兴隆鹏生热力sncr脱硝技改项目可行性分析报告.doc

承德兴隆鹏生热力有限公司热电联产项目SNCR脱硝技术改造可行性研究报告 2014年2月1 总论1.1 项目及建设单位基本情况1.1.1 项目基本情况 (1) 项目名称 河北承德兴隆县鹏生热电有限公司热电联产项目130t/h，2*75t/h烟气脱硝技改项目。 (2) 项目建设性质 本项目属技改项目。 (3) 项目建设地点 本项目建设地点位于兴隆县兴隆镇北区工业园。 (4) 建设规模 电厂现有容量为75t/h两台和130t/h一台的循环流化床锅炉，本项目为 1 号3 号锅炉烟气脱硝改造。 (5) 建设进度 本项目烟气脱硝改造计划利用机组大、小修进行，工期一般按 60天控制。3 台锅炉的改造工作计划在 2014年 3月2014 年 6 月 1日前完成。1.1.2 建设单位基本情况 (1) 建设单位：河北承德兴隆县鹏生热电有限公司 单位性质：股份制企业 建设单位负责人：刘伟 (2) 建设单位基本概况 兴隆县鹏生热力有限公司位于承德兴隆县城东部北区食品工业园区内，始建于2010年8月，主营范围：热电联产，兼营煤炭批发。目前主要为园区内40余家食品加工企业及麦芽糖厂供汽和华北电网输送电。为保证生产安全稳定，公司在原有一炉一机（一台130t/h循环流化床锅炉及一台25MW汽轮发动机组）基础上于2011年投资3500万元再建一台75t/h流化床锅炉（现已投入生产），有效地保证了生产稳定运行，为企业取得良好的经济效益和社会奠定了基础。 为保证供热需求和稳定，公司拟再建一台75t/h循环流化床锅炉配一台12MW抽背式汽轮发电机组，该项目总投资约9600万元，另外重新架设供热管线、新建换热站同时对原有供热管线进行改造需投资2000多万元，两项总计投资1.16亿元。项目建成后企业将形成三炉两机生产运行规模，有效的满足和保证供热的需求与稳定，促进县域经济和环保的快速发展。1.1.3 项目编制单位资质 新疆电力设计院具有质量管理体系认证证书、环境管理体系认证证书、职业健康安全管理体系认证证书、电力行业设计甲级、勘察综合甲级、建筑设计甲级、工程总承包甲级、工程咨询甲级、测绘甲级、水土保持方案编制甲级、环境影响评价甲级、工程监理甲级、劳动安全卫生预评价乙级，以及市政(热力)设计乙级、环境污染防治乙级、消防设计乙级等资质。1.2 编制依据及原则1.2.1 编制依据 (1) 兴隆鹏生热电有限公司兴隆县鹏生热力有限公司热电联产脱硝技改项目可行性研究报告的委托(见附件一)； (2) 环境保护部文件环发201010 号关于发布火电厂氮氧化物防治技术政策的通知； (3) 兴隆县兴隆热力有限公司北区供热厂建设项目环境影响报告书 (4) 火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)(2012 年 1 月 1 日起实施)； (5) 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)； (6)小型火力发电厂设计规范(GB50049-2011)(2011 年 12 月 1 日起实施)； (7) 火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程(DL/T5240-2010)； (8) 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法(HJ563-2010)； (9) 火电厂烟气脱硝技术导则(DL/T296-2011)； (10) 火力发电厂设计技术规程，以及各专业有关技术规程规定； (11) 中华人民共和国的有关法律、法规、部门规章及工程所在地的地方法规； (12) 现行有关的国家标准、规范，行业标准、规范及自治区级有关标准、规范；1.2.2 编制原则 根据热电厂现有工艺系统及设备现状，以及有关设计参数，结合烟气脱硝改造后应满足的安全、经济运行的要求，提出改造方案。改造后 NOx 排放浓度达到火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)中的要求，13 号进行锅炉氮氧化物排放浓度应小于100mg/m3。 (1) 立足本项目 NOx 排放现状，结合国家最新环境法规及标准的要求，提出本次烟气脱硝改造技术上可行、经济性良好合理的 NOx 排放浓度。 (2) 结合机组的现状，包括机组容量、剩余寿命等，充分考虑当地的资源条件和建设条件，包括现场施工条件、允许的施工周期等，对脱硝改造方案进行有针对性的研究。 (3) 在优化方案的基础上，推荐脱硝工艺，亦即在技术上先进适用、经济适宜、操作可行、进度合理，且本项目实施后，能达到预期的技术目标，最终实现环境、社会和经济效益的提高。 (4) 脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理同容量燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉机组有较好的适用性。 (5) 低氮燃烧系统及脱硝系统能持续稳定运行，装置使用寿命不低于 20 年，系统可用率与主体工程一致，且它的启停和正常运行均不影响主体工程的安全运行和热电厂的文明生产。 (6) 机组年利用小时均按 8000 小时考虑，其中一台75t/h的为备用炉，整体运行数据及经济指标按照一台130t/h和一台75t/h计算。(7) 与本技改项目研究有关的基础数据，采用兴隆热电有限公司提供的资料及数据。1.3 研究范围及编制分工 本项目可行性研究的范围和深度按照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)的要求进行工作和编制。锅炉烟气脱硝改造可行性研究主要包括： (1) 锅炉烟气脱硝改造项目的建设条件； (2) 锅炉烟气脱硝改造项目的工艺方案论证； (3) 锅炉烟气脱硝改造项目工程的设想； (4) 锅炉烟气脱硝还原剂来源及制备； (5) 提出本项目改造对环境的影响及防治措施原则； (6) 提出项目改造的有关职业安全、职业卫生、节约能源及定员方案； (7) 锅炉低烟气脱硝改造项目投资估算及技术经济评估。 综合以上各方面的研究成果，对本项目改造的可行性提出主要结论意见，并对下一步工作提出建议。 本项目由河北诚誉喷雾技术有限公司负责相应工艺系统、公用系统改造的可行性研究同时进行相应的项目投资估算、环保效益分析、改造最终目标的评价。1.4 项目背景及建设理由1.4.1 项目背景 2011 年 7 月 29 日，环境环护部和国家质量监督检验检疫局联合颁布了火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，要求脱硝改造项目必须于 2014 年 7 月 1 日前完成改造并投入试运行。现有热电厂装机容量为 37MW机组，配1 台 1300t/h和2台75t/h次高压循环流化床锅炉。全厂氮氧化物排放浓度在387.45mg/m3，已超出最新颁布的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2013)中 100mg/Nm3 的要求。 为满足国家排放标准的要求，承德兴隆鹏生热电有限公司于 2013 年 1月委托河北诚誉喷雾技术有限公司进行兴隆鹏生热电联产项目烟气脱硝技改项目的可行性研究，推荐可行的脱硝方案和工艺，确保热电厂锅炉烟气脱硝技改项目能及时、正确地实施，为下阶段工作顺利开展打下坚实基础。1.4.2 项目改造理由 (1) 项目改造目的及意义 我国一次能源结构中 7080%由煤炭提供，每燃烧 1 吨煤产生 530kg 氮氧化物。据统计显示，2011 年全国氮氧化物排放总量为 2404.3 万吨。在普遍安装高效率脱硫装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固定排放源之一。2011 年火电行业排放的氮氧化物总量已增至 1073 万吨，约占全国氮氧化物排放总量的 45%。在普遍安装高效率脱硫装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固定排放源之一。 氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物 NOx 有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4 和 N2O5，其中氮氧化物(NOX)主要是 NO 和 NO2，吸入人体可引起肺损害，甚至造成肺水肿，并对中枢神经产生影响。大气中的 NOX 和挥发性有机物达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，产生光化学烟雾，导致生态系统遭受损害，农作物减产。