第二章 選擇性催化還原煙氣脫硝工藝原理及系統

第一節 SCR工藝原理及技術特點

一、工藝基本原理

SCR工藝是向鍋爐煙氣中噴入氨氣（NH₃）作為還原劑，使用氧化鈦、氧化鐵、佛石、活性炭等原料制作的催化劑，在省煤器與空氣預熱器之間300～420℃的煙氣溫度下，將NO_x還原為無害的氮氣和水。

主要的化學方程式如下：

4NO+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O

2NO₂+4NH₃+O₂→3N₂+6H₂O

NO+NO₂+2NH₃+O₂→2N₂+3H₂O

圖221 1為選擇性催化還原煙氣脫硝工藝示意圖，其工藝流程為：液氨通過槽車運送到現場后，通過壓縮泵卸載到液氨儲存罐中，液氨儲存罐中的液氨在自身蒸汽平衡壓力的作用下（在冬天溫度較低時用液氨推進泵）將液氨輸送到蒸發器中氣化，生成的氨氣在混合器與空氣混合，氨體積濃度降到不大于5%的安全濃度，并最終通過噴氨格柵（AIG）噴入煙道中，煙氣與氨氣充分混合后進入催化劑反應層，在催化劑的作用下脫去NO_x。

圖2211 選擇性催化還原煙氣脫硝工藝示意圖

煙氣從鍋爐省煤器出口通過煙道內的大顆粒灰濾網（LPS）、漸變整流柵（GSG）進入垂直布置裝有催化劑的SCR反應器，脫硝后的煙氣再進入空預器、電除塵器、引風機和脫硫裝置，最后進入煙囪排向大氣。

停爐或SCR啟動前，用氮氣吹掃整個系統，保證整個系統中不會形成氨氣/空氣爆炸氣體。緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經水吸收排入電廠的廢水處理廠。

二、工藝系統組成及特點

1.工藝系統組成

SCR工藝系統包括帶催化劑的SCR反應器、氨噴射系統、吹灰系統、煙道、氨儲備供應系統等。

（1）脫硝效率高，一般大于80%。

（2）溫度范圍大，300～420℃適合于大多數催化劑。

（3）NH₃逃逸量低，在3ppm以下。

（4）系統簡單，設備可用率不小于95%。（5）適用煤種廣，煙氣量范圍大。

（6）還原劑來源廣，價格便宜。

（7）脫硫生成物為N₂，不產生二次污染。

（8）工程造價低，除少量儀表進口外，其余設備已實現國產化。

第二節 性能指標

一、幾個定義

1.實際干煙氣中NO_x的濃度

NO_x（mg/Nm³）=NO0（.μ9L5/L）×2.05

式中：NO_x （mg/Nm³）為標準狀態，實際干煙氣氧含量下

NO_x濃度，mg/Nm³；NO（μL/L）為實測干煙氣中NO體積

含量，μL/L；0.95為按照經驗數據選取的NO占NO_x總量的

百分數（即NO占95%，NO₂占5%）；2.05為NO₂由體積含

量μL/L轉換為mg/m³的轉換系數。

2.修正到標準狀態下氧含量為6%時的干煙氣中NO_x的濃度

NO_x（mg/Nm³，6%O₂）=NO_x（mg/Nm³）×21-6

21-O₂

式中：NO_x （mg/Nm³，6%O₂）為修正到標準狀態下氧含量為6%時的干煙氣中NO_x排放濃度，mg/Nm³；O₂為實測干

煙氣中氧含量，%。

通常提到的 NO_x一般是指修正到標準狀態下含氧量為6%時的干煙氣中NO_x濃度。

2.工藝特點

·282·

3.脫硝效率

脫硝效率有時也稱NO_x脫除率，其計算方法如下：

（4）SCR系統性能相關的關鍵設備（如噴氨格柵，整流導流裝置，催化劑，氨的流量控制裝置，吹灰器等）要滿足要求。

脫硝效率=C₁C-₁C₂×100

SCR裝置的主要性能指標有下述6項。1.脫硝效率保證

式中：C₁為脫硝系統運行時脫硝反應器入口處煙氣中NO_x含量，mg/Nm³；C₂為脫硝系統運行時脫硝反應器出口處煙氣中

裝置正常投運半年，在40%BMCR～100%BMCR負荷范

圍內，脫硝效率大于80%。

NO_x含量，mg/Nm³。

4.氨的逃逸率

在保證脫硝效率的同時，也必須保證脫硝裝置反應器出口氨的逃逸率、SO₂/SO₃轉化率等均達到性能保證指標。

氨的逃逸率是指在脫硝裝置反應器出口煙氣中氨的濃度。

2.氨的逃逸率保證

5.SO₂/SO₃轉化率

在鍋爐的任何正常負荷范圍內，脫硝裝置的氨逃逸率不大

經過脫硝裝置后，煙氣中SO₂轉化為SO₃的比率：

于3ppm（氧含量6%，干基）。

SO₂/SO₃轉化率=SO_3，出口-SO_3，入口

3.SO₂/SO₃轉化率保證

×100

SO_2，入口

式中：SO_3，出口為SCR反應器出口6%O₂含量、干煙氣條件下

在鍋爐的任何正常負荷范圍內，SO₂/SO₃轉化率小于1%。4.壓力損失保證

SO₃體積含量，μL/L；SO_3，入口為SCR反應器入口6%O₂含量、干煙氣條件下SO₃體積含量，μL/L；SO_2，入口為SCR反應

從脫硝系統入口到出口之間的系統壓力損失不大于1000

～1250Pa。

器入口6%O₂含量、干煙氣條件下SO₂體積含量，μL/L。

5.系統連續運行溫度

6.反應器壓力損失

在滿足NO_x脫除率、氨的逃逸率及SO₂/SO₃轉化率的性

反應器壓力損失是指從反應器入口到出口的煙氣側壓力損

能保證條件下，SCR連續運行煙溫范圍為300～420℃，SCR

失，一般不大于1270Pa。

裝置保證具有正常運行能力。

7.氨氣爆炸濃度

6.對鍋爐的影響

氨氣與空氣混合，當氨氣的體積百分比占到15.7%～

27.4%時，容易產生爆炸。

8.引燃溫度

加裝脫硝系統后，對引風機進行增容改造、對常規鍋爐空預器采取防堵、防腐等處理措施后，不影響一、二次風及鍋爐負壓等參數。

氨氣的引燃溫度是651℃。

二、SCR性能指標

大顆粒灰濾網下設灰斗，SCR裝置不造成現有灰處理系統容量增加。

加裝SCR裝置后，其性能必須達到設計要求，性能保證基于以下條件：

第三節 液氨儲存及氨氣制備供給系統

（1）鍋爐燃用設計煤種并能滿足校核煤種。

（2）鍋爐正常負荷范圍內，SCR反應器入口煙氣溫度為

300～420℃。

（3）SCR反應器入口NO_x濃度不超設計值。

本節主要講述液氨卸載、儲存、氨氣蒸發、與空氣混合、配置成含氨體積濃度不大于5%的氨氣/空氣混合氣體的全過程。

圖2231 卸氨系統圖

液氨儲存及氨氣制備供給系統包括的子系統有卸氨及儲存系統、液氨推進系統、熱水系統、液氨蒸發系統、氣氨緩沖控制系統、氣氨混合系統、氨氣排放系統、氨氣稀釋系統、氮氣吹掃系統、氨氣泄漏檢測系統及其他子系統。

