美國治理燃煤熱電廠鍋爐氮氧化物排放技術及其應用效果
摘 要：綜述了美國燃煤熱電廠為達到1990年修訂的“空氣潔凈法”規定的燃煤電站鍋爐NOX排放標準所采取的各種治理方法，引用實例介紹采用的各種減排NOX技術措施的工業應用效果。
1 概述
氮氧化物(NOX)是燃煤鍋爐排放的一類主要大氣污染物，是產生化學煙霧的主要原因，它對人的危害十分嚴重。全球人工排放的NOX有逐年遞增趨勢。許多國家都正在考慮實施嚴格的立法以限制其排放。美國熱電廠裝機容量居世界首位(根據聯合國近年統計資料報導，美國熱電廠的裝機容量為566GW，全部電廠的總功率為770GW)。美國的基本熱能主要由煤粉鍋爐發電機組提供。因此，美國燃煤熱電廠NOX的排放量為世界之最，燃煤電廠向大氣排放的NOX約占總NOX排放量的90%。
美國制定了全國執行的允許向大氣排放限量法令。當今，美國電力行業執行1990年修訂的“空氣潔凈法”第Ⅳ篇的燃煤鍋爐允許NOX排放標準。全美實施第Ⅰ階段(1996年至2000年)及第Ⅱ階段(2000年以后)的要求如表1所示。
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對于第Ⅰ類所有裝旋流式燃燒器的固態排渣鍋爐單位NOX排放濃度應降低到0.215g/MJ(當O2=6%時，折算為mg/m3濃度其值為610)；切圓火炬燃燒爐膛固態排渣爐應降低到0.194g/MJ(當O2=6%時，為554mg/m3)。
從2000年1月起實施第Ⅱ階段標準，不僅對Ⅰ類鍋爐提出更嚴格要求，而且對于Ⅱ類鍋爐也規定了它的允許排放極限，包括：裝孔格(直流)式燃燒器，前置旋風爐膛，旋流式燃燒器液態排渣爐膛的鍋爐。
“空氣潔凈法”第Ⅳ篇另有補充規定(關于“酸雨”治理)2000年1月以后燃煤電廠鍋爐平均NOX排放濃度不應超過以下限定值(g/MJ)：旋流式燃燒器和固態排渣鍋爐：0.198，切圓火炬燃燒爐膛：0.172，孔格式燃燒器：0.292，容量大于155MW的前置旋風爐膛：0.370，容量大于65MW的液態排渣爐膛：0.360，豎立式燃燒器：0.344。
1990年至1996年期間實施第Ⅰ階段要求結果，對于Ⅰ類鍋爐總NOX排放量降到30.8萬噸，即比實施前降低了33%。實施第Ⅱ階段規則后，每年總NOX排放量降到約1.06百萬噸。
我國電力系統現有發電裝機總容量達到3.39億kW，僅次于美國居全球第二，隨后，每年新增機組將超過1000萬kW，從1996年以來發電裝機容量就一直穩居世界第二位。燃煤電廠有害氣體的排放對環境污染日趨嚴重，因此，對燃煤電廠鍋爐有害氣體的治理，是保護生態，改善環境的一項長期、艱巨而緊迫的任務。潔凈煤利用已被列為我國能源和環境協調發展的戰略方針，GB13223-1996規定燃煤電廠NOX排放上限為650mg/m3，1997年后新建的容量大于1000t/h的發電鍋爐要按規定執行，這類鍋爐要考慮采用先進的NOX排放技術。了解和借鑒國外一些減排NOX經驗，促進和加強潔凈煤發電技術的開發與應用，勢在必行，以下綜述美國燃煤電廠自1996年以來執行“空氣潔凈法”采用的各種治理NOX排放技術及其應用效果〔1〕。
2 美國燃煤電廠治理NOX排放的技術措施
2.1“低公害”型燃燒器與“兩段”火炬燃燒的結合
美國燃煤電廠曾廣泛應用“第一脫硝法抑止NOX生成，以保證“空氣潔凈法”第Ⅳ篇關于燃煤電廠鍋爐第Ⅰ階段NOX排放要求。表2示出1998年運用“第一法”治理NOX排放結果。按美國環護界俗稱的“第一法”系降低主燃燒區NOX生成的治理方法，只包括應用“低NOX”型燃燒器(LNB-Low NOX Burner)和“兩段”火炬燃燒(RFA-Over Fire Air,含“集中”燃燒)，不含“三段”火炬燃燒，因該法是對主燃燒區生成的NOX另行降低之混合治理。LNB有多種式樣：有以一次風濃、淺分流方式為特征的“WP”(Wealthy-Rare)型、“PM”(Pollution-Minimum)型；以控一、二次風混合為特征的同心反切圓燃燒系統及“W”型火炬燃燒技術等，其宗旨是控制燃燒溫度以減少“熱力”型NOX生成和“分段”火炬燃燒以減少“燃料”型NOX。借燃燒器不同結構控制煤粉著火并組織好“分段”燃燒是其技術關鍵。
