嘉兴电厂2×300MW机组NOX控制与脱硝方案论证研究报告.doc

嘉兴电厂2300MW机组NOX控制与脱硝方案论证研究报告 2006年 11月 项目编号：337-TX-ZX1嘉兴电厂2300MW机组NOX控制与脱硝方案论证研究报告浙江天地环保工程有限公司2006年 11月 浙江天地环保工程有限公司合同编号：嘉电计（2005）第163号嘉兴电厂2300MW机组NOX控制与脱硝方案论证研究报告委托方：嘉兴发电有限责任公司研究单位：浙江天地环保工程有限公司目 录1 火电厂氮氧化物的排放与污染情况11.1 氮氧化物的污染和危害11.2 火电厂氮氧化物的排放情况11.3 电厂氮氧化物排放标准22 火电厂氮氧化物的生成与控制机理52.1 火电厂氮氧化物的生成机理52.2 燃烧过程中氮氧化物的控制机理62.3 烟气中氮氧化物的脱除机理63 氮氧化物的控制与脱除技术及应用介绍73.1 烟气再循环燃烧技术73.2 空气分级燃烧技术83.3 燃料分级燃烧技术103.4 低NOX燃烧器技术133.5 炉内喷氨脱硝技术183.6烟气选择性催化脱硝技术233.7电子束氨法脱硫脱硝技术354 嘉兴电厂2300MW机组NOx排放情况384.1 嘉兴电厂基本情况384.2 嘉兴电厂锅炉结构与燃烧情况384.3 嘉兴电厂2300MW机组NOx排放监测405 嘉兴电厂2300MW机组脱硝的方案设计与经济技术分析415.1 烟气再循环技术的方案设计与经济技术分析415.2 空气分级技术的方案设计与经济技术分析455.3 燃料分级技术的方案设计与经济技术分析495.4 低NOx燃烧器方案设计与经济技术分析535.5 炉内喷氨技术的方案设计与经济技术分析595.6 选择性催化还原技术方案设计与经济技术分析655.7 电子束氨法脱硫脱硝技术方案设计与经济技术分析746 各种脱硝方案的比较和选择756.1 各种脱硝技术的比较756.2 嘉兴电厂脱硫方案与脱硝的相互影响766.3 嘉兴电厂的脱硝要求和方案选择857 SCR的技术规范和实施计划957.1 SCR 脱硝工艺系统设计原则967.2 催化反应系统技术规范977.3 脱硝剂存储、制备、供应系统技术规范987.4 空预器及引风机改造997.5 SCR脱硝方案的实施计划1007.6 SCR脱硝装置启动、停机及维护说明1017.7 催化剂的更换与处理1038 SCR方案的配套与供应情况1068.1 压缩空气1068.2 辅助蒸汽1068.3 脱硝用水1068.4 脱硝用电1068.5 液氨1068.6 SCR催化剂1079 SCR方案的设计性能参数1109. 1 NOx脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率1109. 2 压力损失1109. 3脱硝装置可用率1109. 4催化剂寿命1119. 5系统连续运行温度1119. 6氨耗量1119. 7其它消耗11110 各脱硝方案的投资概算112附件：嘉兴发电厂#2锅炉炉内NOX生成与减排技术的实验研究报告113 浙江天地环保工程有限公司嘉兴电厂2300MW机组NOX控制与脱硝方案论证研究报告 2006年 11月1 火电厂氮氧化物的排放与污染情况1.1 氮氧化物的污染和危害氮氧化物（NOX）主要是NO和NO2，吸入人体可引起肺损害，甚至造成肺水肿，并对中枢神经产生影响。大气中的NOX和挥发性有机物VOC达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，产生光化学烟雾，导致生态系统遭受损害，农作物减产。光化学烟雾会使大气能见度降低，对人眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，甚至会造成死亡。NOX在大气中可形成硝酸和细颗粒硝酸盐，同硫酸和细颗粒硫酸盐一起发生远距离输送，从而加速了区域性酸雨的形成。目前火电厂氮氧化物排放量随着火电机组装机容量增长而逐年增加，已经成为仅次于二氧化硫的大气污染物。专家预测，随着我国对SO2排放控制的加强，NOX对酸雨的影响将逐步赶上或超过SO2。1.2 火电厂氮氧化物的排放情况研究表明， 2004年，我国氮氧化物排放总量为1600万吨左右，电力行业排放量约占一半。如果不进一步采取有效的氮氧化物污染排放控制措施，中国氮氧化物排放量将继续增长，2010年我国NOX排放量将达到2200万吨，成为第一大气体污染物。2020年将达到3500万吨以上。据2002年的调查数据，我国NOx的平均单位排放量为4.00g/kwh，其中燃用无烟煤和贫煤的电厂NOx比燃烟煤的电厂单位排放量高16%。根据浙江省部分火电机组20012002年间的普查资料，见表1，125MW以上机组NOX排放平均浓度为670mg/Nm3。