垃圾焚烧氮氧化物生成与控制技术

垃圾焚烧氮氧化物生成及控制技术垃圾焚烧产生的氮氧化物概述•对垃圾焚烧炉而言，由于其过量空气系数较一般煤粉炉取得较大，要求一次风比列也高，这样就使得其排出的NOx较一般锅炉要高；•在垃圾焚烧中，由于垃圾作为燃料的特性，燃烧中产生的NO占比90%到95%,NO2占5%到10%，燃烧温度越高，NO/NO2越高。世界范围内的NOx污染现状•大气NO2浓度世界地图•欧洲宇航局Envisat卫星2003年1月至2004年6月氮氧化物的危害•氮氧化物（NOx）是一种重要的大气污染物，会促进酸雨的生成，增加近地层大气的臭氧浓度，产生光化学烟雾，影响空气能见度，对人体有强烈的刺激作用，引起呼吸道疾病，严重时会导致死亡；•从NO2污染世界地图上看世界各国NOx污染严重，欧洲、北美和中国部分地区的大城市大气中NO2浓度非常高，中国已成为NO2排放的重灾区；根据国家环境监测站提供的数据也表明中国的氮氧化物污染非常严重，一些城市和地区的氮氧化物浓度超标，在部分城市已经出现光化学烟雾。氮氧化物的生成机理氮氧化物热力型快速型燃料型空气中氮在高温下产生燃料中的氮空气中的氮由于过量空气系数低典型垃圾组分成分分析•相对其他燃烧方式，垃圾在焚烧炉中的燃烧属于低温燃烧，热力型NO和快速型NO很少，燃料型NO所占比例超过95%，因而总NO可用燃料NO近似表示。典型垃圾组分成分分析•典型组分NO排放比较•床温的影响•垃圾典型组分NOx排放的关联•多种典型组分混烧NO排放氮氧化物控制技术•氮氧化物（NOx）的形成主要与炉内温度控制及废弃物化学成分有关。根据氮氧化物的生成机理，NOx的控制技术主要有燃前脱硝技术、燃中脱硝技术和烟气脱硝技术三种。燃前脱氮技术受制于经济技术原因，未很好开发，本节主要以后两者为主。氮氧化物控制技术•目前商用的氮氧化物排放控制技术–燃烧中脱硝：低NOx燃烧器（LNB）、空气分级燃烧（OFA）、燃料分级燃烧、烟气再燃等；p366–烟气脱硝：选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、SCR/SNCR联用等。目前国内脱硝系统的特点•我国目前NOx排放标准不高，使用燃烧中脱硝就有可能满足现行的排放标准，所以对于新建电站基本上都配有低NOx燃烧器，在锅炉空间预留烟气脱硝的安装空间；•但是燃烧过程脱硝技术可能会降低燃烧温度，造成锅炉的热效率下降；分级燃烧如果配风不合理，会出现氧浓度过低，CO浓度剧增，不完全燃烧热损失增加；会造成炉膛内某些区域的还原性气氛，降低灰熔点，引起炉膛结渣与腐蚀。•对于沿海和经济发达地区，由于环境容量有限，单独使用燃烧中脱硝技术无法满足要求，需要使用更高脱硝率的烟气脱硝技术，燃烧中脱硝技术作为烟气脱硝技术的有益补充；•随着我国经济的发展和环境标准的提升，烟气脱硝技术将成为我国电厂的必需装备；低氮燃烧器（LNB）/阶段燃烧•燃烧器被设计成可调整或不可调整式的分级进气,以做阶段式燃烧。•燃料混合一部份的一次风(Primaryair)由燃烧器喷入锅炉,二次风则包围着燃料管进入锅炉通常都做涡旋式进入。•阶段式燃烧是将燃料加热起来同时将与其结合在一起的氮释放出来,此自由氮存在于一个缺氧的气态环境中。•剩下来的空气则留在燃烧程序的后段进入,以便使未燃烧成氮氧化物之气态碳化合物完成燃烧。•实施低氮燃烧器改造对电厂现有的燃烧系统和炉膛结构影响较小，故易于实施且经济，但是此举无法满足较严的NOx排放标准，国外通常与烟气脱硝技术联合使用。•在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低氮燃烧器。空气分级燃尽风•主燃烧区之空气减量供应,剩下来的空气分成一段或多段在主燃烧区的上方注入锅炉•主燃烧区的温度最高,此温度会使氮氧化,所以此区氧浓度尽可能保持低,可减少氮之氧化•剩下来的空气(全部空气量的30%左右)进入较低温之区域,因此可减低氮氧化物的形成•这种供风方式与LNB相结合，一般可减少NOx的生成量20-40%，实施时须对现有的供风系统和炉膛进行一定程度的改造。