【正文】 拿大的標(biāo)準(zhǔn)值介于我國一、二級和三級標(biāo)準(zhǔn)間，分別為 0. 05 和 ／ m3，美國標(biāo)準(zhǔn)為 ／ m3。 總裝機(jī)容量為 5 600MW，分二期工程建成：一期工程的 1 號機(jī)組 1 臺 600MW于 1991 年建成投產(chǎn)， 2 號機(jī)組 1 臺 600MW 于 1994 年建成投 產(chǎn)；二期工程的 3 臺600MW 機(jī)組于 2020 年建成投產(chǎn)，目前機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定。 2 號機(jī)組鍋爐為加拿大 B＆ W 公司生產(chǎn)的“卡洛琳納”輻射型一次再熱、亞臨界、自然循環(huán)汽包爐， 100％ BMCRI 況下的蒸發(fā)量為 2020t／ h，負(fù)荷變化范圍為 35～ 100％BMCR，負(fù)荷變化率為士 5％ BMCR，年利用小時數(shù)為 7000h。 燃料來源、燃料種類、耗量及元素分析 北侖發(fā)電廠近期燃用煤種為晉北煙煤，其煤種元素分析及耗 量如下表所列： 燃用的煤質(zhì)資料分析如下： 項 目 單位 設(shè)計 最小 最大 收到基低位發(fā)熱量 QYDW KJ/kg 22441 19231 25074 工業(yè)及元素分析 (重量 ) 收到基全水份 Mt % 收到基灰份 Aar % 收到基碳 Car % 收到基氫 Har % 收到基氧 Oar % 收到基氮 NaR % 收到基硫 Sar,t % 哈氏可磨系數(shù) % 2．燃煤鍋爐氮氧化物的生成機(jī)理 燃煤電站中產(chǎn)生的 NOx 一般分為熱力型 NOx、燃料型 NOx 及快速型 NOx（或稱瞬時型 NOx、）。在燃燒溫度低于 15 00oC 時，幾乎觀測不到 NO 的生成反應(yīng)，只有溫度大于 1500oC 時， NO 的生成反應(yīng)才開始明顯。②揮發(fā)分 N中最主要的氮化合物是 NCH 和 NH3。③通常燃燒溫度下，燃料型 NOX 主要來自揮發(fā)分 N，煤粉燃燒時由揮發(fā)分成的 NOx 占燃料型 NOx 的 60 ％～ 80％。是目前應(yīng)用最廣泛、相對簡單、經(jīng)濟(jì)并且有效的方法。 二、空氣分級燃燒 空氣分級燃燒的基本原理是將燃料的燃燒過程分階段來完成。一般控制一級燃燒區(qū)內(nèi)的過量空氣系數(shù)不小于 。 三、燃料分級燃燒 根 據(jù) NOx 的破壞機(jī)理，己生成的 NO 在遇到烴根 CHi 和未完全燃燒產(chǎn)物 CO,H2,C和 CnHm 時，會發(fā)生 NO 的還原反應(yīng)。投資及運(yùn)行費用相對較低。在大型鍋爐中，一般采用空氣煙氣混合器，把煙氣同燃燒空氣混合后送入爐膛。另外，采用煙氣再循環(huán)時要加裝再循環(huán)風(fēng)機(jī)、煙道，還需要場地，從而增大了投資，其系統(tǒng)也較復(fù)雜，另外對原有設(shè)備進(jìn)行改裝時還會受到場地條件的限制。原則是一次風(fēng)粉混合物中的過量空氣系數(shù)大大小于 1，使噴口附近最早的煤粉著火區(qū)形成強(qiáng)烈的還原性氣氛，以大幅度降低 NOx 生成量，同時二次風(fēng)要分成二至三股，分階段送入己看火的煤粉氣流，再煤粉著火燃燒的開始階段，只加入部分二次風(fēng)，繼續(xù)維持一段富燃料燃燒，形成一級燃燒區(qū)。）