煤粉炉低氮氧化物燃烧技术研究毕业论文.doc

南昌大学热能与动力工程毕业论文编号 毕业设计报 告煤粉炉低氮氧化物燃烧技术研究李科：煤粉炉低氮氧化物燃烧技术研究摘 要在能源的利用过程中，化石燃料的燃烧要排放各种污染物，在排放到大气的污染物中，99%的NOx是化石燃烧过程中产生的。降低NOx的排放量是燃煤电厂的首要任务。由于NOx在煤的燃烧产物中生成复杂，且其对人类乃至整个生态系统的危害大，对其排放量的控制已引起全球范围内的普遍重视，绝大多数国家和地区都制定了较严格的限制NOx排放的法规和标准。近二、三十年来，欧美日等发达国家一直在致力于研究降低NOx的燃煤技术。中国近十几年也开始注重研究适合国情的低NOx控制技术，各科研院所及高校在借鉴国外先进技术经验时，经过大量基础性试验研究，形成了自己的技术特色。由于作者知识有限，在对本论文编写过程中可能出现不可避免的错误，请指导老师给予批评指正。1目 录设计题目：燃煤电厂低NOx燃烧技术综述摘要第一章：低NOx简介1.1 NOx的危害 11.2 国家对NOx排放的要求 11.3 目前燃煤电厂NOX排放的状况 2第二章： 低NOx的分类2.1 NOx的生成机理 42.2 控制排放NOx的技术分类 6第三章：低NOx排放技术3.1 锅炉燃烧技术的改进 83.2 烟气脱氮技术 16第四章：如何选择低NOx燃烧技术41 选择合适的低NOx燃烧技术 24结论 25谢辞 26参考文献 27第一章 低NOx燃烧的意义1.1 NOx的危害燃煤燃烧过程中排放的NOx气体是危害大，且较难处理的大气污染物，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。氮氧化物NOx是燃煤电厂烟气排放三大有害物（SO2，NOx及总悬浮颗粒物TSP）之一。从污染角度考虑的氮氧化物主要是NO和NO2，统称为NOx。在绝大多数燃烧方式下，主要成分是NO，约占NOx的90多。NO是无色、无刺激气味的不活泼气体，在大气中的NO会迅速被氧化成NO2。NO2是棕红色有刺激性臭味的气体。NOx可刺激肺部，使人较难抵抗感冒之类的呼吸系统疾病，呼吸系统有问题的人士如哮喘病患者，较易受二氧化氮影响。NOx的生成主要由热力NOx和燃料NOx两部分组成，前者由参与燃烧的空气中所含的N2生成，后者由燃料本身的氮元素生成。1.2 国家对NOx排放的要求NOx是一种危害人体健康、破坏大气环境的污染物，由于NOx在煤的燃烧产物中生成复杂，且其对人类乃至整个生态系统的危害大，对其排放量的控制已引起全球范围内的普遍重视，绝大多数国家和地区都制定了较严格的限制NOx排放的法规和标准， 我国燃煤电厂在标准限制方面起步相对较晚，国家环保总局于1996年3月7日颁布了火电厂大气污染排放标准（GB13223-96），标准明确规定1997年1月1日起，环境影响报告书待审批的新、扩、改建火电厂300MW及以上机组固态排渣煤粉炉NOx排放量不得超过650mg/Nm3，液态排渣煤粉炉NOx排放量不得超过1000mg/Nm3。2003年12月23日新发布的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）以1997年1月1日、2004年1月1日为界限按时间将火电项目划为三个时段，针对不同煤种提出不同要求，现有电厂2005年1月1日起执行。相比之下，中国标准对燃用无烟煤机组给与了充分考虑，贫煤、烟煤机组标准接近世界主要工业国家标准。新标准详细表述了废气排污费征收标准及计算方法，燃用挥发分（干燥无灰基）大于20的烟煤NOx排放浓度须小于450 mg/Nm3，并明确规定氮氧化物在2004年7月1日前不收费，2004年7月1日起按超过零排放每一污染当量0.6元收费，每一污染当量氮氧化物为0.95千克。这些都为燃煤电站锅炉低污染运行提出了具体严格的量化约束。这些标准的提出虽然日益严格，但与国外发达国家标准相比，还是比较宽松。随着环境污染影响日益严重，国家对NOx排放会更加重视，将会提出更加严格的标准，北京市于2002年01月7日发布锅炉污染物综合排放标准（DB11/139-2002）中明确规定大于45.5MW新建燃煤机组的NOx排放浓度须小于250 mg/Nm3；上海市也于2007年6月13日颁布了新的地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB31/ 387-2007），对2007年9月1日前投运的燃煤机组限值450 mg/Nm3，该时段后新建和改建的所有燃煤机组的限值规定为200mg/Nm3。基于上述几点,今后将会有更多的电厂采取一些降低NOx 排放的措施,以达到国家的排放标准,同时减少NOx 的排污费。各国对NOx的排放限制各不相同，限制非常严格的如德国，对300 MW以上的机组，规定了200 mgm3的严格标准（本文所指NOx的数值如无特别说明，为标准状况下，NO26，NOx为按NO2计算的干烟气中NOx含量），按这一标准，仅采用燃烧技术的改进目前是无法实现的，必须安装烟气净化处理的特殊装置大型电站锅炉是NOx的主要排放源。