氮氧化物控制技术在鹤煤热电厂的应用

摘 要 本文主要介绍了氮氧化物控制技术在鹤煤热电厂的改造方案中低氮燃烧技术及脱硝技术具体应用情况。并对使用效果进行了实例分析。

关键词 火电厂氮氧化物控制 低氮燃烧 脱硝技术

中图分类号：TM61.8 文献标识码：A

1氮氧化物控制技术改造的意义及背景

随着科学技术革命和工业生产的飞速发展，人民的生活得到了很大的改善。但是，现代科学技术革命带来的人对自然的巨大，也极大破坏了我们赖以生存的自然环境。环境问题是人类、经济和社会持续性发展的重要因素，如何解决由工业化生产而产生的环境污染，是全人类关注的重大课题之一。

1.1燃煤排放污染物

我国大型电厂绝大多数是常规的燃煤火电厂，90%以上的火力发电设备仍将是常规的燃煤发电机组，煤燃烧排放污染物占总燃料燃烧排放量的比例中，CO为71%、粉尘为70%、SO2为90%、CO2为85%、NOX为70%。这些污染物严重破坏了生态环境，仅由NOX、SO2造成的直接经济损失就高达数千亿元，严重制约了国民经济的可持续性发展。

1.2氮氧化物（NOX）的污染c危害

NOX与SO2一样，在大气中会通过干沉降和湿沉降两种方式降落到地面，最终的归宿是硝酸盐或硝酸。大气中的NOx有一部分进入同温层对臭氧层造成破坏，使臭氧层减薄甚至形成空洞，对人类生活带来不利影响；同时NOX中的N2O也是引起全球气候变暖的因素之一，虽然其数量极少，但其温室效应的能力是CO2的200～300倍。

1.3氮氧化物控制技术应用现状

目前，适用于燃煤电站锅炉的成熟的氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术（LNB）、选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）、选择性催化还原脱硝技术（SCR）等。

国内有大量不同容量机组进行了LNB改造，烟煤锅炉能控制NOx排放浓度250～350mg/m3，贫煤锅炉达到400～500mg/m3。目前，大量的机组已经完成了SNCR、SCR脱硝改造。整体上，国内针对燃煤锅炉具备了NOx控制技术的设计能力和工程实施能力，且拥有了一定的运行经验。

2氮氧化物控制技术介绍

2.1低氮氧化物燃烧技术（LNB）

低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放的目的。现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低NOx燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度、气氛与停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。

2.2选择性催化还原（SCR）技术

SCR技术最早于上世纪70年代用于日本电站锅炉的NOx控制，其原理是把还原剂氨气喷入锅炉下游135～400℃的烟道内，在催化剂作用下，将烟气中NOx还原成无害的N2和H2O.SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。目前，高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（285～400℃），经济性最高。

2.3选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝

SNCR技术是将氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950～1050℃温度区域（通常为锅炉对流换热区）和没有催化剂的条件下，NH3与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O。与SCR工艺相比较SNCR工艺比较简洁，脱硝效率偏低。现代SNCR技术可控制NOx排放降低20～50%，多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用，在大型锅炉上运行业绩较少。

2.4混合型SNCR/SCR技术

是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全，从而提高整体脱硝效率，弥补SNCR装置效率有限的缺陷。

3氮氧化物控制技术方案分析

3.1氮氧化物控制技术方案

方案一：直接采用SCR工艺，不进行燃烧器改造方案

方案二：燃烧器改造（LNB）与SCR组合方案

方案三：燃烧器改造（LNB）与SCR-SNCR耦合方案

3.2各个方案优缺点分析

方案一由于直接采用SCR工艺，未进行燃烧器改造，则初投资较方案二、方案三低，但由于入口NOX浓度高，催化剂用量大，则以后的运行成本较高，主要在于催化剂更换、还原剂尿素用量大、尿素热解需消耗的电量等造成运行成本高。根据相同容量等级机组的改造经验，方案一的经济性最小，故放弃方案一的改造方案。

方案二和方案三都需要进行燃烧器改造，初投资均高于方案一。方案二和方案三的主要差别在于方案三增加了SNCR装置，但SCR入口NOx浓度较低，较方案二节约了一部分催化剂用量，但运行维护难度较高。根据对国内类似案例的测试，如SCR直接利用SNCR逃逸的氨作为还原剂，不新增单独的喷氨装置，则脱硝效率较低，且由于SNCR出口NH3分布严重不均，满足不了SCR装置第一次层催化剂入口NH3/NOx分布均匀性要求，不仅增加改造的风险，且将造成运行上的困难。