公司 的 SM 型低 NOx 燃燒器（圖 3— 1） 德國斯坦 謬?yán)展镜腟M型空 氣分級低NOx燃 燒器二次風(fēng)軸向葉片二次燃燒空氣噴口二次風(fēng)一次風(fēng)+煤 粉點火油槍 圖 31 德國斯坦謬?yán)展镜?SM 型空氣分級低 NOX 燃燒器 該燃燒器一次風(fēng)直流，二次風(fēng)通過軸向葉片旋轉(zhuǎn)，一、二次風(fēng)量占總風(fēng)量的 80％左右。它有三個同心的環(huán)形噴口 ,中心為一次風(fēng)噴口，一次風(fēng)量占總風(fēng)量的 15％～ 20％。 美國福斯特惠勒（ Foster Wheeler）公司的 CF— SF 低 NOx 燃燒器（圖 3— 4） 也是一種空氣分級的雙調(diào)風(fēng)燃燒器，通過控制一、二次風(fēng)的分配和火焰的分離來達(dá)到降低 NOx 濃度的目的。 火上風(fēng)上二次風(fēng)高燃料一次風(fēng)中二次風(fēng)貧燃料一次風(fēng)下二次風(fēng)燃燒器橫截面富燃料貧燃料燃燒器正視圖煤和風(fēng)的慣性分離 圖 3— 6 日本三菱公司的 PM 型低 NOx 燃燒器 濃度，由德國斯坦謬?yán)展?。在距中心一次燃料噴口一定距離處，沿半徑方向?qū)ΨQ布置有四個二次燃料噴口 2。保證煤粉完全燃燒的火上風(fēng)由 OFA 噴口 3 送入燃燒器上部的爐 膛，和來自二級燃燒區(qū)的火焰混合，在過量空氣系數(shù) a＝ 的條件下將煤粉燃盡。 外二次風(fēng)旋流葉片內(nèi)二次風(fēng)一次風(fēng)煙氣旋流葉片煙氣環(huán)煙氣套筒圖 3— 8 巴布科克一日立公司的煙氣再循環(huán)型低 NOX 燃燒器 對于直流煤粉燃燒器，日本三菱公司設(shè)計了一種 SGR 型的煙氣再循環(huán)燃燒器（見圖 3— 9），該燃燒器的再循環(huán)煙氣不與空氣首先混合，而是直接送到燃燒器，在一次風(fēng)煤粉空氣混合物噴口的上下各裝有再循環(huán)煙氣噴口，這不僅使二次風(fēng)噴口離一次風(fēng)噴日較遠(yuǎn)，推遲了一、二次風(fēng)的混合，而且在一、二次風(fēng)氣流之間隔以溫度較低的惰性再循環(huán)煙氣，從而在一次風(fēng)噴口附近形成還原性氣氛，且降低了火焰中心的溫度，抑制了 NOX的生成。它包括噴水 、噴二次燃料和噴氨等。因此這種方法又稱為選擇性非催化脫硝法。二是噴氨量的選擇要 適當(dāng)，少則無法達(dá)到預(yù)期的脫除 NOX 的效果，但氨量過大，將在尾部受熱面產(chǎn)生硫酸銨，從而堵塞并腐蝕空氣預(yù)熱器，因此 要求尾部煙氣中允許的氨的泄漏量應(yīng)小于 5PPm，在這一限制條件下，非催化煙氣噴氨脫硝法的 NOX 降低率為 30％～ 70％。 一、干法煙氣脫硝技術(shù) 干法煙氣 脫硝技術(shù)包括采用催化劑來促進(jìn) NOX 的還原反應(yīng)的選擇性催化脫硝法、電子束照射法和電暈放電等離子體同時脫硫脫硝法。催化劑反應(yīng)器在鍋爐煙道中的布置有三種可能方案： ①空氣預(yù)熱器前溫度為 350℃左右的位置（以下簡稱前置式布置） 優(yōu)點：溫度范圍適合于大多數(shù)催化劑的工作溫度。 （二）電子束照射同時脫硫脫硝技術(shù) 經(jīng)除塵后的煙氣，主要含 S 0 NOX、 N H2O。