時吹掃氨管道及設備中殘存的氨氣，避免與空氣混合，達到爆炸濃度。

一、卸氨、儲存及推進系統工作原理及設備

（一）卸氨、儲存系統組成

卸氨及儲存系統為脫硝公用系統，能同時滿足多臺鍋爐煙氣脫硝還原劑的消耗量。

包括卸氨系統、液氨儲罐系統、液氨推進系統，主要設備有液氨卸料壓縮機、液氨儲罐、液氨推進泵及液氨倒罐泵等。

（二）系統原理

液氨的供應由液氨槽車運送到現場，槽車與氨儲存系統之間用撓性軟管連接，利用卸料壓縮機抽取液氨儲罐中的氨氣，經壓縮后將槽車的液氨推擠入液氨儲罐中。

在環境溫度足夠高時，利用液氨自身的壓力將儲罐中的液氨輸送到液氨蒸發器內，蒸發為氨氣。在冬天環境溫度過低時，通過液氨推進泵將液氨輸送到液氨蒸發器內。

圖2232 卸氨系統現場實例

1.卸氨系統

2.液氨儲罐

卸氨系統一般設兩套活塞式卸料壓縮機，一用一備。壓縮機有壓力、溫度等參數監視，液氨管路有壓力表和流量測量裝置，氣氨管路在壓縮機前后設就地壓力監視卸氨系統圖如圖2231所示，其現場實物圖如圖2232所示。

液氨儲罐的總容量要滿足鍋爐BMCR工況設計條件下每天運行24h、連續運行7d的氨的消耗量，根據場地、綜合費用等情況，設置液氨儲罐的數量。

氣氨出口及液氨管路設安全閥，當壓力超限時打開，排氨泄壓，排除的氨氣（EGS）通過管道進入氣氨稀釋槽。

在氨流經的管道上設有氮氣吹掃連接管路，系統停運時及

液氨儲罐系統如圖2233所示，其實物圖如圖22 34所示。儲罐上安裝有流量閥、逆止閥、緊急關斷閥和安全閥等，并裝有溫度計、壓力表、液位計、高液位報警儀和相應的變送器進行參數監控。

圖2233 液氨儲罐系統圖

除設置氮氣吹掃及廢氣排放功能外，儲罐底部還有疏水系統。

3.液氨推進系統

儲罐有防太陽輻射措施，四周安裝有工業水噴淋管道及噴嘴，當儲罐本體溫度過高時，自動啟動淋水裝置降溫。

液氨推進系統一般設液氨推進泵、液氨倒罐泵各兩臺，其中液氨倒罐泵流量較小。正常運行方式時，液氨推進泵將液氨輸送到液氨蒸發器，兩臺泵互為備用。當其中一個液氨儲罐故

障需要清罐檢修時，則通過液氨倒罐泵，將罐內的液氨輸送至另一臺并聯運行的儲罐內。液氨推進系統如圖2235所示。

（三）卸氨壓縮機

SCR一般采用活塞式壓縮機，它通過管路抽取液氨儲罐內部的氣氨，加壓后輸入到槽車氨罐的上部，在氣氨壓力的作用下，通過管道將槽車氨罐的液氨輸送到液氨儲罐。

（四）液氨泵的結構特點

液氨泵一般選用專門輸送液氨的逆循環型屏蔽電泵，其外形圖如圖2236所示。

圖2234 液氨儲罐實物圖

屏蔽電泵由屏蔽電機和泵構成一個整體，定子的內表面與轉子的外表面有非導磁性耐腐蝕金屬薄板密封包覆，使定子繞組、轉子鐵芯與輸送液氨完全隔離，不會受到液氨的侵蝕。葉輪與轉子裝在一根軸上，整個轉子體浸沒在液氨中，接液部與外界沒有貫通的轉動零部件，是一種無泄漏結構。該泵無機械密封，采用自潤滑。

圖2235 液氨推進系統圖

屏蔽泵定子繞組內配置熱繼電器，防止意外因素引起電機過熱造成對電機的傷害。

二、液氨蒸發及供給系統

（一）系統組成

液氨蒸發及供給系統包括的子系統有熱水系統、液氨蒸發系統、氣氨緩沖罐系統、氣氨控制系統及氣氨混合系統。主要設備有液氨蒸發器、氣氨緩沖罐、稀釋風機、混合器、熱水槽、熱水泵、調節門及壓力、溫度、流量儀表等。

（二）系統原理

液氨推進泵將液氨輸送到液氨蒸發器內，一定溫度的熱水經熱水管將液氨蒸發器內的液氨加熱，蒸發為氨氣，氨氣通過穩壓閥穩定壓力，在混合器內與稀釋風機送來的空氣混合，配制成一定濃度的混合氣體作為脫硝劑，通過氨噴射系統噴入反應器內進行煙氣脫硝。

1.熱水系統

熱水系統是將蒸汽直接送入水中進行加熱，加熱蒸汽入口調節閥受熱水槽水溫控制，通過控制調節閥的開度，改變蒸汽流量的大小，使熱水槽水溫保持在正常范圍內，如圖22 37所示。熱水槽的水溫一般控制在60℃左右。

圖2236 逆循環型屏蔽電泵外形圖

熱水槽補充水為工藝水及蒸汽冷凝水，通過液位檢測，手動控制工藝水進水門，保持熱水槽正常水位，但水位不超過溢流口。熱水泵將熱水打入液氨蒸發器，每臺液氨蒸發器配備兩臺熱水泵，一用一備。溢流水排入地溝到廢水池。

圖2237 熱水系統圖

2.液氨蒸發器

氣蒸發量。

一般設置兩套液氨蒸發器，一用一備。每套液氨蒸發器滿足所供鍋爐BMCR工況下氣氨量的需求。液氨蒸發器一般采用熱水加熱。

氣氨蒸發量是通過調節液氨蒸發器熱水入口流量來實現的，氣氨量的大小通過測量氣氨出口壓力參數來反映。當氣氨出口壓力高于設定值時，說明氣氨蒸發量大于需求量，應關小熱水入口調節閥，減少熱水供給流量，降低氨氣蒸發；反之，則開大熱水入口調節閥，增加熱水供給流量，增大氨

液氨蒸發器要保持一定的液氨儲存量，其大小通過液氨入口調節閥控制液氨液位來實現的。蒸發器液氨入口管線裝有控制閥，當出口氨氣壓力過大或液氨液位過高時，切斷液氨進料控制閥。在蒸發器氨氣出口處裝有溫度檢測器，當溫度過低時切斷液氨進料控制閥，使氨氣至緩沖槽維持適當溫度及壓力。液氨蒸發器系統如圖2238所示，其實物圖如圖22

3 9所示。

蒸發器裝有安全閥，防止設備壓力過高。

圖2238 液氨蒸發器系統圖

節門。

罐體上部設壓力檢測和自動安全門，當壓力超出設定值時，安全門自動打開，排氣泄壓，當罐內壓力降到回座壓力時，安全門關閉。排出的氨氣進入氣氨稀釋槽。

4.氨/空氣混合系統

氨/空氣混合系統如圖22311所示。每臺鍋爐設四臺高壓離心式鼓風機用做稀釋風機，兩臺一組，一用一備，分別對應A、B混合器及反應器，每臺風機的風量滿足一臺反應器的氨氣稀釋量。

設兩套氨/空氣混合系統，用于氨氣與稀釋空氣的混合。氨在空氣中的體積濃度達到15.7%～27.4%時，會形成

Ⅱ類可燃爆炸性混合物，為保證注入煙道的氨與空氣混合物絕對安全，除控制混合器內氨的濃度遠低于其爆炸下限外，還須保證氨在混合器內均勻分布。一般以脫硝所需最大供氨量與混合空氣體積比例小于5%為基準，來選取稀釋風機及氨/空氣混合系統。稀釋風機和氨/空氣混合系統盡量布置在SCR反應器噴氨格柵AIG附近。

