低氮燃燒技術在煤粉鍋爐系統的應用性研究

(中鹽吉蘭泰鹽化集團有限公司，內蒙古 阿拉善 750333)

1 項目背景

NOx是大氣環境的主要污染物之一。為減少燃煤火電廠的NOx排放水平，我國先后正式發布了《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-1996、《中華人民共和國大氣污染保護法》(2000年9月實施)、《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223--2011等一些列國家和行業的標準、法規，要求國內所有火電廠及其他燃煤設備均要采取必要的減排措施控制NOx排放。

《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)要求，現有鍋爐從2014年7月1日起、新建鍋爐從2012年1月1日起執行NOx排放濃度200 mg/Nm3的標準，重點地區執行100 mg/Nm3的NOx排放濃度標準。該標準甚至比歐美發達國家的排放標準更加嚴格，表達了我國政府對控制火電NOx污染物排放的堅定決心，也反映出我國環境污染的嚴重程度和治污減排形勢的緊迫性。

對于目前很大一部分小型煤粉鍋爐，其NOx排放指標遠超設計值，在滿足現行國家標準所要求的200 mg/m3的排放指標要求時，要求SNCR的脫除效率高達70%以上，這種脫除效率即使是增加還原劑噴射劑量(氨氮比)也是無法實現的。國家規定SCR和SNCR-SCR裝置的氨逃逸必須低于8 ppm，氨逃逸增加一方面會對大氣造成二次污染，所造成的“二惡英”損害，在某種程度上甚至遠超NOx的PM2.5、霧霾和溫室效應等的影響，更重要的是氨逃逸增加會直接影響鍋爐的正常運行：過量的NH3與煙氣中的SO3生成硫酸氫銨，這種產物會在空氣預熱器等低溫受熱面結晶，粘結在受熱面管壁的煙氣側，增加煙道阻力，造成引風機出力降低，使機組的發電負荷受到嚴重限制。而低氮燃燒技術的應用可有效解決上述問題。

2 氮氧化合物控制的技術路線

我國發改委和環保部有關法規明確表明，燃煤火電廠De-NOx減排的總體技術路線遵從“先爐內、后爐外”的基本降氮措施，可分別定義為兩大類De-NOx減排措施：

一類是爐內De-NOx燃燒技術改造。通過燃燒室燃燒技術改進和運行方式De-NOx優化，降低和抑制爐內NOx生成，先期達到一定的爐內最低排放指標。如果爐內低氮燃燒技術已經可以滿足當地NOx排放環保指標的話，就無需加裝的爐外De-NOx脫硝裝置，比如說江蘇寧海電廠600MW煤粉爐機組，已通過“雙尺度”爐內低氮燃燒技術實現100 mg/m3以下的NOx排放。

另一類就是爐外煙氣脫硝技術。指的是在爐膛或爐膛后部尾部煙道安裝SCR、SCR+SNCR或純SCNCR裝置，通過 “爐外”噴氨或尿素等還原劑途徑脫除爐內生成的NOx排放物。對于小容量鍋爐，其燃燒溫度窗口、還原劑停留時間、還原劑覆蓋面積等影響SNCR脫除效率的關鍵因素來講，都能很好的滿足高脫除效率的要求，其造價僅為SCR的1/3～1/2，運行成本也大幅低于SCR，因此，小型煤粉鍋爐采用SNCR技術較煤粉爐具有先天的優勢。

但是，對于目前很大一部分小型煤粉鍋爐，其NOx排放指標遠超設計值，在滿足現行國家標準所要求的200 mg/m3的排放指標要求時，要求SNCR的脫除效率高達70%以上，這種脫除效率即使是增加還原劑噴射劑量(氨氮比)也是無法實現的。國家規定SCR和SNCR-SCR裝置的氨逃逸必須低于8 ppm，氨逃逸增加一方面會對大氣造成二次污染，所造成的“二惡英”損害，在某種程度上甚至遠超NOx的PM2.5、霧霾和溫室效應等的影響，更重要的是氨逃逸增加會直接影響鍋爐的正常運行：過量的NH3與煙氣中的SO3生成硫酸氫銨，這種產物會在空氣預熱器等低溫受熱面結晶，粘結在受熱面管壁的煙氣側，增加煙道阻力，造成引風機出力降低，使機組的發電負荷受到嚴重限制。

