几种脱硝方式的应用及特点

张浩 王国平

【摘要】：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，这些技术可单独使用，也可组合使用。几种脱硝方式在适用范围、工艺简洁性、技术难易、减排效率、占地空间、投资和运行费用、潜在的二次污染等差异较大，各有特点。

【关键词】：氮氧化物；LNB；SNCR；SCR；脱硝技术。

中图分类号：B819文献标识码： A

1 前言

随着我国最新的《火电厂大气控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施，国内对NOx 排放控制将日趋严格，在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。北京《大气污染物排放标准》（DB11/139-2007）要求行氮氧化物排放浓度不高100mg/Nm3。因此，国内的火电机组已经或正在综合自身条件和各种脱硝方式的特点量身定做合适的脱硝工程，最终达到排放要求。

2 几种脱硝技术的应用现状

燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成[1]，其中NO含量超过90%，NO2约占5~10%，N2O只有1%左右。利用煤粉燃烧过程产生的氮基中间产物或者往烟道中喷射氨气，在合适的温度、气氛或催化剂条件下将NOx还原，这是燃煤锅炉控制NOx排放的主要机理。由此衍生出炉内低NOx燃烧（简称LNB）、炉膛喷射还原剂的选择性非催化还原烟气脱硝（简称SNCR）和炉后烟道喷射还原剂的选择性催化还原烟气脱硝（简称SCR）等三类技术，这些技术成熟可靠，可单独或组合使用。

图2-1NOx生成与控制途径示意图

到2010年[2]，国内有17家电厂40多台老机组进行了LNB改造，烟煤锅炉的NOx排放浓度达到300~350mg/Nm3，贫煤锅炉达到400~450mg/Nm3；有14台机组实施了SNCR技术，脱硝效率约30~40%，配合LNB技术，可使烟煤机组NOx排放达到200mg/Nm3；建成的、在建的和签订合同拟建的SCR装置总计约有400多台（含30台老机组的SCR改造），脱硝效率约60~90%，NOx排放浓度最低约50mg/Nm3。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。

3 低NOx燃烧技术

低氮燃烧是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。墙式锅炉燃烧器之间的独立性相对较强，随着炉内空气分级燃烧、燃烧器本体的空气分级和煤粉浓缩分离技术的日臻完善，墙式锅炉燃烧过程中的NOx控制技术日趋成熟。

墙式旋流燃烧器可以控制燃烧过程中的NOx到比较低的水平，现代低氮燃烧技术通常采用深度空气分级燃烧，使燃烧器区域的空气过剩系数控制在0.85左右。深度空气分级不可避免地会影响煤粉的早期燃烧，为提高碳颗粒的后期燃烧和减少CO排放，通常配套采用先进的燃尽风喷嘴，使燃尽风射流兼具强的射流刚性与宽的覆盖广度，强化分级风与来自燃烧器区域的烟气混合。

表3-1 低氮墙式燃烧器应用案例

项目 容量MW 入口NOx浓度mg/Nm3 出口NOx浓度mg/Nm3 应用产品名称

利港一期 350 1300 350~400 美国Opti-Flow型低氮燃烧器＋OFA＋侧翼风＋煤粉平衡阀技术

华能南京 320 1350 700 西安热工院DSB燃烧器＋OFA技术

华能太仓 600 220~300 东锅的HTNR3型燃烧器

扬州二热 600 220~300 巴威的EI-XCL型旋流燃烧器

3.1低氮燃烧技术面临的主要问题

组织低NOX燃烧的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的概念，从氮氧化物生成和抑制机理来分析，燃烧器快速着火、还原区低过剩空气系数等技术的应用，使得燃烧器区域可能存在发生一些负面问题[3]。

采用低氮燃烧技术有可能带来的锅炉炉膛结焦，燃烧器区域水冷壁高温腐蚀。

低过剩空气系数的燃烧环境势必以牺牲燃烧效率为代价，灰渣含碳量高，在不提高煤粉细度的情况下，飞灰可燃物含量会有所增加。

燃烧器区域欠氧燃烧，炉壁附近CO含量增加，具有引起水冷壁金属腐蚀潜在可能性。

燃尽风的应用会提高锅炉尾部温度，导致蒸汽超温，增加减温水的耗量。

锅炉低负荷燃烧稳定性下降。

3.2应对措施

目前国内所采用的低氮燃烧技术多数已在设计时考虑了这些问题，其中防止结焦和高温腐蚀的技术有同轴燃烧技术、燃烧器风包煤技术和在运行中加强炉室吹灰等;

选择高效低NOx旋流燃烧器，兼具湍流燃烧器的快速燃烧与早期低NOx燃烧器的欠氧燃烧特点，在控制NOx排放到300~400mg/Nm3的同时，能将锅炉燃烧的牺牲降低到最小。