表1 浙江省部分125MW机组以上锅炉NOX排放水平项目电厂及锅炉机组容量燃烧系统说明额定负荷NOX(mg/Nm3)说明1北仑电厂1炉600MW美国CE技术，四角切圆604550MW负荷2北仑电厂2炉600MW加拿大B&W技术，36只燃烧器旋流504多工况下最好数据3北仑电厂35炉600MW日本IHI引进美国福斯特惠勒技术，24只燃烧器旋流553多工况下最好数据4嘉兴电厂12炉600MW上海锅炉厂，四角切圆，OFA664OFA全开等5温州电厂3炉300MW上海锅炉厂，四角切圆，OFA853日常工况6台州电厂78炉330MW北京锅炉厂引进美国B&W技术，32只燃烧器旋流613日常工况7镇海电厂5炉200MW东方锅炉厂，四角切圆，热风送粉656日常工况8萧山电厂12炉125MW上海锅炉厂，四角切圆，热风送粉702日常工况9半山电厂45炉125MW上海锅炉厂，四角切圆，热风送粉870日常工况10台州电厂16炉125MW上海锅炉厂，四角切圆，热风送粉650日常工况1.3 电厂氮氧化物排放标准鉴于NOx的危害，发达国家已于上世纪80年代开始了降低NOx排放的工作。如欧共体分别在1984年、1989年、1994年颁布了三次限制NOx排放的标准，燃煤电厂的NOx排放由最初的800mg/Nm3降低到200mg/Nm3。日本的NOx国家标准为410mg/Nm3，是1983年制定的，但地方制定了严格得多的NOx排放标准，一般在120mg/Nm3左右。美国的NOx国家标准是492mg/Nm3，但2003年有22个州的地方标准为190mg/Nm3。对于新建大型燃煤锅炉，部分IEA国家的排放标准如表2。表2 IEA国家新建大型燃煤锅炉的强制排放标准一览表（IEA经济合作与发展组织下属的部分国家组成的国际能源机构）国家NOx排放标准mg/Nm3国家NOx排放标准mg/Nm3澳大利亚500卢森堡450奥地利（硬煤）200荷兰200比利时200葡萄牙1500800加拿大740西班牙650丹麦200瑞典145芬兰145土耳其600德国200英国650爱尔兰650最近几年我国NOx的排放标准朝着日益严格的方向发展。在1996年的标准中，对300MW以上机组提出了650mg/Nm3(固态排渣炉)和1000mg/Nm3(液态排渣炉)的排放标准；2003年12月，国家环保总局颁布修订的GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值都进一步严格。标准分时段对不同煤份的锅炉排放都规定了相应的氮氧化物排放限值，新建机组均要求配置低氮燃烧器并预留脱硝场地。表3 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度 单位：mg/Nm3时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日（1996年12月31日前）2005年1月1日（1997年12月31日至2003年12月31日）2004年1月1日燃煤锅炉Vdaf10%15001300110010%Vdaf20%1100650650Vdaf20%450燃油锅炉650400200燃气轮机组燃油150燃气80注：1996年12月31日前建成投产或通过环评审批的新建、扩建、改建火电厂，执行第1时段控制要求；1997年1月1日起至本标准实施前通过环评审批的新建、扩建、改建火电厂，执行第2时段控制要求；自2004年1月1日起，通过环评审批的新建、扩建、改建火电厂项目，执行第3时段控制要求。表中的氮氧化物浓度是指二氧化氮折算的浓度。我国的氮氧化物控制技术水平与国外有较大差距，同世界主要工业国家比较，火电NOX排放仍然很高。2002年，我国的单位NOX排放水平仍然高于美国、日本、德国等发达国家1985年的单位排放量水平，更远远高于发达国家1999年的单位排放量水平。鉴于近年来电力需求增加迅速，汽车保有量也迅速攀升，在不久的将来，会赶上美国而成为世界第一氮氧化物排放国，已经引起政府的高度重视。从2004年7月1日后，每排放1kg氮氧化物收费0.63元。随着装机规模的扩大和国家对NOX排放标准的提高，如不采取有效的污染物控制措施，势必会对发电成本产生很大影响。根据中电联标准化技术委员会的规划，在十一五期间，要出台电厂NOx排放控制的新标准，NOx的排放浓度将低于250mg/Nm3，国家对NOx 的排放控制将越来越严格。目前北京市已经实行了严格的地方标准，燃煤锅炉的NOx排放浓度不高于250 mg/Nm3。北京周围一带也正向这一标准看齐。广东和香港则要求到2010年NOx 的排放量要比1997年降低10%。上海及周边地区虽然还没有更严格的地方标准，但可以预见，这一地区未来也会积极跟进的。2 火电厂氮氧化物的生成与控制机理2.1 火电厂氮氧化物的生成机理煤在燃烧过程中，生成的氮氧化物主要是NO和NO2，其中NO占90以上。NO的生成与还原机理见图1。根据生成途径，可以分为三种：图1。NO生成与还原机理图(1)热力型氮氧化物 空气中的氮气在高温下氧化而生成的氮氧化物。热力型氮氧化物的生成与燃烧温度、氧分解后的氧原子浓度、停留反应时间的关系很大，当温度高于1350时，热力型氮氧化物开始形成。一般煤粉炉热力氮氧化物占1020% 左右。(2)燃料型氮氧化物由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成。