（国神技术研究院 陕西省西安市 710065）
摘要：CFB机组脱硝要求和炉内运行环境与传统煤粉炉存在较大差异，绝大部分CFB机组原始NOX排放浓度在100~350mg/m3，具有低NOX排放的优势。因此，发挥CFB机组环保优势，针对性选取脱硝方式，具有重要的经济和环境效益。
关键词：CFB机组；NOX排放；选取；脱硝方式
0引言
一直以来，循环流化床锅炉低污染物排放的特性一直受到人们的关注，在我国燃煤发电领域中发挥着重要作用。近年来，随着环保要求的日益严格，污染物排放指标要求不断提高，新的脱硝技术不断涌现。针对循环流化床锅炉，在众多NOX脱硝工艺中，SNCR脱硝技术因具有投资少、占地面积小、锅炉改动小、设施简单、运行成本低等优点，广泛应用于老电厂及中小型机组的脱硝改造中。
1燃煤锅炉NOX的生成机理
煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和少量二氧化氮（NO2），在煤燃烧过程中氮氧化物的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关，主要分为热力型、快速性、燃料型三种。在电厂锅炉（循环流化床）中，燃料型NOX是最主要的，其占NOX总量的90%以上。
1.1热力型NOX
在温度高于1500℃时，空气中氮气和氧气反应生成的氮氧化物即为热力型NOx。根据热力型NOX的生成过程，要控制其生成，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，并避免产生局部高温区，以降低热力型NOX的生成。在循环流化床锅炉中，燃料是低温燃烧，因此热力型NOX可以忽略。
1.2快速型NOx
快速型NOX主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与燃烧空气中的N2发生反应，形成CN、HCN，继续氧化生成的NOX。快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。
1.3燃料型NOx
燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOX，称为燃料型NOX。燃煤锅炉产生的NOX中大约90%以上是燃料型NOX。
一般情况下，燃料型NOX的主要来源是挥发份N，其占总量的60%～80%，其余为焦炭N所形成。煤中的N在燃烧过程中转化为NOX的量与煤的挥发份及燃烧过量空气系数有关。除此之外，生成的NOX在炉膛中可能被不同程度的还原，在CFB锅炉中，由于整体上处于还原性气氛燃烧，而且有大量的焦炭颗粒参与循环，NOX原始排放浓度较低。挥发分越低、燃料的反应活性越差，主循环回路中的碳含量就越高，生成的NOX越低。这与煤粉炉恰好相反。
2现有CFB锅炉烟气脱硝技术对比
有关NOX的控制方法从燃料生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NOX控制。对于循环流化床锅炉，目前普遍采用燃烧中NOX控制技术，通过运行调整，控制炉膛燃烧温度和炉膛氧含量等手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOX,来降低NOX排放。
根据NOX具有氧化、还原和吸附特性，可采用不同的烟气脱硝方法，可归结为湿法脱硝和干法脱硝两类。湿法是氧化法，因为NO难溶于水，所以先将NO氧化成NO2，然后使NO2溶于水变成硝酸。湿法脱硝效率高，但系统复杂，消耗大量水，并可能造成水污染，目前在燃煤锅炉上极少采用该技术。干法脱硝包括还原法和电子束照射法等，还原法是采用还原剂与NOX反应，主要产物是N2和水。还原法根据是否采用催化剂分为SCR技术、SNCR技术和SCR/SNCR联用技术。由于这些技术较为成熟、脱硝效率高、投资运行成本适中，因此成为当今世界范围内采用的主流烟气脱硝技术。
根据文献调研，各种脱硝技术的优缺点比较如表1所示。
表1. 不同脱硝技术优缺点比较
电子加速器昂贵，电力消耗大，仍处于中试阶段
上述烟气脱硝技术，主要是通过对锅炉排放的烟气进行处理，降低烟囱中NOX排放。应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。下面就这两种技术详细进行介绍和对比:
2.1选择性催化还原法（SCR）