我国煤燃烧所释放的SO2占全国总排放量的87%，NOx占67%，粉尘占60%，CO2占7l%，造成了严重的环境污染和生态破坏，所以常规煤燃烧设备的污染问题一直是我国环境污染治理的重点。据报导，年全国的电站锅炉NOx平均排放浓度为mgm，NOx排放总量为万t，比年增加了万t。到年，NOx浓度降到mgm李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究第二章：低NOx的分类2.1 NOx的生成机理在高温下（高于1200），燃料中的原有的氮气N2被氧化，生成NO，然后，这种气体在空气中完全氧化形成NO2。可见，所用的燃料，燃烧的温度和燃烧方式对NOX的生成起很大的决定作用。低NOx燃烧利用：1）降低火焰温度，减少热力型NOx，2）改变空气与燃气混合例实现富氧和厌氧燃烧减小NOx产生。2.1.1燃烧过程中生成的NOx有三种途径：（1）热力型NOx（Thermal NOx），系燃烧过程中，空气中的氮气在高温下氧化而产生的氮氧化物；（2）快速型或称瞬时型NOx（Prompt NOx），系碳化氢燃料过浓时燃烧产生的氮氧化物；（3）燃料型NOx（Fuel NOx），系燃料中含有的氮的化合物在燃烧过程中经热分解和氧化而成的氮氧化物。其中快速型NOx所占比例很小，燃料型NOx约占75，热力型NOx约占25。2.1.2 各类型NOx生成机理（1）热力型NOx热力型NOx是指空气中的N2与O2在高温条件下反应生成的NOx。其生成机理是由原苏联科学家捷里道维奇（Zeldovich）提出来的。按照这一机理，高温下氧原子撞击氮分子，发生链式反应：ON2 NON （2-1）NO2 NOO （2-2）在富燃料下，还存在氮原子与OH基的反应：NOH NOH （2-3）温度对热力型NOx的生成具有决定性作用，随着温度的升高，热力型NOx的生成速度按指数规律增长。以煤粉炉为例，在燃烧温度为1350时，几乎100燃-4-料型NOx，但当温度为1600时，热力型NOx可占炉内NOx总量的2530。燃烧过程中，热力型NOx的生成与温度、压力、N2浓度、O2浓度以及停留时间有关。反应温度、过剩空气系数和停留时间对热力型NOx的生成有决定性的影响。（2）快速型NOx快速型NOx主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的NOx。1971年弗尼摩尔（Fenimore）指出快速型NOx是先通过燃料产生的CH、CH2、CH3等烃离子基团撞击空气中的N2分子，生成中间产物HCN、N和CN等，再进一步被氧化生成NOx，其生成途径见图4-1。在燃煤锅炉中，其生成量很小，一般在燃用不含氮的碳氢类燃料时才予以考虑。（3）燃料型NOx煤中的氮一般以氮原子的形态与各种碳氢化合物结合成氮的环状或链状化合物，因此，燃烧时有机物中的原子氮容易分解出来并生成NO。这种燃料中的氮化合物经热分解和氧化反应而生成的NO称为燃料型NOx。燃料型NOx的生成过程十分复杂，要涉及多种化学反应和化学动力学参数，它的生成和破坏过程与燃料中的氮分子受热分解后在挥发分和焦炭中的比例有关，随空气-燃料混合比、温度和氧分等燃烧条件而变。经研究发现，燃料型NOx主要来源于挥发分氮的转化，占总量的60%90%，其余来源于焦炭氮。公式2-2和公式2-3给出了挥发分氮在燃烧过程的化学转化途径和主要反应。对于燃烧粉煤的锅炉，NOx的排放主要取决于燃料型NOx的生成量，原因主要有以下两点：(1) 大多数煤粉火焰温度不太高，尤其是固态排渣锅炉，受排渣温度的限制，炉膛温度不可能太高，而热力型NOx的生成主要取决于火焰温度和风煤比。热力李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究型NOx只在燃料富氧燃烧时生成，而且温度超过1 800 时才能大量地生成。当0.95和1 800 时热力型NOX可以忽略不计。因此，在煤粉锅炉中热力型NOx在总NOx排放量中所占的比例较小；(2) 快速型NOx只在富燃料的烃类火焰中有较大量的生成，但据估算，如果煤中含有1的燃料氮，且其50转为NOx，快速型NOx的生成量仍将小于总NOx的5，而通常的煤含有12的母氮。所以快速型NOx差不多被燃料型NOx所遮掩。煤粉燃烧过程中燃料型NOx包括由挥发份中均相生成的NOx和由残炭中异相生成的NOx两部分。挥发份的析出包括两个阶段：第一阶段发生在较低的温度条件下，此时分子量较低的挥发份从煤颗粒中释出；第二阶段发生在较高的温度条件下，此时放出分子量较大的烃类和芳香族化合物。煤中的母氮大部分在挥发份析出阶段以HCN和NH3的形式从颗粒中释放出来，随后氧化生成NOx。挥发份析出后剩下的煤焦主要由碳和矿物质（灰）组成，还有少量的氧、氢、硫和氮。留在煤焦中剩余的母氮可以通过异相反应氧化生成NOX。热力型NOx主要与烟气温度和风煤比有关系，化学当量比对它影响很小。燃料型NOx主要与氧浓度（化学当量比）有关，在很大的范围内几乎与温度无关。由挥发份燃料氮转化而成的燃料型NOX（简称挥发份燃料型NOx）约占6080，由焦炭燃料氮转化而成的NOx（简称焦炭燃料型NOx）约占2040。