5.供氨量調節

圖2239 液氨蒸發器現場實例

3.氣氨緩沖罐

供氨量調節系統是保證脫硝效率的主要模擬量調節系統，反應器入口NO_x含量作為主調信號，出口NO_x為輔調信號。

一般每臺爐設置一個氣氨緩沖罐，各罐進氣管通過聯絡管進行連接，設中間隔離門，當某一緩沖罐進氣管路故障時，通過中間隔離門將其他罐的進氣切換過來，保證正常供氣，其系

統圖如圖22310所示。

系統投運時，將稀釋風機所供空氣量調整到設計值，DCS控制系統根據煙氣分析儀測定的反應器出、入口氮氧化物含量，輸出指令信號調節氣氨緩沖罐出口管線上的調節門開度，使供氨量與煙氣中氮氧化物總量相匹配。鍋爐煙氣量信號一般用燃料供給量或鍋爐蒸汽量信號代替。供氨調節圖如圖22

每個緩沖罐出口管路設A、B兩路，分別對應鍋爐A、B兩個反應器。管路上設壓力、溫度、流量檢測和手動門、調

3 12所示。

圖22310 氣氨緩沖罐系統圖

圖22311 氨／空氣混合系統圖

圖22312 供氨調節圖

（三）混合器

裕量。

混合器是用來將氨氣/空氣進行混合的設備，采用隔板式，其示意圖如圖22313所示。氨氣是有毒氣體，對混合器材質、結構、法蘭、加工工藝等均有嚴格要求。

三、氨氣排放稀釋及氮氣吹掃系統

（一）系統組成

混合器的主要受壓元件材料一般選擇16MnR，支撐底座選擇Q235—B。氨氣/空氣具有一定的壓力，混合器工作壓力一般選取0.38MPa，設計壓力為1.6MPa，保證充足的安全

氨氣排放稀釋及氮氣吹掃系統包括的子系統有氨氣排放系統、氨氣稀釋系統、氮氣吹掃系統、氨氣泄漏檢測系統。主要設備有氨氣稀釋槽、廢水泵、氮氣瓶、安全門及液位、壓力、溫度儀表等。

圖22313 氨／空氣混合器示意圖

（二）系統原理

在SCR投運過程中，由于運行工況變化、設備維護、超壓等原因，會排放出一定量的氨氣。氨氣為有毒、易爆氣體，不能直接排向大氣，SCR必須設計嚴密的氨氣排放回收系統，將氨氣集中回收，排入稀釋罐，利用氨易溶于水的特性，進行稀釋處理，然后排入廢水系統。

值，當氨容器或管路內壓力達到動作定值時，安全門自動打開，排氨泄壓，排出的氨通過密閉的排放系統進入稀釋槽，用水吸收。手動排放是在設備或系統停運時，將氮氣根據工藝流程注入系統，利用壓差將氨擠壓替換出去，排入氨稀釋槽。圖22314為氨氣排放稀釋系統。

當系統停運及設備維護時，為防止氨氣爆炸和呼吸中毒，必須將系統及設備中遺留的氨氣排放干凈，一般利用一定壓力的氮氣沖入系統內，將氨氣排壓至稀釋槽。

1.氨氣排放系統

SCR在氨制備區設有氨排放系統，液氨儲存和供應系統的氨排放管路為一個封閉系統。根據氨氣排放的形式不同，分為安全門超壓自動排放和手動排放兩種。

液氨儲存及供應系統各處排出的氨氣由管線匯集，從稀釋槽底部進入，通過分散管將氨氣分散排入稀釋槽水中，利用大量水來吸收系統所排放的氨氣。稀釋槽有槽頂淋水和槽側進水，水槽液位由溢流管控制。氨氣被稀釋槽內的水吸收后通過溢流管排放至廢水池，再經由廢水泵送出兩路，一路再回到稀釋槽的槽頂進行噴淋，吸收排空氣體中的氨，另一路到廠區的廢水處理中心。

安全門排放是根據氨系統的設計壓力，校準安全門動作定

廢水池進水有兩路，一路為稀釋槽溢流水，一路為氨區地溝匯集污水。

圖22314 氨氣排放稀釋系統圖

2.氮氣吹掃系統

氮氣吹掃系統是由氮氣瓶組和管路組成的，氮氣瓶組并聯接入吹掃母管，母管裝有壓力遠方監視，當壓力低于一定值時報警，提醒運行人員更換氮氣瓶。

（AIG）等處，將布置適當數量的氨泄漏檢測器，在線檢測氨氣的泄漏情況，并顯示大氣中氨的濃度。當檢測器測得大氣中氨濃度超過一定值時，在機組控制室發出警報，提醒運行人員采取必要的措施，以防止氨氣泄漏的異常情況發生。

在卸料壓縮機、液氨儲罐、液氨蒸發器等處，設有氮氣吹掃管線，液氨卸料及檢修之前，通過氮氣吹掃系統對相應管道進行嚴格的氮氣吹掃，防止氨與系統中殘余的空氣形成爆炸混合物及腐蝕設備。氮氣吹掃系統如圖22315所示。

（三）氣氨稀釋槽

3.氨氣泄漏檢測器

在卸氨站、液氨儲罐、混合器前流量控制系統、噴氨格柵

氣氨稀釋槽示意圖如圖22316所示，稀釋槽工作條件為常溫常壓，介質為中度危害、有毒，主要材質Q235—B，噴頭為90°螺紋噴頭。槽頂淋水分兩層，上層為工藝水淋水，下層為再循環水淋水。再循環水噴頭流量一般要大于工藝水噴頭的4倍。工藝水淋水有維持槽內水位和捕捉排空氣體中氨成

圖22315 氮氣吹掃系統圖

份兩個作用。稀釋槽上部裝設在線液位計，當稀釋槽液位低于溢流管口高度時，經過DCS邏輯處理，打開工藝水入口控制門，通過工藝水噴頭對稀釋槽補水。當噴淋水不能滿足水位要求時，則開啟工藝水手動門對稀釋槽直接補水。

第四節 反應器系統

一、反應器系統組成及原理

反應器系統是SCR的主要系統，包括大顆粒灰濾網、噴氨格柵、漸變整流柵（GSG）、反應器本體、催化劑、吹灰系統、整流導流裝置等。

煙氣從鍋爐省煤器出口通過煙道先進入大顆粒灰濾網（LPS），過濾掉煙氣中攜帶的直徑大于6mm的顆粒物，經導流裝置，進入水平布置的噴氨格柵（AIG），氨氣/空氣混合氣體通過AIG矩陣噴頭按照NO_x的濃度分布噴入煙氣中，與煙氣順流接觸混合，經導向裝置進入漸變整流柵（GSG），通過GSG改變煙氣流場，形成一個截面流速相對均勻的氣態分布，進入垂直布置的SCR反應器里，反應器內裝有催化劑層，煙氣流經催化劑層，氨與煙氣中的NO_x在催化劑的作用下反應生成無害的氮氣和水，脫去NO_x，然后煙氣進入空氣預熱器（簡稱空預器）、電除塵器、引風機和脫硫裝置后，排入煙囪。

