美国治理燃煤热电厂锅炉氮氧化物排放技术及其应用效果
摘 要：综述了美国燃煤热电厂为达到1990年修订的“空气洁净法”规定的燃煤电站锅炉NOX排放标准所采取的各种治理方法，引用实例介绍采用的各种减排NOX技术措施的工业应用效果。
1 概述
氮氧化物(NOX)是燃煤锅炉排放的一类主要大气污染物，是产生化学烟雾的主要原因，它对人的危害十分严重。全球人工排放的NOX有逐年递增趋势。许多国家都正在考虑实施严格的立法以限制其排放。美国热电厂装机容量居世界首位(根据联合国近年统计资料报导，美国热电厂的装机容量为566GW，全部电厂的总功率为770GW)。美国的基本热能主要由煤粉锅炉发电机组提供。因此，美国燃煤热电厂NOX的排放量为世界之最，燃煤电厂向大气排放的NOX约占总NOX排放量的90%。
美国制定了全国执行的允许向大气排放限量法令。当今，美国电力行业执行1990年修订的“空气洁净法”第Ⅳ篇的燃煤锅炉允许NOX排放标准。全美实施第Ⅰ阶段(1996年至2000年)及第Ⅱ阶段(2000年以后)的要求如表1所示。
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对于第Ⅰ类所有装旋流式燃烧器的固态排渣锅炉单位NOX排放浓度应降低到0.215g/MJ(当O2=6%时，折算为mg/m3浓度其值为610)；切圆火炬燃烧炉膛固态排渣炉应降低到0.194g/MJ(当O2=6%时，为554mg/m3)。
从2000年1月起实施第Ⅱ阶段标准，不仅对Ⅰ类锅炉提出更严格要求，而且对于Ⅱ类锅炉也规定了它的允许排放极限，包括：装孔格(直流)式燃烧器，前置旋风炉膛，旋流式燃烧器液态排渣炉膛的锅炉。
“空气洁净法”第Ⅳ篇另有补充规定(关于“酸雨”治理)2000年1月以后燃煤电厂锅炉平均NOX排放浓度不应超过以下限定值(g/MJ)：旋流式燃烧器和固态排渣锅炉：0.198，切圆火炬燃烧炉膛：0.172，孔格式燃烧器：0.292，容量大于155MW的前置旋风炉膛：0.370，容量大于65MW的液态排渣炉膛：0.360，竖立式燃烧器：0.344。
1990年至1996年期间实施第Ⅰ阶段要求结果，对于Ⅰ类锅炉总NOX排放量降到30.8万吨，即比实施前降低了33%。实施第Ⅱ阶段规则后，每年总NOX排放量降到约1.06百万吨。
我国电力系统现有发电装机总容量达到3.39亿kW，仅次于美国居全球第二，随后，每年新增机组将超过1000万kW，从1996年以来发电装机容量就一直稳居世界第二位。燃煤电厂有害气体的排放对环境污染日趋严重，因此，对燃煤电厂锅炉有害气体的治理，是保护生态，改善环境的一项长期、艰巨而紧迫的任务。洁净煤利用已被列为我国能源和环境协调发展的战略方针，GB13223-1996规定燃煤电厂NOX排放上限为650mg/m3，1997年后新建的容量大于1000t/h的发电锅炉要按规定执行，这类锅炉要考虑采用先进的NOX排放技术。了解和借鉴国外一些减排NOX经验，促进和加强洁净煤发电技术的开发与应用，势在必行，以下综述美国燃煤电厂自1996年以来执行“空气洁净法”采用的各种治理NOX排放技术及其应用效果〔1〕。
2 美国燃煤电厂治理NOX排放的技术措施
2.1“低公害”型燃烧器与“两段”火炬燃烧的结合
美国燃煤电厂曾广泛应用“第一脱硝法抑止NOX生成，以保证“空气洁净法”第Ⅳ篇关于燃煤电厂锅炉第Ⅰ阶段NOX排放要求。表2示出1998年运用“第一法”治理NOX排放结果。按美国环护界俗称的“第一法”系降低主燃烧区NOX生成的治理方法，只包括应用“低NOX”型燃烧器(LNB-Low NOX Burner)和“两段”火炬燃烧(RFA-Over Fire Air,含“集中”燃烧)，不含“三段”火炬燃烧，因该法是对主燃烧区生成的NOX另行降低之混合治理。LNB有多种式样：有以一次风浓、浅分流方式为特征的“WP”(Wealthy-Rare)型、“PM”(Pollution-Minimum)型；以控一、二次风混合为特征的同心反切圆燃烧系统及“W”型火炬燃烧技术等，其宗旨是控制燃烧温度以减少“热力”型NOX生成和“分段”火炬燃烧以减少“燃料”型NOX。借燃烧器不同结构控制煤粉着火并组织好“分段”燃烧是其技术关键。