因而，减少氮氧化物排放的主要措施是降低燃料型NOx的形成，即降低氧浓度，使燃料氮的相对浓度提高，增强还原性气氛，延长燃料氮在还原性气氛中的停留时间，从而降低燃料氮向燃料型NOx的转变率。2.2 控制排放NOx的技术分类国内外在降低锅炉NOX排放方面进行的工作大致可分为以下2个方面：-6-1) 锅炉燃烧技术的改进。 2）烟气脱氮技术锅炉燃烧技术的改进一般为锅炉燃烧优化、低NOx烧煤燃烧器的开发、炉膛内降低NOx技术和采用烟气再循环等技术。烟气脱氮技术是在锅炉燃烧生成NOx以后，用氨来还原NOx。这不仅增加设备投资和运行维护费用，还可能引起预热器等锅炉尾部受热面的堵塞等。因此，要降低NOx的排放量，更有效的方法是改进炉内燃烧状况。李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究第三章 低NOx排放技术3.1 锅炉燃烧技术的改进。目前，锅炉燃烧技术的改进主要有：锅炉燃烧优化、低NOx烧煤燃烧器的开发、炉膛内降低NOx技术和烟气再循环等。有关资料表明，综合考虑NOx值和成本两个方面，使用低NOx燃烧器和炉膛内降低NOx是既经济又最有效方法。3.1.1 锅炉燃烧优化锅炉燃烧优化通常是降低NOx排放的首选方法。燃烧优化是通过锅炉燃烧器运行参数的调整实现的，采取控制过剩空气量、燃烧器一、二次风量配比的调整、平衡送入每只燃烧器的风粉量等方法，从而在燃烧过程中把NOx的生成量降到最低。从对某厂SG406型400t/h锅炉进行的燃烧调整试验结果看出：在机组负荷为125MW下，燃烧调整试验前，在空预器出口测得NOx含量为1029 mg/Nm3，而锅炉燃烧优化工况下测得NOx含量为725mg/Nm3。 对于已经采用低NOx 燃烧技术的电站锅炉，燃烧优化仍然是降低NOx排放的重要前提。为更好地降低NOx的排放量和减少飞灰含碳量，很多公司将低NOx燃烧器和炉膛低NOx燃烧（空气分级、燃料分级和烟气再循环）等组合在一起，构成一个低NOx燃烧系统。3.1.2 低NOx烧煤燃烧器的开发煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统中的关键设备。不但煤粉是通过燃烧器送入炉膛，而且煤粉燃烧所需的空气也是通过燃烧器进入炉膛的。从燃烧的角度看，燃烧器的性能对煤粉燃烧设备的可靠性和经济性起着主要作用。从NOx的生成机理看，占NOx绝大部分的燃料型NOx是在煤粉的着火阶段生成的，因此，通过特殊设计的燃烧器结构以及通过改变燃烧器的风煤比例，可以将前述的空气分级、燃料分-8-级和烟气再循环降低NOx浓度的大批量用于燃烧器，以尽可能地降低着火氧的浓度适当降低着火区的温度达到最大限度地抑制NOx生成的目的，这就是低NOx燃烧器。低NOx燃烧器得到了广泛的开发和应用，世界各国的大锅炉公司，为使其锅炉产品满足日益严格的NOx排放标准，分别开发了不同类型的低NOx燃烧器，可达到NOx降低率一般在30-60%。（1） 墙置式分级混合烧煤燃烧器（西德斯坦因缪勒公司生产） 燃烧器为圆形墙置式，前后墙对冲布置的轴向旋流燃烧器，从燃烧器中心管圆形截面流出的是中心二次风。燃烧器烧油时才投入中心二次风，烧煤时其中心二次风挡板几乎处于关闭状态。煤粉一次风气流是由环行截面喷入炉膛。除中心风外，下剩的二次风分成周界风和分级风两部分。周界风的环行喷口处于煤粉喷口的外侧，两者同心。分级风的喷口布置在燃烧器外围，该喷口可以是圆形的也可以是缝隙式。分级风用挡板进行调节。煤粉一次风和周界风在燃烧器出口附近形成一个低于理论空气量运行的一次燃烧区。而分级风以分股射流的方式从一次火焰外部喷入燃尽区，保证了煤粉的完全燃烧。 Weihen电站07万kW燃煤锅炉改装为分级混合燃烧器后，满负荷运行时，当分级风接近关闭时，测得锅炉的NOx排放量为550 mgm3，投用分级风后，当控制一次燃烧区的空气系数为n109时，NOX排放量为335 mgm3，约减少了40；当n1075时，NOx排放量为270 mgm3，约减少了50。 （2） 多股火焰燃烧器（美国福斯特惠勒（FW）公司生产） 该燃烧器采用两层二次风，煤粉一次风气流经环行通道喷出四股射流，每股射流各自形成火焰。此燃烧器一次风的多股喷射和二次风的双层配风方式，能保证在喷口683305 m的范围内，燃烧区的空气量维持在6070的理论空气量。预期的锅炉的NOx排放量为021 b106 Btu（150155mgm3）。李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究（3） DMB燃烧器（美国能源和环境研究所（EER）生产）具有3个同心的环行喷口中心煤粉一次风喷口和内外层双调风器的二次风喷口。以上3个喷口供给的风量总和为70的理论空气量。另外，在燃烧器的周围布置了几个空气喷嘴，引入的三次空气量使锅炉炉膛具有20的空气过剩量，用以保证煤粉颗粒的燃尽。预期的锅炉的NOX排放量为0451b106 Btu。 （4）SGR煤粉燃烧器（日本三菱重工生产） 其结构是煤粉一次风喷嘴与辅助二次风喷嘴相间布置，与传统的切向燃烧器相比，SGR煤粉燃烧器在结构上具有如下特点： 1）在煤粉喷嘴的上下方各布置一个再循环烟气分隔（SGR）喷嘴，通过SGR喷嘴向炉膛喷入再循环烟气。 2）由于SGR喷嘴的存在，使煤粉隔仓和辅助三次风的间距加大。 3）SGR的煤粉喷嘴出口是渐扩型，用以保证煤粉气流靠近喷嘴出口发生着火，并起着稳定火焰的作用。 SGR射流对一、二次风射流的分隔作用，把煤粉的燃烧过程分为两个燃烧区，它的NOX排放量是一次燃烧区生成的（NOx）p和二次燃烧区生成的（NOx）s的总和。预期锅炉的NOx排放量为021b106 Btu（150155 mgm3）。 （5）HTNR低NOx烧煤烧器（荷兰拔伯葛日立公司生产） HTNR燃烧器的火焰能提供使主燃区生成的部分NOx在火焰中再度被还原的必要条件，从而降低火焰中的NOX。 （6）切向燃煤PM（Polution Minimun）燃烧器（三菱重工研制） 三菱重工研制的切向燃煤PM燃烧器，PM燃烧器的关键部位是分离器，它由靠近燃烧器的一次风管的一个弯头及两个喷口组成。煤粉气流流过分离器时进行简单的惯性分离，富粉流进入上喷口，贫粉流进入下喷口，实行浓淡分离。此外，如果在PM燃烧器上-10-部设置顶部燃烬风喷口，使PM燃烧器区域处于富燃区，顶部燃烬风喷口处于燃烬区，形成分级燃烧，可使NOx进一步降低。所以，PM燃烧器实际上是集烟气再循环、分级燃烧和浓淡燃烧于一体的低NOX燃烧系统。这种燃烧器的NOx生成量较SGR燃烧器的低，比常用的直流燃烧器煤粉火焰更低，因而称为污梁物最少型燃烧器。据报导，PM燃烧器的NOx值为：烧气为30mgm3，烧油为80 mgm3，烧煤为150 mgm3。与常规燃烧器相比，PM燃烧器可使NOX的生成量减少60。 （7）APM燃烧器（三菱重工研制） APM燃烧器主要的特征为： 1）用内置式煤粉浓淡分离器，形成煤粉浓淡分布。 2）大宽度燃烧器。 3）分割式燃烧器风箱代替常用的整体式燃烧器风箱。 4）减少燃烧器喷嘴数。 其原理是希望在PM燃烧器基础上进一步降低NOx。在燃烧器着火区，一次风煤粉浓淡分离后，把浓粉气流集中分布在外侧，并增大燃烧器宽度来增加从周围吸收热量，目的是实现低空气比和高温环境；在燃烧器到燃尽区，除了要低的空气比和提高温度，还要求风粉混合良好，并加长停留时间，采取的措施是将燃烧器风箱分割开使炉膛高度方向的空气分割，来实现炉内流动的最佳化，并扩大NOx还原区；燃尽区以后，要求低温、低空气比，而且还得防止产生高飞灰含碳可燃物，因此需特别均匀地降低炉内空气比，使氧气扩散均匀。3.1.3 采用分段燃烧方法燃料分级燃烧是降低NOx排放的有效方法之一。它的优点在于既可降低火焰最高温度，减小热力型NOx的形成，也可减小局部氧气浓度，抑制燃料型NOx的形成。因此分级燃烧被广泛地应用于锅炉的设计中。但是研究表明，在许多情况下分级燃烧会导致快速型NOx的明显增大。如果不对分级燃烧进行优化，很难使李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究锅炉的NOx排放总量达到最小。以便使沿炉内火焰行程快速型、燃料型和热力型NOx的形成量达到最小。(1) 采用分级混合燃烧，降低氧浓度和燃烧温度以及将燃烧器喷嘴出口燃料分为浓稀两相。在主燃烧器实行低氧，低温燃烧降低NOx生成。在燃烧器顶部设置燃烬风喷嘴（OFA），配以不同的风量，燃尽在主燃烧区低氧条件下产生的未燃气体和碳份。分级燃烧主要使燃烧完全和降低NOx排放为最佳。 (2) 采用分级配风的方法有： 1）在配风方式上使煤粉气流与“二次风”气流的混合燃烧分为两个“区域”进行。在一次燃烧区内煤粉是在“缺氧”（一般控制空气系数n07075）的工况下进行着火燃烧。一次燃烧区中未燃尽的煤粉颗粒（焦碳）与余下的燃烧空气（分级二次风）在二次燃烧区进行混合、燃尽。 2）燃烧器主风箱中设置一定数量的富裕喷嘴，当烟气中未燃物上升到排放标准以上时，分别投入运行。 3）控制送入炉膛的燃料和风量分配均匀，通过测量把燃料偏差控制在5以内，风量偏差在10以内，达到优化燃烧，降低NOx的目的。空气分级燃烧是把燃料完全燃烧所需要的空气沿火焰长度分段送入，使燃烧过程分成空气过剩系数明显不同的几个阶段。目前级和级燃烧方式用较多。分级燃烧既可以在单一燃烧器上实现，也可以在多排布置燃烧器的炉膛内整体实现。前者通过分级配风燃烧器的结构，后者通过组织氧气浓度和温度不同的燃烧区来达到目的。两种实现分级燃烧方法的系统是有区别的。沿炉膛垂直方向分级燃烧的实现是关闭上层燃烧器的燃料，或在主燃烧器的上方布置专门的空气喷嘴；在水平方向分级燃烧的实现是在对冲布置的燃烧器中，使一面墙的燃烧器具有富燃料，另一面墙的燃烧器具有富氧。但是，无论是那一种方法实现的分级燃烧，-12-其实质都是使第一燃烧区的空气过剩系数小于1.0（级燃烧的第一级空气过剩系数通常选0.850.95），结果降低了火焰的最高温度以及火焰核心区氧气的浓度，从而降低了NOx的形成；而在第二区，由于燃烧产物和过量空气的稀释，实际上NOx不再形成。日本三菱重工研制和应用出两级和三级燃料燃烧系统。