大顆粒灰濾網進氣側下部設排灰斗，通過氣力輸送灰系統將灰排入灰庫。

反應器前設置 NO_x、O₂及溫度檢測，反應器后設置NO_x、NH₃及溫度檢測。反應器上設置差壓變送器，用以檢測催化劑上下部之間的壓差，掌握催化劑層的堵灰情況。

二、SCR旁路煙道設置分析

SCR反應器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預熱器之間的高灰端，為了在反應器堵灰、催化劑置換及氨系統故障時及時處理，又保證鍋爐正常運行，有的脫硝裝置設置煙氣旁路，如圖2241所示，在AIG前設置煙氣入口門，在反應器出

再循環水噴淋是為了充分利用廢水池內的水分吸收氨，提高效率，減少廢水排放。

圖22316 氣氨稀釋槽示意圖

圖2241 設旁路煙道的反應器系統圖

口設置煙氣出口門，在煙氣入口門之前、出口門之后連接旁路煙道，設置旁路門。

劑模塊都是允許的，在滿足SCR噴氨的最高和最低運行溫度范圍內，才投入AIG。

在停止反應器運行時，先打開旁路門，再關閉入口門和出口門，使煙氣從省煤器出口直接進入空氣預熱器。在投入反應器運行時，先打開出口門和入口門，再關閉旁路門，使煙氣從省煤器出口直接進入反應器。

（2）如需要停止脫硝系統，僅停止噴氨系統即可，脫硝反應器僅成為煙氣通道。

（3）如果設置脫硝旁路煙道，在鍋爐旁路運行情況下，由于進、出口擋板門密封不嚴，煙氣泄漏進反應器，冷凝物會附著在催化劑表面，使活性降低。

設置旁路煙道的主要用途是在SCR需要停運時，不影響鍋爐的正常運行，且煙氣阻力下降，減少引風機功耗。

（4）設置旁路煙道，增加鍋爐煙風系統的復雜程度和故障率。

目前大多數SCR系統均不設置脫硝旁路煙道，其系統圖2 242所示，布置示意圖2243所示，主要是因為：

（5）設置旁路煙道，增加了工程投資。

（1）在鍋爐的任何運行條件下，煙氣穿過反應器中的催化

所以，目前SCR裝置一般不建議設置旁路煙道。

圖2242 無旁路煙道的反應器系統圖

圖2243 不設旁路煙道的反應器系統布置示意圖

三、SCR反應器

反應器是整個脫硝裝置的核心設備，根據目前的工業技術，一般每臺鍋爐配備2臺反應器，每臺反應器內設若干個催化劑層。下面以三層催化劑為例說明，每層有若干個催化劑模塊，反應器結構示意圖如圖2244所示，其內部催化劑

布置如圖2245所示。在SCR設備運行初期，僅安裝兩層催化劑，在催化劑額定壽命后期，或催化劑活性降低，不能保證排放要求時，安裝第三層催化劑。當三層催化劑運行也不能滿足NO_x排放要求時，更換第一層催化劑，依次類推更換其他催化劑層，使NO_x排放符合國家要求。

每個催化劑層設一個檢修門，其尺寸滿足催化劑模塊吊裝通過。

每個反應器設一臺電動單軌吊，能將催化劑模塊從地面送至各催化劑層的檢修門口。每層催化劑上部設手動吊裝葫蘆，在催化劑安裝或更換時，將催化劑模塊在檢修門與模塊位置之間進行吊運。

催化劑的性能、樣式及尺寸決定反應器的尺寸，所以，反應器設計必須與催化劑的選擇配合進行。

鑒于鍋爐飛灰對催化劑性能的影響，除了改變煙氣流場分布以外，還可以選擇合理的催化劑間距和單元空間，使進入反應器的煙氣溫度維持在氨鹽沉積溫度之上，以降低催化劑的堵塞。另外需安裝吹灰器，以確保催化劑通道的暢通。

四、噴氨系統

噴氨系統是通過噴氨格柵（AIG）將不大于氨體積濃度5%的混合氣體噴入煙道，與煙氣順流混合。

圖2244 反應器結構示意圖

由于煙道截面的煙氣流速不同，NO_x濃度在煙道截面上的分布不均勻，AIG距離反應器入口較近，所噴出的氨氣在煙道得不到充分混合，如果不采取措施，將使反應器入口煙氣中的氨/氮摩爾比不均勻，NO_x還原效率降低，氨的逃逸率上升。氨的逃逸會造成飛灰處理的不便，容易和SO₃反應生成容易堵塞催化劑和空預器的硫酸氫氨，嚴重時會造成停爐。

圖2245 反應器內催化劑布置實例

為了保證反應器入口煙氣中的氨/氮摩爾比相對均勻，目前AIG一般采取多層噴氨網格形式。把煙道截面平均分成若干控制區域，根據每個區域煙氣流速和NO_x濃度分布的不同改變噴氨量，每個控制區域的噴氨量與煙氣中NO_x含量成正比，使SCR反應器入口氨/氮摩爾比的最大偏差不大于平均值的±5%，保證NO_x還原效率，降低氨的逃逸。

控制區域的分割是根據煙道截面情況決定的，圖224 6所示把AIG處煙道截面平均分為36個控制區域，圖22 47為AIG控制區域分割現場實例。

圖2247 AIG現場實例

圖2246 AIG控制區域分布圖

噴氨系統主要包括供氣母管及支管、噴氨格柵（AIG）、

噴嘴、節流閥及流量計等。如圖2248所示，把AIG處煙道截面平均分為21個控制區域，相應的噴氨管道分為21組，一一對應。每組噴氨管道有4根分管，每根分管上有6個噴頭，4根分管連接一根總管，總管上有流量計和手動門，用以調節和顯示該控制區域的噴氨量。各總管聯結到氨/空氣混合器母管，設壓力監視。AIG立面布置圖如圖2249所示。

圖2248 氨／空氣混合氣體噴射系統圖

圖2249 AIG立面布置圖

第五節 控制系統

通常，降低NO_x排放主要有兩種措施：一是控制燃燒過程中NO_x的生成，即低 NO_x燃燒技術；二是對生成的 NO_x進行處理，即煙氣脫硝技術。在眾多的煙氣脫硝技術中，選擇性催化還原法（SCR）以其脫硝效率最高、技術成熟的優點，已成為目前國內外電站脫硝的主流技術。本節講述SCR過程控制相關知識。

一、控制系統配置

（一）SCR脫硝裝置的布置特點及控制系統配置方式的選擇

通常脫硝系統由SCR脫硝反應器部分及脫硝系統吸收劑的制備氨區系統兩部分組成。SCR脫硝反應器布置通常在鍋爐省煤器和空氣預熱器之間；脫硝系統吸收劑的制備系統布置在鍋爐及汽機房以外的廠區場地內，距離單元機組電子設備間較遠。

工業系統的控制通常采用分散控制系統（DCS）和可編程

邏輯控制器（PLC）。根據SCR系統的布置及工藝特點，脫硝裝置的控制通常采用同單元機組DCS相同的硬件，并采用遠程站或遠程I/O的方式直接接入單元機組DCS。

臺鍋爐的脫硝系統，首先應從每個鍋爐的相對獨立性、氨制備系統公用性的處理方法等幾個方面來考慮控制方式。通常，脫硝系統的控制可以考慮下述三種方式。

（二）脫硝控制系統配置方案分析

1.控制方式一

對于高塵段布置的脫硝系統放置于鍋爐的尾部煙道上，位于省煤器后、空氣預熱器前，與其他常規鍋爐設備構成了鍋爐系統，是鍋爐運行的重要組成部分。脫硝系統的控制邏輯與鍋爐設備一同考慮，便于鍋爐控制系統的整體設計。