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2.2“集中”燃燒技術
二十世紀80年代初期，美國C-E(Combustion Engineering)公司試用“集中”燃燒減少NOX生成技術。把部分二次風與一次風(氣粉混合物)分離開，達到一次風的相對“集中”作用。射入爐內的二次風避開一次風射流切圓周邊而與大直徑的“假想”切圓相切。在爐膛四角處裝設直流式燃燒器的爐膛條件下，一部分單獨的二次風沿爐膛水冷壁吹拂。這種氣流的空氣動力結構，能將爐膛中心區營造為缺氧燃料區(富燃燒區)，不僅防止了水冷壁結焦，且有助于抑制高溫腐蝕，同時，燃料可快速均勻加熱引燃。缺氧的集中燃燒，有助于焦炭和CO對NOX的還原，終使NOX排放大幅降低〔2〕。
2.3“集燃”結合多層射入三次風燃燒系統
近年，在切圓火炬燃燒爐膛鍋爐上，應用“集中”燃燒結合多層射入三次風抑止NOX生成，取得積極成效。在燒Powder River礦區半煙煤鍋爐上應用NOX濃度能控制在0.0645g/MJ水準而保證達標。然而，在燒極低揮發分煤的鍋爐上應用該系統減排NOX效果不及前者。
2.4帶對沖旋繞氣流的“兩段”燃燒
對沖旋繞氣流兩段燃燒(POFA)是“第一”脫硝法演變發展之一。
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把主燃燒區的二次風分流出一部分(OFA)通過主燃燒器組上部的三次風噴嘴輸進爐內，使主燃燒區形成缺氧燃燒，然后，又在燃盡區形成富氧燃燒，這樣，既抑制了NOX生成又使燃炭得以充分燃燒，此即初期應用的沿爐膛豎向的“分段”(兩段)燃燒也是最基本有效的減排NOX措施。
ROFA系統爐膛結構空氣射流起初干擾燃燒核心，而后，組織旋繞氣流使燃燒得到改進。ROFA系統和常規“兩段”火炬燃燒的區別是ROFA項增設風機借以提高空氣射流的流速，以強化混合和延長燃料在爐內燃燒停留時間。在低過量空氣系數下保證燃料燃盡是ROFA系統特有優點。在一臺175MW機組鍋爐上應用該系統。結果：NOX排放降低50%以上。
2.5“三段”火炬燃燒系統
煤粉鍋爐量多面廣、形式多樣，僅借應用“第一”法減排NOX，達標艱難。于是，推出“第二”法。美國把“三段”火炬燃燒(Reburning Procces—再燃燒)；選擇性催化還原(SCR-Selecting Contact Reduce)和選擇性非(無)催化還原(SNCR-Selecting Noncontact Reduce)習慣稱“第二”脫硝法。
二十世紀80年代末至90年代初，美國、日本和前蘇聯幾乎同時開展了低NOX燃燒技術的開發研究。推出一種稱“再燃”(Reburning)火炬燃燒技術。其實質是“三段”火炬燃燒(見圖1)，獲得廣泛應用。該項技術包括向爐內輸進碳、氫化合物把爐內主燃燒區已生成的NOX強化還原。在缺氧燃燒區內形成含氮原子團(NH和CH)。主燃燒區在一般過量空氣系數下，輸進80%～90%燃料，保證燃料穩定點燃，剩下20%～10%的燃料(最好是高反應性煤或燃氣)由另裝噴嘴在空氣不足條件下輸進爐內。它與火焰相混燃燒，過量空氣系數降至0.9～0.95。三次風由裝在主燃燒器組上部的噴嘴射進爐內。最終把燃料燒透。檢驗結果表明：該系統能使NOX還原成N2。
表3示出美國采用“三段”火炬燃燒系統的鍋爐及其應用效果。由表得知：有16臺大型煤粉爐(其中美國占14臺)已經或即將采用該系統。這些爐的NOX排放濃度將降低39%至67%。容量最大機組為Shearer熱電廠(Southem Company)NO.1機組818MW，該爐于2001年采用把部分煤粉輸進還原區的“三段”火炬燃燒系統。Longannet熱電廠(Scottish Power)NO.2容量為600MW機組鍋爐利用摻燒天然氣(按熱量計其份額約為20%)作還原劑；“拉登金斯克”地區電站容量為300MW的NO.4機組旋流式燃燒器液態排渣爐目前正在作燒多數燃料(天然氣，重油及煤粉)的“三段”火炬燃燒系統改進設計。