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2.2“集中”燃烧技术
二十世纪80年代初期，美国C-E(Combustion Engineering)公司试用“集中”燃烧减少NOX生成技术。把部分二次风与一次风(气粉混合物)分离开，达到一次风的相对“集中”作用。射入炉内的二次风避开一次风射流切圆周边而与大直径的“假想”切圆相切。在炉膛四角处装设直流式燃烧器的炉膛条件下，一部分单独的二次风沿炉膛水冷壁吹拂。这种气流的空气动力结构，能将炉膛中心区营造为缺氧燃料区(富燃烧区)，不仅防止了水冷壁结焦，且有助于抑制高温腐蚀，同时，燃料可快速均匀加热引燃。缺氧的集中燃烧，有助于焦炭和CO对NOX的还原，终使NOX排放大幅降低〔2〕。
2.3“集燃”结合多层射入三次风燃烧系统
近年，在切圆火炬燃烧炉膛锅炉上，应用“集中”燃烧结合多层射入三次风抑止NOX生成，取得积极成效。在烧Powder River矿区半烟煤锅炉上应用NOX浓度能控制在0.0645g/MJ水准而保证达标。然而，在烧极低挥发分煤的锅炉上应用该系统减排NOX效果不及前者。
2.4带对冲旋绕气流的“两段”燃烧
对冲旋绕气流两段燃烧(POFA)是“第一”脱硝法演变发展之一。
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把主燃烧区的二次风分流出一部分(OFA)通过主燃烧器组上部的三次风喷嘴输进炉内，使主燃烧区形成缺氧燃烧，然后，又在燃尽区形成富氧燃烧，这样，既抑制了NOX生成又使燃炭得以充分燃烧，此即初期应用的沿炉膛竖向的“分段”(两段)燃烧也是最基本有效的减排NOX措施。
ROFA系统炉膛结构空气射流起初干扰燃烧核心，而后，组织旋绕气流使燃烧得到改进。ROFA系统和常规“两段”火炬燃烧的区别是ROFA项增设风机借以提高空气射流的流速，以强化混合和延长燃料在炉内燃烧停留时间。在低过量空气系数下保证燃料燃尽是ROFA系统特有优点。在一台175MW机组锅炉上应用该系统。结果：NOX排放降低50%以上。
2.5“三段”火炬燃烧系统
煤粉锅炉量多面广、形式多样，仅借应用“第一”法减排NOX，达标艰难。于是，推出“第二”法。美国把“三段”火炬燃烧(Reburning Procces—再燃烧)；选择性催化还原(SCR-Selecting Contact Reduce)和选择性非(无)催化还原(SNCR-Selecting Noncontact Reduce)习惯称“第二”脱硝法。
二十世纪80年代末至90年代初，美国、日本和前苏联几乎同时开展了低NOX燃烧技术的开发研究。推出一种称“再燃”(Reburning)火炬燃烧技术。其实质是“三段”火炬燃烧(见图1)，获得广泛应用。该项技术包括向炉内输进碳、氢化合物把炉内主燃烧区已生成的NOX强化还原。在缺氧燃烧区内形成含氮原子团(NH和CH)。主燃烧区在一般过量空气系数下，输进80%～90%燃料，保证燃料稳定点燃，剩下20%～10%的燃料(最好是高反应性煤或燃气)由另装喷嘴在空气不足条件下输进炉内。它与火焰相混燃烧，过量空气系数降至0.9～0.95。三次风由装在主燃烧器组上部的喷嘴射进炉内。最终把燃料烧透。检验结果表明：该系统能使NOX还原成N2。
表3示出美国采用“三段”火炬燃烧系统的锅炉及其应用效果。由表得知：有16台大型煤粉炉(其中美国占14台)已经或即将采用该系统。这些炉的NOX排放浓度将降低39%至67%。容量最大机组为Shearer热电厂(Southem Company)NO.1机组818MW，该炉于2001年采用把部分煤粉输进还原区的“三段”火炬燃烧系统。Longannet热电厂(Scottish Power)NO.2容量为600MW机组锅炉利用掺烧天然气(按热量计其份额约为20%)作还原剂；“拉登金斯克”地区电站容量为300MW的NO.4机组旋流式燃烧器液态排渣炉目前正在作烧多数燃料(天然气，重油及煤粉)的“三段”火炬燃烧系统改进设计。