选择性催化剂还原法的系统主要由催化剂反应器、催化剂和氨储存和喷射系统所组成。SCR脱硝工艺是向催化剂上游的烟气中喷入还原剂，在反应器内催化剂的作用下，利用还原剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。在通常的设计中，使用液氨或尿素分解后的氨作为还原剂，无论以何种方式使用氨，首先使氨蒸发，然后将氨气稀释后与烟气混合，最后将其喷入SCR反应器上游的烟气中。
在锅炉的烟气中，NO一般约占总的NOX浓度的95% ，NO2一般约占总的NOX浓度的5%。在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原：
4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O
6NO+4NH3 5N2+6H2O
图2为典型的SCR工艺流程。
在绝大多数燃煤锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的5%，因此NO2的影响并不显著。一般来说，新安装的催化剂，SCR系统NOX脱除效率通常很高。但随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，NOX脱除率会下降，氨逃逸量就会增加。
在脱硝反应过程的同时，还有不希望发生的副反应影响SCR系统的性能和运行。包括氨的氧化、SO2氧化及铵盐（如硫酸氢铵和硫酸铵）的生成。SCR催化剂的氧化特性会将SO2氧化为SO3:
2SO2+ O2 2SO3
SO2氧化率受烟气中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，因此，为获得高的脱硝效率和低的氨逃逸而设计的反应器内也会产生更多的SO3。SO3与催化剂组分及烟气组分反应，生成固体颗粒沉积在催化剂表面或内部，缩短催化剂寿命。约在320℃以下，SO3和逃逸的氨反应，生成硫酸氢铵和硫酸铵：
图2. SCR脱硝工艺流程图
NH3+SO3+H2O NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O （NH4）2SO4
这些物质从烟气中凝结并沉积，可以使催化剂失活；造成SCR系统的下游设备—空气预热器沾污和腐蚀，增加其压降并降低其传热性能。因此，SCR脱硝系统对氨逃逸的控制要求较高。一般的，在采用管式空气预热器布置的CFB锅炉不具备SCR的实现条件。
对于CFB锅炉的运行环境来说，由于CFB锅炉通常采用高灰劣质燃料，因此灰渣量较高。尽管飞灰份额相对于煤粉炉低，但是烟气中的飞灰绝对含量显著高。采用SCR脱硝技术时，催化剂处于高尘烟气中，因此催化剂的寿命会受到影响，主要影响因素有：
① 烟气所携带的飞灰中含有Na、Ca、Si、As等成分时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能。
② 飞灰对催化剂反应器的磨损。
③ 飞灰将催化剂通道堵塞。
④ 高活性的催化剂会促使烟气中SO2氧化成SO3，NH3和SO3反应生成酸性硫酸铵，从而会堵塞催化剂和空气预热器。
2.2选择性非催化脱硝法（SNCR）
SCR技术运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原工艺应运而生，这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域后，受热迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2。研究发现，在700～1100℃温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOX，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。该方法首先是在室燃炉中开发的，由于室燃炉的烟气流动过程中有受热面，烟气温度逐渐下降，而该反应在700℃后以下时反应缓慢，考虑到反应时间的需要，喷入位置通常在1100℃左右的区域，经过需要的反应时间（一般在0.6秒左右）后，温度基本下降到700℃左右。CFB锅炉中，由于炉膛出口之后燃烧反应基本完成，烟气中的氧气含量趋于稳定，但仍然有850～950℃的恒温环境，在此恒温环境下烟气有大约2～3秒的停留时间，为SNCR提供了良好的反应环境。
在700～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOX的主要反应为：
NH3为还原剂：
