作者：许跃军

    摘要：在社会发展到今天，环保越来越显得重要。减少 NOx 排放是燃煤电厂尤其位于或靠近大都市的一个燃眉之急。对于燃煤机组，约 75% 的 NOx 是"燃料 型NOx"(燃料中氮的氧化)，25% 的 NOx 是"温度型NOx"(空气中的氮分解和氧化) 。本文简要介绍燃煤电厂降低氮氧化合物的基本方法，以供燃煤电厂脱硫脱氮之借鉴。
    关键词：脱氮工艺　浅谈

    1　概述
    国华北京热电分公司技改工程安装4台410t/h燃煤锅炉、2台200MW双抽汽轮发电机，1999年12月两台机组相继投入发电运行。为满足北京市愈来愈严格的环保要求，减少烟气中SO2、NOX的排放，利用德国政府贷款，随同ABB汽轮发电机组在＃2机组同步安装一期石灰石／石膏石湿式烟气脱硫装置，用以处理＃3、4炉尾部排放烟气，工程于2000年10月正式投入运行；利用多方融资方式在＃1机组2001年起安装二期石灰石／石膏湿式烟气脱硫装置，用以处理＃1、2炉尾部排放烟气，工程于2003年10月正式投入运行。目前各项脱硫指标均已达到或超过北京市环保指标。
    但是随着2008年北京奥运会的日益临近，及北京市政府对方圆50公里发电厂NOX的排放量即将实施重罚制度的出台，国华北京热电厂及所属的国华股份有限公司为了股东权益最大化和国华北京热电厂及其员工的生存，一期脱氮项目目前已提到日程上来，计划于2005年＃1炉大修期间脱氮工程启动。
    1.1　锅炉额定参数
    我公司4台锅炉均为哈尔滨锅炉有限责任公司生产。按燃用大同煤设计、计算的额定参数如下：
    锅炉型号HG-410/9.8-YM15；
    额定蒸发量410h/t；
    额定主汽温度540℃；
    额定主蒸汽压力9.8MPa；
    锅炉一次风进风热风温度315℃；
    锅炉一次风进风冷风温度为环境温度；
    锅炉一次风温度160℃；
    锅炉二次风温度315℃；
    锅炉排烟温度为135℃；
    由于改烧神华与准格尔混煤，解决锅炉结焦的问题，相应某些参数发生了变化。根据运行的情况和需要对锅炉的风管进行了改进：一次风管由原Φ530加大为Φ630mm，三次风管由Φ219mm加粗为Φ426mm。这样加大了一次冷风温度调节的范围，增加了制粉系统停止时炉膛的进风能力。
    1.2　锅炉燃烧系统介绍
    各炉配备有两套中间储仓式钢球滚桶磨煤机的制粉系统，两套制粉系统共用一个粉仓。各炉粉仓之间及#1、2炉和#3、4炉之间可通过齿索输粉机送粉。磨煤机型号MG350.600-I，出力45t/h左右（运行经验），排粉机为离心式，型号M5-29-11 NO20D。锅炉为四角喷燃布置，热风送粉。各角喷口由下向上为下二次风、一层一次风、次下二次风、二层一次风、次上二次风、三层一次风、上二次风、OFA风、三次风。各一次风火嘴有周界风。三次风管接有三次热风，在排粉机停止后开启。四角二次风大挡板投入自动，用于控制一次风压。一次风箱AB侧各有一温度测点，其温度控制分别由各侧一次风冷、热挡板协调完成。两侧一次热风由热风环行风道各侧引出，两侧一次冷风分别由两送风机出口引出。
    2　燃煤电厂降低氮氧化合物有两种基本方法
    (1) 燃烧调整，通过改造低氮燃烧器，辅以较好的还原性气氛，降低氮氧化合物的产生。
    (2) 二次调整，通过在锅炉尾部烟道加设脱氮装置，降低氮氧化合物的产生。
    (3) 燃料在炉膛内燃烧产生氮氧化物，主要以一氧化氮形式存在，极少部分（5％）生成二氧化氮。燃料燃烧后的烟气自烟筒排放后与空气中的氧反应生成二氧化氮，二氧化氮与空气中的水蒸气反应生成腐蚀性硝酸，即酸雨。