脫硝SCR區控制設備直接采用DCS控制站，控制站布置在單元機組電子設備間內，直接接入主機組DCS。氨區控制設備采用DCS遠程站或遠程I/O，布置在氨區控制間內，通過光纖連入兩臺機組DCS的公用DCS網上。

由于控制方案選取時存在復雜性，在方案的選取過程中必須兼顧工藝系統特點、設備布置特點及DCS系統網絡結構特點來綜合考慮。

圖2251為某工程包括脫硝控制系統在內的主機組DCS全貌，從圖中可以看出，SCR脫硝反應器及氨區只是整個DCS網中的一個分支系統。

根據燃煤電站運行特點及脫硝系統與鍋爐的關系，對于兩

圖2251 某工程包括脫硝控制系統在內的主機組DCS全貌

該控制方式的特點是：

（4）適應目前國家對環保重視程度的要求，脫硝運行與鍋爐關系更緊密。

（1）通過上述控制方式可實現整個脫硝系統的監視和控制直接在單元機組DCS操作員站上完成。

（2）脫硝系統對應性強，機組單元性好。

（5）機組運行人員需要對脫硝工藝尤其氨區特殊性進行掌握。

（3）氨制備系統作為兩鍋爐公用系統連接到主機組DCS公用DCS網上。網絡結構清晰、電纜量節省顯著。

（6）當脫硝系統SCR區和氨區均采用獨立控制器時，可減少脫硝系統調整中對主機組運行或調試的影響。

2.控制方式二

脫硝SCR反應器部分的控制方式與控制方式一相同，僅改變對氨區的控制方式。考慮到氨介質的特殊性，將脫硝氨區視為燃煤電站輔助車間，對氨區采用PLC設備，設就地簡易控制室，重要信號通過硬接線連入單元機組DCS，氨區控制納入全廠輔控網，從而減少對機組運行人員的干擾。

該控制方式在單元機組操作員站上完成脫硝SCR區域的監控，在輔控網上實現脫硝氨區的監控。

3.控制方式三

全廠脫硝系統全部按輔助系統考慮，設立獨立的設備間及控制室，完成獨立控制；同時為了適應燃煤電站自動化水平的要求，脫硝系統納入全廠輔控網，完成全廠輔助系統的集中監控。

考慮到同全廠輔控網的連接，通常情況下脫硝控制系統的

硬件采用PLC。

該方案的特點為：脫硝系統在運行、維護及檢修上相對獨立，與主機關聯性小，便于實施；但鍋爐平臺設備脫離了主機組控制，系統劃分不夠清晰。

二、熱工自動化功能

（一）功能組成及范圍

（1）熱工自動化功能包括：①模擬量控制（MCS）；②順

序控制（SCS）；③數據采集（DAS）功能。

（2）范圍包括：①脫硝反應器SCR監控；②脫硝公用系統監控；③脫硝島電氣系統監控；④煙氣檢測、成分分析；⑤SCR反應器吹灰系統監控。

（二）模擬量控制（MCS）

在SCR系統設計中，最重要的運行參數是煙氣溫度、煙

氣流速、氧氣濃度、SO₃濃度、水蒸氣濃度、鈍化影響和氨逃逸量等。煙氣溫度是選擇催化劑的重要運行參數，催化反應只能在一定的溫度范圍內進行，同時存在催化的最佳溫度，這是每種催化劑特有的性質，因此煙氣溫度直接影響反應的進程。煙氣流速直接影響 NH₃與 NO_x的混合程度，需要設計合理的流速以保證NH₃與NO_x充分混合，以使反應充分進行。同時，反應需要氧氣的參與，氧濃度增加，催化劑性能提高直到達到漸近值。氨逃逸是影響SCR系統運行的另一個重要參數，實際生產中通常是多于理論量的氨被噴射進入系統，反應后在煙氣下游多余的氨稱為氨逃逸，NO_x脫除效率隨著氨逃逸量的增加而增加，在某一個氨逃逸量后達到一個漸進值。另外，水蒸氣濃度的增加使催化劑性能下降；催化劑鈍化失效也不利于SCR系統的正常運行，必須加以有效控制。

脫硝調節及保護系統必須根據上述特點進行設計，保證系統穩定可靠運行。

根據脫硝系統工藝流程及特點，主要模擬量調節包括SCR反應器氨氣流量控制、液氨蒸發槽溫度控制、氨氣緩沖槽壓力控制等，其中脫硝模擬量調節系統中最為重要和核心的控制為SCR反應器氨氣流量控制。

三、SCR反應器氨氣流量控制

燃煤電站脫硝系統氨氣流量控制（見圖2252）在實施過程中需要對如下幾個問題進行特殊考慮：

（1）NO_x測量信號存在較長時間的滯后問題。（2）NO_x在催化劑作用下的時間復雜性。

（3）氨氣逃逸率的控制問題。

圖2252 燃煤電站脫硝系統氨氣流量控制

（一）脫硝噴氨系統控制方式

（2）控制原理。

脫硝噴氨系統控制通常采用兩種方式：固定摩爾比控制方式和出口NO_x定值控制方式。

1.固定摩爾比控制（典型控制）方式

（1）控制過程。

1）由于煙氣流量不易于直接準確測量，因此煙氣流量通常是通過鍋爐空氣流量和鍋爐燃燒等數據計算得到的（數據由機組DCS提供）。由于測量信號存在滯后性的問題，鍋爐空氣流量被用來快速檢測負荷變化。

SCR煙氣脫硝系統利用固定的NH₃/NO_x摩爾比來提供所需要的氨氣流量，如圖2253所示。SCR反應器進口的NO_x濃度乘以煙氣流量得到 NO_x信號，該信號乘以所需NH₃/NO_x摩爾比就是基本氨氣流量信號，此信號作為給定值送入PID控制器與實測氨氣的流量信號比較，由PID控制器經運算后發出調節信號控制SCR入口氨氣流量調節閥的開度以調節氨氣流量。

2）計算出的NO_x流量乘以摩爾比是所需的氨氣流量。摩爾比是根據系統設計的脫硝效率計算得出的，在固定摩爾比控制方法中為預設常數。

3）凈氨氣的質量流量由在氨氣噴射母管測得的體積流量通過溫度和壓力修正后獲得。

4）大負荷變化預噴氨控制，如圖2254所示。由于脫硝系統存在明顯的NO_x反應器催化劑反饋滯后和

圖2253 固定摩爾比控制方式

NO_x分析儀響應滯后的問題，因此，在控制回路中加入大負荷變化預噴氨氣措施。其原理是將煙氣流量信號用作預示負荷變化的超前信號（對于負荷變化信號，在某些情況下，發電量需求信號、主蒸汽流量信號等能比煙氣流量信號更迅速地預測NO_x的變化）。氨噴入量與鍋爐負荷關系，如圖2254所示。

如果由于脫硝催化劑反應緩慢等原因導致控制效果不能很好地滿足調節要求，除根據系統特點調整調節系統從而改變調節品質外，還應從以下幾個方面進行處理：①縮短NO_x分析儀采樣管以保證即時的檢測響應；②采用能夠靈敏地預測NO_x變化的信號；③催化劑在NO_x變化前提前吸收足量的氨氣來彌補反應滯后。

2.出口NO_x定值控制方式

出口NO_x定值控制是保持出口NO_x恒定。根據環境空氣質量標準，控制反應器NO_x為定值比控制固定的脫氮效率更容易監視，同時氨氣消耗量更少。

出口NO_x定值控制方式與固定摩爾比的控制方式在主控制回路上基本相同，與固定摩爾比控制方式的主要不同之處在于摩爾比是個變值，摩爾比與反應器SCR出口NO_x值以及鍋爐負荷相對應。

