电站煤粉炉氮氧化物控制技术

华能大连电厂 宫家宏

当前我国电站煤粉炉占总装机容量约3/4，每年燃用大量的煤碳，排放了大量的NOx，排放量超过了全国排放总量的1/2，因此对电站煤粉炉NOx的控制和脱除减排势在必行。

1 NOx的危害

NOx主要是指氮和氧相结合的各种形式的化合物，NOx直接危害到人体健康，同时对大气环境产生严重影响，主要体现在以下几个方面。

1.1 NOx对人体的危害

NOx中对人体健康危害最大的是NO2，它是刺激性很强的有毒气体，能引起支气管炎、肺炎甚至肺气肿，严重的还会造成死亡。当NO浓度较大时对人体的毒性也很大，能引起组织缺氧，甚至损害中枢神经系统，另外NO还具有致癌作用等。

1.2 酸雨及其危害

NOx排入大气后，在太阳的紫外线照射下和某些粉尘颗粒的催化作用下，经过一系列的光化学反应会变成NO2，当与空气中的水气相遇时，就反应成为硝酸，随雨水降落，形成酸雨。酸雨对地面植被、土壤、水系以及建筑物等均造成严重的破坏，可使地面植被生长衰退甚至死亡，土壤板结酸化等，形成严重的生态问题。

1.3 光化学烟雾及其危害

大气中的NOx和挥发性有机物达到一定浓度后，在太阳光照射下，经过一系列复杂的光化学反应，可生成“光化学烟雾”。光化学烟雾是一种具有强烈刺激性的淡蓝色烟雾，不但刺激人的眼、鼻、气管和肺等器官，使人发生眼红流泪、气喘咳嗽、头晕恶心等症状，还会引起农作物和森林大面积枯死。

2 NOx的生成机理及其影响因素

NOx生成有三种机理：其一是热力型NOx，它是燃烧过程中空气中的N2在高温下氧化而生成的氮氧化物，占NOx总量的20%左右；其二是快速型NOx，它的生成地点不在火焰的下游，而是在燃烧初期火焰锋面内部，且反应时间很短，在煤粉炉中，快速型NOx量很少，只占总NOx总量的5%左右；其三是来自燃料中所含有氮化合物，在燃烧过程中燃料中的氮化合物发生氧化反应生成NOx，占NOx总量的75%左右。

2.1 热力型NOx

热力型NOx源于在燃烧过程中空气中的N2被氧化而成NO，它主要产生于温度高于1800K的高温区，其反应机理如下：

热力型NOx的主要影响因素是温度和氧浓度，降低氧的浓度、降低火焰温度以及缩短高温区的停留时间等可以降低热力型NOx。

2.2 快速型NOx

快速型NOx是碳氢类燃料在过量空气系数＜1的富燃料条件下，在火焰锋面内快速生成的NOx，只要保持足够的氧量供应，阻止燃料分解成CH、CH2及C2，即可抑制快速NOx的生成。

2.3 燃料型NOx

燃料型NOx是指燃料中的氮有机化合物在燃烧过程中经过一系列的氧化－还原反应而生成的NOx，它是煤燃烧过程中NOx生成的主要来源，约占总生成量的75%左右。燃料型NOx影响因素有燃烧温度、过量空气系数、煤种、煤颗粒大小等，同时也受燃烧过程中煤粉与空气混合条件的影响，燃料型NOx的生成强烈地依赖于温度水平和风煤比，是其主要影响因素。

3 NOx控制技术

现有的公认的控制NOx排放量的方法三种：低NOx燃烧控制技术、选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝以及选择性催化还原（SCR）烟气脱硝。