SNCR使用液氨、氨水或尿素作為還原劑，每生產一噸氨制品，要消耗1噸左右的標準煤，這樣的能源消耗也是非常驚人的！同時，脫硝劑原產地會產生不可逆的水源、地下污染和超標的煙塵等污染物排放，存在嚴重的污染物轉移問題。

因此，中央和地方的環保管理部門，對燃燒領域先進的低氮燃燒技術非常關注，不僅在政策上鼓勵，資金上扶持，工程上優先，還以各種科研經費、運營補貼等形式對項目進行適當補助，充分體現出清潔燃燒的無窮魅力。形勢要求我們，首先運用低氮燃燒技術來達到CFB的第一降氮目標，然后再實施爐外脫硝技術，一方面滿足NOx污染物排放值達標，另一方面減少還原劑消耗量，降低運行成本，并降低氨逃逸量，防止還原劑造成的二次污染及對鍋爐安全運行帶來的隱患，在解決好低氮脫硫、綜合利用與高效節能矛盾的基礎上，實現De-NOx治污綜合技改方案。

最近幾年，在廣泛認真的調研和技術研究的基礎上，國家環保部和發改委連續發布了多項治理火電廠氮氧化物排放的國家標準和技術細則，提出了政策性指導意見。2010年1月27日，國家環保部發布《火電廠氮氧化物防治技術政策》(以下簡稱《技術政策》)，以促進火電行業NOx減排技術及其閉環控制工藝的進步，為火電廠減排De-NOx工作指明了方向。

在防治技術路線上，《技術政策》指出：“低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。在采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度仍不達標或不滿足總量控制要求時，應建設煙氣脫硝設施。”

3 低NOx燃燒技術原理

煤燃燒過程中生成的氮氧化物主要是NO和少量NO2。按生成機理不同又可分為：燃料型NOx、熱力型NOx、快速型NOx。燃料型NOx是煤中含有的N元素在燃燒過程中被氧化而生成的NOx，熱力型NOx是高溫下(1 500 ℃以上)空氣中的N2被氧化而生成的NOx，快速型NOx是空氣中的N2在煙氣中的Chi等活性基團作用下被氧化生成的NOx。研究表明，煤粉燃燒過程中生成的NOx主要是燃料型NOx，約占總量75%～80%，其余為熱力型NOx而快速型NOx生成極少。所以煤粉低氮燃燒技術的重點是控制燃料型NOx的生成。

4 低氮燃燒技術

低NOx燃燒技術包括高濃淡比可調式煤粉濃淡低NOx燃燒器、偏置周界風、一二次風大小切圓(二次風偏轉徑向空氣分級燃燒)、主燃區CCOFA空氣分級技術、全爐膛SOFA深度垂直空氣分級燃燒、煙氣再循環等低NOx燃燒技術，并配合適度低氧燃燒進行燃燒優化調整。本技術用于煙煤、貧煤、無煙煤、褐煤、水煤漿等多種燃料，可以達到30%～60%的NOx脫除率，同時保證鍋爐高效燃燒，改善鍋爐結焦狀況，提高鍋爐煤種適應性和低負荷穩燃性能。

4.1 高濃淡比可調式煤粉濃淡低NOx燃燒器

風粉濃度對燃料初期著火及著火初期的NOx生成量控制起著至關重要的作用。實際運行中，主要有以下因素影響導致風粉濃度達不到低氮燃燒最佳值：

1)負荷變化

當降低負荷時，為保證送粉安全，一次風量不能隨送粉量的減少而按比例減少，導致一次風粉濃度偏離低氮燃燒最佳值。

2)煤種揮發分低

一般對于貧煤、無煙煤等揮發分較低煤種，從控制NOx生成角度講其著火初期供風量遠低于煙煤、褐煤等高揮發分煤種，但是受制粉系統和煤粉輸送安全制約，風粉濃度一般達不到低氮燃燒最佳值。

4.2 偏置周界風

一般設置周界風有如下作用：一是冷卻保護噴口提高煤種適應性；二是提高一次風射流強度；三是防結焦和高溫腐蝕。

四角切圓燃燒方式，上游火焰對下游火焰起著點燃和強化燃燒作用。在強化燃燒的同時，也會由于上游火焰的動量沖擊，燃燒火焰必將向水冷壁側偏斜。通常熱態火焰實際直徑是假想切圓的數倍。實際火焰的真實直徑不僅與假想切圓有關，同時與一次風動量、二次風動量、氣流的剛性、燃燒混合的程度有關。