主控制回路與固定摩爾比控制方式的控制回路相同，僅是將摩爾比作為變量。變化摩爾比輸出控制器原理如圖22

圖2254 氨噴入量與鍋爐負荷關系

5 5所示。

圖2255 變化摩爾比輸出控制器原理

（1）根據入口NO_x實際測量值以及出口NO_x設定值計算出預脫硝效率和預置摩爾比。

則應采用朝煙氣流動方向逐段順序吹掃的方式。由于蒸汽量或壓縮空氣量的限制，每層的吹掃并不是同時進行，而是逐次完成本層吹掃后再進入下游層的吹掃。

（2）預置摩爾比作為摩爾比控制器的基準來輸出，出口NO_x實際測量值與出口NO_x設定值進行比較后通過PID調節器的輸出作為修正，最終確定控制系統當前需要的摩爾比值。

2.蒸汽吹灰控制

蒸汽吹灰通常由兩部分組成：吹灰動力柜及蒸汽吹灰器。蒸汽吹灰控制設計中應考慮的問題有：吹灰動力柜的設計

（3）摩爾比控制器輸出的摩爾比信號作為固定摩爾比控制回路（見固定摩爾比控制方式的說明）中摩爾比設定值，控制氨的噴射，從而有效地控制脫硝系統，保證出口NO_x穩定在設定值上。

應考慮滿足由DCS完成吹灰控制；蒸汽吹灰器就地控制按鈕布置位置（一般安裝在吹灰器本體上）應合理。

另外，由于受脫硝反應器催化劑特性的影響，即使在鍋爐負荷已確定的條件下，出口 NO_x濃度也將會波動較長時間，因此，當采用固定脫硝裝置出口NO_x值為控制方式時，應該考慮對這種波動現象進行補償。

蒸汽吹灰控制邏輯較聲波吹灰器控制邏輯復雜很多，設計中必須充分考慮暖管及冷凝水疏水的要求，合理優化控制邏輯。

3.聲波吹灰控制

簡而言之，應調整控制策略和控制參數，確保出口NO_x變化可以在一個很短的時間內被抑制。

（二）稀釋風量的控制

聲波吹灰的動作原理是通過電磁閥的瞬間開閉，壓縮空氣產生一定能量的聲波，對煙道及SCR進行灰塵吹掃。根據工藝特點，通常電磁閥選用單電控電磁閥，只需控制電磁閥的開閉即可。DCS系統為每臺聲波清灰器提供一路DO信號輸出，故對聲波清灰器配備的電磁閥進行控制即可，電磁閥通常不向DCS系統提供反饋信號。

稀釋風量的控制目的是要保證氨氣在滿足一定稀釋比的條件下進入SCR反應器。脫硝系統要求將氨氣混合比控制在5%以下。由于氨氣在一定混合比條件下存在爆炸危險，因此，稀釋比的控制及監視非常重要。通常情況下，在脫硝系統設計過程中，須將風機選型和氨氣噴入量綜合考慮，以確保系統在一定稀釋比下安全運行。

聲波吹灰控制中，可根據壓縮空氣耗量及每層布置聲波吹灰器只數來選擇是每次啟動1只還是一次啟動2只。當采用一次啟動2只的方案時，DCS系統DO輸出信號可采用1點DO（開關量輸出）控制2只電磁閥的方案。

為取得更經濟運行，達到不同負荷下的最佳稀釋比，某些項目可根據項目特點對稀釋風量進行控制，通過調整稀釋風機入口風量的方式，匹配不同負荷下氨氣噴入量，實現最優運行。

（四）液氨蒸發器水溫控制

該調節系統通過控制蒸發器的電加熱器實現蒸發器內水溫恒定。水溫設定值送入PID控制器與實測值比較后，輸出調節信號控制電加熱器調節水浴溫度，使氨氣至緩沖罐能維持一定的溫度和壓力。調節回路為簡單PID調節。

稀釋比應作為重要監視信號進入保護聯鎖邏輯，在稀釋比超過保護值的情況下自動切除脫硝系統噴氨。

（五）氨氣緩沖罐壓力控制

（三）SCR反應器吹灰器控制

吹灰是脫硝系統的一個主要工藝設置。脫硝系統的運行穩定性、脫硝效率以及運行經濟性等均與吹灰效果有關，因此，吹灰器的選擇及設置在脫硝系統中是非常重要的。脫硝裝置根據介質特點可分為蒸汽吹灰和聲波吹灰。這兩種吹灰方式，在控制邏輯上存在一定差異性。

通過調節蒸發器入口的壓力調節閥控制氨氣緩沖罐的壓力，以保證系統穩定的供氨壓力，調節回路為簡單 PID調節。

四、順序控制（SCS）及保護邏輯

（一）順序控制邏輯

1.吹灰總體要求

脫硝系統順序控制系統應根據工藝的要求實行分級控制，分級原則包括：①驅動級控制；②子組級控制，一個輔機為主及其相應輔助設備的順序控制。

從操作簡便性和節約的角度出發，并考慮到燃煤電站機組有DCS系統，吹灰系統的控制應直接納入DCS。

吹灰器一般可能設置的地方包括煙道易于積灰處、煙道導流板處及每層催化劑處。每層催化劑必須裝設吹灰器，吹灰原

對于氨區各設備，由于安全性和啟動的關聯性，子組級邏輯程序較少，更多的是直接采用驅動級控制。液氨蒸發器啟動順序示例如圖2256所示。

圖2256 液氨蒸發器啟動順序示例

1.子組級邏輯程序示例（1號液氨蒸發器啟動順序）順序控制啟動允許條件（AND）：

（1）1號氨儲罐液位不低及1號儲氨罐出口關斷閥已開，或2號氨儲罐液位不低及2號儲氨罐出口關斷閥已開。

（2）無1號氨蒸發器跳閘信號。（3）氨蒸發器區域無氨泄漏。以上三條件為“與”的關系。自動啟動：無。

手動啟動：

（1）1號蒸發器入口蒸汽關斷閥自動打開。

（2）1號蒸發器入口溫度調節閥緩慢自動打開，水溫達到設定值后，溫度調節閥投自動。

（3）1號蒸發器入口氨關斷閥自動打開。（4）1號蒸發器出口氨氣壓力達到設定值。

（5）緩慢開啟l號氨緩沖罐入口壓力調節閥，氨緩沖罐壓力達到設定值，壓力調節閥投自動。

（6）開啟1號氨氣緩沖槽出口氣動關斷閥。（7）液氨蒸發系統啟動完畢。

2.驅動級邏輯程序示例

1號蒸發器入口蒸汽關斷閥：

（1）自動啟動：1號液氨蒸發器啟動順序。（2）自動關斷：1號液氨蒸發器停止順序。

（3）保護關斷：1號蒸發器水溫高，且1號氨蒸發器熱媒溫度加熱蒸汽調節閥在自動位置。

脫硝系統中主要涉及的設備一般有：液氨儲罐（包括液氨卸料壓縮機、液氨儲罐入口關斷閥、液氨儲罐卸氨氣相關斷閥、液氨儲罐到蒸發器關斷閥），氨蒸發器（包括氨蒸發器入口氨關斷閥、氨蒸發器熱媒溫度加熱蒸汽調節閥、氨蒸發器加熱蒸汽關斷閥），氨氣緩沖罐（包括氨氣緩沖罐入口氨氣壓力調節閥、氨氣緩沖槽出口氣動關斷閥），SCR反應器（包括SCR反應器混合器入口關斷門、稀釋風機等）。