3.1 低NOx燃烧技术

控制煤燃烧时NOx生成的办法就是从其生成过程中改变燃烧条件来减少它的生成，低NOx燃烧技术主要从以下几个方面来控制NOx的产生。

3.1.1 空气分级燃烧技术

空气分级燃烧是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一，空气分级燃烧的基本原理为：将燃烧所需要的空气量分成两级送入参与燃烧，使第一级燃烧区内过量空气系数在0.8左右，燃料先在缺氧的富燃料条件下燃烧，使得火焰中心燃烧速度和温度降低，因而抑制了热力型NOx的生成。在二级燃烧区内，将燃烧用的空气的剩余部分以二次空气输入，成为富氧燃烧区，此时空气量虽多，但因火焰温度低，NOx生成量不大，因而总的NOx生成量是降低的，最终空气分级燃烧可使NOx生成量降低30～40%。

空气不分级和分级燃烧时最高火焰温度（温度峰值）的变化比较（图一）：由图可见，当采用空气分级燃烧后，火焰温度峰值明显比不采用空气分级燃烧时降低。

3.1.2 燃料分级燃烧技术

燃料分级燃烧技术又称为燃料再燃技术，其原理是燃料分级送入炉膛，先将80～85%的燃料送入第一级燃烧区，其余15～20% 的燃料则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区，再燃燃料在还原性气氛下分解生成碳氢基元，碳氢基元与主燃烧区中已生成的NOx反应后将其还原成为N2，另一方面再燃烧区域是无空气的二次欠氧燃烧，所以再燃区中不仅能使已生成的NOx得到还原，同时还抑制了新的NOx生成，可使NOx的排放浓度进一步降低。此外再燃区的上面还布置“火上风”喷口以形成第三级燃烧区（燃烬区），以保证来自再燃区烟气中的未完全燃烧燃料的燃烬。图二为再燃技术原理示意图。

3.1.3 烟气再循环燃烧技术

将锅炉尾部低温烟气抽出一部分直接送入炉内，或者是与一次风混合后送入炉内，一次风因烟气混入而氧气浓度降低，同时低温烟气会使火焰温度降低，使NOx的生成受到抑制，从而降低NOx的排放浓度。当烟气再循环倍率增加，NOx排放量减少，但当烟气再循环倍率很大时，再增加烟气再循环倍率对NOx排放量的影响并不大，同时再循环倍率过大、炉温太低，会导致燃烧不稳定，气体和固体不完全燃烧热损失将增加，对于大型锅炉，烟气再循环倍率限制在10%～20%，此时NOx可降低25%左右。

3.1.4 浓淡偏差燃烧技术

浓淡偏差燃烧技术主要应用于两方面，一方面是部分燃烧器供应较多的空气，燃料过淡燃烧；部分燃烧器供应较少的空气，燃料过浓燃烧，是在整个燃烧室内实现浓淡偏差燃烧。另一方面是单个燃烧器分成浓、淡两相气流，在单个燃烧器的燃烧区内实现浓淡偏差燃烧。

浓淡偏差燃烧原理（图三）：含煤粉量多的浓气流C1和含煤粉量少的淡气流C2，分别送入炉内燃烧，对于整个燃烧，其 NOx生成量为（NOx）c1和（NOx）c2的加权平均值（NOx）pm，与燃用单股浓度煤粉流C0生成的（NOx）c0相比，生成的NOx要降低很多。

3.1.5 低 NOx燃烧器

低NOx器不仅能保证煤粉着火和燃烧的需要，而且由于低NOx燃烧器能在煤粉的着火阶段就抑制NOx的生成，可以达到更低的NOx排放量，因此低NOx燃烧器得到了广泛的开发和利用。下面以典型的PM型低NOx燃烧器为例介绍。

PM型燃烧器实际上是集烟气再循环、空气分级燃烧以及浓淡偏差燃烧技术于一体的低NOx燃烧器（图四为低NOx燃烧器系统图，图五为低NOx燃烧器结构图）。

一次风煤粉混合物气流沿着输送管（图五7）进入弯曲管道（图五8）内流动时，煤粉受离心力作用向弯管的外侧集聚，把浓度较高的含粉气流从弯管出口的一端（图五4）引出；弯管内侧则为稀相含粉气流，从弯管出口的另一端（图五2）引出。这样就可以借结构简单的惯性煤粉浓缩装置把气粉混合物分成浓、淡两股气流输入炉膛。