電子束輻照處理煙氣技術(shù)（圖 3 燃燒鍋爐排風(fēng)機(jī)集塵器塵埃冷卻塔氨電子加速器電子加速器反應(yīng)器肥料集塵器排風(fēng)機(jī)煙囪圖 3— 10 電子束加氨法煙氣脫硝系統(tǒng)示意圖 一 10）的優(yōu)點有：能同時脫硫脫氮，處理過程中不用觸媒，不受塵埃影響，沒有老化、結(jié)集、阻塞、清洗等問題，因是干式處理法，不影響原系統(tǒng)的熱效率，煙氣可不必再加熱即從煙囪排放。這些活性物種引發(fā)的化學(xué)反應(yīng)首先把氣態(tài)的 SO2和 NOX 轉(zhuǎn)變?yōu)楦邇r氧化物，然后形成 HNO3 和 H2SO4。之后將煙氣降溫到70～ 80C。 0 約 10％左右。 電暈放電法（ PPCP）與電子束輻照法是類似的方法，只是獲得高能電子的渠道不同，電子束法的高能電子束（ 500～ 800keV）是由加速器加速得到。另一類的單純的濕法洗滌脫硝。 2H2O+2SO2 NO2+2Ca(HSO3)2+2 H2O→ 1/2N2+2CaSO4 應(yīng)該指出，同時脫硫脫硝技術(shù)雖說具有較好的發(fā)展前景，但目前還遠(yuǎn)不如單獨脫硫、脫硝技術(shù)成熟，且脫除率也低于單獨方式，還有待于進(jìn)一步研究。備選方案為： SCR 法、天然氣再燃法、留細(xì)煤粉再燃法、低 NOx 燃燒器、燃燒優(yōu)化調(diào)整（合空氣分級燃燒）等五種方法。 計算結(jié)果 按得分排序為： E、 D、 C、 B、 A。另外，國家已決定從 2020 年 7 月 1 日起，對 NOx 排放實行總量收費制度（收費標(biāo)準(zhǔn)預(yù)計為 0． 60 元／ kgNOx）。這樣經(jīng)濟(jì)性最好。 4 北侖發(fā)電廠脫硫工藝簡介 煙氣脫硫方案簡介 北侖電廠選用的是石灰石一石膏濕法脫硫工藝 石灰石一石膏濕法 脫硫工藝采用價廉易得的石灰石作脫硫吸收劑，石灰石經(jīng)破碎磨細(xì)成粉狀與水混合攪拌制成吸收劑漿。由于吸收劑漿的循環(huán)利用，脫硫吸收劑的利用率很高。應(yīng)用最多的脫硫工藝，特別在美國、德國和日本，應(yīng)用該工藝的機(jī)組容量約占電站脫硫裝機(jī)總?cè)萘康?90％，應(yīng)用的最大單機(jī)容量己達(dá) 11 00MW。機(jī)組燃煤含硫量4． 02％，脫硫裝置入口煙氣 SO2 濃度約為 3500ppm，設(shè)計脫硫效率大于 95％。 脫硫工程總平面布置 北侖發(fā)電廠己建成 5 X 600MW 燃煤機(jī)組并己投產(chǎn)運(yùn)行。天然氣再燃和選擇性催化還原法 （前置式）。可以減到 375～ 450?？諝夥旨壢紵幕驹硎菍⑷剂系娜紵^程分階段來完成。一般控制一級燃燒區(qū)內(nèi)的過量空氣系數(shù)不小于 07。目前應(yīng)用比較成熟的有德國斯坦謬?yán)? （ S t e i n。 1983 年在日本竹原電廠 3 號機(jī)組 700MW 全負(fù)荷應(yīng)用成功，脫硝率達(dá)到 80％。該法的缺點是：煙氣中的飛灰和 SO2 均通過催化劑反應(yīng)器，飛灰對催化劑反應(yīng)器有磨損；高活性的催化劑會使煙氣中的 SO2 氧化成 SO2，煙氣溫度降低時， NH3 和 SO2 反應(yīng)生成硫酸銨，造成催化劑反應(yīng) 器和空氣預(yù)熱器通道的堵塞。