光化学烟雾会使大气能见度降低，对人眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，甚至会造成死亡。NOX 在大气中可形成硝酸和细颗粒硝酸盐，同硫酸和细颗粒硫酸盐一起发生远距离输送，从而加速了区域性酸雨的形成。 燃煤电厂是对大气污染物贡献量较大的行业之一，为改善大气环境质量，保护生态环境，对实现火电行业可持续发展，加快循环经济发展，实现总量控制目标和污染物消减目标，消除和减轻环境污染局面都具有重要意义。 (2) 项目改造目标 根据最新颁布的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)要求，自 2014年 7 月 1 日起，现有燃煤火力发电锅炉 NOx 排放浓度，应控制在 100mg/Nm3 以下的要求，同结合现有热电厂锅炉 NOx 排放浓度、锅炉投运时间，热电厂 1、2、3 号锅炉际氮氧化物排放监测浓度在 387.45mg/Nm3 ，确定本次脱硝改造目标为：1、2、3号锅炉氮氧化物排放浓度小于100mg/Nm3。1.5 工作简要过程 2013 年 12月24日 ，受兴隆鹏生有限公司委托，由河北诚誉喷雾技术有限公司开展兴隆鹏生热电有限公司锅炉烟气脱硝技改项目的可行性研究。 2013 年 12月 25日，河北诚誉喷雾技术有限公司脱硝专业人员到热电厂进行实地考察，并听取公司相关人员的调研汇报，同时与公司、热电厂相关技术人员进行了充分沟通。并根据建设单位要求，对国内脱硝工程进行全面的调研和收集资料； 2013 年 12 月 27 日2013 年 12 月29 日，项目组进行有针对性的分析和研究，完成了本项目烟气脱硝改造可行性研究报告初稿的编写并向建设单位征求意见； 2013 年1 月 2125日，与电厂相关人员进行技术交流，补充收集资料。 2014 年 4 月 20 日，完成低氮燃烧系统改造及脱硝改造工程可行性研究报告的编制工作。 在编制可行性研究报告的工作过程中，我院得到了兴隆鹏生热力有限公司热电厂、以及相关单位的大力支持和帮助，在此一并感谢大家的支持。 兴隆鹏生热力有限公司热电厂参加人员名单姓名职务/专业职称姓名职务/专业职称 本项目可研编制阶段河北诚誉喷雾技术有限公司参加人员名单姓名职务/专业职称姓名职务/专业职称郭娟宝工艺设计助 工张立刚电气主工工程师 2 热电厂概况2.1 厂址与电厂建设概况2.1.1 厂址位置兴隆县地处河北省东北部，承德市南部，长城北侧。北纬40度12分至40度43分，东经117度12分至118度18分。全县疆界为3000多平方公里。东与迁西、宽城两县交界，西与北京平谷、密云两县接壤，北与承德县相邻，南隔长城蓟县、遵化毗连，是京、津唐、承四市的近邻。县政府驻地兴隆镇距首都北京140公里，距省会石家庄373公里，距承德市110公里。2.1.2 工程地质与水文气象 全县年平均气温在 6.510.3之间。县境多山，气温垂直变化明显。冬季盛吹西北季风，寒冷一月平均气温为-7.5，夏季吹东南季风,天气炎热多雨，七月平均气温在22以上，无霜期约为135天。年际变化大，地区差异大，降水由北向南递增，东西走向的山脉迎风坡降水较多，背风坡降水少。由此可见，全县降水丰沛，雨热同期，对农林牧各业生产较为有利。兴隆河流较多，多源于县内中部山地，呈辐射状向邻县分流。主要河流有滦河、柳河、撒河、黑河等。其中柳河最长，源于兴隆县西南六里坪山东叶品，在本县柳河口注入滦河。 2.1.3 交通运输 (1) 铁路运输条件 兴隆县交通十分便利，京承铁路纵贯兴隆全境。 (2) 公路运输条件 是京建、津围公路的必经之路，距离京、津、唐、承均在两小时车程之内。2.2 电厂建设概况 现有热电厂装机容量为37MW机组，建设规模为1台 130t/h 和2台75t/h次高压循环流化床锅炉，配1 台 25MW 背压式汽轮发电机和一台12MW背压式汽轮发电机。本工程环评于 2013 年 8 月，由河北省环保厅批复。 3.2 脱硝还原剂选择3.2.1 还原剂特性 火电厂脱硝还原剂选择是整个脱硝系统中很重要的一个环节。目前，世界上脱硝系统最常用的还原剂有三种：液氨、氨水和尿素。 无水氨的特性：亦名液氨，为 GB12268-90 规定之危险品，危险物编号 23003。无色气体,有刺激性恶臭味。液态氨变气态氨时会膨胀 850 倍，并形成氨云。氨蒸气与空气混合物爆炸极限 1625%(最易引燃浓度 17%)和遇高温(93C 以上)时有爆炸的危险，氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其它可燃性物质存在，则危险性更高。 