在600800时就会生成燃料型。煤燃烧时由挥发分生成的NOx占燃料型NOx的6080，由焦炭N所生成的NOx占到2040。燃料型氮氧化物占总量的7090% 左右。(3)快速型氮氧化物在碳氢化合物燃料燃烧在燃料过浓时，在反应区附近会快速生成NOx。由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基可以和空气中氮气反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成。燃煤锅炉中快速型氮氧化物生产量很少，可以忽略不计。2.2 燃烧过程中氮氧化物的控制机理从热力型、燃料型和快速型三种NOx生成机理可以得出抑制NOx生成和促使破坏NOx的途径。2.2.1改变燃烧条件三种型式氮氧化物在煤燃烧过程中的形成情况很不相同。快速型氮氧化物所占比例不到5。在燃烧温度低于1350时，几乎没有热力型氮氧化物形成，只有当燃烧温度超过1600时，才形成一定份额的热力型氮氧化物。可见，煤燃烧产生的氮氧化物主要是通过燃料型氮氧化物的生成途径而产生的，其生成量约占NOx总生成量的75%90%。因此，控制和减少煤燃烧产生的氮氧化物，主要是控制燃料型氮氧化物的生成。也就是要在一定区域内形成还原性气氛。2.2.2炉内喷射炉膛喷射的脱硝法是指在炉膛上部喷射某种物质，能够在一定的温度条件下还原已生成的NOx，以降低NOx的排放量。喷射物质可以是水、氨、尿素等。2.3 烟气中氮氧化物的脱除机理烟气脱硝，就是指对燃烧后的烟气进行处理，来降低NOx排放量的方法，分为干法和湿法。湿法烟气脱硝虽然效率高，但系统复杂，而且用水量大，并有水的污染，因此在火电厂很少被采用。干法烟气脱硝，常见的有采用催化剂来促进NOx还原反应的选择性催化剂脱硝法(SCR)和用电子束照射烟气脱硫脱硝法。SCR的原理是使用催化剂，在还原剂的作用下，发生氮氧化物的还原反应。而电子束照射则是通过高能电子照射，产生活性基团，将一氧化氮氧化成二氧化氮，再与氨发生反应，形成硝酸盐而除去。3 氮氧化物的控制与脱除技术及应用介绍根据氮氧化物的生成和控制机理，燃煤电站锅炉排放的主要NOX控制方法有烟气再循环燃烧技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、低NOX燃烧器技术、炉内喷氨脱硝技术、烟气选择性催化脱硝技术和电子束氨法脱硫脱硝技术。3.1 烟气再循环燃烧技术将再循环的烟气掺入供燃烧用的空气中，对诸如液态排渣炉，尤其是燃气和燃油锅炉等高温燃烧设备，是一项有成效的降低NOX的方法。在锅炉的空气预热器前抽取一部分低温烟气直接送入炉膛（或与一次风或二次风混合后送入炉膛）这样既降低了燃烧温度，也降低了氧气浓度，因而可以降低NOX的排放浓度。一般把再循环烟气量与不采用烟气再循环时的烟气量之比，称为烟气再循环率。在大型锅炉中，一般采用空气烟气混合器，把烟气同燃烧空气混合后送入炉膛。烟气再循环法降低NOX排放的效果与燃料品种、烟气再循环率有关。当烟气再循环率为1520时，煤粉炉NOX的排放浓度可降低25%左右。理论上，随着烟气再循环率的增大，NOX的降低率也增大，但烟气再循环率的增大是有限度的。当烟气再循环率较高时，燃烧会趋于不稳定，不完全燃烧热损失会增加，因此火电厂锅炉的烟气再循环率一般控制在1020左右。采用烟气再循环时要加装再循环风机、烟道，还需要相应场地，从而增大了投资，其系统也较复杂，另外对原有设备进行改装时还会受到场地条件的限制。图2。烟气再循环原理示意图鉴于上述原因，烟气再循环在燃煤锅炉中很少使用，而主要用于燃油燃气动力装置的低Nox 燃烧，如燃气轮机、柴油机等。但有些煤粉锅炉的燃烧器采用了烟气再循环技术，通过射流引射，抽吸炉内的高温烟气，以此来降低氧浓度，从而抑制Nox的生成。3.2 空气分级燃烧技术空气分级燃烧的基本原理是将燃料的燃烧过程分阶段来完成。第一阶段是将从主燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70%75%（相当于理论空气量的80%左右），使燃料先在缺氧的条件下燃烧。此时一级燃烧区内的过量空气系数小于1，如此既减低了燃烧温度和速度，同时使该区域处于还原性气氛，从而降低了NOX在该区域的生成量。为了完全燃烧所需的其余空气通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口OFA（Over Fire Air）称为“火上风”喷口送入炉膛，与第一级燃烧区在贫氧燃烧条件下产生的烟气混合，在过量空气系数大于1的条件下完成全部燃烧过程。一般控制一级燃烧区内的过量空气系数不小于0.7。该方法不仅适于新设计的锅炉，还适宜于旧锅炉的改造。该方法投资少，见效快，一般供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70%75%时可使的排放量减少15%30。该方法的技术关键在于火上风喷口的位置确定，一般需通过试验确定。上世纪80年代以后，空气分级燃烧技术在电站锅炉中得到了广泛的应用。