4NH3+4NO+O2 4N2+6H2O
尿素为还原剂：
(NH2)2CO 2NH2+CO
NH2+NO N2+ 6H2O
2CO+2NO N2+ 6CO2
由于煤粉炉中采用SNCR的烟气温度处于变化状态，在最佳反应温度区的烟气停留时间比较短，甚至尿素的完全分解存在困难，因此通常采用氨作为还原剂，而且脱硝效率比较低，一般在40～50%，氨逃逸比较高一些。在CFB锅炉中，炉膛出口至分离器出口烟气基本上处于850～950℃的恒温状况，停留时间较长，一般为2～3秒，这为SNCR的实现提供了良好的环境。在此区域内，烟气与循环物料的气固两相流实现分离，气体与气固之间混合剧烈，为还原剂和烟气中的NOX均匀混合接触提供了条件。尤其是燃煤循环流化床锅炉的循环物料以燃料中的灰为主，而燃料灰是富含铁、镍、铝、钛等金属化合物的多孔介质，这些金属化合物对于氨或尿素还原NOX具有显著的催化作用，多孔介质为还原反应提供了活性位，这样就使得无外加催化剂的还原反应反应具有强烈的选择性催化反应特性，从而可以实现无催化剂消耗的SCR。这些优越的反应条件，使得CFB锅炉的SNCR效率明显高煤粉炉，可以在相同的氨氮比条件下将脱硝效率提高到80%以上。若进一步提高脱硝效率，要重点考虑氨逃逸。
引起SNCR系统氨逃逸的原因有个，一是由于喷入点烟气温度低影响了还原反应的进程；另一种是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，设法使喷入的还原剂与烟气良好地混合。根据CFB锅炉的燃烧和结构特点，分离器内部烟气混合强烈，烟气停留时间长，燃烧温度正好处于脱硝反应最佳温度场，分离器入口区域成为SNCR系统还原剂喷入的绝佳位置。典型的SNCR系统烟气脱硝由下面四个基本过程完成：
（1）接收和储存还原剂；
（2）还原剂的计量输出、与水混合稀释；
（3）在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；
（4）还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
3 CFB锅炉烟气脱硝工艺的方案选择
对于CFB锅炉，脱硝工艺方案的选择考虑以下几方面因素：
（1）NOX排放浓度和排放量必须满足国家和地区的环保要求；
（2）根据锅炉的实际NOX排放情况尽量减少脱硝装置的建设投资；
（3）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，不影响锅炉机组的运行安全；
（4）脱硝装置应布置合理；
（5）脱硝还原剂要有稳定可靠的来源；
（6）脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用；
（7）检修和维护费用小。
对SNCR与SCR脱硝工艺进行技术和经济比较：
表2. 脱硝工艺的比较
与SCR脱硝技术相比，SNCR脱硝技术具有投资少、运行费用低、周期短的特点，结合低氮燃烧技术，即能保证脱硝效率，又能降低运行费用，一般推荐CFB锅炉采用SNCR烟气脱硝技术。
4结论
CFB机组脱硝要求和炉内运行环境与传统煤粉炉存在较大差异，CFB锅炉燃用低热值高灰分燃料，尾部灰浓度远高于煤粉锅炉，催化剂使用寿命会降低，将使SCR脱销装置运行费用增加较大。由于催化剂的加入会将SO2氧化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸氨和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀且系统阻力增加较大，影响机组运行安全。
SNCR脱硝技术适用于CFB机组。首先，其炉膛出口温度一般在850～1000℃区间内，在SNCR工艺高效“温度窗”内；其次，燃烧后的烟气在分离器内剧烈混合且停留时间超过1.5秒，为SNCR工艺提供了良好的化学反应基础基础；同时，由于CFB燃烧技术本身也是一种低NOX燃烧技术，经过燃烧优化调整后自身脱硝效率可达40%～60%，因此CFB锅炉出口NOX浓度较低，燃烧优化后能进一步降低NOX排放浓度，再通过SNCR工艺，综合脱硝效率可达到80%以上，CFB燃烧优化+SNCR能与SCR工艺媲美，且投资（特别是改造）和运行费用都显著低于SCR脱硝技术。
论文作者:戈佳
论文发表刊物:《电力设备》2018年第30期
论文发表时间:2019/4/18
标签：烟气论文; 还原剂论文; 催化剂论文; 锅炉论文; 技术论文; 燃料论文; 温度论文; 《电力设备》2018年第30期论文;