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2.6选择性非催化还原减排NOX法
向锅炉注入反应剂(氨或尿素)对烟气进行脱硝处理有“选择性非催化还原”(SNCR)和“选择性催化还原”(SCR)两大类，二者区别为后者不设专门的“催化器”，其原理是向主燃烧区后部注入反应剂使已生成的NOX还原成分子态氮(N2)和水蒸汽(H2O)。由于工程费用高，阻碍它的推广应用，在发达国家也只有少数环保要求特严区使用。
图2示出SNCR系统简图。研究发现，最佳还原反应温度为980℃至1150℃范围。故SNCR法反应剂向炉膛上部注入(见图2)。尿素和炽热烟气掺和后便释出氨(NH3)和烟气产生复杂化学反应。通常，少量氨会还原成NO，少量氧化成NOX，还有若干来不及反应随烟气一起流经尾部对流受热面进入烟囱排向大气。当不合上述温度和混合不匀、反应时间不足时，氨利用率下降漏损量增大。
烷含硫煤氨浓度又高时，会促使氨和SO2、SO3反应生成硫酸盐和亚硫酸盐，导致空气预热器堵灰。漏氨不仅污染大气，而且使捕集飞灰品质变差，浓浓异味灰直接影响市场销售，故设计SNCR系统时尤其在其运作过程务需对漏氨严密控制和检测。
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应用SNCR脱硝虽把NO还原成N2为主导，但还应顾及NO2和O2产生反应，温度高时，这种反应还相当强烈。
SNCR系统“末端”烟温低于980℃，还原速度变慢。虽然如此，在流化床锅炉上用此法脱硝成效卓然，在较低温度下，由于掺混时间极充足，故反应全面，漏氨极微，减排NOX明显。
尿素或氨需以不同通路和机构输进炉内，尿素比氨反应温度略高(高55℃～83℃)。多数用户乐意采纳尿素作反应剂，滴态尿素和烟气相触能全蒸发，且便于贮存运输，成为用户首选。
锅炉负荷改变会影响SNCR脱硝技术特性，炉膛出口烟温随负荷而变，燃烧产物在炉内停留时间各异。解决途径：一是在不同层注入反应剂；二是改变注入量。
在负荷变动频繁、炉上应用SNCR，宜从多处注入反应剂，各自设单独喷注装置，操作机构接入锅炉“自控”系统，运行管理仍十分简便。
表4示出美国不同型炉烧不同燃料锅炉应用SNCR系统汇总。
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锅炉炉膛尺寸随锅炉设备大型化而增大，反应剂在炉内撒布均匀性将变差影响脱硝效果。由表4所列数值可以印证：Salem Harbor热电厂容量较小炉，NOX排放浓度可降40%以上，而Cardinal热电厂容量较大炉，仅降30%甚至更少。
2.7选择性催化还原(SCR)系统
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图3示出选择性催化还原(SCR)脱硝系统。向烟气喷注氨或氨水，接着氨和NOX在设于催化器内的料层表面上进行催化还原反应，把NOX还原成N2和水蒸汽(H2O)。最佳反应温度为350℃至400℃，脱硝效率极高，一般可达80%至90%甚至更高。锅炉负荷降低时，把小股烟气通过“旁通”烟道输进催化器，以提升烟温，保证催化器进口需求温度。多数把催化器设于省煤器和空预器之间，如图3所示，称为“热侧”(Hot-side)或“高尘”(High-dust)型SCR系统。对于配用“热”电除尘(电除尘器装在空预器前)锅炉，因烟气已经过除尘，飞灰低，催化器装在电除尘器与空预器之间，这种系统称“低尘”(Low-dust)型SCR系统。对于配用除硫装置的锅炉催化器总是装在除硫设备之后，称为“末端”(Tail-end)或“冷侧”(Cold-side)型SCR系统。这种系统要求另增燃料(或用其它方式)对烟气实施二次加热把烟温提升到需求值。为节省工程费用，一般采用“高尘”型SCR系统。