经对方案二和方案三进行比较，方案二基本不会对锅炉效率造成影响，而方案三由于采用SNCR工艺，则锅炉效率有约0.15%的下降，鉴于此本次技术路线选型从可靠性、技术先进性、运行稳定性、经济性综合因素考虑选用LNB+SCR组合式协同脱硝工艺。

4氮氧化物控制技术使用效果分析

4.1多种降NOx技术综合利用，效果显著

轴向空气分级燃烧：同时设置1层CCOFA和2层SOFA，通过深度空气分 级，形成下部富燃缺氧燃烧控制NOX，上部富氧燃烧控制飞灰含碳量的燃烧格局，大幅降低NOX排放。重新分配二次风，保证主燃区空气系数0.80-0.85、SOFA 区空气系数1.15-1.25、SOFA风率占20%-30%连续可调。

低氮燃烧器：综合可调撞击式垂直煤粉浓淡分离器，实现浓淡偏差燃烧，抑制煤粉燃烧初期N0X的生成的同时，减轻了结渣、高温腐蚀的风险。

4.2防磨损、结渣和高温腐蚀

耐磨耐高温材质，所有喷口厚度均为12mm； ―次风管上加装的可调撞击式浓淡分离器材质为高耐磨的低合金T钢，厚度为20mm，撞击块上迎风面贴耐磨陶瓷片，厚度为10mm。不改变原燃烧器各标高，采用轴向空气分级燃烧，将燃烧区域分成主燃区和 SOFA燃尽区两部分，拉长了炉内火焰长度，减小了燃烧器区域壁面热负荷，使得炉内温度场分布更均匀，避免了局部高温，减小了结渣的可能性。

垂直煤粉浓淡分离器将B层一次风粉分离为上淡下浓、C层一次风粉分离为 上淡下浓，拉近了 B、C层一次风喷口的实际垂直距离，使得整个燃烧器本来不均匀的一次风间距变得更为均匀，燃烧器各区域的壁面热负荷同时也得到了改善，防止因燃烧器局部区域温度过高而导致结焦。

一次风喷口四周均设置周界风，使得煤粉气流刚度可调，以便调节着火距离和燃烧强度，有效防止喷口结焦或烧坏。喷口两侧设有扳边，引导两侧周界风至水冷壁近壁区，有效防止燃烧器喷口附近水冷壁高温腐蚀。

4.3燃尽效果分析

改造方案不改变一次风及二次风喷口的原有标高，即最下层燃烧器距冷灰斗 折角距离和最上层燃烧器距屏底距离没有变化，故煤粉在炉内有足够的停留时间。虽然改造后主燃区为缺氧燃烧，但后期从SOFA补入的二次风使得炉膛出口过量空气系数与改前相比没有变化，且SOFA设置位置通过CFD模拟计算精确定位，有足够的空间让煤粉燃尽。此外，炉内合理的空气动力场布置、一二次风大小切圆布置的设计都非常有利于煤粉燃尽。

4.4稳燃效果分析

可调撞击式煤粉浓淡燃烧器能根据不同负荷，有效调节喷嘴出口两侧处的煤粉浓度，降低了煤粉着火热，有利于低负荷稳燃；同时煤粉喷嘴内安装的钝体，使得煤粉混合物射流过钝体时，在钝体下游形成一个稳定回流区，使火焰稳定在回流区中，稳燃效果明显。

4.5变负荷工况适应性分析

2层SOFA可根据负荷实际情况选择运行层。当负荷较低、汽温达不到额定值、NOX排放量由于氧量较高不能满足排放指标时，投运上一层SOFA，既提高了炉内火焰中心位置又拉长了氧化还原区，改善了主汽温的同时，增加了脱硝率。同样道理，当负荷较高、减温水用量较大、煤粉燃尽效果不理想时，投运下一层SOFA。

同时SOFA还设有垂直、水平复合摆动机构，可作为微调手段调整变负荷工况下的汽温、NOX排放浓度、飞灰含碳量、炉膛出口烟温左右偏差等等。

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