这种结构可以使炉膛内的火炬形成富氧和低氧两种状态，占主体的浓相汽流煤粉浓度高，所需着火热量少，利于着火和稳燃，淡相补充后期所需的空气，有利于煤粉的燃烬,同时，浓淡偏差燃烧均偏离了NOx生成量高的化学当量燃烧区域，大大降低了NOx生成量。

PM型燃烧器的NOx生成特性（图六），对于不仅具有分级燃烧和烟气再循环而且具备浓淡型功能的PM型燃烧器来说，将A/C=C0的煤粉气流分为两股：一股为浓相一次风（其A/C=C1，并且C1≤3～4）从浓相一次风喷口射出送入炉膛，浓相气流火焰中NOx的生成浓度为（NOx）c1。另一股淡相一次风（其A/C=C2，并且C2»3～4）从淡相一次风口射出送入炉膛，淡相气流火焰中NOx的生成浓度为（NOx）c2。

在PM燃烧器中，浓相和淡相一次风燃烧的平均NOx生成浓度为（NOx）PM，由图可知（NOx）PM远低于（NOx）cV。这就是PM型燃烧器抑制NOx产生的基本原理。

3.1.6 低NOx燃烧技术比较

对燃烧过程中生成的NOx进行控制是一项较为复杂的技术，由于NOx的生成机理不同，影响因素也各不相同，同一控制因素对它们的影响程度也各有差异，甚至一项控制因素对一种类型的NOx可以有效控制，而对另一种类型完全无效。因此要从控制原理和控制效果等方面对各种不同的低NOx控制技术进行比较，以作为选用低NOx控制技术的参考。对于降低煤粉炉NOx排放的首选技术是在煤粉燃烧过程中控制NOx的生成，当采用燃烧控制措施还不能满足排放标准时，再安装或是减轻烟气脱硝装置的负担，以降低投资和运行维护费用。

表一 低NOx控制技术原理比较

表二 低NOx控制技术效果比较

3.2 选择性催化还原（SCR）烟气脱硝

SCR烟气脱硝是电站煤炉上应用最广的一种脱硝技术，由于此法效率较高，是目前能找到的最好的可以广泛应用的NOx脱除治理技术。

3.2.1 SCR的化学反应机理

SCR的反应机理比较复杂，主要是在一定温度和催化剂的作用下，NH3和NOx反应生成气体N2和水蒸汽，反应式如下：

在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（800～1000℃）进行。通过使用适当的催化剂，上述反应可以在290～430℃的温度范围内有效进行。在NH3/NO摩尔比为1的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。在反应过程中，NH3可以选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应被称为具有“选择性”。

3.2.2 SCR的催化剂

SCR催化剂的投资在SCR烟气脱硝技术中占了系统投资的60%左右，催化剂的寿命一般为2～3年，因此催化剂更换频率的高低直接影响到整个脱硝系统的运行成本。对于煤粉炉，由于排出的烟气中携带大量飞灰和SO2，因此，选择的催化剂除应具有足够的活性外，还应具有抗尘、耐腐、耐磨以及低SO3转化率等特性。催化剂的结构、形状随它的用途而变化，为避免被颗粒堵塞，蜂窝式、管式、波纹板式和平板式都是常用的结构，而最常用的则是蜂窝式，因为它不仅强度好，而且易清理。

3.2.3 SCR的还原剂

用于电站煤粉炉SCR烟气脱硝的还原剂一般有三种：液氨、氨水及尿素。经比较，使用尿素制氨的方法最安全，但投资、运行总费用最高；液氨的运行、投资费用最低，但安全性要求较高；氨水介于两者之间。建议在国家法律允许的条件下，采用液氨为还原剂；在国家法律不允许的条件下，根据实际情况选用氨水和尿素。

