试数据对模型进行校正和验证，使模型与实测值基本吻合；接着，在模型中改变燃烧器的有关参数，对安装LNB后的速度场、温度场和CO质量分数场等进行计算和模拟；
14、最后，设计和优化尿素喷射的位置和数量，并对脱销率和氨逃逸进行预测。系统改造完成后，在锅炉满负荷下SNCR系统的平均脱硝率达到35.1%，最高可达45%。测试结果与计算模拟预测相符说明所采用的设计方法即便在SNCR与LNB同步改造的情况下仍然获得成功，模型可以使用在以后的SNCR设计中。2.5 综合多层次应用脱硝技术综合多层次的应用燃烧改造可以达到70%80%的脱硝率，燃烧改造与SNCR同时应用可以进一步加大脱硝效果。图7显示了GE能源公司设计改造的1台120 MW四角切向炉的性能测试数据。改造技术在锅炉原有的LNB和SNCR系统的基础上加入了OFA和天然气再燃技术。改造后NOx排放量从600
15、mg/m3降至120 mg/m3的水平7。图7 综合改造实例数据另外，联合应用燃烧改造、SNCR和SCR技术，可以有效地降低单独投建SCR系统的成本。由于燃烧区上游采用燃烧改造和SNCR技术，NOx质量分数在SCR反应器前已经大大降低，因而SCR容量和催化剂的使用量可以大大减少。SCR系统可以放置于省煤器后的烟道上，以减小SCR系统的占地面积和投资成本。如果SNCR设计合理，SCR只需要利用氨逃逸来进一步脱硝，而不用加装单独的喷氨装置。这对SNCR提高了设计要求，对应用计算流体力学模型来预测温度场、烟气分布和还原剂的混合也有更高的要求。3 脱硝技术应用的注意事项在脱硝项目中，业主和技术供应方的
16、重点一般放在脱硝率上。空气分层的燃烧改造技术所能达到的脱硝率与主燃区的化学当量比有直接的联系8。低氮燃烧和OFA技术都是要通过减小主燃区的空燃比来达到脱硝的效果，直接带来的影响是CO和飞灰未燃碳的增加。因而，脱硝的关键和重点应该放在如何在脱硝的同时控制可燃物的排放。主燃区燃烧的完全程度在很大程度上影响SNCR的性能。从主燃区释放的CO，其质量分数超过1104就会大幅度降低SNCR的脱硝率，因而在同时进行燃烧改造和加装SNCR系统时，要注意OFA的设计，尽可能减小在SNCR温度窗口CO的质量分数，使得总体的脱硝效果达到最优。表1列出了一些设计改造时所要优化的参数，以供参考。表1 脱硝改造技术参数考量改造技术优化参数或项目后果LNB火焰稳定器