    影响一氧化氮生成的主要因素是燃料中氮含量、炉膛温度、炉膛氧量。
    3　燃烧调整脱氮方法及应用
    燃料与氧气充分混合燃烧，降低炉膛出口过量空气系数。采用燃料分层燃烧、二次风辅助燃烧的常规燃烧方式可以达到此项要求，这也是低氮燃烧器所必须具备的条件。过量空气系数的降低，受到燃用神华煤高挥发分易点燃易结焦的负面影响，这种负面影响强烈要求炉膛必须保持一定的过量空气系数，即较好的氧化气氛，降低大焦块的产生。脱硫与脱氮在炉膛内都达到标准要求是一对尚不能完好调和的矛盾。
    采用烟气循环，及降低一次、二次风压，即所谓的低氧燃烧，目的是尽量使燃料中的氮保持游离状态，或生成氮气，而不生成一氧化氮或二氧化氮。这显然与燃用神华煤降低炉膛结焦的措施相左。
    一种有效的"燃料型 NOx"减排机制是要在燃烧区域减少氧的补给。NOx 减排的另一个同等有效的技术是，通过偏置炉膛中的空气和燃料，使炉膛中的燃烧空气和燃料垂直分级。
    锅炉中 CO 水平表示燃料是如何有效地燃烧。CO 通常是在富燃料区中产生。因此，通过降低供氧量减少 NOx和提高效率的努力可能导致比较高的CO。一个最佳的折衷方案是维持 CO 和 NOx 的合理水平。当然改造锅炉燃烧系统决不是轻而易举的事情，要充分考虑CO 和 NOx 的合理水平、煤风配比、蒸汽温度调整、燃烧器分层布置合理的倾角和摆角等诸多因素。
    结论：就目前来说，锅炉采用神华煤燃烧，防止炉膛结焦与低氮燃烧是一对矛盾。但是抛开燃用神华煤的电厂，对其他燃用低挥发分煤种不易结焦的其他电厂而言，采用低氮燃烧还是有较高的借鉴意义。
以美国Labadie发电厂为例简要介绍脱氮工程
    美国Labadie发电厂的1＃到4＃机组，连续四年处于美国环保署的低NOx排放目录上的前四名。每台机组仅排放 0.11 lb/mmBtu的污染物。事实上，目录上前 19 名煤粉燃烧锅炉全部燃烧 PRB 煤而且使用Alstom 低 NOx 燃烧器，并有选择性催化脱除装置。Labadie电厂极小的Nox排放数字不是一夜实现的；他们花费了几年辛苦的工作，由磨煤机开始、到低 NOx 燃烧器几乎所有设备的升级。最终的方案是增加了 Pegasus神经网络燃烧控制系统。Pegasus技术有限公司是KFx家族的一员，公司致力于制定最大能量输出，降低运行成本并且减少环境污染的软件解决方案。Pegasus是基于神经网络的、减少NOX排放同时提高热效率的闭环管理系统中的领先者。公司自从1986年以来一直从事服务于电力工业。
    Pegasus在为改进燃煤锅炉减少NOX排放和提高热效率，满足电站运行要求，提出以神经网络燃烧优化系统的燃烧解决方法，NeuSIGHT系统是集成了人工智能、传感器和控制技术于一体的先进成果。使电站能够自动地、连续地协调他们燃烧过程。NeuSIGHT于1995年8月第一次成为基于神经网络的、和闭环管理控制系统。为了表彰取得的成就，Pegasus因其在研发和商业化燃烧控制技术的领先地位，于1996年获得了DOE(能源部)的工业技术商业化成就奖。
    Power PerfecterTM 是一个基于多变量预测控制器模型，它是一个可用于工厂生产的基因技术。这个高级的基于模型控制器是一个输入/输出变量的静态和动态模型（线性和非线性）的组合：优化操作点、优化控制尽可能快的达到优化点并保持在这个点上。
