W型锅炉全过程氮氧化物控制技术研究及应用

范焕霞，畅晓峰

（1.阳城国际发电有限责任公司，山西 晋城 048102；2.大唐电力燃料有限公司陕西代表处，陕西 西安 710075）

0 引言

随着我国经济增长及电力工业的快速发展，燃煤电厂产生的NOx污染物总量大幅增加[1-2]。为缓解NOx造成的大气污染问题，2013年9月10日国务院出台《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号）（简称《大气十条》），山西省也在2014年、2015年先后出台了《山西省人民政府办公厅关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》（晋政办发〔2014〕62号）、《山西省现役燃煤发电机组超低排放改造提速三年推进计划》（晋经信电力字〔2015〕77号），这些文件对区域内燃煤机组烟气达标排放提出了明确的时间和要求。

W型火焰锅炉需在炉膛区域维持较高的燃烧温度以解决无烟煤难着火及难燃烬的问题[3]，正常运行时，火焰中心温度通常高达1600℃以上，炉内生成的氮氧化物质量浓度高达1000～1300 mg/m3，比常规煤粉炉内生成的氮氧化物质量浓度500～700 mg/m3高出较多。因此，W型火焰锅炉实现超低排放的难度更大[4-7]。针对这一问题，开展了燃烧前、中、后全过程控制技术的研究，充分利用精细化煤种掺配、低NOx燃烧技术、选择性非催化还原 SNCR（selective non-catalytic reduction） +选择性催化还原SCR（Selective Catalytic Reduction） 烟气脱硝技术，实现了8台W型火焰锅炉超低排放的目标，为国内同类型机组超低排放改造提供了良好的借鉴经验。

1 煤粉炉氮氧化物生成机理

在煤粉燃烧的过程中，NOx的生成量与燃烧的温度和燃烧区的过量空气系数密切相关，根据其形成的条件不同大致可以分为燃料型、热力型、快速型三大类[8]。

燃料型NOx是燃烧原料中含有的氮化合物在燃烧过程中发生热分解，并进一步氧化而生成的，同时还存在NO的还原反应。燃煤锅炉中产生的NOx大约70%～80%是燃料型NOx，其生成和还原，与煤种特性、煤中氮化合物存在状态、燃烧中氧浓度、燃烧温度等因素密切相关。一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发分N，其占燃料型NOx总量的60%～80%，其余为焦炭N所形成。在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，会还原成N2。因此，锅炉燃烧最初生成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的NOx可能被还原或被破坏。燃料中N在燃烧过程中转化为NOx的量与煤的挥发分及燃烧过量空气系数有关。

热力型NOx是由空气中的N2与O2在燃料燃烧时所形成的高温环境下反应生成的NO和NO2总和。热力型NOx反应发生的必要条件是高温，温度对热力型NOx生成速率的影响成指数函数关系。在1350℃时，热力型NOx的生成量很小，随着温度的升高，NOx的生成量迅速增加，当温度达到1600℃时，热力型NOx的生成量占到炉内NOx生成量的25%～30%。而影响热力型NOx生成的另一个因素是反应环境中的氧浓度，NOx生成速率与氧浓度的平方根成正比。

快速型NOx主要是由燃料中的CH原子团撞击N2，产生CN化合物，并与O2进一步反应产生的，由于反应过程较快，故称之为快速型。快速型NOx在燃煤锅炉中占很少比例。

图1 双旋风筒燃烧器及其配风装置

2 全过程NOx控制技术措施

燃煤电站锅炉NOx控制技术主要包括低NOx燃烧技术和SCR技术，但是，W型锅炉的NOx生成量（1000～1300 mg/m3）远超其他炉型，仅通过常规NOx控制技术无法实现超低排放的目标。为此，电厂提出了精细化煤种掺配、燃烧优化调整（低NOx燃烧技术）、SNCR+SCR催化还原技术相结合的全过程NOx控制技术方案。

2.1 精细化煤种掺配

W型锅炉原设计采用煤粉浓淡两相分离、分级送风，设计有乏气挡板以调节主配口煤粉浓度，另外每个燃烧器配有6个二次风挡板，详情如图1所示。

现阶段，W型锅炉低NOx燃烧器技术尚不成熟，改造后的效果良莠不齐。因此，电厂未选择低NOx燃烧器改造的技术路线，而是结合精细化煤种掺配，并进行细致的燃烧优化调整工作。实际运行中，通过调整燃烧器旋流强度、燃烧器配风方式和煤粉细度等关键因素，使得主燃烧区的火焰温度和O2浓度均得以降低，控制了部分NOx的生成，对精细化煤种掺配起到了很好的辅助作用。