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2.6選擇性非催化還原減排NOX法
向鍋爐注入反應劑(氨或尿素)對煙氣進行脫硝處理有“選擇性非催化還原”(SNCR)和“選擇性催化還原”(SCR)兩大類，二者區別為后者不設專門的“催化器”，其原理是向主燃燒區后部注入反應劑使已生成的NOX還原成分子態氮(N2)和水蒸汽(H2O)。由于工程費用高，阻礙它的推廣應用，在發達國家也只有少數環保要求特嚴區使用。
圖2示出SNCR系統簡圖。研究發現，最佳還原反應溫度為980℃至1150℃范圍。故SNCR法反應劑向爐膛上部注入(見圖2)。尿素和熾熱煙氣摻和后便釋出氨(NH3)和煙氣產生復雜化學反應。通常，少量氨會還原成NO，少量氧化成NOX，還有若干來不及反應隨煙氣一起流經尾部對流受熱面進入煙囪排向大氣。當不合上述溫度和混合不勻、反應時間不足時，氨利用率下降漏損量增大。
烷含硫煤氨濃度又高時，會促使氨和SO2、SO3反應生成硫酸鹽和亞硫酸鹽，導致空氣預熱器堵灰。漏氨不僅污染大氣，而且使捕集飛灰品質變差，濃濃異味灰直接影響市場銷售，故設計SNCR系統時尤其在其運作過程務需對漏氨嚴密控制和檢測。
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應用SNCR脫硝雖把NO還原成N2為主導，但還應顧及NO2和O2產生反應，溫度高時，這種反應還相當強烈。
SNCR系統“末端”煙溫低于980℃，還原速度變慢。雖然如此，在流化床鍋爐上用此法脫硝成效卓然，在較低溫度下，由于摻混時間極充足，故反應全面，漏氨極微，減排NOX明顯。
尿素或氨需以不同通路和機構輸進爐內，尿素比氨反應溫度略高(高55℃～83℃)。多數用戶樂意采納尿素作反應劑，滴態尿素和煙氣相觸能全蒸發，且便于貯存運輸，成為用戶首選。
鍋爐負荷改變會影響SNCR脫硝技術特性，爐膛出口煙溫隨負荷而變，燃燒產物在爐內停留時間各異。解決途徑：一是在不同層注入反應劑；二是改變注入量。
在負荷變動頻繁、爐上應用SNCR，宜從多處注入反應劑，各自設單獨噴注裝置，操作機構接入鍋爐“自控”系統，運行管理仍十分簡便。
表4示出美國不同型爐燒不同燃料鍋爐應用SNCR系統匯總。
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鍋爐爐膛尺寸隨鍋爐設備大型化而增大，反應劑在爐內撒布均勻性將變差影響脫硝效果。由表4所列數值可以印證：Salem Harbor熱電廠容量較小爐，NOX排放濃度可降40%以上，而Cardinal熱電廠容量較大爐，僅降30%甚至更少。
2.7選擇性催化還原(SCR)系統
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圖3示出選擇性催化還原(SCR)脫硝系統。向煙氣噴注氨或氨水，接著氨和NOX在設于催化器內的料層表面上進行催化還原反應，把NOX還原成N2和水蒸汽(H2O)。最佳反應溫度為350℃至400℃，脫硝效率極高，一般可達80%至90%甚至更高。鍋爐負荷降低時，把小股煙氣通過“旁通”煙道輸進催化器，以提升煙溫，保證催化器進口需求溫度。多數把催化器設于省煤器和空預器之間，如圖3所示，稱為“熱側”(Hot-side)或“高塵”(High-dust)型SCR系統。對于配用“熱”電除塵(電除塵器裝在空預器前)鍋爐，因煙氣已經過除塵，飛灰低，催化器裝在電除塵器與空預器之間，這種系統稱“低塵”(Low-dust)型SCR系統。對于配用除硫裝置的鍋爐催化器總是裝在除硫設備之后，稱為“末端”(Tail-end)或“冷側”(Cold-side)型SCR系統。這種系統要求另增燃料(或用其它方式)對煙氣實施二次加熱把煙溫提升到需求值。為節省工程費用，一般采用“高塵”型SCR系統。