    输入变量包括那些由控制员更改的复合和干扰变量（即：那些影响锅炉但不能被更改的输入量，例如周围的大气环境）。Pegasus软件对输入/输出的数量没有限制，可以实现超过250个输入和50个输出的大量应用。用户可以通过优化控制器改变对动态和静态对象功能有影响的因数来改变控制器的性能。
    静态优化功能被嵌入到Power PerfecterTM产品中。Power PerfecterTM利用神经网络模型建立优化操作条件。在运行模式中，控制器会根据设定的频率或者控制器的一个参数被更新时，（即调整系数）执行稳态优化器。根据控制器执行，随时调整设定频率，每1000个控制器执行一次――这是客户设定的，默认值为每120个控制器执行。在高度非线性系统中，推荐每控制器执行周期运行稳态优化器来获得高级控制性能。这是因为非线性过程意味着控制变量将对被控制变量有不同的影响，被控制变量决定过程在那一个控制器中执行。
静态优化会为锅炉影响找到最佳点，同时使锅炉保持在特殊限制之内（例如过剩O2量的最低限度，最大不透明度极限，最小/最大过热和再热温度极限、或/和偏差。
    根据指定的目标函数确定运行锅炉的优化点。例如，如果设定的NOX优化率比锅炉效率的优化率高，控制器将牺牲锅炉效率而优化NOX。
    调整Power Perfecter?，使其安排MV的运动来减少 NOx 并且取得最大效率值，同时力图保持CO在 100ppm 的最大极限之下。为了将 NOx 减到最少，控制器设计为接近这个界限而被不超过它。通过设定CO排放的最大模糊界限，这个目标可以在Power Perfecter?中实现。
    应该指出，因为CO 响应性质是指数控制的，信号首先被转换为对数标度，然后再送至Power Perfecter?(这也有助于线性化 CO 的关系)。Power Perfecter?中包括辅助空气节气门需要量，以协助确定并维持通过风箱辅助空气节气门的最佳空气流量。使用一个最小的大约14-15％的模糊限制调整Power Perfecter?。当辅助空气节气门需要量开始走向低于这个界线，Power Perfecter?将试图使其增加。通过维持辅助空气需要量，控制器确保风箱到炉膛差压的控制器不会饱和，及将燃烧不足的其他指示参数减到最小，而不影响 CO 排放量。
    4　二次调整脱氮方法
    4.1　SNCR（可选择性非催化还原）
    排放烟气中加入液氨或25％氨溶液。
    化学反应方程式：4NO+4NH3+O2＝4N2+6H2O
    主反应过程中，氮氧化合物转化生成氮气和水蒸汽。但是这种脱氮方式温度范围非常窄，最佳温度是950℃。温度下降时，反应速率会迅速下降，脱氮能力会下降；温度升高时，一氧化氮形成的同时，氨气氧化加快生成氮氧化物，脱氮能力也会迅速下降。液氨气化后，与稀释空气或蒸汽混合（混合后的氨气比例小于5％），吹入锅炉尾部烟道烟气。很显然，采用这种方式脱氮受到两个重要因素的影响：非常窄的反应温度、烟气流混合介质有效均匀的分布。
    就其本身来说，这种工艺相当简单，复杂在温度点选择受到锅炉负荷的影响，其有效脱氮温度点随着锅炉调峰的周期而变化，还有脱氮最佳温度与氮氧化物的含量不对称。因此不得不在相当大的区域及不同的尾部烟道高度加装氨气喷气口。有可能必须在每个高度在分成几个段，每个段相应配备必要的可变氨气测量仪，这无疑增加了测量和控制技术的复杂性。
    SNCR工艺的一个突出问题是逸氨。主要发生在以下几种情况：
    氨吹入量较多，而温度降至最佳值以下
    吹氨过程中不能使介质有效均匀分布
    氨吹入量较少，温度和氮氧化物含量不对称