为有效降低炉膛内的燃烧火焰温度及燃烧区过量空气系数，采用了精细化煤种掺配的控制手段，从而抑制了部分燃料型NOx和热力型NOx的生成。电厂采用掺配烟煤、增加炉膛吸热量等手段（去除部分受热面耙钉）降低炉膛温度，使热力型氮氧化物的生成量相应降低。在无烟煤中掺配一定比例的烟煤，利用不同煤种燃烧特性的较大差异，优化燃烧组织，提高燃烧稳定性和燃烧效率，降低NOx生成量。利用烟煤挥发分高、活化能小、着火点低的特性，与氧气快速反应，达到着火点，形成第一级燃烧；利用第一级燃烧形成的高温烟气，裹挟无烟煤粉，克服无烟煤挥发分低、活化能大、着火点高、不易燃烧的缺点，帮助点燃无烟煤粉，形成第二级燃烧。利用两级燃烧技术，合理组织燃烧，确保第一级燃烧对第二级燃烧的促进作用，延长火焰行程，提高炉膛火焰充满度，降低火焰中心峰值温度，以降低飞灰可燃物和NOx生成量。另外，去除下炉膛受热面的部分耙钉，增加了水冷壁的吸热量，降低了炉膛温度，氮氧化物生成量也相应降低。在综合统筹电量、负荷、煤价（周边市场环境）、煤耗、油耗、环保运行成本等多方面要素的前提下，先后进行了掺烧煤种、掺烧方式、掺烧比例等多方面的试验，通过对大量掺烧试验数据进行筛选，选取典型、有效数据进行逻辑分析后总结出一套深度配煤掺烧技术方案，得到了综合效益最大化的掺烧配比。随着掺配煤质挥发分含量的升高，炉膛出口NOx生成量呈逐渐降低的趋势，从而实现了从源头控制NOx生成的目的。详情见图2。

目前，依据“负荷—煤质（发热量、硫分、挥发分等）”曲线及时调整掺配比例，在保证安全、环保的前提下，加大经济煤种的比例。实际运行中，无烟煤与掺配煤种比例已稳定在50%左右，入炉煤挥发分稳定在18%～20%，有效减少了NOx生成量，对W型火焰锅炉实现超低排放起到了至关重要的作用。目前，在机组75%负荷时，入炉煤低位热值低至19235 kJ/kg，比设计值降低4972 kJ/kg，干燥无灰基挥发分保持在16%～20%，比设计值升高8.86%～12.86%，干燥基硫分放宽到2.0%。入炉煤挥发分由14%提升至20%。

图2 NOx排放与入炉煤挥发分的关系

2.2 SNCR脱硝控制措施

在采用精细化煤种掺配和燃烧优化调整措施后，W型锅炉出口的NOx质量浓度仍维持在较高的水平（约900～1100 mg/m3）。为此，电厂目前采用高效SNCR脱硝技术对烟气进行一级NOx脱除。SNCR是目前主要的烟气脱硝技术之一，其实质是在无催化剂作用情况下，在炉膛850～1100℃这一温度范围内，均匀地喷入NH3或尿素等氨基还原剂，还原剂迅速分解，可选择性地还原烟气中的NOx，生成N2和H2O，脱除效率可达40%左右。

电厂选取尿素作为SNCR系统还原剂，SNCR系统包括：尿素溶液制备和存储系统、混合与分配模块、喷射系统、控制系统等。尿素溶液储存系统按单元设置，总储存容量按照不小于2台锅炉SNCR装置满足锅炉最大连续蒸发量BMCR（Boiler maximum continuous rating） 工况下5 h的总消耗量来设计。从存储系统来的尿素溶液和稀释水在混合与分配模块中，还原剂以一定的数量和稀释水混合，并分成若干等份，压缩空气也被送至混合与分配模块，均匀地分配到各支喷枪。SNCR系统配置20个溶液混合与分配模块和12个压缩空气分配模块，混合与分配模块都就近布置在喷射系统附近锅炉平台上。SNCR喷枪设置在锅炉屏过折焰角区域，前墙4层，后墙2层，每层12支，两侧对称布置，每台锅炉共72支喷枪。根据锅炉负荷及炉膛温度，系统自动调节喷射的层级。喷枪采用特制压缩空气雾化的双流体喷枪，可将尿素溶液雾化成极细的分布均匀的液滴，并安装有保护和吹扫套管，以防喷嘴堵塞和飞灰侵蚀。喷枪套筒采用独立的冷却空气进行冷却，每台锅炉设置2台吹扫风机，1运1备。