在用钛钒(TiO2-V2O5)优质金属材料构制的催化器前方设置烟气导流板(见图3)，把烟气均匀引进催化器以利反应作用，掺氨烟气通经陶质蜂巢型孔格或涂抹特殊成分料层的并排金属板，和SNCR系统相比SCR具有脱硝效率高、反应剂利用充分突出优点，由于NO为主要生成物，氨和NOX比率一般为1：1。这对评价SCR设备性能意义重大。倘若催化器烟道断面内氨不均匀分布，将直接影响脱硝效率，可借增设“料层”挽回。催化器前烟速、空间温度分布对反应是个重要参数，在设计SCR系统时，通常采用“气流模化”手段探求保证烟速、烟温分布状态最优，投用时调控氨量处于最佳并定期作监测。
烟中灰尘不仅损害催化器金属并生成灰垢，使催化活性变差，目前，催化器尚难做到不沾灰长期使用，个别料层每年都得换新。美国在固态排渣炉上应用的催化器更换构件的间隔一般为24000小时，有的为32000小时。在装有飞灰回燃系统锅炉上的为14000小时，几乎使用2年多需换新。液态排渣和装有飞灰回燃的锅炉曾发生过“砷(砒霜)污”问题。例如美国Memmak热电厂NO.2炉把100%飞灰输进前置旋风炉膛再燃催化器料层仅使用14000小时需更换，个别炉平均用24000小时。
近年，有台固态排渣炉烧美国“宾”州西部矿区煤，飞灰含CaO量异常低(按质量计低于飞灰总量的2.5%)发生过催化器“砷污”，是因CaO含量不足，气体砷不能被有效吸收所致。
日本、德国在电站煤粉炉和工业锅炉上广泛应用SCR系统。近年，美国应用SCR作减排NOX手段风糜一时，成为“新潮”。表4示出美国1998年投用SCR设备的锅炉。此外，有5台在建，84台设备已认购。SCR装用机组总容量达到4800万kW。
2.8增还原气(AGR)改进型“三段”燃烧系统
近年，美国开展脱硝新技术。研制技术中，有增尿素或氨作还原剂(AGR)的改进型“三段”火炬燃烧系统。AGR技术向还原区后烟气增添尿素或氨，其初衷是把“三段”火炬燃烧系统调整成在SNCR系统内把NOX再行强化还原，使NOX再次削减生成自由原子团。
AGR系统实施方案有两种：一是“三段”燃烧与SNCR系统联合应用(尿素或氨向燃尽区后注入)称为“非协同”型AGR；二是含氮反应剂和三次风一起输进炉内或向还原区前注入，称为“协同”型AGR。
为使在最少氨损耗下高效脱硝，“非协同”型AGR系，含氮反应剂应注进1000℃的烟气中，以利还原反应。该系统在Greenidge热电厂(New york)NO.6机组104MW锅炉上示范，NOX降低68%～76%，漏氨＜10ppm。
2.9无还原区增烧少量天然气与“三段”火炬燃烧系统的结合
一种不用含氮反应剂的新法脱硝技术是无还原区增烧天然气(FLGR)与“三段”燃烧系统的结合应用。FLGR法亦称“调控天然气注入”法，即严格调控向炉膛出口注入天然气，使之良好掺和降低NOX浓度。天然气一般向温度比常规“三段”燃烧系统(NGR)低得多的区间输进。NGR系统要求向炉内输进15%～20%(按热量计)的天然气。而FLGR法只需少于10%的天然气。总体上不需输进三次风。FLGR法脱硝效果不如NGR法。注入天然气为7%的示范试验，NOX约降低33%～45%(在锅炉额定负荷时)。表4示出应用FLGR脱硝法的结果。
2.10无还原区增注氨与“三段”火炬燃烧系统的结合
无还原区增注氨(AEFLGR)与“三段”燃烧结合应用脱硝效果与AGR法大致接近。但前者不设三次风，而含氮反应剂和天然气输进炉内是借以在炉内总过量空气系统大于1.0下营造局部还原区。如同FLGR法在还原区内组成局部旋流。但该法含氮反应剂与天然气(或其它炭、氢化合物)结合参予还原反应，这种反应和常规SNCR法中氨或尿素所发生的反应不尽相同，对NOX的还原是在有氧介质下进行的，同时AEFLGR法把氨或尿素输进还原区，在局部氧量极不足区使NOX大幅降低，AEFLGR法还原反应和SNCR法组织的抑止“热”NOX生成反应是不能相提并论的。该法工业示范应用结果：在40%额定负荷下，NOX浓度降低70%；60%时，降60%；100%时，降30%-40%。