    当出现氨气逸出时，粘性沉积物极易造成尾部烟道尤其空气预热器的堵塞和腐蚀。同时氨气逸出，限制了飞灰的可开发利用，并导致脱硫装置废水处理中排污水氨含量升高。采用这种工艺，投资成本低，但是氨耗量高，同时受炉膛温度及观测口的约束。另外可以考虑用尿素替代氨液。
    4.2　SCR（选择性催化还原）工艺：
    加氨同时加入催化剂可有效降低氮氧化物的含量。
    化学反应方程式：4NO+4NH3+O2＝4N2+6H2O
    6NO2+8NH3＝7N2+12H2O
    催化反应过程中，氮氧化合物转化生成氮气和水蒸汽。但是这种脱氮方式温度范围较低而且相对宽泛，理想温度控制在280-400℃。催化材料通常是由二氧化钛构成，V2O5作为活性成分，催化剂的活性随着运行时间而降低。单独的催化元件组合形成模块，将模块分层安装在SCR反应器内。
SCR反应器可设置在锅炉和烟道的不同位置处。燃煤锅炉SCR反应器有两种布置方式：空气预热器前、脱硫装置之后。
    (1) 安装在省煤器之后、空气预热器之前的SCR反应器，这个区域的烟气温度通常在300-400℃之间。氨气经气化处理，与空气混合经喷嘴网吹入烟气中。氨气在氨气-空气混合气体中的所占的比例低于5%。由于吹气时有相当高的冲力，空气混合气体是氨气在烟气中分布更加均匀。利用省煤器出口、空气预热器入口的吹灰器清除SCR反应器催化剂中的积灰。经验表明，SCR反应器后氨逸出量必须小于5vpm（3.8mg/m3），以限制硫酸氢氨的生成。硫酸氢氨的生成会引起综合问题：可以在空气预热器底温端金属部件中成为粘性物质，与飞灰形成进一步的污染、腐蚀和沉积。
    化学反应方程式：NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
    因此必须定期清洗空气预热器。为了减轻此类问题的发生，通常考虑改用更适合脱氮工艺的空气预热器（冷段采用少起伏的搪瓷板）。可以考虑加装省煤器烟气旁路，以缩短加热反应器至运行温度所需的时间，并且在带负荷的情况下保持温度。也可以安装反应器旁路系统，其优点在于冷态启动时可以首先加热高温段，减少催化剂低于水和酸露点的时间；停炉时，隔开反应器保持温度，以缩短锅炉启动和氨测量启动之间的时间。
(2) 安装在脱硫装置之后的SCR反应器，之前必须安装换热器。脱硫装置之后的烟气温度一般在50-80℃之间，而催化时要求烟气温度280-400℃。单纯依赖气起加热装置（GGH）已不能满足此项温度要求，必须另想办法，可以考虑蒸汽换热器等。当烟气加热至催化运行要求的温度后，还原质均匀地分布在烟气中。SCR反应器中的氮氧化物还原后，烟气流经再生式加热器，热量传递给进入脱氮装置的烟气，净烟气随后冷却至80-100℃进入烟筒。
    与安装在空气预热器之前的SCR反应器相比，脱硫装置后SCR反应器缺点是再生式加热器能耗高且有较大的压力损失。优点是可以独立于锅炉安装，不必改造锅炉空气预热器、风道、锅炉结构，可不影响锅炉的运行及出力；经过脱硫后的烟气已去除大部分损坏催化剂的物质（飞灰、二氧化硫、卤代有机化合物、重金属），催化剂的使用时间相对较长，清理催化剂和空气预热器的费用较低，氨逸出也不会影响飞灰和脱硫产品的质量。
采用SCR工艺，初期投资高，但是氨耗量少。
    [参考文献]
    [1] 《脱硫技术协作网年会资料汇编》　　2003.11 
    [2] 《锅炉检修工艺规程》　　国华北京热电分公司  
    [3] 《燃煤电站锅炉降低NOx和改善热功率的人工智能检查与控制》　美国Pegasus技术有限公司