采用SNCR技术后，在15%负荷时炉膛温度即可达到1000℃以上，满足了SNCR系统的投运温度（炉温大于850℃），即可投运SNCR系统。SNCR系统投运后，总排口NOx可控制在50 mg/m3以下，基本实现了启动过程中氮氧化物的全负荷超低控制。

SNCR脱硝系统投运后，炉膛出口NOx浓度可降低40%左右，在其后部设置SCR脱硝系统进行二级烟气NOx脱除，达到国家超低排放要求。

2.3 SCR脱硝控制技术

国际日趋严格的NOx排放控制法规，促使NOx控制技术的研究得到了前所未有的发展。选择性催化还原法（SCR） 具有很高的NOx脱除率，虽然它的投资和运行费用较高，但仍是目前应用最广泛的一种烟气脱硝工艺。根据不同种类催化剂的适宜工作温度范围，SCR可分为高温（345～590℃） 工艺、中温（260～380℃） 工艺和低温（80～300℃） 工艺。

电厂选取高温SCR脱硝装置，安装于锅炉省煤器和空气预热器之间的烟道上，在此温度段催化剂有足够的活性。缺点是这里的烟气尚未经过除尘，飞灰颗粒对催化剂的冲蚀较厉害，飞灰中的有害物质，特别是砷（As）氧化物对催化剂的活性损害会比较大。又由于催化剂处于高温烟气中，烟温受上游燃烧设备的直接影响，温度过高会使催化剂烧结失活，容易造成催化剂寿命缩短。

SCR脱硝工艺：NH3通过固定于氨喷射格栅上的喷嘴喷入烟气中，与烟气混合均匀后一起进入填充有催化剂的脱硝反应器，NOx与NH3在催化剂的作用下发生还原反应。氨喷射装置是SCR的一个十分重要的设备，一般电厂选用喷嘴加静态混合器装置，喷嘴数量相对较少，主要通过喷嘴上部的静态混合器对烟气流场的扰动来保证混合的均匀性。SCR系统改造后，可脱除总烟气中约55%以上的NOx，结合SNCR系统，烟气中95%以上的NOx可被顺利脱除，从而实现超低排放的目标。

2.4 全过程NOx控制技术运行效果

经过几年不断的技术改造和运行优化调整，目前电厂8台W型锅炉已全部实施精细化煤种掺配、燃烧优化调整（低NOx燃烧）、SNCR+SCR催化还原技术相结合的全过程NOx控制技术。改造后机组NOx排放结果如下：机组运行在60%～90%汽轮机额定功率工况（Turbine heat acceptance，THA） 之间时，烟气脱硫 （Flue Gas Desulphurization，FGD）出口NOx实际排放质量浓度可维持在10～60 mg/m3之间，平均排放质量浓度约35 mg/m3，满足国家电站锅炉超低排放标准要求限值。

3 结论

电厂为降低W型锅炉NOx排放，满足国家电站锅炉超低排放标准的限值要求，实施了包括精细化煤种掺配、燃烧优化调整（低NOx燃烧技术）、SNCR+SCR催化还原技术相结合的全过程NOx控制技术方案。经过几年不断的技术改造和运行优化调整，得到了较好的实际效果和工程经验。

采用SNCR技术后，在15%负荷时炉膛温度即可达到在1000℃以上，满足了SNCR系统的投运温度（炉温大于850℃）要求，可先投运SNCR系统。SNCR系统投运后，总排口NOx可控制在50 mg/m3以下。随着锅炉负荷的升高，SCR入口烟温逐渐升高，机组负荷至45%时，空预入口烟温达到320℃以上，满足SCR投运温度要求。此时虽然锅炉氮氧化物生成量相应增加但由于及时投运SCR系统，在SNCR和SCR的控制下总排口氮氧化物依然可以控制在50 mg/m3以下，达到了超低排放要求。

a）通过精细化配煤掺烧和燃烧调整，提高入炉煤挥发分、降低热值、调整煤粉旋流强度和分级配风方式等，有效降低了炉膛出口NOx生成总量约200 mg/m3，起到从源头控制NOx排放的目的。

b）采取了SNCR与SCR联合烟气后处理技术，其中，SNCR系统的NOx脱除效率约为40%，SCR系统的NOx脱除效率约为55%（按炉膛出口总NOx含量计算）。

c） 实施全过程NOx控制技术改造后，当机组负荷在15%～90%THA之间变化时，FGD出口NOx实际排放质量浓度可维持在10～60 mg/m3之间，平均排放质量浓度约35 mg/m3，满足国家电站锅炉超低排放标准要求限值。

针对W型锅炉的全过程NOx控制技术经过电厂8台锅炉的实践，充分说明其适用性，运行效果满足国家电站锅炉超低排放标准要求，对国内同类型机组的改造具有非常好的借鉴意义。