（二）保護邏輯

脫硝系統在保護邏輯設計中主要需要考慮的是氨介質的特殊性，從毒性和爆炸性兩個方面考慮保護邏輯，保護邏輯主要圍繞如下幾個問題進行設計：

（1）在反應器SCR裝置附近，主要是通過監視和氨氣稀釋比來關閉主要設備實現保護。

（2）在氨區內，必須防止液氨泄漏的毒氣及爆炸影響。主要是通過關閉設備主要閥門，并采用水噴淋方式瞬間稀釋釋放出來的氨氣進行保護。

脫硝系統主要保護邏輯有SCR反應器跳閘邏輯、液氨蒸發器跳閘邏輯、卸氨系統跳閘保護邏輯和氨區噴淋保護邏輯等。

SCR反應器跳閘邏輯示例：

（1）跳閘條件（OR）：手動跳閘；或SCR反應器A出口溫度低或SCR反應器A入口溫度低；或鍋爐煙氣系統跳閘；或稀釋風流量低，延時30s；或氨氣/空氣比例大于8%，延時30s；或1號稀釋風機跳閘且2號稀釋風機跳閘。

（2）跳閘動作：快關SCR反應器A入口噴氨關斷閥和調節閥。

五、尿素系統的控制原理介紹

以上介紹的控制系統主要集中在以液氨作為脫硝還原劑，脫硝用還原劑除液氨外，還有氨水和尿素。由于液氨是危險化學物品，同時氨水也因為其運行成本居高而受到應用的局限；因此，作為無危險的制氨原料，尿素具有與液氨相同的脫硝性

能，是綠色肥料，完全沒有危險和法規限制，可方便地被運輸、儲存和使用。

尿素制氨工藝常用的有熱解工藝和水解工藝，下面簡單介紹熱解工藝的控制原理。

1.熱解工藝尿素溶解罐測量及溫度控制

通常，系統中設置一只尿素溶解罐，在溶解罐中，用除鹽水或冷凝水制成40%～60%的尿素溶液，當尿素溶液溫度過低時，蒸汽加熱系統啟動使溶液的溫度保持在合理的溫度，防止特定濃度下的尿素結晶。溶解罐除設有水流量和溫度控制系統外，還采用輸送泵系統將化學劑從儲罐底部向側部進行循環，使化學劑更好地混合。

2.熱解工藝尿素溶液供料系統控制

尿素溶液供料系統由一套高流量和循環裝置組成，該裝置為兩臺機組供應尿素溶液，布置在尿素溶液儲罐附近。循環系統的壓力、溫度、流量以及濃度等信號送控制系統監視。

背壓控制回路通過控制背壓控制閥以保證供應尿素所需的穩定流量和壓力。

3.熱解工藝熱解室計量分配裝置

每臺熱解室配備一套計量分配裝置。計量分配裝置能夠精確測量并獨立控制輸送到每個噴射器的尿素溶液。計量分配裝置布置在熱解室附近，計量裝置用于控制通向分配裝置的尿素流量的供給。該裝置將相應燃煤電站DCS提供的反應劑需求信號提供給本地控制箱。分配模塊通過獨立化學劑流量控制和區域壓力控制閥門來控制通往多個噴射器的尿素和霧化空氣的噴射速率。空氣和尿素量通過這個裝置來進行調節，以得到適當的氣/液比并最終得到最佳的SCR反應劑。

計量/分配儀表設備有儀用及霧化空氣壓力開關。每個裝置有流量和壓力控制、本地流量和壓力顯示、電動閥門和化學藥劑流量控制閥。電動閥用于清洗模塊，使清洗水進入分配裝置。分配裝置還包括尿素和霧化空氣控制閥、霧化空氣流量計、壓力顯示儀表和尿素流量顯示儀表。

4.熱解工藝熱解室控制

尿素溶液采用絕熱分解室分解，相關設備包括熱解室、尿素噴射器等。熱解室布置在SCR反應器附近。

經過計量和分配裝置的尿素溶液由噴射器噴入絕熱分解室。經過加熱器的高溫熱風作為分解室的熱源，室內溫度控制

在350～650℃。

分解室控制包括：加熱器控制系統，煙氣壓力控制，煙道內混合器以及氨/空氣泥合物的流量、壓力及溫度的控制和過程指示等。

5.熱解工藝加熱器溫度控制

為了節約能源，降低系統的運行費用，通常系統將直接采用鍋爐的二次風作為尿素熱解反應的稀釋風來源。鍋爐的二次風由稀釋風機加壓送至電加熱器進行溫度提升，達到熱解室的設計溫度，并由加熱器控制裝置維持適當的尿素分解反應溫度。

第六節 反應劑的選擇

目前工程中使用的還原劑原料主要有液氨、氨水和尿素三種。

一、液氨

常溫下，無水氨（又稱為液氨）是無色氣體，有刺激性惡臭味，通常以加壓液化的方式儲存，液氨的合格品含量不低于99.6%，轉化為氣態時會膨脹850倍。由于氨是B2類（高毒

性、燃燒性）物質，氨氣在其與空氣混合物中的濃度為15%～28%，遇到明火會燃燒和爆炸；泄漏時，會對人身安全造成相當程度的危害。因此，在交通運輸及SCR系統現場使用過程中，都需要采取相應的安全措施。

二、氨水

用于燃煤電站SCR煙氣脫硝的還原劑———氨水，采用的濃度為20%～30%，相對比較安全，但由于運輸的體積較大，運輸的成本相對較高。氨水呈弱堿性和強防腐性，對人體有害，在空氣中達到一定的濃度時，也有爆炸的危險。

三、尿素

與無水氨和氨水相比，尿素是無毒、無害的化學品，為白色或淺黃色的結晶體，吸濕性較強，易溶于水。

由于尿素需要水解或熱解才能得到氨蒸氣，在轉化為氨氣的同時伴隨著H₂O、CO₂等副產物的產生。為防止工藝過程中水蒸氣的凝結和高防腐性的氨基甲酸銨的形成，相關的設備和管道都需要采用不銹鋼材質，同時還需設置伴熱措施。因此，其工藝系統相對比較復雜，設備和運行費用都較高。

對于單機容量為600MW的燃煤發電機組，在省煤器出口

NO_x濃度為500mg/m³時，脫硝率為80%的條件下，三種不

同還原劑耗量對比見表2261。

表2261 三種不同還原劑耗量對比表

由表226 1可以看出，在同一工程中，在相同的技術條件下，三種不同的還原劑物料消耗約為1∶3.7∶1.7。

三種不同還原劑的技術比較見表2262。表2262 三種不同還原劑的技術比較表

在日本和我國臺灣地區，普遍使用液氨作為脫硝劑；在美國，政府對公路運輸液氨實行管制，因此一般采用尿素作為脫硝劑。實際工程最終選用何種方式制氨，需要進行詳細的技術經濟比較，并結合當地法律法規的要求，以及考慮氨來源的可

靠性和穩定性，才能最后確定采用何種制氨方法。SCR還原劑選擇建議見表2263。

表2263 SCR還原劑優缺點對比表

在我國，液氨在燃煤電站SCR脫硝系統中被廣泛應用。

第七節 脫硝催化劑

一、概述

催化劑是SCR系統中的核心設備，其成分、結構、壽命及相關參數直接影響到SCR系統脫硝效率和運行狀況。催化劑材料一般以TiO₂為載體，再在其中摻入V₂O₅和 WO₃等活性成分，催化劑的活性溫度范圍從280～400℃不等。