国内大部分300MW及以上的机组都采用了空气分级燃烧，尤其以火上风燃烧器最为普遍，因而这些机组的NOx排放浓度实际上已经有了一定程度的降低。空气分级燃烧原理示意图见图3。“火上风”喷口一次风煤粉和二次风图3 空气分级燃烧布置示意图以上介绍的是常规的空气分级，另外有一种空气分级技术被称为ROFA，即旋转对冲燃尽风技术，是最近几年刚出现的技术，在此将特别介绍。ROFA技术ROFA技术是美国MOBOTEC公司开发的一种特殊的火上风技术。它从锅炉二次风中抽取30%左右的风量，通过专门设计的不对称安放的喷嘴，以高速射流的方式射入炉膛上部，从而使炉膛上部形成旋转的涡流，改善了炉内物料的混合和温度分布，从而大幅度降低NOx的排放。MOBOTEC在瑞典和美国有40套ROFA应用业绩，容量从50MW到600MW不等。以下是ROFA的系统示意图和原理图。 ROFA系统图与原理图据其在美国CP&L公司Cape Fear 电站的一台烧烟煤的154MW机组上的数据，采用ROFA后，NOx降低率达到55%，由740mg/NM3降到330mg/Nm3。该公司在其它很多100MW以下的锅炉上的数据也显示，单独使用ROFA后，就可以使NOx排放降低50%以上。但大型锅炉由于炉膛尺寸大，混合困难，效果会有所下降。大型锅炉的业绩虽然有，但数据未见报道。3.3 燃料分级燃烧技术根据Nox的破坏机理，已生成的NO在遇到烃根CHi和未完全燃烧产物CO，H2，C和CnHm时，会发生NO的还原反应。利用这一原理，将80%85%的燃料送入第一级燃烧区（一次燃料），在a1的条件下燃烧并生成NOX。其余15%20%的燃料（二次燃料）则在主燃烧器上部送入二级燃烧区（再燃区），在a1的条件下形成很强的还原性气氛，使得在一级还原区生成的在二级燃烧区被还原成氮分子（N2）。在再燃区中，不仅已生成的NOX得到还原，同时也抑制了新NOX的生成，可进一步降低NOX的排放浓度。一般采用该方法可使NOX的排放浓度降低3040%左右。该方法主要包括天然气再燃法、燃油再燃法、超细煤粉再燃法等。燃料再燃包括三个区，分别是主燃区、再燃区和燃尽区，见图4。图4 燃料再燃过程示意图主燃烧区主燃烧区NOX生成量主要与燃料性质、燃烧温度及过剩空气系数有关。在满足主燃烧区稳定安全燃烧的情况下，过剩空气系数小些对NOX的生成有抑制作用，一般控制在1.1左右。再燃区（还原区）二次燃料在再燃区的脱氮效率主要与再燃区的温度水平、二次燃料与炉内主烟气流的混合状况、烟气在再燃区的停留时间及过剩空气系数有关。1300是热力型NOx生成的转折温度，通常要求再燃区的温度应当低于1300，一般为1200左右；再燃脱氮的先决条件是天然气能与主烟气均匀快速地混合，所以应对二次燃料喷口数量、布置方式以及二次燃料的喷入动量等参量进行优化设计，以便两种气流均匀快速混合；因为从二次燃料的喷入、热解出烃类因子到NOx与烃类因子发生同相反应等一序列过程，都需要一定的时间；再燃区的过剩空气系数应当小于1，控制在0.70.9较为合适。燃尽区燃尽区是再燃系统中至关重要的环节，如果燃尽率过低，那么将直接影响到锅炉的整体燃烧效率，所以此区的过剩空气系数一般应控制在1.151.2 以达到较好的燃尽效果。燃尽区的燃烧过程会提高炉膛出口烟温，会造成加热器超温的现象，所以应当选择合适的燃尽区高度及设计合理的喷口参数。以煤粉再燃时，燃尽区要求更大，否则会导致燃烧不完全甚至引起尾部再燃。影响燃料分级燃烧还原过程的主要因素有：二次燃料的性质；二次燃料的份额；输送介质的性质；还原区的温度和停留时间； 一次区NOX水平和燃尽度；配风的化学计量比；再燃燃料与主烟气的混合；燃尽风与主烟气的混合等。 在工程应用过程中，还原区的停留时间、燃尽区的停留时间（决定着再燃喷口、燃尽风喷口的高度位置）是一个至关重要的设计参数，其次为再燃燃料、燃尽风与主烟气的混合（决定着喷口布置方式）。在再燃燃料、输送介质确定后，由于上述其它参数均可在锅炉运行中在一定的范围内调整，而停留时间和混合方式则几乎不可调整。因此在设计再燃系统时，再燃喷口和燃烬风喷口的布置成为决定再燃技术工程应用效果的关键技术。天然气是再燃的理想燃料，最容易实现NOx的降低，但由于天然气价格高，电厂不容易获得，因而应用不多。英国Longannet电站有一台600MW的天然气再燃机组，能减少50%的NOx，这是目前世界上最大的天然气再燃机组。美国在90年代初在5台机组上进行了天然气再燃的试验，最大的为Lawrence 电站的300MW机组，同样获得了50%的NOx控制水平。西安热工院与四川电力试验研究院、四川江油电厂合作，在该电厂6锅炉上进行了NOX再燃技术工业试验，采用天然气作为二次燃料，脱硝效率最高可达40。上海理工大学、宝钢发电厂、华中科技大学联合进行燃煤锅炉采用气体燃料分级的低NOx燃烧技术开发，在350MW机组锅炉上改造实施。达到了投资成本小于50元/千瓦；运行成本增加0.0150.02元/千瓦时，对NOx进行深度还原使之达到200350mg/Nm3以下发达国家的NOx排放标准。由于天然气再燃的热值比例达到20%左右，运行成本很高，因此很难在一般电厂中推广。