其主要的技术是在主燃烧器的上方布置有辅助燃烧器，以采用不同细度的煤粉，采用这种燃烧方式，可使NOx排放量降低到328600 mg/Nm3。某电厂锅炉采用分级燃烧技术，对均等配风的烟煤型直流燃烧器进行改造，在上部增开燃尽风喷口，为防止主燃烧器区缺氧而可能出现的结渣和腐蚀，使用了水平偏转二次风，借以增加水冷壁附近的氧浓度。改造后实测数据表明：NOx排放量明显降低，由改造前的744 mg/Nm3降至556 m*g/Nm3。3.1.4 炉膛内降低NOx技术3.1.4.1 用煤粉再燃降低NOx的技术（1）煤粉再燃燃烧技术机理 燃料燃烧过程中，将燃烧分成3个区域：一次燃烧区，为氧化性或稍还原性气氛；在第二燃烧区，为还原性气氛，将二次燃料送入，则生成CH基团，这些基团与一次燃烧区内生成的NO反应，最终生成N2；这个区域通常成为再燃烧区，二次燃料别称为再燃燃料，最后送入二次风，使燃料完全燃烧，因此，成为燃尽区，这就是再燃烧技术的机理。（2）再燃燃料的选取 根据再燃的原理，再燃区的还原性气氛中最利于NOX还原的成分是烃（CHi），因此，选择二次燃料时应采用能在燃烧时产生大量烃根而又不含氮类的物质。丙烷和其它燃料相比，能最有效地降低NOX，这是因为丙烷能产生大量烃根而没有额外的氮类成分。而在所有燃料中，氢气降低NOX的效果最差，因为它本身不能产李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究生烃根是用天然气、油和煤作为二次燃料时降低NOX浓度效果的比较。显然，天然气是最有效的二次燃料。研究还表明，气态烃燃料还原NOX的能力随着烃分子中碳原子数目的增加而增加，因此，气态烃是最好的二次燃料。 再燃燃料作为二次燃料，一般是在还原性气氛中燃烧，对于锅炉炉膛来说，一般都是在炉膛的燃烧区的上部，因此，再燃燃料必须易着火，易燃尽。 （3）三次风煤粉作为再燃燃料的可能性分析统，改进的成本的运行的安全性都不方便。根据测试发现，三次风煤粉粒度比一次风煤粉粒度明显要小，易着火，易燃烬，比较适合再燃燃料的要求。 另外，对于锅炉膛内的燃烧工况而言，当三次风投入时，相当于增设了顶部燃烧区，实行分级燃烧，在燃烧器区域形成富燃区，三次风喷嘴附近形成燃尽区，使排放量降低，此外，含粉三次风还可起到还原已生成NOx的作用，使NOx进一步下降。当然，使用三次风细粉再燃降低NOx的方法也会出现一定的问题，如磨煤乏气中煤粉燃烧火焰长度不足，飞灰可燃物含量增加，火焰中心上移，引起出口结渣，过热器超温等不良现象。 但是通过改造三次风将其作为再燃燃料送入炉膛，实行再燃烧技术还是值得研究的。由于三次风含粉量较少(占总粉量的10%-15%)，为满足再燃区过量空气系数a21的要求，必须对三次风进行浓缩。只要浓缩后的三次风喷入炉膛后，形成富燃料的二次燃烧区(即再燃区)，就可生成大量CH基团，这些基团与主燃烧区生成的NOx发生反应，最终生成N2，即可降低NOx的排放量。这就是说，将原有的燃烧方式改造成再燃燃烧方式。这对我国大量的中间储仓式热风送粉锅炉是值得考虑的。 3.1.4.2 采用浓淡燃烧技术浓淡燃烧可降低NOx的排放。浓淡燃烧就是把煤粉分成浓淡两股送入炉膛。浓侧煤粉由于煤粉浓缩，着火温度下降，稳燃性提高，淡侧煤粉利用浓侧煤粉火-14-焰引燃和助燃。浓侧煤粉浓度高，氧浓度低，由于着火性能好，局部温度水平较高，热力型NOx的排放量稍有增加，而燃料型NOx却大为减少；淡侧过量空气系数大，温度水平较低，热力型NOx的排放量是降低的，燃料型NOx略有增加，总NOx的排放量是降低的。华能石洞口二厂600 MW机组锅炉采用了ABB-CE公司开发的WR型浓淡燃烧器，在满负荷下，NOx的排放量为630 mg/Nm3。3.1.5 采用烟气再循环该技术通常的做法是从省煤器出口抽出烟气, 在主燃烧器的上方加装烟气喷口，抽取低温烟气送入燃烧区，可在非常短的时间里，促使各反应物横向混合，使最初生成的NOx迅速地混入其它在主燃烧器区现成的能够使NOx还原的各组分之中，NOx还原成N2，这样不但可降低燃烧温度，而且也降低了氧气浓度，进而降低了NOx的排放浓度，降低最后NOx的生成量。日本三菱公司的PM燃烧器就采用了这种技术。加入二次风或一次风中.加入二次风时,火焰中心不受影响,唯一作用是降低火焰温度和助燃空气的氧浓度。此方法对热力型NOx所占份额较大的液态排渣炉,燃油和燃气锅炉有效,对于热力型NOx所占份额不大的干态排渣炉作用有限。利用烟气再循环,燃气,燃油锅炉NOx减少量可达50%,燃煤锅炉NOx减少量可达20%。烟气再循环法的脱NOx效果不仅与燃料种类有关,而且与再循环烟气量有关,当烟气再循环倍率增加时,NOx减少,但进一步增大循环倍率,NOx的排放将趋于一个定值,该值随燃料含氮量增加而增大,但若循环倍率过大,炉温降低太多,会导致燃烧损失增加。烟气再循环法降低NOx排放的效果与燃料品种和烟气再循环有关。经验表明，烟气再循环率为15-20%时，煤粉炉的NOx排放浓度可降低25%左右。NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加。