采用偏置周界風，增大背火側周界風量，一方面周界風速較一次風速高，可以提高一次風設計剛性，避免一次風射流貼壁刷墻；另一方面，貼壁風包裹一次風燃燒，實現了“風包粉”燃燒，可提高水冷壁附近氧濃度，有效防止水冷壁高溫腐蝕，避免燃燒器區域水冷壁結焦。

偏置周界風射流與一次風形成一定偏角，延緩其與一次風的混合，可實現細部的徑向空氣分級，從而有效抑制燃燒初期NOx生成。

4.3 一二次風大小切圓燃燒

煤粉熱解著火后，進入揮發分燃燒和焦炭燃燒初期階段，此時一、二次風開始混合，控制好一、二次風的混合時機，維持此燃燒階段氧濃度在理論最佳值，是此階段降低NOx排放的關鍵。

通過對爐內二次風切圓的調整在爐膛截面上形成了三場(溫度場、速度場和煤粉濃度場)特性截然不同的中心區與近壁區分布。可以保證壁面有足夠的氧氣存在，防止結渣及高溫腐蝕，又不改變主射流方向，這項技術已在多臺鍋爐上成功使用。這種燃燒方式(CFS-Ⅱ)能夠提高一次風煤粉氣流在爐內的穿透能力，并使其遠離下方水冷壁，減輕爐內的結渣、高溫腐蝕和積灰。此外由于一二次風切圓方向相反，煤粉與空氣的混合過程推遲，從而降低了NOx的排放量。同時二次風正切布置，使一次風氣流逆向沖進上游來的高溫空氣，使煤粉在此區域內遲滯濃縮，缺氧的前提下，提早析出揮發分著火燃燒，對穩燃及降低NOx相當有利。

圖1 一二次風偏轉徑向空氣分級燃燒示意圖

4.4 煙氣再循環

對于燃用褐煤鍋爐，一次風率較高(可達30%以上)，促使燃燒初期NOx轉化率高，為了有效解決該問題，采用煙氣再循環技術，一方面保證制粉系統干燥劑量要求，同時降低一次風含氧量，提高二次風率，抑制揮發分釋放、燃燒階段的NOx生成。

4.5 適度低氧燃燒

適度低氧燃燒技術是上述強化著火、多重空氣分級燃燒等技術綜合運用得到的一個最佳燃燒狀態，使得全爐膛都處于最佳氧濃度下，同時使得爐膛溫度分布更加均勻，避免局部高溫；同時低氧燃燒可提高著火初期火焰溫度，保證燃燒效率。

5 煤粉低氮燃燒技術優點

5.1 初投資少

對于新建鍋爐，僅需在燃燒器設計時考慮低氮燃燒技術即可，成本極低。對于現有機組進行低氮燃燒技術改造，僅需對現有燃燒器進行局部改造，并增加空氣分級的風道即可實現。

5.2 零運行成本

低氮燃燒技術通過燃燒過程中溫度和氣氛的控制來抑制燃燒過程中氮氧化物的生產，不需要任何脫硝藥劑和催化劑，因此運行過程中不需要任何額外投入。同時低氮燃燒器的運行和維護與常規燃燒器差異很小，不增加運行人員和維護人員工作量。

5.3 可降低尾部煙氣脫硝投資和運行成本

如采用低氮燃燒技術無法達到環保排放要求，鍋爐還需加裝煙氣脫硝裝置。但采用低氮燃燒技術降低了煙氣脫硝裝置入口NOx濃度，從而可以減小煙氣脫硝系統設備大小，脫硝系統還原劑、催化劑、電耗和增加的煙氣阻力等都會降低。

5.4 改造施工周期短

6 煤粉鍋爐低氮燃燒改造

6.1 技術路線

采用低氮燃燒+SNCR一體化技術實現鍋爐脫硝目標：NOx排放低于200 mg/m3

采用低氮燃燒技術將NOx排放降低至400 mg/m3；在上爐膛分兩層布置SNCR噴槍，依靠還原劑脫除NOx，保證最終排放低于200 mg/m3。

6.2 低氮燃燒改造方案

低氮燃燒改造方案立足鍋爐、燃燒器設計和運行實際情況，在保持原有飛灰含碳量和大渣含碳量均不發生較大變化的前提下，保證鍋爐效率和蒸汽參數穩定和可調的同時降低NOx排放。改造方案如下：