燃油再燃法似乎在电厂中未见报道，而超细煤粉再燃技术在意大利维杜里格电厂的320MW机组上已经成功，是由三井巴布考克开发的。日本在700MW的机组上有成功应用，国内也由国家电站燃烧中心会同哈尔滨工业大学等单位，在元宝山电厂一台600MW的锅炉上试验成功。改造费用为16元/千瓦，运行成本增加不到1分钱/度电，Nox 浓度由600mg/Nm3降低到300350 mg/Nm3，脱硝率达到50%。超细煤粉量的比例为1520%，平均粒径在20微米以下。该改造费用不包括前期的研究、试验等费用。超细煤粉再燃对燃料有比较苛刻的要求，通常要用热值高、易着火、含氮低的煤种。褐煤是最理想的再燃燃料，其次是烟煤。对于中速磨系统，可以在出口加煤粉分级装置分离足够多的超细煤粉，用于再燃。超细煤粉再燃虽然脱氮效果显著，但应用中会受到很多限制、也会产生严重的问题。如，改造范围大、燃烧不完全、炉膛易结焦、高温腐蚀增加、炉膛出口烟温升高导致尾部超温、磨煤电耗增大等。3.4 低NOX燃烧器技术 低NOX燃烧器的基本原理是将空气分级燃烧及燃料分级原理应用于燃烧器设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制NOX生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOX燃烧器，一般可达到40%左右的脱硝率，而且投资及运行成本也较低，不增加占地面积，也有较高的技术成熟度。在低NOX燃烧器方面，德国斯坦谬勒、美国巴威公司、巴布科克日立、三井巴布考克、美国瑞利斯多克、美国ABT、阿尔斯通、福斯特惠勒等都有不错的业绩。下面介绍一些主要的低NOX燃烧器。3.4.1 旋流燃烧的低NOx燃烧器1. 德国斯坦谬勒（Steinmuller）公司的SM型低NOX燃烧器图5 德国斯坦谬勒公司的SM型低NOX燃烧器该燃烧器一次风直流，二次风通过轴向叶片旋转，一、二次风量占总风量的80%左右。当主燃烧器区过量空气系数在0.70.9时，NOX排放浓度可降低40%左右（不同锅炉容量效果不同）。该燃烧器只能用于前后墙布置，不能用于四角切圆燃烧。2. 巴威公司的低NOX燃烧器DS型燃烧器是巴威公司90年代开发的涡壳型分组燃烧煤粉燃烧器，也称带齿环稳燃器煤粉燃烧器。这种燃烧器在设计上充分考虑了减少NOX生成和由于采用低NOX燃烧措施可能出现的燃烧不良等问题。在布置方面，这种燃烧器只用于前后墙对冲方式。煤种适应性较强，不仅可用于优质烟煤，还可用于劣质烟煤或贫煤，为此DS型燃烧器被广泛应用。图6 巴威公司的DS型低NOX燃烧器美国巴威公司目前开发出来的较先进的DRBXCL型燃烧器主要特点是二次风分为内外两部分。它是旋流燃烧器，有三个同心的环行喷口，中心为一次风喷口，一次风量占总风量的15%20%。外面是内外层双调风喷口，内二次风占总风量的35%45%，外二次风占总风量的55%65%。此外，在一次风喷口周围还有一股冷空气或烟气，它对抑制挥发分析出和着火阶段NOX的生成也起较大作用。单独使用该燃烧器，可使NOX浓度降低约50%。图7 美国巴威公司的DRBXCL型低NOX燃烧器3. 巴布科克-日立（Babcock-Hitachi）公司HT-NR型低NOx燃烧器巴布科克-日立公司在DRB基础上发展了HT-NR型燃烧器，与DRB不同的是，HT-NR型燃烧器的喷口出装有陶瓷火焰稳定环，从而可在喷口附近形成回流区，使煤粉气流在回流区内迅速析出挥发分并着火。该燃烧器为旋流燃烧，NOx的排放浓度可降低约50%，且不会引起飞灰含碳量的明显增加。图8 巴布科克-日立公司HT-NR型低NOx燃烧器4. 美国瑞利斯多克（Riley Stoker）公司的CCV型低NOx燃烧器图9 美国瑞利斯多克公司的CCV型低NOx燃烧器CCV燃烧器即控制燃烧文丘里燃烧器，其一次风煤粉经弯头进入文丘里中心管，在文丘里管的缩口处有一可调的文丘里塞子可将一次风粉分为富燃料层和贫燃料层，通过调节文丘里的塞子、内二次风叶片和二次风风罩的位置，可以控制NOX的排放量，减排约50%，它即适用于新设计的锅炉，也可用于旧锅炉改造，负荷适应性好。它也是旋流燃烧器。3.4.2 切圆燃烧低NOx燃烧器嘉兴电厂属于四角切圆燃烧锅炉，因此，只能用直流切圆燃烧器进行低NOx燃烧的改造。主要的燃烧器有美国ABT公司OPTI-FLOWTM的低NOx燃烧器，日本三菱的PM燃烧器，美国MOBOTECH 的ROFA/RATEMIX燃烧装置等。这些低氮燃烧器都有很好的NOx降低效果 。1美国ABT公司OPTI-FLOWTM的低NOx燃烧器该燃烧器带有外部稳燃器的舱格式喷嘴，在煤粉通道内没有障碍物，可以保证煤粉的自由流动。由于该设备低应力小磨损的设计，具有寿命长的优点。ABT的这种燃烧器已经取得了数十台的应用业绩，容量从70MW到950MW不等。采用ABT的改造，可以比常规燃烧器降低60%的NOx生成，可以比普通的低NOx燃烧器再低30%以上的NOx排放，而且不管有没有OFA投运，NOx减排可达30%以上。该燃烧器既可用于对冲布置，也可用于四角切圆布置。