3.2.4 SCR的反应器

SCR反应器是还原剂和烟气中的NOx发生催化还原反应的场所，是烟气脱硝最核心的设备，反应器结构如图七所示，由喷氨格栅、混合器、烟气导流板和催化剂床等组成，催化剂以单模块形式叠放在若干层托架上。反应器采用固定床平行通道形式，并预留一层位置，作为将来脱硝效率低于需要值时增加催化剂用，以此作为增强脱硝效率并延长有效催化剂寿命的备用措施。

3.3 选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝

SNCR以炉膛为反应器，在一定温度下，把NH3喷入燃烧后的烟气中，发生一系列的反应，最终把NOx转化为N2。SNCR烟气脱硝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都是比较低的。

3.3.1 SNCR脱硝原理

SNCR是向烟气中喷氨或尿素等含有NH3基的还原剂，在高温（850～1100℃）和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应，把NOx还原成N2和H2O。部分还原剂将与烟气中的O2发生氧化反应生成CO2和H2O，脱除反应如下：

3.3.2 SNCR工艺系统

在炉膛内不同的高度上布置还原剂喷射口，是为了满足在不同的锅炉负荷下把还原剂喷射到具有合适温度窗口的炉膛区域内，并保证还原剂与烟气充分混合与充分反应时间。控制SNCR中NH3的逃逸是相当困难的，但通过在出口烟道中加装能连续准确测量NH3逃逸量的装置，根据测量值调节喷NH3量，以适应不同NOx浓度烟气的脱硝率。SNCR系统示意如图八。

4 NOx控制技术的优化

目前电站煤粉炉应用的NOx控制技术主要有低NOx燃烧器、低NOx燃烧系统、选择性催化还原（SCR）烟气脱硝、选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝。这些NOx控制技术各有特点，将它们组合运用，会实现更高的脱硝率，达到更为严格的环保要求，同时降低投资费用和运行费用。

4.1 低 NOx 燃烧器

低NOx燃烧器是通过改变燃烧器结构，在单个燃烧器的燃烧区内综合运用空气分级燃烧、烟气再循环、煤粉浓淡偏差燃烧等技术来减少NOx，是局部区域性控制。低NOx燃烧器由于不改变炉膛结构，因此投资最省，不增加运行费用，NOx排放量可减少40%～60%，但不能达到严格的环保要求。

4.2 低 NOx燃烧系统

低NOx燃烧系统是在运用低NOx燃烧器的基础上，在整个燃烧室（炉膛）内综合运用空气分级燃烧、烟气再循环、燃料分级燃烧、煤粉浓淡偏差燃烧等技术来减少NOx，是燃烧系统的整体性控制。低NOx燃烧系统由于对炉膛结构改动不大，因此投资较少，不增加运行费用，NOx排放量可减少75%左右，在环保要求不高的地方能够达到环保要求，是一种效费比较高的NOx控制技术。

4.3 选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝

SNCR烟气脱硝技术由于不使用催化剂，因此设备投资费用远低于SCR烟气脱硝工艺，但因反应温度区间较窄，控制困难，脱硝率只有35%～45%，达不到环保要求。同时还原剂不但同NOx反应，也同烟气中的O2反应，还原剂消耗量大，造成运行费用高，仅适用于不需要快速高效脱硝的地方，所以运用不多。

4.4 选择性催化还原（SCR）烟气脱硝

SCR烟气脱硝技术是目前应用最广泛、技术最成熟的烟气脱硝技术，它具有很高的脱硝率，可达80%～90%，能够满足日益严格的环保要求。另一方面SCR烟气脱硝需要使用价格昂贵的催化剂和大量的还原剂，因此投资费用和运行费用均很高，经济性较差。同时由于NH3的计量误差和泄漏容易造成二次污染，对锅炉空气预热器的运行也会造成严重的影响。

4.5 低NOx燃烧系统+SNCR烟气脱硝

低NOx燃烧系统和SNCR烟气脱硝相结合，可以在低NOx燃烧系统技术基础上进一步降低NOx排放水平，但很难达到严格的环保要求，投资费用和运行费用较SCR有较大的下降，较低NOx燃烧系统有很大的上升，在当前环保要求日益严格的条件下，该技术的发展前景不被看好。