氨水的特性：氨水与无水氨都属于危险化学品。氨溶液：含氨50%的氨溶液，危险货物编号为 23003。35%含氨50%为危险货物品名表、危险化学品名录(2012版)规定之危险品，危险物编号为 22025。10%含氨35%的氨溶液，危险货物编号为82503；用于脱硝的还原剂通常采用 20%25%浓度的氨水。无色透明液体，易分解放出氨气，温度越高，分解速度越快，可形成爆炸性气氛。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。与强氧化剂和酸剧烈反应。与卤素、氧化汞、氧化银接触会形成对震动敏感的化合物。接触下列物质能引发燃烧和爆炸：三甲胺、氨基化合物、1-氯-2，4-二硝基苯、邻氯代硝基苯、铂、二氟化三氧、二氧二氟化铯、卤代硼、汞、碘、溴、次氯酸盐、氯漂、氨基化合物、塑料和橡胶。腐蚀铜、黄铜、青铜、铝、钢、锡、锌及其合金等等。 尿素的特性：尿素是白色或浅黄色的结晶体，易溶于水，水溶液呈中性反应。不同尿素浓度的水溶液有不同结晶温度，40%(重量)尿素水溶液结晶温度约 2、50%(重量)尿素水溶液结晶温度约 18。固体的尿素，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等疏水物质、或用防湿薄膜形成 Methylene Diurea(MDU)，其吸湿性大大下降。与无水氨及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品，是农业常用的肥料，无爆炸可能性，完全没有危险性。尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来确保安全。3.2.2 还原剂特点 在燃煤电厂脱硝工艺中直接参加化学反应的是还原剂氨气。氨气有二种制备方法，即直接法和间接法。直接法通过液氨或氨水汽化制取氨气；间接法即为水解或热解尿素法制取氨气。因此，选择还原剂原料主要有三类：液氨、氨水、尿素。主要特点如下： (1) 液氨的投资、运输和使用成本为三者最低，但液氨属于易燃易爆物品，必须符合国家有关的法规和劳动安全卫生标准的要求，其运输、存储涉及应有严格的安全保证和防火措施。 (2) 脱硝所用氨水的质量百分比一般在 2030%，较液氨安全，但运输体积大，运输成本相对液氨高。 (3) 尿素是一种颗粒状的农业肥料，安全无害，但用其制氨的系统复杂、设备多，初投资大，大量尿素的存储还存在潮解的问题。 在这三种还原剂原料中，最早的 SNCR 系统是采用液氨作为还原剂的，不管是液氨还是氨水都可以使用。液氨为高压储存，氨水浓度达到 28%时，也有相当大的储存压力，使得氨水的储存系统变得复杂和昂贵。如果使用氨水，一般也是用 20%浓度的氨水，然而随着浓度的减小，所需的储存容积会增加，从而提高了投资费用。3.2.3 还原剂选择 本项目 13 号炉若采用的是 SNCR 脱硝工艺，还原剂氨水和尿素比较，见表 3.2-1。 表 3.2-1 SNCR 脱硝还原剂液氨和尿素比较项目氨水尿素品质要求质量分数20/25%，残渣含量0.3g/l，色度/号80号纯度应保证总氮含量在46.3%以上合格品技术工艺成熟成熟成熟占地较大小系统复杂性较简单简单还原剂的消耗高低还原剂的费用低高运输费用低较高安全性有毒无害存储条件阴凉通风处常压、干态存储方式储罐(液态)料仓(微粒状)制备方法20-25%浓度的氨水溶液10%浓度的还原剂系统响应性快慢最佳反应温度85010509001100管道堵塞现象无有初投资费用低低运行费用低低设备安全要求应符合GB150危险化学品安全管理条例等相关规定 由表 3.2-1 可以看出，采用 SNCR 喷入炉膛的还原剂应在最佳烟气温度区间内与烟气中的 NOx 反应，并通过喷枪的布置获得最佳的烟气还原剂混合程度以达到最高的脱硝效率。如采用氨水作为还原剂，最佳反应温度是 8501050。如采用尿素作为还原剂，最佳反应温度是 9001100，而现热电厂炉膛温度在830900,可以满足要求。 国内采用 SNCR 脱硝还原剂多采用尿素，尿素运输、储存、输送都无需特别的安全防护措施,只需用普通的聚丙烯编织袋内衬塑料薄膜包装运输即可，但受温度影响很大，温度低会因热量不足而反应缓慢，造成还原剂不能完全反应，其后果是一方面使得脱硝效率降低，另一方面使大量未完全反应的氨随烟气逃逸进入大气。 