在Mercer热电厂(PSE&G电力公司)NO.1，NO.2机组上应用该法；Mudson热电厂NO.2炉凝用；Plesant Prairie(Wisconsin Electric Porer公司)NO.1炉作了工业性示范试验。应用AEFLGR法脱硝结果见表5。
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2.11“混合”式催化还原技术
把SCR和SNCR两种连合起来组成“混合”(HSR)式催化脱硝系统，不仅脱硝效率极高且可大幅度缩减投资。在HSR技术中SNCR系统的运用旨在使NOX生成量减少，漏氨量得以有效控制。在烟气通路内设置SCR的催化器，使NOX另增一道清理“关卡”，视条件允许分阶段安装。
HSR系统比SCR系统工程造价低得多，反应剂利用率比SNCR法更充分有效，漏氨量少。在＜5ppm下，NOX浓度可降低95%。
2.12置催化器于烟路中的选择性催化还原技术
把催化器设置于烟路中(In-duct)选择性催化还原(SCR)技术是种简历利用催化器脱硝法。迄今，在美国唯一全尺寸示范性In-duct SCR装置装在Mercer热电厂一320MW煤粉炉上。该炉由于现场空间狭小无法装就全尺寸催化器配用的进、出连接联箱，故催化器紧置于烟气通路内，和它连接烟道通流烟量仅为总烟量的25%。应用结果：在漏氨量10ppm下，脱硝效率85%～90%。一些厂家设想：把回转式空气预热器换热填料件改用涂抹反应剂的表面复盖层，以增进In-dust SCR装置脱硝功效。这种空预器可单独使用也可和In-ductSCR结合应用。Mercer热电厂应用涂催化剂回转宽预器其出口NOX浓度降低90%(在低漏氨时)。
3 结束语
近年，美国施行新限定有害物向大气排放标准，在严格法令推动下，促使美国大量燃煤锅炉竞相研制和应用新的脱硝技术。文中综述当今美国治理燃煤电厂锅炉NOX排放主要技术计12种，脱硝原理不同，设备结构各异，脱硝效果有别，各有利弊。
迄今，所有抑止NOX生成技术大致可归纳为两大类：一是抑止在主燃烧区生成NOX；二是对主燃烧区已生成NOX进行治理，使NOX降低。
美国称“第一”脱硝法是指在煤粉炉上运用“低NOX”型(LNB)燃烧器和“二段”火炬燃烧(OFA)。两者均利用火炬的分段燃烧抑止NOX。多数电厂用此法使NOX排放达标(第Ⅰ阶段要求)。据称：在177台炉用此技术，NOX排放比1990年低33%～48%。应用LNB，比1990年低40%。
对“第一”脱硝法加以改进—LNB与沿炉膛不同标高多层设置三次风以及与ROFA系统结合应用。在烧半烟煤炉上应用前一技术，NOX浓度降到0.0645mg/m3，后一技术降50%。
“第二”脱硝法是指在煤粉炉上运用“三段”火炬燃烧，选择性非催化还原SNCR及选择性催化还原SCR技术。在14台炉上应用“三段”燃烧技术，NOX浓度降39%～67%(有几台正在安装)。在22台炉上应用SNCR技术。NOX浓度降22%～62%。最近3年SCR几乎成为首选。
对“第二”脱硝加以改进，目前处于检验阶段。AGR和AEFLGR法是“三段”火炬燃烧与SNCR法的结合应用，构想可大幅脱硝。例如，在105MW炉上应用AGR法、NOX浓度降68%～76%。(漏氨＞10ppm)；在5台炉上应用FLGR法，NOX浓度降27%～40%；4台炉上应用AEFLGR法、NOX降50%～70%。
“混合”催化的HSR法是SNCR+SCR，该法脱硝效果完全能达用SCR法的脱硝水平(在漏氨＜5ppm时)，大量节约投资，反应剂省45%。
置催化器于烟路中宽敞部位的“In-duct SCR”法便于现场空间局促条件使用。该法与SNCR法结合利用，在漏氨＜10ppm下，空预器进口NOX可降85%～90%。
应用SCR法用尿素水解制取氨，可减少运输、贮存、氨超载等引发的不安全因素，该法已通过一台565MW负荷多变燃油炉验证。
参考文献
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