根据高温腐蚀发生的机理，采取在水冷壁壁面附近营造氧化性气氛或保证水冷壁壁面清洁是十分重要的措施。

提高燃尽度的措施有可调燃尽风(包括角度、位置和比例)、煤粉细度调整等。

在国外还采用对这主燃烧器区域水冷壁附近烟气成分进行实时监控的方法来修正低氮燃烧的燃料及配风控制，但由于所需价格昂贵，在国内一般无法实施。

对于采用低氮燃烧技术的锅炉来讲，必须在保证控制锅炉汽水参数、安全经济燃烧等的基础上有效地控制NOX排放。出力、汽温、飞灰含碳量、炉膛燃烧器区域烟气成分和排放等被控对象控制目标的实现，对调节量如总风最、分级风量、燃烧器摆角、磨煤机组合(调节炉腌火焰中心)的要求有时是不一致的，特别当系统设计本身存在一定问题时，NOX排放往往受到制约。因此，低氮燃烧器的设计必须在满足锅炉本身特性的基础上，包括对煤种、燃烧方式、配风量、火焰中心的变化、燃烧气氛的变化等因素进行综合考虑。

4SCR烟气脱硝技术

选择性催化还原（SCR）技术是把还原剂氨气喷入锅炉省煤器下游300~400℃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工艺主要由供氨系统、催化剂、烟气管道和控制系统组成，需在烟道上增设一个反应器。受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素，SCR工艺主要分为三种：高灰型、低灰型和尾部型等。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（300~400℃），经济性最高。低灰型SCR与尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。

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。SCR是一项十分成熟的技术，脱硝效率稳定。但是，催化剂和还原剂的使用，使它成为最昂贵的脱硝技术。根据多个国内项目的评估，使用SCR，发电成本将增加0.8~1.2分/kW.h。

表4-1SCR应用案例

项目 容量MW 入口NOx浓度mg/Nm3 出口NOx浓度mg/Nm3 脱硝效率％ 氨逃逸浓度μL/L 压降Pa

福建后石 600 308 86~125 40~73.3 4.99 255

嵩屿电厂 300 450~707 270~462 60 2.64~36.9 1000以下

阳城 600 1300 260 80 2.64~36.9 800

4.1SCR技术优点

SCR烟气脱硝效率可以高达95%，对炉膛的影响较小，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，符合更高环保标准的要求。这些指标是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。

4.2SCR技术缺点

投资较高,占地面积大。不但需要一套氨气的制备设备，而且需要在空预器入口（烟温为320~420℃范围）增设反应器，反应器内安装催化剂，增加锅炉烟道阻力约700~1000Pa，需提高引风机压头。

如采用液氨作还原剂，液氨储存量超过40t即成为重大危险源，就需要考虑氨区内外的安全距离，至少约需2500~3000m2的场地空间，且须经过安全、环保与消防等机构的评估。

氨的氧化将一部分氨转化为其他氮化合物。不希望发生氨的氧化，有以下几个方面原因[4]：首先，为达到给定的NOx脱除率，需要的氨供给率将增加，需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨；第二，氨的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨，影响NOx 脱除，导致催化剂体积不足。因此氨的氧化使SCR工艺过程的物料平衡变得复杂。

由于氨不是被氧化就是与NOx反应或者作为氨逃逸从反应器中排出，因此，SCR烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测量仪器。逃逸氨与SO3反应，有可能在空预器换热面上形成硫酸氢铵，可能恶化空预器的堵塞。

由于SCR催化剂的氧化特性，在燃用含硫煤的锅炉中也会将SO2氧化为SO3。SO2氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。SO3的产生率正比于烟气中SO2的浓度。增加反应温度也会加快SO2的氧化，当温度超过371 C时，氧化率将迅速增加。SO2氧化率也与反应器中催化剂的体积成正比。为获得高的NOX脱除效率和低的氨逃逸而设计的反应器SO3的产生率也会更高。

催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质碱性金属Na、K 等或As、Ca 等毒害，引起催化剂的中毒；催化剂堵塞、磨损。由于氨盐沉积和飞灰沉积、碰撞，造成催化剂的堵塞，局部堵塞会导致催化剂的磨损，严重时会影响机组正常运行；通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理。[5]

5总结

从脱硝效率上看，单独应用LNB或SNCR技术不太可能实现低于100mg/Nm3的排放目标，只有SCR技术在使用足够量的催化剂的状况下的能够单独实现；从投资上看，LNB和SNCR技术投资低，且属于一次性投资，运行维护费用少，SCR技术需要使用昂贵的催化剂，效率的提高只在增加催化剂数量的前提下实现，且催化剂需要定期更新，维护费用高；基于综合因素，几种脱硝技术的组合应用，可以实现脱硝效率的叠加，同时可以抵消过高的投资。

参考文献

[1] 钟秦·燃煤烟气脱硫技术及工程实例[M]·北京；化学工业出版社，2002。

[2]天津国华盘山发电有限责任公司1、2号锅炉脱硝改造工程可研报告 [M]·西安热工院。

[3]周 新 雅·大型燃煤电站锅炉低氮燃烧技术分析及应用策略[J] . 华东电力，2003,(10)

作者简介：

张浩（1968.08.26），女，大学专科，天津国华盘山发电有限责任公司，目前从事锅炉检修，工程师。

王国平（1982.09.30），男，大学本科、天津国华盘山发电有限责任公司，目前从事锅炉检修，助工。