对于普通的烟煤锅炉，采用该燃烧器后，其NOx 的排放浓度可低于380mg/Nm3.OPTI-FLOWTM低NOx燃烧器目前在我国尚无应用，对其性能指标和技术可靠性还需作进一步了解。图10 美国ABT公司OPTI-FLOWTM的低NOx燃烧器2. PM燃烧器PM燃烧器是三菱公司开发成功的直流燃烧器，专门用于四角切圆燃烧。PM燃烧器的特点是利用煤粉管道进行浓淡分离，它集烟气再循环/分级燃烧/浓淡燃烧于一体，号称为污染物最少燃烧器。PM燃烧器比常规的直流燃烧器NOx降低率可以达到60%。该燃烧器已经得到了广泛应用，我国在黄台电厂，河津电厂等贫煤机组上有应用，其NOx浓度与烟煤锅炉相近。三菱PM燃烧器技术已经转移到哈尔滨锅炉厂。对于普通的烟煤锅炉，通过PM燃烧器进行改造后，NOx浓度可控制在400 mg/Nm3以内。以上介绍的几种直流低NOX燃烧器均有很好的运行业绩和良好的性能，对嘉兴电厂目前所燃用的煤种基本可以适应。具体的燃烧器型号和供货商选择需通过专门的可行性研究加以确定。在新建大型燃煤机组时，一般都会设计到位考虑设置低氮燃烧器。对改造锅炉，实施低氮燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估再决定。就世界范围内，采用低NOX燃烧技术后，很多锅炉飞灰含碳量约有1的上升。安装低NOX燃烧器后，锅炉飞灰含碳量增加、水冷避腐蚀及炉内结渣等现象将会出现，使电厂运行效率降低，而且对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制等均带来影响，在锅炉的运行中，在确保锅炉受热面不腐蚀结渣及飞灰含碳量不增加的前提下，应尽量减少过剩空气量，同时有效分配各燃烧器的风煤比，并保证其均匀性，否则，会导致局部飞灰含碳量增高，降低锅炉效率。3.5 炉内喷氨脱硝技术3.5.1 反应机理选择性非催化还原（SNCR）是当前NOx治理中广泛采用且具有前途的炉内脱硝技术之一。在没有催化剂，温度为8501000左右的温度范围内，氨为还原剂时，发生反应：当温度过高时会发生反应：当温度低于850时，反应不完全，氨的逃逸率高，造成二次污染，导致脱硝不完全。SNCR也可以采用尿素为还原剂，加水配成50%的溶液，直接喷入900-1100的烟气中，达到与喷氨一样的效果。有研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N2O。如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的CO排放。这是因为低温尿素溶液喷入炉膛内的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致CO排放的增加。另外，在锅炉过热器前大于800的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧，引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。但是根据实际运行的经验，与使用氨SNCR脱硝工艺相比，尿素SNCR工艺也可以获得较佳的经济效益，有如下优点：(1) 与NH3相反，使用尿素工艺是无毒无害的化学品；(2) 由于系统小因而投资较低，而且不存在带压和危险的无水氨或氨水的存储、处理和安全设备；(3) 较低的动力消耗；(4) 使用液态而不是气态反应剂，可以更有效地控制喷雾模式和化学剂分布保证良好的混合，因此以较低的NH3逃逸使得化学剂得到较好的利用，并且尿素SNCR工艺已经有在大型燃煤机组成功的应用业绩。80年代中期SNCR技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组，至90年代初期成功应用于大型燃煤机组。该技术的运行经验至今已成功的应用在600-800MW等级的燃煤机组。ROFA/ROTAMIX技术另外有一种SNCR技术被称为ROFA/ROTAMIX，是由美国MOBOTEC公司开发的，其实质是利用ROFA 为SNCR的还原剂喷口，可以在ROFA的基础上，进一步降低NOx达35%，可以使总的NOx降低75-80%，使排放浓度降低到200-300mg/NM3.。这种系统采用了增压二次风，因此，SNCR的喷口可以在ROFA的各风口间进行选择，并被高速二次风带进炉膛上部，依靠ROFA的强涡流，使还原剂与烟气均匀混合。该技术在美国和瑞典有近40台业绩，容量从50MW到600MW。3.5.2 影响SNCR反应的因素(1) 还原剂喷入点的选择喷入点必须保证使还原剂进入炉膛内适宜反应的温度区间(8501100)，这个温度范围存在与锅炉燃烧室和省煤室的过热器区域。温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。需要利用计算机模拟和流体力学的知识来模拟锅炉内烟气的流场分布和温度分布，以此为设计依据来合理选择喷射点和喷射方式。图11 SNCR示意图(2) 停留时间因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。