4.6 低NOx燃烧系统+SCR烟气脱硝

低NOx燃烧系统和SCR烟气脱硝相结合，可以达到很低的NOx排放水平，符合国家严格的环保要求。同单独的SCR烟气脱硝相比，体积减小，催化剂和还原剂使用量减少，降低了投资费用和运行费用，进一步提高了NOx控制的经济性。

4.7 SCR烟气脱硝+SNCR烟气脱硝

SCR烟气脱硝和SNCR烟气脱硝相结合，SNCR所产生的氨可以作为下游SCR的还原剂，由SCR进一步脱除NOx，同时减少了SCR的催化剂使用量，降低了成本，它把SNCR的低投资特点同SCR的高效脱硝率及低的氨逃逸有效结合，在满足国家环保要求前提下，能够降低投资费用和运行费用。

4.8 低NOx燃烧系统+SNCR烟气脱硝+SCR烟气脱硝

低NOx燃烧系统、SNCR烟气脱硝和SCR烟气脱硝相结合，可以实现更高的脱硝率，NOx排放量最少，满足国家的环保要求。低NOx燃烧系统和SNCR烟气脱硝在炉内阶段已完成大部分的NOx脱除任务，由SCR承担的脱除任务进一步减少，SCR可以做得更小，催化剂使用量也更少，还原剂的使用量最少，这样投资费用和运行费用在保证环保要求的基础上可以达到最优，建议优先使用该技术。

5 NOx控制技术未来的发展

目前NOx控制技术研究十分活跃，已经实用化的低NOx燃烧技术和SCR（SNCR）脱硝技术在不断地发展进步，联合脱硫脱硝技术以其明显的技术优越性深受重视，电化学法、膜分离技术等一系列的新型NOx控制技术不断涌现，下面介绍具有代表性的三种新型NOx控制技术，它们代表的了NOx控制技术的发展方向。

5.1 复合低NOx燃烧技术

复合低NOx燃烧技术就是把分级送风技术、燃料分级再燃技术以及低NOx燃烧器等结合起来，在炉内不同区域采取相应的燃烧技术，进行锅炉低NOx燃烧技术整体设计，达到深度脱除NOx的治理目的,复合低NOx燃烧技术可在低NOx燃烧器的基础上再减少50%～70%的排放量。

5.2 低温SCR技术

低温SCR催化剂及低温SCR工艺技术的研究开发，使其能在200℃以下温度作用。低温SCR技术将改变目前SCR的高灰布置方案，SCR装置可以安装在电除尘后，能有效地解决目前催化剂堵塞及污染的弊病，不但可以节省投资费用，而且可以有效的延长催化剂的使用寿命，低成本地实现燃烧烟气的高效脱硝。

5.3 等离子体脱硝技术

等离子体脱硝技术是利用气体放电产生具有高度反应活性的粒子（等离子体），与烟气中的NOx和SO2反应，将其氧化成HNO3和H2SO4，再与NH3反应，生成 NH4NO3和（NH4）2SO4。此项技术不但能够脱除NOx，而且能同时脱除SO2，目前新型等离子体技术可实现95%以上的脱硫率和80%～85%的脱硝率，脱硫脱硝效率高。目前该技术存在的问题是耗电量大和运行费用高，经济性还没有达到工业化应用的水平，但随着科学技术的进步和该项技术的不断攻关研究，相信在不久的将来会实现工业化应用，是烟气治理技术的发展趋势。

6 结束语

随着国家环保要求的不断提高，火电厂需要安装高效氮氧化物控制装置，要着眼于国家未来的氮氧化物控制指标，结合实际燃用的煤种，优化运用各种氮氧化物控制技术。投资费用和运行费用要统筹兼顾，做到全寿命费用最低，以最低的成本实现氮氧化物的有效控制。