6.2.1 一次風改造

一次風采用高濃淡比可調式煤粉濃淡低NOx燃燒器+偏置周界風+強化著火設計。根據現實際燃用煤種重新核算一次風速、風率，原則上不改變設計一次風量，必要時調整設計一次風速、風率。

6.2.2 周界風改造

采用偏置周界風技術，背火側周界風較大，周界風引自二次風箱，并采用我公司偏置周界風射流設計與一次風形成一定偏角。

6.2.3 二次風改造

保持二次風設計風速、風溫不變，下二次風風量基本保持不變，適當減少其他二次風噴口流通面積，從而降低燃燒器供氧量，維持主燃燒器送風空氣系數在0.8左右，有效抑制主燃區NOx的生成。二次風噴口結構重新設計，提高二次風氣流剛性，提高其對爐內煙氣的穿透能力，適時補充煤粉進一步燃燒所需的氧量，強化擾動，提高燃燒速率。

6.2.4 SOFA風

為了深化垂直空氣分級深度及保證煤粉燃盡，改造方案在主燃燒器上方增加一組SOFA燃燒器。每角SOFA燃燒器設置兩層或一層SOFA噴口。同時，SOFA燃燒器設置擺動機構，噴口可根據爐內工況和燃煤特點調整上下、水平擺動角度，噴口可上下擺動±30°，用來調整爐內火焰中心位置，以此來調整汽溫及煤粉燃盡率；水平可擺動±15°，用來調整爐膛出口的煙氣旋轉動量矩，以此來調整爐膛出口的左右側煙溫偏差。

改造方案自兩側墻二次風熱風道(箱)引出SOFA風風道，分別引向鍋爐四角新增SOFA燃燒器，在風道合理位置設置支吊架及補償器。各層SOFA風門設執行機構，實現遠程控制。

圖2 改造前后燃燒器噴口布置示意圖

6.2.5 煙氣再循環改造

在風扇磨煤機引入合適溫度煙氣，通過煙氣風機提升壓頭，滿足風扇磨入口氣流流量、溫度、壓力需求，通過部分煙氣熱焓提供干燥劑量，降低一次風率。

6.2.6 改造方案配風

改造方案不改變原設計一次風風溫、風速；不改變二次風設計風溫、風速，適當減少一、二次風量，控制主燃燒器區域過量空氣系數；新增SOFA風風溫、同原二次風設計值，風速根據鍋爐流場模擬進行優化設計，風率25～28%。

6.2.7 調整爐內空氣動力場

改造后的燃燒系統設計采用一、二次風大小切圓，控制一二次風適時混合，有效控制焦炭燃燒初期NOx生成。同時在爐內形成“風包粉”的燃燒，維持水冷壁附近氧化性氣氛，有效預防水冷壁結焦和高溫腐蝕。

SOFA風水平偏轉角度可調，從而簡便地實現對爐膛出口的煙氣扭轉殘余的調整控制， 減少爐膛出口兩側煙溫偏差。改造方案爐內空氣動力場組織如下：

圖3 改造方案空氣動力場組織示意圖

7 改造后性能

在燃煤煤質不發生變化的情況下，負荷在60%以上工況，改造前鍋爐煙氣NOx排放濃度為700 mg/Nm3，改造后 NOx排放濃度不大于200 mg/Nm3。

8 結 語

低氮燃燒技術在蒸發量為75 t/h的煤粉鍋爐脫硝系統改造中的成功應用，充分驗證了低氮燃燒技術的特點——通過改變煤粉鍋爐爐堂燃燒區域的及燃燒溫度，有效抑制主燃區燃燒型NOx的生成，使鍋爐煙氣NOx下降50%以上。

采用爐內De-NOx低氮燃燒技術結合SNCR噴氨技術，將低氮燃燒技術應用于煤粉鍋爐，可有效將煙氣氮氧化物控制在200 mg/Nm3以內。大大減少氨水、液氧等脫硝劑的投入量，既降低了運行成本又有效緩解了脫硝劑對設備及煙道的腐蝕。