本项目考虑到所处区域及场地限制，SNCR 脱硝如采用液氨，对安全要求较高，所以建议采用氨水和尿素共用的脱硝系统。3.3 公用工程系统及配套设施现状3.3.1 供水 热电厂现有 1 条供水管线，供水管管径为 DN400，供水能力可达 1400m3/h，供水能力能满足热电厂全厂最大耗水量。3.3.2 供电 经现场调查，现有热电厂厂用电系统设计时未考虑脱硝装置的用电负荷，但因为脱硝系统用电负荷很小，所以无需重设脱硝电源。本项目烟气脱硝供电为低压负荷，可从附近区域引接。3.3.3 气源 公司原有的螺杆式空压机，排气压力 0.8MPa，主要用于锅炉微油点火系统、锅炉吹灰调节阀控制气源及检修使用，用气量很小，但是如采用SNCR 脱硝，用气量较大，在 8m3/min 左右，原产气量不能满足烟气脱硝改造工程压缩空气的使用。3.3.4 蒸汽 脱硝系统的蒸汽主要供尿素溶解用，而锅炉自用蒸汽压力为 0.81.3MPa，可满足脱硝工艺用汽要求。因此，脱硝工艺用汽可就近从热电厂辅汽联箱引接。 4 脱硝工艺方案的选择4.1 燃煤锅炉 NOx 的生成机理 通常所说的氮氧化物 NOx 有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4 和 N2O5，其中NO 含量超过 90%，NO2 占 510%，N2O 只有 1%左右。煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)，这二种统称为氮氧化物(NOx)，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。研究表明，在煤的燃烧过程中生成 NOx 的主要途径有三个： (1) 热力型 NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的 NOx。 (2) 快速型 NOx，它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如 HC 等反应生成的 NOx。 (3) 燃料型 NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而生成的 NOx。 这三种类型的 NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx 是最主要的，其占 NOx 总量的 6080%，热力型其次，快速型最少。4.1.1 热力型 NOx 的生成机理 热力型 NOx 是空气中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO 和 NO2 的总和，其总反应式为： N2+O22NO NO+O2NO2 热力型氮氧化物的生成与燃烧温度、氧分解后的氧原子浓度、停留反应时间的关系很大，当燃烧区域温度低于 1000时，NO 生成量很小；当温度在 13001500时，NO的浓度在 5001000ppm，而且随着温度的升高，氮氧化物生成速度按指数规律增加。因此，温度对热力型氮氧化物的生成具有决定作用。一般煤粉炉热力氮氧化物占 1020%。 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。4.1.2 燃料型 NOx 的生成机理 燃料型 NOx 的生成是燃料中的氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化反应而生成的 NOx，称为燃料型 NOx。在 600800时就会生成燃料型 NOx。燃煤电厂锅炉中产生的 NOx 中有 7590%是燃料型 NOx。因此，燃料型 NOx 是燃煤电厂锅炉产生的 NOx 的主要途径。研究燃料型 NOx 的生成和破坏机理，对于控制燃烧过程中 NOx的生成和排放，具有重要的意义。 燃料型 NOx 的生成和破坏过程不仅和煤种特性、燃料中的氮化合物受热分解后在挥分和焦炭中的比例、成分和分布有关，而且其反应过程还和燃烧条件(如：温度和氧)及各种成分的浓度等密切相关。研究它的生成机理，大约有以下规律： 燃料在进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨(NH4)和 CN 等中间产物，它们随挥发分一起从燃料中析出，它们被称为挥发分 N。挥发分 N 析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭 N。