在用鈦釩(TiO2-V2O5)優質金屬材料構制的催化器前方設置煙氣導流板(見圖3)，把煙氣均勻引進催化器以利反應作用，摻氨煙氣通經陶質蜂巢型孔格或涂抹特殊成分料層的并排金屬板，和SNCR系統相比SCR具有脫硝效率高、反應劑利用充分突出優點，由于NO為主要生成物，氨和NOX比率一般為1：1。這對評價SCR設備性能意義重大。倘若催化器煙道斷面內氨不均勻分布，將直接影響脫硝效率，可借增設“料層”挽回。催化器前煙速、空間溫度分布對反應是個重要參數，在設計SCR系統時，通常采用“氣流模化”手段探求保證煙速、煙溫分布狀態最優，投用時調控氨量處于最佳并定期作監測。
煙中灰塵不僅損害催化器金屬并生成灰垢，使催化活性變差，目前，催化器尚難做到不沾灰長期使用，個別料層每年都得換新。美國在固態排渣爐上應用的催化器更換構件的間隔一般為24000小時，有的為32000小時。在裝有飛灰回燃系統鍋爐上的為14000小時，幾乎使用2年多需換新。液態排渣和裝有飛灰回燃的鍋爐曾發生過“砷(砒霜)污”問題。例如美國Memmak熱電廠NO.2爐把100%飛灰輸進前置旋風爐膛再燃催化器料層僅使用14000小時需更換，個別爐平均用24000小時。
近年，有臺固態排渣爐燒美國“賓”州西部礦區煤，飛灰含CaO量異常低(按質量計低于飛灰總量的2.5%)發生過催化器“砷污”，是因CaO含量不足，氣體砷不能被有效吸收所致。
日本、德國在電站煤粉爐和工業鍋爐上廣泛應用SCR系統。近年，美國應用SCR作減排NOX手段風糜一時，成為“新潮”。表4示出美國1998年投用SCR設備的鍋爐。此外，有5臺在建，84臺設備已認購。SCR裝用機組總容量達到4800萬kW。
2.8增還原氣(AGR)改進型“三段”燃燒系統
近年，美國開展脫硝新技術。研制技術中，有增尿素或氨作還原劑(AGR)的改進型“三段”火炬燃燒系統。AGR技術向還原區后煙氣增添尿素或氨，其初衷是把“三段”火炬燃燒系統調整成在SNCR系統內把NOX再行強化還原，使NOX再次削減生成自由原子團。
AGR系統實施方案有兩種：一是“三段”燃燒與SNCR系統聯合應用(尿素或氨向燃盡區后注入)稱為“非協同”型AGR；二是含氮反應劑和三次風一起輸進爐內或向還原區前注入，稱為“協同”型AGR。
為使在最少氨損耗下高效脫硝，“非協同”型AGR系，含氮反應劑應注進1000℃的煙氣中，以利還原反應。該系統在Greenidge熱電廠(New york)NO.6機組104MW鍋爐上示范，NOX降低68%～76%，漏氨＜10ppm。
2.9無還原區增燒少量天然氣與“三段”火炬燃燒系統的結合
一種不用含氮反應劑的新法脫硝技術是無還原區增燒天然氣(FLGR)與“三段”燃燒系統的結合應用。FLGR法亦稱“調控天然氣注入”法，即嚴格調控向爐膛出口注入天然氣，使之良好摻和降低NOX濃度。天然氣一般向溫度比常規“三段”燃燒系統(NGR)低得多的區間輸進。NGR系統要求向爐內輸進15%～20%(按熱量計)的天然氣。而FLGR法只需少于10%的天然氣。總體上不需輸進三次風。FLGR法脫硝效果不如NGR法。注入天然氣為7%的示范試驗，NOX約降低33%～45%(在鍋爐額定負荷時)。表4示出應用FLGR脫硝法的結果。
2.10無還原區增注氨與“三段”火炬燃燒系統的結合
無還原區增注氨(AEFLGR)與“三段”燃燒結合應用脫硝效果與AGR法大致接近。但前者不設三次風，而含氮反應劑和天然氣輸進爐內是借以在爐內總過量空氣系統大于1.0下營造局部還原區。如同FLGR法在還原區內組成局部旋流。但該法含氮反應劑與天然氣(或其它炭、氫化合物)結合參予還原反應，這種反應和常規SNCR法中氨或尿素所發生的反應不盡相同，對NOX的還原是在有氧介質下進行的，同時AEFLGR法把氨或尿素輸進還原區，在局部氧量極不足區使NOX大幅降低，AEFLGR法還原反應和SNCR法組織的抑止“熱”NOX生成反應是不能相提并論的。該法工業示范應用結果：在40%額定負荷下，NOX濃度降低70%；60%時，降60%；100%時，降30%-40%。