再燃烧/阶段性燃烧技术•燃料如同空气一样,也成阶段性的进入锅炉中燃烧，一般分成主燃区、再燃区和燃尽区•一部份燃料(通常为10%~20%)注入主燃烧区上方的再燃区而不供入空气•目的是创造一个缺氧的还原性气氛，在此区域内燃料会与氮氧化物中之氧作用而将氮释放出来形成氮分子N2、CO2及H2O•再燃烧所需之燃料不一定要和主燃烧器所用燃料相同,通常,再燃烧所用燃料一定需要有较高的反应能力方能达到效果,天然气,油,及超细媒粉（43μ)都曾被用来做为再燃烧之燃料•再燃烧需配合过剩空气(分离式燃尽风、炉顶风OFA,OverFireAir)从而在燃尽区实现完全燃烧，将未燃烧的CO和飞灰中的碳燃烧尽•再燃烧技术的脱硝效率一般可达40%，但需对原燃烧系统和制粉系统（采用超细煤粉的场合）及炉体实施较大的改造烟气再循环•再循环烟气会将燃料所需之氧剥夺,使火焰温度降低,从而减少氮氧化物的生成•30%的烟气混入一次风，可降低30-40%氮氧化物的生成•再循环方式有将烟气引入送风机入口或将烟气吹进二次风风箱以与二次风混合等方式选择性催化还原脱硝工艺－－SCR•SCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮气和水；•SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；•SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧洲、美国等地区得到广泛的应用。选择性催化还原脱硝工艺－－SCR常见的SCR脱销系统流程图•高悬浮微粒状态脱硝过程•低悬浮微粒状态脱销过程•尾端脱销流程(垃圾焚烧发电常用)SCR喷氨法催化剂反应器(SCR反应器)置于空气预热器前的高尘烟气中锅炉静电除尘器SCR反应器空气预热器NH3储罐蒸发器去湿法烟气脱硫系统NH3空气NH3NH3+空气SCR喷氨法催化剂反应器置于空气预热器与静电除尘器之间锅炉静电除尘器SCR反应器空气预热器NH3储罐蒸发器NH3NH3+空气湿法烟气脱硫系统空气去烟囱空气SCR喷氨法催化剂反应器布置在FGD(湿法烟气脱硫装置)之后锅炉静电除尘器SCR反应器空气预热器NH3储罐蒸发器NH3NH3+空气湿法烟气脱硫系统空气气/气加热器去烟囱空气气/油燃烧器或蒸汽换热器选择性非催化还原脱硝工艺－－SNCR•SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；•SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为NH3、氨水或尿素•SNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NOx有选择的反应生成无害的N2和H2O；•SNCR工艺的反应温度为900～1100℃，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般为50～60%。•SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。选择性非催化还原脱硝工艺－－SNCR•低于850℃主要是反应（2），而高于1100℃主要是反应（3），只有在850～1100℃之间才会发生反应（1），即使在这个温度区间，仍然会发生反应（2）和（3），所以喷入的氨气的量要比当量比要大一些。选择性非催化脱硝法(SNCR)炉墙上多层氨喷口位置示意图喷入氨/尿素燃烧器烟气1050oC-950oCSCR与SNCR比较•SCR与SNCR技术中发生的反应相同，根本差别在于是否采用金属催化剂.SCR/SNCR联用脱硝工艺•为了克服SCR和SNCR这两种方法的缺点，提出了SCR/SNCR联用技术，即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中安装SCR反应器，利用SNCR中逃逸的NH3将NOx进一步还原，利用这种组合方式可以将采用SNCR出口的NOx浓度再降50～60%左右，氨的泄漏量小于5ppm。由于上游使用了SNCR降低了SCR的入口NOx的负荷，可以减少SCR催化剂的使用量，降低催化剂的初投资；而下游的SCR利用SNCR逃逸的NH3可以减少NH3的逃逸量。SCR/SNCR联用脱硝工艺•SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而可使其脱硝效率逐步升级最终可达到70%以上。•由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨氮以及烟气成分分布以及工艺参数很难精确测定，因此控制调试难度较大。SCR、SNCR及SAR/SNCR联产比较SCR、SNCR及SAR/SNCR联产比较•从SCR、SNCR和SCR/SNCR联产的比较表中可知，SCR法脱硝效率高，氨逃逸量低，可满足严格的排放标准，但初投资高，发达国家多有采用；SNCR法虽然脱硝效率不高，氨逃逸量较大，但其投资少、运行成本低，在发展中国家有较多应用；SCR/SNCR联产经济行和效率性的综合较好，但目前投运较少。