实验研究表明：停留时间从100ms增加到500ms，NOx最大还原率从70上升到了93左右。(3) 适当的NH3NOx摩尔比NH3/NOx摩尔比对NOx脱除率的影响也很大。根据化学反应方程，NH3/NOx摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，NH3/NOx摩尔比一般控制在1.02.0之间，最大不要超过2.5。NH3/NOx摩尔比过大，虽然有利于NOx脱除率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。NOX脱除率， NH3/NOx摩尔比图12 NOx脱除率与NH3/NOx摩尔比的关系NH3逃逸率，106 NOX脱除率， 图13 NOx脱除率与NH3逃逸率的关系根据美国环保署Daniel C. Mussatti等人做的NOx还原率与反应温度和停留时间的关系的实验结果，图12为NOx脱除率与NH3/NOx摩尔比的关系图，从中可以看出，当NH3/NOx摩尔比小于2，随NH3/NOx摩尔比增加，NOx脱除率显著增加，但NH3/NOx摩尔比大于2后，增加就很少。图13为NOx脱除率与氨逃逸率的关系图，可以看出，NH3/NOx摩尔比增加，NOx脱除率增加，但氨逃逸率也增加了。(4) 还原剂和烟气的混合两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NOx摩尔比下得到较高的NOx还原率的基本条件之一。只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的难度。国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx还原率只有40。根据美国环保署所做的NOx还原率与锅炉容量之间关系的统计结果，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。以上四个方面的因素都涉及到了SNCR还原剂的喷射系统，所以在SNCR中还原剂的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。SNCR工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成本和运行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改造。对于电站锅炉，投资成本依据NOx排放浓度的不同在515/kW之间，假如考虑到电厂辅机系统的改造，最大的投资成本要达到20/kW。表4为国外电厂已运行SNCR脱硝技术经济指标。表4 国外电厂己运行的SNCR脱硝技术经济指标锅炉大小/(MW)未脱硝前NOx含量/ppmNOx脱除率/(%)单位投资/(美元/kW)均化成本/(美厘/千瓦时)成本/(美元/吨NOx脱除)氨逃逸率/(10-6)10066050182.03114030066050101.659285006605081.57881200300302218065200300502216482014078031151033103209603710.673353.5.3 SNCR技术的特点(1) 投资费用较低；(2) 建设周期短，场地要求少，适用于对现有中小型锅炉的改造。(3) 脱硝率25-60%，氨逃逸率比较高，必须控制在15ppm以下。随着锅炉的增大，其脱硝率下降。负荷变化时，控制有难度。(4) 有副反应，生成N2O。(5) 氨的利用率低，氨的逃逸会形成铵盐，对下游设备造成腐蚀和堵塞。(6) 运行费用比较高，为SCR的40-80%。SNCR技术目前在国内尚无应用业绩，江苏阚山电厂一期2600MW拟采用SNCR/SCR混合技术，其中SNCR系统的设计脱硝率为30，目前工程处于施工图设计阶段。江苏利港电厂2*300MW机组采用SNCR 脱硝，目前已进入调试阶段。SNCR在国外已有上百台机组在应用。3.6烟气选择性催化脱硝技术单纯的燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOX排放标准，联合使用燃烧改良和烟气脱硝技术是氮氧化物控制的发展趋势。目前应用较为广泛的烟气脱硝技术有选择性催化还原法、非选择性催化还原法和电子束法等。3.6.1 反应机理选择性催化还原（SCR）具有较高的效率，目前工业脱硝应用大部分采用这一工艺。其机理比较复杂，一般研究认为在290400 ，催化剂作用下，有如下几种反应：（主要的化学反应）反应为微放热反应，温升可以忽略不计。同时改变催化剂成分的配比，可最大限度的降低的转化率，目前一般加装SCR后，会使排烟浓度增加10ppm。3.6.2 布置方式SCR工艺的核心装置是脱氮反应器，反应器中的催化剂分上下多层(一般为3-4层) 有序放置。图14为典型的脱氮反应器的结构。理论上，SCR脱硝装置可以布置在水平烟道或垂直烟道中，但对于燃煤锅炉，一般应布置在垂直烟道中，且气流方向是自上而下的。