在Mercer熱電廠(PSE&G電力公司)NO.1，NO.2機組上應用該法；Mudson熱電廠NO.2爐凝用；Plesant Prairie(Wisconsin Electric Porer公司)NO.1爐作了工業性示范試驗。應用AEFLGR法脫硝結果見表5。
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2.11“混合”式催化還原技術
把SCR和SNCR兩種連合起來組成“混合”(HSR)式催化脫硝系統，不僅脫硝效率極高且可大幅度縮減投資。在HSR技術中SNCR系統的運用旨在使NOX生成量減少，漏氨量得以有效控制。在煙氣通路內設置SCR的催化器，使NOX另增一道清理“關卡”，視條件允許分階段安裝。
HSR系統比SCR系統工程造價低得多，反應劑利用率比SNCR法更充分有效，漏氨量少。在＜5ppm下，NOX濃度可降低95%。
2.12置催化器于煙路中的選擇性催化還原技術
把催化器設置于煙路中(In-duct)選擇性催化還原(SCR)技術是種簡歷利用催化器脫硝法。迄今，在美國唯一全尺寸示范性In-duct SCR裝置裝在Mercer熱電廠一320MW煤粉爐上。該爐由于現場空間狹小無法裝就全尺寸催化器配用的進、出連接聯箱，故催化器緊置于煙氣通路內，和它連接煙道通流煙量僅為總煙量的25%。應用結果：在漏氨量10ppm下，脫硝效率85%～90%。一些廠家設想：把回轉式空氣預熱器換熱填料件改用涂抹反應劑的表面復蓋層，以增進In-dust SCR裝置脫硝功效。這種空預器可單獨使用也可和In-ductSCR結合應用。Mercer熱電廠應用涂催化劑回轉寬預器其出口NOX濃度降低90%(在低漏氨時)。
3 結束語
近年，美國施行新限定有害物向大氣排放標準，在嚴格法令推動下，促使美國大量燃煤鍋爐競相研制和應用新的脫硝技術。文中綜述當今美國治理燃煤電廠鍋爐NOX排放主要技術計12種，脫硝原理不同，設備結構各異，脫硝效果有別，各有利弊。
迄今，所有抑止NOX生成技術大致可歸納為兩大類：一是抑止在主燃燒區生成NOX；二是對主燃燒區已生成NOX進行治理，使NOX降低。
美國稱“第一”脫硝法是指在煤粉爐上運用“低NOX”型(LNB)燃燒器和“二段”火炬燃燒(OFA)。兩者均利用火炬的分段燃燒抑止NOX。多數電廠用此法使NOX排放達標(第Ⅰ階段要求)。據稱：在177臺爐用此技術，NOX排放比1990年低33%～48%。應用LNB，比1990年低40%。
對“第一”脫硝法加以改進—LNB與沿爐膛不同標高多層設置三次風以及與ROFA系統結合應用。在燒半煙煤爐上應用前一技術，NOX濃度降到0.0645mg/m3，后一技術降50%。
“第二”脫硝法是指在煤粉爐上運用“三段”火炬燃燒，選擇性非催化還原SNCR及選擇性催化還原SCR技術。在14臺爐上應用“三段”燃燒技術，NOX濃度降39%～67%(有幾臺正在安裝)。在22臺爐上應用SNCR技術。NOX濃度降22%～62%。最近3年SCR幾乎成為首選。
對“第二”脫硝加以改進，目前處于檢驗階段。AGR和AEFLGR法是“三段”火炬燃燒與SNCR法的結合應用，構想可大幅脫硝。例如，在105MW爐上應用AGR法、NOX濃度降68%～76%。(漏氨＞10ppm)；在5臺爐上應用FLGR法，NOX濃度降27%～40%；4臺爐上應用AEFLGR法、NOX降50%～70%。
“混合”催化的HSR法是SNCR+SCR，該法脫硝效果完全能達用SCR法的脫硝水平(在漏氨＜5ppm時)，大量節約投資，反應劑省45%。
置催化器于煙路中寬敞部位的“In-duct SCR”法便于現場空間局促條件使用。該法與SNCR法結合利用，在漏氨＜10ppm下，空預器進口NOX可降85%～90%。
應用SCR法用尿素水解制取氨，可減少運輸、貯存、氨超載等引發的不安全因素，該法已通過一臺565MW負荷多變燃油爐驗證。
參考文獻
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