而且与燃料种类和燃烧温度有关。燃烧温度越高，烟气再循环率对NOx降低率的影响越大。电站锅炉和烟气再循环率一般控制在10-20%。当采用更高的烟气再循环率时李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究燃烧会不稳定，未完全燃烧热损失会增加。另外采用烟气再循环时需加装再循环风机、烟道，还需要场地，增大了投资，系统复杂。对原有设备进行改装时还会受到场地的限制.烟气再循环法可在一台锅炉上单独使用，也可和其它低NOx燃烧技术配合使用，可用来降低主燃烧器空气的浓度，也可用来输送二次燃料。需进行技术经济比较。因此,烟气再循环率一般不超过30%,大型锅炉控制在10%20%.当燃用难着火煤种时,由于受炉温和燃烧稳定性降低的限制,烟气再循环法不适用。3.2 烟气脱氮技术烟气脱氮是用反应吸收剂与烟气接触，以除去或减少烟气中的NOx的工艺过程，亦称为烟气脱硝。无论从技术的难度、系统的复杂程度，还是投资和运行维护费用等方面，烟气脱氮均远远高于烟气脱硫，使烟气脱氮技术在燃煤电站锅护烟气净化上的应用和推广受到很大的影响和限制，加之世界各国对NOx的排放限制尚不如对SO2的排放限制得那么严格，因此，目前烟气脱氮装置在火电厂的应用也少得多，技术和装置也欠成熟，设备投资和运行费用居高不下。目前，已经研制和开发的烟气脱氮工艺有50余种，大致可归纳为干法烟气脱氮和湿法烟气脱氮两大类。干法烟气脱氮主要有选择性催化还原法、非选择性催化还原法和选择性无催化还原法，其中选择性催化还原法被采用的较多。其他干法脱氮技术还有氧化铜法、活性炭法等。 主要特征为用气态反应剂使烟气中的NOx还原为N2和H2O，主要特点为：反应物质是干态，多数工艺需要采用催化剂，并要求在较高温度下进行。该类烟气处-16-理工艺不会引起烟气温度的显著下降，无须烟气再加热系统。3.2.1干法烟气脱氮3.2.1.1选择性催化还原法(SCR法)（1）该法脱氮效率高，无需排水处理，无副产品，但脱氮装置的运行成本很高，系统复杂，烟气侧的阻力会增加。国外大多数燃煤电厂,采用以氨气为还原剂的选择性催化还原法(SCR)进行烟气脱氮。其基本过程是:还原剂NH3均匀分布到320400 的烟气中并与烟气一道通过一个由催化剂填充的脱氮反应器,反应器中的催化剂分上下多层有序放置。用氨(NH3)作为还原剂，在催化剂的存在下将烟气中的NOx还原成N2，脱氮率可达90以上，根据所采用的催化剂的不同，其适宜的反应温度范围也不同，一般为300340。由于所采用的还原剂NH3只与烟气中的NOx发生反应，而一般不与烟气中的氧发生反应，所以，将这类有选择性的化学反应称为选择性催化还原法。在催化剂作用下,NOx和NH3发生反应，其主要化学反应原理如下：以上各个反应均需在催化条件下才能达到所要求的反应速度 (2)基本原理：又称喷氨法，向炉膛喷氨基还原剂（氨或尿素等），在一定条件下将NOx转化为N2和H2O，降低NOx的排放。李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究SCRCatalystNOxNOxNOxNH3NH3NH3N2N2N2H2OH2OH2O净烟气原烟气NH31)氨法:脱硝反应过程示例图2)尿素法：反应产物N2和H2O对大气没有多大影响.经过最后一层催化剂后,烟气中的NOx控制在排放限值以下。由于该反应没有产生副产物,并且装置结构简单,适合于处理大量的烟气。根据SCR反应器在锅炉之后的不同位置,SCR 系统大致有3种工艺流程。高粉尘SCR(High Dust SCR),低粉尘SCR (Low Dust SCR)和尾部SCR(Tail End SCR)。HD-SCR反应器布置在锅炉省煤器后,空气预热器前.锅炉尾部烟气温度足以满足催化剂的运行,烟气不需要再加热。因此,这种布置投资低,但这里烟尘大(High Dust),催化剂必须选择防堵的材料。同时还受到场地的限制,适合于新建电-18-厂。与HD-SCR相比,TE-SCR反应器布置在静电除尘器和FGD后。由于催化剂在干净的环境中运行,材料容易选择,催化剂的寿命长。这种布置适合对旧厂改造。但是烟气要加热到一定温度以满足催化剂的运行,投资和运行成本较HD-SCR布置大。而LD-SCR虽然催化剂是在较干净的条件下工作,但静电除尘器在290450 的温度下效率很低,无法正常工作,所以一般不采用。（3）选择性催化还原脱氮法在实际运行中,下列因素特别值得重视: 1)脱氮催化剂容易逐渐老化,必须要定时检测每层催化剂前后烟气中NOx的浓度和氨氮比(NH3/NOx),确定各层催化剂的活性与老化程度,以确保脱氮装置的正常运行。 2)合理控制反应温度,选择性催化还原脱氮的反应温度应控制在320400 .当反应温度低于300 ,在催化剂上将产生无益的副反应.脱氮催化剂不允许烟气温度高于450,只能短时间高于410 运行。对脱氮催化剂的结构检测发现,高温下催化剂的结构会发生变化,导致催化剂通道与微孔的减少。当操作温度高于450 ,催化剂损坏失活,且温度越高催化剂失活速度越快。 