但催化劑處于高煙塵NH3 (b)低粉塵 370℃ 370℃ 370℃ 150℃ 煙囪 150℃ GGH HESP SCR AH FGD 90℃ 50℃ 鍋爐 NH3 (a)高粉塵 370℃ 370℃ 150℃ 150℃ 煙囪 150℃ GGH SCR AH ESP FGD 90℃ 50℃ 鍋爐 NH3 (c)尾部設(shè)置 370℃ 150℃ 150℃ 60℃ 煙囪 90℃ GGH AH ESP FGD 340℃ 370℃ 鍋爐 370℃ SCR 加熱器 中，飛灰中的 K、 Na、 Ca、 Si、 As 等易使催化劑中毒 ，而飛灰對反應(yīng)器產(chǎn)生的磨損并使蜂窩狀催化劑中的煙氣通道堵塞，另外煙氣溫度過高還可能導(dǎo)致催化劑的燒結(jié)或失效。 SCR 系統(tǒng)主要由反應(yīng)器、催化劑、氨儲存罐和氨噴射器等組成。 超細(xì)煤粉再燃或天然氣再燃脫硝方案 天然氣再燃脫硝方案 根據(jù) NOx 的破壞機(jī)理，己生成的 NO 在遇到烴根 CHi 和未完全燃燒產(chǎn)物 CO， H2， C 和 CnHm 時，會發(fā)生 NO 的還原反應(yīng)。為了最大限度地減少 NOx 的形成并為再燃提供適當(dāng)?shù)臈l件，燃燒器或旋風(fēng)分離器在機(jī)組正常商業(yè)運(yùn)行下采用最小的過量空氣進(jìn)行操作。值得注意的是，對于大多數(shù)機(jī)組來說，安裝再燃系統(tǒng)噴嘴通常要求對爐墻作新的開 孔。一般采用該方法可使 NOx的排放緩 IK 回天柱氣再過自證項目降低 60％以上，即可以將排放值限制在 300mg／Nm3 以下。圖 5— 4 為天然氣再燃方式的示意圖。年耗氣量（按 7500 小時計算）為 ＝ 6. 4 億 Nm3 供應(yīng)氣量為：西氣東送的天然氣總量 12O 億 NM3／年，杭州站為 13 億立方米。每年多耗資 億元。其基本原理與天然氣再燃基本相同。圖 5— 6 為儲倉式制粉系統(tǒng)超細(xì)煤粉再燃脫硝示意圖。 圖 55 直吹式直粉系統(tǒng)超細(xì)煤粉再燃脫硝示意圖 煤粉+空氣細(xì)粉分離器粉倉熱風(fēng)框內(nèi)為改造部分超細(xì)粉濃縮器小粉倉細(xì)粉再燃噴口除塵器煙囪細(xì)灰OFA噴 口主燃料給粉機(jī)排粉機(jī)燃盡區(qū)再燃區(qū)主燃燒區(qū) 圖 56 三次風(fēng)超細(xì)粉再燃脫硝示意圖 因此， SCR 系統(tǒng)占地面積約為 800～ 1600 m3（當(dāng)然，該系統(tǒng)主要占據(jù)空間面積和高度）。 采用前置式 SCR 系統(tǒng)對脫硫系統(tǒng)的影響情況分析 脫硫系統(tǒng)和脫硝系統(tǒng)的基礎(chǔ)設(shè)計參數(shù)為鍋爐煙氣量，煙氣溫度、和 SO NOx 的含量。因此，不會影響排煙溫度。因此，應(yīng)合理選用催化劑或增加尾部受熱面的防腐措施。的產(chǎn)生溫度不同，回此，超細(xì)煤粉或天然氣再燃對爐膛出口的SO。濃度 以外，其它沒有影響。如果排放標(biāo)準(zhǔn)允許，首先選擇燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級燃燒）和低 NOx 燃燒器，以取得最佳的經(jīng)濟(jì)性；若環(huán)保要求較高，則選用超細(xì)煤粉或天然氣再燃忠對于 SCR 系統(tǒng)，由于投資大，運(yùn)行費用高，所需占地面積（主要是空間位置）較大，尤其是空氣預(yù)熱器前的空間要足夠安裝 SCR 反應(yīng)器才可以考慮。 采用大然氣再燃的系統(tǒng)示意圖見圖 5—