随着炉膛温度的升高及煤粉细度的减小(煤粉变细)，挥发分 N 的比例增大，焦炭 N 的比例减小。挥发分 N 中的主要氮化合物是 HCN 和 NH3，它们遇到氧后，HCN 首先氧化成 NCO，NCO 在氧化性环境中会进一步氧化成 NO，如在还原性环境中，NCO 则会生成 NH，NH 在氧化性环境中会进一步氧化成 NO，同时又能与生成 NO 进行还原反应，使 NO 还原成 N2，成为 NO 的还原剂。 主要反应式如下： 在氧化性环境中，HCN 直接氧化成 NO： HCN+ONCO+H NCO+ONO+CO NCO+OHNO+CO+H 在还原性环境中，NCO 生成 NH： NCO+HNH+CO 如 NH 在还原性环境中： NH+HN+H2 NH+NON2+OH 如 NH 在氧化性环境中： NH+O2NO+OH NH+OHNO+H2 NH3 氧化生成 NO： NH3+OHNH2+H2O NH3+ONH2+OH NH2+ONO+H2 以上反应生成的 NOx 燃烧过程中如遇到烃(CHm)或碳(C)时，NO 将会被还原成氮分子 N2，这一过程被称为 NO 的再燃烧或燃料分级燃烧。根据这一原理，将进入锅炉炉膛的煤粉分层分级引入燃烧的技术，可以有效的控制 NOx 的生成排放。 在一般情况下，燃料型 NOx 的主要来源是挥发分 N，其占总量的 6080%，其余为焦炭 N 所形成，占到 2040%。在氧化性环境中生成的 NOx 遇到还原性气氛时，还会还原成 N2。因此，锅炉燃烧最初形成的 NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的 NOx 可能被还原或称被破坏。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，在过量空气系数大于 1 的氧化性气氛中，煤的挥发分越高，NOx 的生成量越多，若过量空气系数小于 1，高挥发分燃煤的 NOx 生成量较低，其主要原因是高挥发分燃料迅速燃烧，使燃烧区域氧量降低，不利于 NOx 的生成。4.1.3 快速型 NOx 的生成机理 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 分子发生反应，形成的 CN、HCN，继续氧化而生成的 NOx。因此，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。4.2 脱硝工艺简介 目前，控制 NOX 排放的措施大致分为三类，第一类是低氮燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的 NOX，来降低氮氧化物排放；第二类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。这些技术可单独或组合使用。4.2.1 低氮燃烧技术(简称 LNB) 由 NOx 的形成条件可知，对 NOx 的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。因此，低氮燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止 NOx生成及降低其排放的目的。 现代低氮燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低氮燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度，气氛与停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氮基中间产物来抑制或还原已经生成的 NOx。目前，对低氮燃烧技术的要求是，在降低 NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。常用的低 NOx 燃烧技术有如下几种： (1) 燃烧优化燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制 NOx 排放的一种实用方法。循环流化床锅炉在这一点上已经做到了改进，可以有效的抑制氮氧化物的产生。煤种不同燃烧所需的理论空气量也不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整。 (2) 空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低 NOx 燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，充分利用燃烧初期产生的氮基中间产物，提高燃烧过程中的 NOx 自还原能力，以降低燃料型 NOx 的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低 NOx 的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的 2535%。对于部分锅炉风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该是技术多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。 (3) 燃烧分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为二个区域进行，将 85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的 NOx，在第二级燃烧区送入 15%的燃料(天然气为主)，进行缺氧燃烧，将第一区生成的 NOx 进行还原，同时抑制 NOx 的生成，可降低 NOx 的排放。 (4) 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了 NOx 的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化。 (5) 低 NOx 燃烧器 将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制 NOx 生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低 NOx 燃烧器，一般可以降低 NOx 排放浓度的 3060%。4.2.2 炉膛喷射脱硝技术 炉膛喷射脱硝实际上是在炉膛上部喷射某种物质，使其在一定的温度条件下还原以生成的 NOx，以降低 NOx 的排放量。它包括喷水、喷二次燃料和喷氨等。但喷水和二次燃料的方法，尚存在着如何将 NO 氧化为 NO2 和解决选择性非反应的问题，因此，目前还不成熟。下面着重介绍喷氨(或尿素)法。 喷氨法是一种选择性降低 NOx 排放量的方法(因喷入的氨只与烟气中的 NOx 发生反应，而不与烟气中的其他成分反应)，当不采用催化剂时，NH3 还原 NOx 的反应只能在8501050(或 9001100)这一狭窄的温度范围内进行。因此，这种方法又称为选择性非催化脱硝法(SNCR)。氨的喷入地点一般在炉膛上部烟气温度在 8501050(或9001100)范围内的区域。当氨和烟气中 NOx 接触时，会发生下面的还原反应： 4NH3+4NO+O26H2O+4N2 4NH3+2NO2+O26H2O+3N2 4NH3+6NO6H2O+5N2 8NH3+6NO212H2O+7N2 采用该方法要解决好两个问题：一是氨的喷射点选择，要保证在锅炉负荷变动的情况下，喷入的氨均能在 8501050(或 9001100)范围内与烟气反应。一般在炉墙上开设多层氨喷射口。二是喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除 NOx 的效果，但氨量过大，将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此，要求尾部烟气中允许的氨的泄露量应小于 10ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的 NOx 降低率为 3050%。 非催化烟气喷氨脱硝法投资少，运行费用也低，但反应温度范围狭窄，目前在欧洲和美国的 300MW 燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率较低。4.2.3 烟气脱硝技术 由于低 NOx 燃烧技术降低 NOx 的排放是比较低的(一般在 50%以下)，因此，当 NOx的排放标准要求比较严格时，就要考虑采用燃烧后的烟气处理技术来降低 NOx 的排放量。烟气脱硝分为干法、湿法。 (1) 干法烟气脱硝技术 干法烟气脱硝技术包括采用催化剂来促进 NOx 的还原反应的选择性催化还原脱硝法、电子束照射法和电晕放电等离子体同时脱硫脱硝法。 1) 选择性催化还原脱硝法(SCR) 采用该法脱硝的反应温度取决于催化剂的种类，催化剂室应布置在尾部烟道中相应的位置。该方法能达到 6090%的 NOx 降低率。选择性催化剂脱硝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。催化剂反应器在锅炉烟道中的布置有三种可能方案： 锅炉省煤器后、空气预热器前温度在 320420的位置(以下简称前置式布置)。 优点：温度范围适合于大多数催化剂的工作温度。 缺点：催化剂宜中毒，催化剂反应器宜受飞灰磨损，反应器蜂窝状通道宜堵塞，催化剂宜烧结，不适合于高活性催化剂。 布置在静电除尘器和空气预热器之间 该法由于静电除尘器无法在 300400温度下正常工作，因此很少采用。 布置在 FGD 之后(以下简称后置式布置) 当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置(FGD)时，可将催化剂反应器装于 FGD 之后，使催化剂工作在无尘、无 SO2 的烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反应器布置紧凑，但由于烟气温度低(5060)，难以达到催化剂的工作温度，因此，须在烟道内加装燃油或燃气的燃烧器，或蒸汽加热器来加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。 目前采用最多的布置方式是前置式布置。 2) 电子束照射同时脱硫脱硝技术 电子束氨法烟气脱硫脱硝技术(简称 EAFGD 技术)是一种以氨作为脱硫脱硝剂，燃煤锅炉(机组)产生的烟气经除尘后，主要含 SO2、NOX、N2、H2O。它们在电子加速器产生的电子束流辐照下，经电离、激发、分解等作用，可生成活性很强的离子、激发态分子。在电子束的作用下，与氨反应生成硫酸铵和硝酸铵微粒，通过除尘器(副产物收集器)予以除去，从而达到净化烟气的目的。主要反应如下： H 2 SO4 + 2 NH 3 =( NH 4 ) 2 SO4 HNO 3 + NH 3 = NH 4 NO3 SO2 + 2 NH 3 + H 2 O + 1 / 2O2 =( NH 4 ) 2 SO4 为提高脱除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加剂，生成固体化学肥料硫酸铵和硝酸铵。电子束辐射处理烟气技术地优点有：能同时脱硫脱硝，处理过程中不用触媒，不产生二次污染，不受尘埃影响，因是干式处理法，不影响原系统地热效率，烟气可不必再加热即从烟囱排放。添加氨时，副产品可作为肥料使用。 EAFGD 技术国外自 l970 年开始研究，先后有 10 余个国家从事该技术的研究，现已建成的各类装置有 30 余座，其中工业化装置有 5 座，最大装置的处理量为 200MW机组产生的烟气。 EAFGD 技术存在着系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低、固硫固氮反应后生成的化肥能否有效捕集和设备容易阻塞的问题，加上氨法起步晚、业绩少，主要设备如大功率的电子束加速器和脉冲电晕发生装置还在研制阶段。这些都是制约氨法在烟气脱硫上推广的因素，一直没有被企业和环保部门完全接受。由于部分相关技术的限制，目前在大型锅炉上应用尚有一定困难。国内目前的应用有：成都热电厂 3.0105m3/h 的电子束氨法示范装置，杭州协联热电有限公司建成了3.054105m3/h 的商业化装置；北京京丰热电有限责任公司 150MW 燃煤发电机组排放烟气的高技术产业化示范工程。 由于该项技术存在明显的缺点(系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低)，因此不作推荐。 3) 电晕放电等离子体同时脱硫脱硝技术 电晕放电过程中产生的活化电子(520Ev)在与气体分子碰撞的过程中会产生OH、O2H、N、O 等自由基和 O3。这些活性物种引发的化学反应首先把气态的 S02 和 N0x转变为高价氧化物，然后形成 HNO3 和 H2SO4。在有氨注入的情况下，进一步生成硫酸氨和硝酸氨等细颗粒气溶胶。产物用常规方法(ESP 或布袋)收集，完成从气相中的分离。 锅炉排放的烟气首先经过一级除尘，去掉 80%左右的粉尘。之后将烟气降温到 708