3)保证较低的氨的流出量,由于烟气中的NOx绝大多数为NO,从选择性催化还原脱氮的反应式来看,NH3和NOx应等量反应。但在实际运行中,等量NH3的输入虽然使NOx的排放水平较低,但脱氮装置出口的烟气中总有较高的NH3流出量。因而,NH3的输入量必须既能保证NOx排放浓度达标,又能保证较低的氨流出量。由此看出,保证催化剂活性,控制适宜的操作温度,以及适当的氨气输入量是脱氮装置有效运行的保证。（4）选择性催化还原法的系统组成和布置主要由催化反应器、催化组件和氨储存及喷射系统组成。当采用不同的催化剂来催化NH3和NOx的还原反应时，其适应的反应温度范围也不同。在应用于电站李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究锅炉时，为了适应化学反应的最佳烟温范围，催化反应器需布置在锅炉尾部的不同位置。 （5）SCR工艺流程：还原剂 (氨) 用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。（6）SCR工艺流程锅炉负载信号省煤器混合器液氨蒸发槽液氨储槽液氨缓冲槽氮氧化物监视器烟囱脱硫FIC空预器电除尘锅炉脱硝DeNOx稀释风机送风机FDF图示：3.2.1.2非选择性催化还原法(NSCR法)用甲烷CH4、CO或H2等作为还原剂，在烟温550800范围内及催化剂的作用下，将NOx还原成N2。但是这类还原剂除了与烟气中的NOx反应以外，还与烟气中的残余氧反应，生成水或二氧化碳，因此，还原剂的消耗量比选样性催化还原法高出45倍。另外，该反应要放出热量使烟气温度上升。这两种还原NOx的方法均以催化反应为主要特征，因此，都需要在烟道的合-20-适位置设置催化反应器，系统比较复杂。3.2.1.3选择性非催化还原法(SNCR法)这种技术同样是利用NH3作为还原剂,将NOx转化为N2和H2O.反应的化学方程式为: 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 本法不采用催化剂,而是将操作温度900-1050作为反应条件.NH3由喷嘴喷入燃烧室,根据锅炉的操作负荷,要不断调整NH3的喷入量和喷入位置,以保证在最佳温度下喷入NH3。也称为高温非催化还原法或炉膛喷氨脱氮法。因而对该法而言,运行经验是很重要的。 SNCR脱硝的关键是使还原剂与烟气又好又快地混合,具有充分的反应时间以及在900-1050 的温度区喷入还原剂.SNCR法的脱硝效率不太高,在50%左右,最高可以达到80%,但是该方法不用催化剂,设备运行费用省,具有一定的优势10.目前,使用该工艺存在以下问题: (1)由于温度随锅炉负荷和运行周期在变化,以及锅炉中NOx浓度的不规律性,使该工艺应用时变得较复杂.因此,在很大区域内,在锅炉不同高度装有大量的入气口.甚至将每段高度再分成几小段,每小段分别装有入气口和NH3测量仪.这增加了测量和控制NH3的难度.因此,该工艺的脱氮效率不高. (2)在吹入氨气量较多,温度降至最佳值以下,吹气均匀度较低,吹气量较少导致温度和氮氧化物含量不对称时,未反应的氨气比例将增加,会产生氨气的逸出。当氨气逸出时,它与烟道内的剩余物反应产生堵塞,如堵塞空气预热器。因为NH3与SO3和烟气中的水分析出,会在较冷部件中形成硫化氢氨,形成粘性沉积物,增加了飞灰的堵塞,腐蚀和频繁冲洗空气预热器。NH3向飞灰逸出的增加也会降低飞灰的可综合利用性,使飞灰处置更复杂；NH3逸出还可导致脱硫装置后面的冲洗水中氨李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究含量高。 (3)目前,SNCR工艺设定的脱氮效率越高,随着脱氮效率的增加,单位NH3消耗也越高,该工艺的NH3耗量高于SCR工艺。 目前,正在改进SNCR工艺,如试验将燃用过的空气送入降解介质中,进入锅炉；还有使用尿素溶液作为降解介质来替代NH3；有时用额外的添加剂来增加降解温度等。如果加入添加剂(比如氢)，可以扩大其反应温度的范围。当以尿素(H4N2CO)为还原剂时，脱氮效果与氨相当，但其运输和使用比NH3安全方便。但是采用尿素作还原剂时，可能会有N2O生成。这类脱氮方法的脱氮效率为4060，而且对反应所处的温度范围很敏感，高于1100时，NH3会与O2反应生成NO，反而造成NOx的排放量增加；低于700，则反应速率下降，会造成未反应的氨气随烟气进入下游烟道，这部分氨气会与烟气中的SO2发生反应生成硫酸铵。在较高温度下，硫酸铵呈酸性，很容易造成空气预热器的堵塞并存在腐蚀现象，另外，也使排入大气中的氨量显著增加，造成环境污染。为了适应电站锅炉的负荷变化而造成炉膛内烟气温度的变化，需要在炉膛上部沿高度开设多层氨气喷射口，以使氨气在不同的负荷工况下均能喷入所要求的温度范围的烟气中。该法的主要特点是无需采用催化反应器，系统简单。 催化剂一般使用TiO2为载体的V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物。载体为TiO2 、活性炭或沸石等多孔介质布置于除尘器前、除尘器后。