这是因为烟气中含有大量粉尘，布置在水平烟道中易引起SCR脱硝装置的堵塞。AIG and Mixers流体再分配器ier转向导流板预留催化剂层Catalyst目前催化剂层旁路挡板图14 SCR反应器示意图SCR的布置方式一般有直接从锅炉引入烟气 (高烟尘法)，和从预先除去烟尘引入烟气 (低烟尘法)。一般高烟尘法的反应器位于省煤器与空气预热器之间，温度较高，不用另加预热装置，投资和运行费用最低。高烟尘法不产生颗粒物粘附到催化剂上去的问题，因为硫酸铵和大部分挥发凝缩成分是沉积在尘上的，它们会随烟尘一起通过催化剂层和空气加热器进入集尘器除去。高烟尘法的缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求高。如进气口附近的催化剂会产生磨损，可通过控制进气速度小于5m/s而加以防止，并且维持氨的逃逸浓度在5ppm以下。图15 高烟尘法布置的SCR装置低烟尘法的反应器一般位于脱硫系统之后，烟囱之前。此法的优点是烟气中飞灰大量减少，不易堵塞和磨损催化剂表面。缺点是为满足催化剂的活性要求，烟气经静电除尘器之后必须升温，需要安装加热器和烟气换热器，系统复杂，投资成本高。 图16 低烟尘法布置的SCR装置3.6.3 催化剂催化剂是SCR技术的核心。许多化学反应都发生在催化剂上。在脱氮装置中催化剂大多采用多孔结构的钛系氧化物，一般使用TiO2作为担体的V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物。 适当添加WO3可增强催化剂的物理性能，并抑制SO2向SO3的转化，添加MoO3可增强抗重金属中毒的能力。烟气流过催化剂表面，由于扩散作用进入催化剂的微孔中，使NOx的分解反应得以进行。催化剂有许多种形状，可以分为蜂窝式、板式和波纹式三种，其中以蜂窝式使用最普遍，板式次之，波纹式最少。蜂窝式催化剂具有模块化、比表面积大、全部由活性材料构成等特点，而板式催化剂不易积灰，对高尘环境适应性强，压降小，但比表面积小。图17 蜂窝式催化剂 图18 板式催化剂SCR催化剂的典型成分如表5：表5 脱硝催化剂的典型成分类型氧化钨型氧化钼型SiO2 %5.13.4Al2O3 %0.653.9Fe2O3 %0.010.14TiO %79.773.3CaO %0.790.01MgO %0.010.01BaO %0.010.01Na2O %0.010.01K2O %0.020.02SO3 %1.13.4P2O5 %0.010.01V2O5 %0.591.6MoO3 %-12.9WO3 %11.0-SCR系统的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。催化剂的失活主要有化学失活和物理失活。典型的SCR催化剂化学失活主要是由砷、碱金属、金属氧化物等引起的催化剂中毒。砷中毒是烟气中的气态三氧化二砷与催化剂结合引起的。碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物如MgO、CaO、Na2O、K2O等使催化剂中毒，主要是中和催化剂表面吸附的SO2生成硫化物而造成的。催化剂物理失活主要是指由于高温烧结、磨损和固化微粒沉积堵塞而引起催化剂活性损坏。煤的特性对催化剂的组成、毛细孔尺寸、孔隙和体积有很大影响，并影响到催化剂的寿命。目前，对于催化剂的失活问题，在国外已经有了较成熟的解决办法。3.6.4 还原剂A 还原剂的种类最普遍使用的还原剂为氨，但近年来也使用尿素。氨法SCR有两类，一类是液氨系统，另一类是氨水系统。对于液氨系统，氨从氨罐依次进入蒸发器和积聚器，经减压后与空气混合，再喷入烟道中。对于氨水系统，氨从氨罐经雾化喷嘴进入高温蒸发器，蒸发后的氨被喷入烟道中。尿素SCR工艺是氨法SCR改良后的安全工艺，它是利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器。它转换的方法为将尿素注入一分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间、驻留时间及温度，由此室分解出来的氨即成为SCR的还原剂。目前氨法SCR转化成尿素SCR的工艺已在美国成为一种普及化的主流工艺，在脱硝性能上两者都相同。以尿素为SCR还原剂到目前为止已经积累了丰富的商业运行经验，同时，从生产安全性的角度来看，在东部沿海经济发达和人口密集区域使用液氨具有很大的风险。使用尿素可以避免氨泄漏或者运输问题导致系统停运，也没有氨逃逸控制问题，避免了高压无水氨储存及其在装置中的分配系统由于人为或其他因素造成的破坏性事故。B还原剂的特性以下是脱硝用还原剂的主要特性：一 无水氨的特性：1理化特性：无水氨，即液氨，为GB12268-90规定的危险品，危险物编号23003无色气体，有刺激性恶臭味，分子式NH3，分子量17，相对密度0.7714g/l，熔点-77.7，沸点-33.35，自燃点651.11，蒸汽密度0.6，蒸汽压1013.08kpa(25.7时)，水溶液呈强碱性。液氨变成气态时会膨胀