3.2.2 湿法烟气脱氮技术3.2.2.1由于锅炉排烟中的NOx主要是NO，而NO极难溶干水，所以，采用湿法脱除烟气中的NOx时，不能像脱除SO2那样采用简单的直接洗涤方法进行吸收，必须先将NO氧化为NO2，然后再用水或其他吸收剂进行吸收脱除，因此，湿法脱氮的-22-工艺过程要比湿法脱硫复杂得多。3.2.2.2湿法脱氮的工艺过程包括氧化和吸收，并反应生成可以利用或无害的物质，因此，必须设置烟气氧化、洗涤和吸收装置，工艺系统比较复杂。湿法脱氮大多具有同时脱硫的效果。3.2.2.3湿法的主要特点，脱氮反应的局部或全部过程在湿态下进行，需使烟气增湿、降温，因此，一般需将脱氮后的烟气除湿和再加热后经烟囱排放至大气。主要有气相氧化液相吸收法、液相氧化吸收法等。（1） 气相氧化液相吸收法向烟气中加入强氧化剂(ClO2、O2等)，将NO氧化成容易被吸收的NO2和N2O5等，然后用吸收剂(碱、水或酸等液态吸收剂)吸收，脱氮效率可达90以上。 （2） 液相氧化吸收法用KMnO4-KOH溶液洗涤烟气。KMnO4将NO氧化成易被KOH吸收的组分，生成KNO3和MnO2沉淀，MnO2沉淀经再生处理，生成KMnO4重复使用。湿法脱氮的效率虽然很高但系统复杂，氧化和吸收剂费用较高，而且用水量大，并会产生水的污染问题，因此，在燃煤锅炉上很少采用。 李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究第四章: 如何选择低NOx燃烧技术 1选择合适的低NOx燃烧技术对于锅炉NOx排放水平较高的一些电厂，应结合电厂锅炉的具体特点，选择合适的低NOx燃烧技术，着手对锅炉燃烧系统进行重新设计计算。在解决电厂存在的锅炉燃烧效率低、燃烧器易烧损或水冷壁高温腐蚀等问题的同时，采用低NOx燃烧技术。可以在原有的浓淡燃烧技术的基础上，继续优化设计新型的浓淡燃烧器。SCR烟气脱硝工程是近几年国内燃煤发电厂开始上的新项目，目前国内电厂气脱硝工程也主要以SCR 脱硝为主。-24-结 论为了控制NOx排放，我国应尽早立法，处理好发展和环境保护的关系。采用低NOx燃烧技术，降低电站锅炉NOx的排放，对于保护环境具有重大意义,社会效益显著。我国现有电站锅炉多数为四角切圆燃烧，对降低NOx生成较有利，也适合我国现状，再加适当措施，可达到控制NOx排放的目的。在解决电站锅炉出现的如燃烧器易烧损、锅炉水冷壁高温腐蚀、炉渣可燃物含量偏高等问题的同时，考虑采用低NOx燃烧技术，既能达到降低NOx排放目的，又提高锅炉运行的经济性和安全性。现应创造条件对重要地区新建的300MW以上机组，采用低NOx燃烧和炉内外脱硝相结合，控制NOx排放的示范，与脱硫系统相比,脱硝系统相对较为简单,国外SCR 装置每千瓦投资大于相应的脱硫系统。脱硝装置的主要成本在于催化剂,催化剂价格约为(5 0008 000) 美元/ m3 。总脱硝系统投资,因脱硝效率不同而异,初投资约为(3045) 美元/ kW。在西方发达国家尤其是德国,烟气在脱硝、除尘和脱硫之后,所含污染物大幅降低,不少电厂取消了二百多米高的烟囱,取而代之的是利用循环水冷却塔排放烟气。实践证明,这种具有烟塔合一功能的冷却塔的热抬升高度及其烟气扩散效果与烟囱相当。李科：燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术研究谢 辞本毕业论文是在导师的亲切关怀和悉心指导下完成的。从课题的选取，资料的收集，内容的指导一直到论文的撰写无不体现出刘聪老师严谨的科学态度，渊博的知识，对学生的高度责任心和对科学的求实精神，这些给我今后的学习和工作产生了很大影响。在此表示衷心的感谢，并致以崇高的敬意。在论文写作过程中，我学到许多课程以外的知识，第一次可以把实习与学校所学课程进行了一次大的融合，也明白了理论知识的重要性与实践过程理论知识的运用方法，这次实习也让我懂得了老师的用心良苦，同时也给我的大学自考生涯划上一个完美的句号。今后会更加努力，不断学习，不断进取，永攀高峰。在论文撰写过程中受到了全系老师和全班同学的帮助，在此表示感谢！-26-参考文献1. 电厂锅炉原理周菊华、操高城、郝杰合编 中国电力出版社2. 煤的清洁燃烧毛建雄、毛建全、赵树民合编 科学出版社3. 工程燃烧概述霍然主编 中国科技大学出版社4. 燃烧与污染曾汉才。武汉华中理工大学出版社，1992. 5. 热风送粉系统的低燃烧技术的改进刘亮等。长沙电力学院学报，1997 6. 气体燃料再燃对NOX还原的影响钟北京，傅维标热能动力工程，1999 火电厂选择性催化还原脱硝技术的可行性研究 J . 范剑峰，吴以凡，贾宝荣等 化工时代 .2005.7（19）。袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄莇蚆蚄羀莇莆袀袆羃蒈蚂螂羂薁袈肀肁芀蚁羆肁莃袆袂肀薅虿袈聿蚇蒂膇肈莇螇肃肇葿薀罿肆薂螆袅肅芁薈螁膅莃螄聿膄蒆薇羅膃蚈螂羁膂莈蚅袇膁蒀袀螃膀薂蚃肂腿节衿羈腿莄蚂袄芈蒇袇螀芇蕿蚀聿芆艿蒃肅芅蒁螈羁芄薃薁袆芃芃螆螂芃莅蕿肁节蒈螅羇莁薀薈袃莀艿螃蝿荿莂薆膈莈薄袁肄