催化劑在使用過程中因各種原因中毒、老化、活性降低，對NO_x的催化還原效果降低。在正常運行中，當反應器排煙中氨的濃度逐漸升高到一定程度時，就表明需更換催化劑了。

脫硝催化劑要具有以下特性：（1）具有較高的NO_x選擇性。

（2）在較低的溫度下和較寬的溫度范圍內具有較高的催化活性。

（3）具有較高的化學穩定性、熱穩定性和機械穩定性。（4）SO₂/SO₃轉化率低。在整個負荷區間內，煙氣通過

催化劑后的SO₂/SO₃摩爾轉化率應小于1%。

（5）費用較低。

二、脫硝催化劑的型式

目前市場主要有三種催化劑：板式、蜂窩式、波紋板式，如圖2271所示。三種催化劑各有特點，但板式和蜂窩式占據著燃煤電廠SCR的絕大部分份額，其比較見表22 71。在流場均一的條件下，這兩種催化劑都能達到設定的脫硝效率。采用何種催化劑型式，根據SCR性能指標和綜合分析比較確定。

催化劑可以是均勻壓制的材料，也可將其附著于金屬或陶瓷的基礎材料上，在設計范圍的地震、壓力、熱或化學因素影響下，保證催化劑不會與基材剝離，或基材不會發生永久變形。

圖2271 板式、蜂窩式、波紋板式催化劑

表2271 板式與蜂窩式催化劑比較表

在工業應用上，為便于運輸、安裝、維護及性能測試，都將催化劑加工成一定尺寸的板或塊，組裝在上下貫通的耐磨鋼盒內（見圖22 7 2），若干個鋼盒排放在耐磨鋼框架內，這就是我們所說的催化劑模塊（見圖2273）。若干催化劑模塊排放在反應器的催化劑鋼結構層上，形成催化劑層。如圖2274所示，該催化劑層有65個模塊。

三、催化劑性能曲線

催化劑的性能是通過脫硝效率、NH₃逃逸率、煙氣溫度、SCR系統壓力損失等參數反映出來的。

1.脫硝效率與NH₃/NO_x摩爾比的關系

脫硝效率與NH₃/NO_x摩爾比的關系如圖2275所

示，NH₃/NO_x摩爾比越大，NH₃濃度相對越高，NO_x濃度

相對越低，脫硝效率越高，但NH₃/NO_x摩爾比不可過大，否則，NH₃逃逸率上升。

圖2272 催化劑單元盒

圖2273 催化劑模塊

圖2274 反應器內催化劑層

2.脫硝效率與煙氣流量比率的關系

4.SO₂/SO₃轉化率與SCR入口煙氣流量比率的關系

脫硝效率與煙氣流量比率的關系如圖2276所示，煙氣流量比率代表著煙氣量的大小，其值越大，煙氣流量越大；煙氣流量越大，脫硝效率越低；一般選擇脫硝效率不低

SO₂/SO₃轉化率與SCR入口煙氣流量比率的關系如圖2 278所示，煙氣流量比率越大，煙氣流量越大，煙氣流量

越大，SO₂/SO₃轉化率越低。

于80%。

5.SO₂/SO₃轉化率與反應器入口煙氣溫度的關系

3.脫硝效率與煙氣溫度的關系

脫硝效率與煙氣溫度的關系如圖2277所示，脫硝效率隨著煙氣溫度的上升而增加，當溫度高到一定值時，脫硝效率就基本保持不變；當溫度在300℃～360℃之間上升時，脫硝效率上升；當溫度高于360℃，脫硝效率就基本穩定在

SO₂/SO₃轉化率與反應器入口煙氣溫度的關系如圖22 79所示，反應器入口煙氣溫度與SO₂/SO₃轉化率呈正比關系。

6.SO₂/SO₃轉化率與反應器入口SO₂濃度的關系

82.4%左右，不再提高。

SO₂/SO₃轉化率與反應器入口SO₂濃度的關系如圖227 10所示，反應器入口SO₂濃度越高，SO₂/SO₃轉化率越低。

圖2275 脫硝效率與NH₃／NO_x摩爾比的關系曲線

圖2276 脫硝效率與煙氣流量比率的關系曲線

圖2277 脫硝效率與煙氣溫度的關系曲線

圖2278SO₂／SO₃轉化率與SCR入口煙氣流量比率的關系曲線

圖2279SO₂／SO₃轉化率與反應器入口煙氣溫度的關系曲線 圖22710SO₂／SO₃轉化率與反應器入口SO₂濃度的關系曲線

7.NH₃逃逸率與NH₃/NO_x摩爾比的關系

9.脫硝系統壓損與煙氣流量比率的關系

NH₃逃逸率與NH₃/NO_x摩爾比的關系如圖22711

所示，NH₃/NO_x摩爾比越大，NH₃逃逸越高。脫硝系統NH₃逃逸率一般不大于3ppm，根據下列曲線可選擇 NH₃/

脫硝系統壓損與煙氣流量比率的關系如圖22713所示，煙氣流量比率越大，煙氣流量越大，SCR系統壓力損失也越大。

NO_x摩爾比不大于0.846。

圖22713 脫硝系統壓損與煙氣流量比率的關系曲線

圖22711 NH₃逃逸率與NH₃／NO_x摩爾比的關系曲線

8.氨逃逸與煙氣流量比率的關系

10.催化劑運行周期

氨逃逸與煙氣流量比率的關系如圖22712所示，煙氣流量比率越大，煙氣流量越大，則氨逃逸也越大。

以圖22714為例說明催化劑的運行更換周期。反應器內先裝一、二層催化劑，第三層預留安裝位置，反應器入口

煙氣NO_x濃度為800mg/Nm³，脫硝后出口煙氣NO_x濃度為

160mg/Nm³左右，NH₃逃逸量控制在3μL/L以下。

SCR開始投運時，有兩層催化劑運行，隨著運行時間的增加，其催化活性逐漸降低，NH₃逃逸量逐漸增加，當NH₃逃逸量接近3μL/L時，說明一、二層催化劑已不能滿足系統性能指標要求，此時SCR運行時間達到2300h左右，要加裝第三層催化劑。

加裝第三層催化劑后，NH₃逃逸量明顯降低，此時共有三層催化劑運行。隨著運行時間的增加，NH₃逃逸量又逐漸增加到3μL/L，說明第一層催化劑失效，已到額定壽命，置換第一層催化劑，此時SCR運行時間達到6700h左右。

下一個運行周期更換第二層催化劑，如此循環往復。

催化劑失效是一個漸進過程，一般不會急劇變化，通過如下的方法，可估算催化劑的壽命：

圖22712 氨逃逸與煙氣流量比率的關系曲線

圖22714 催化劑的運行更換周期

（1）審查每天的運行數據。

（2）定期測試SCR系統脫硝效率。

飛灰引起的催化劑失活。用燃油啟動鍋爐時會形成煙灰，部分未燃的碳氫化合物、煙灰會產生細的顆粒。所以，SCR系統對鍋爐冷啟動次數會有一定的限制。

（3）檢測安裝在SCR反應器中的樣品催化劑。

四、催化劑堵灰及措施

1.催化劑堵塞原因

灰成分中如Ca、Fe、Si等物質沉積在催化劑的表面，使含有NO_x和氨的煙氣很難在催化劑中擴散，由此導致了脫硝效率的降低。

（1）造成催化劑堵塞的主要原因是煙氣流場設計不合理，所以避免催化劑堵塞最有效的方法是通過有效的整流裝置，使得在進入第一層催化劑前，煙氣的流速流向都均一。

4.水和硫酸氫氨的凝結

（2）極小的顆粒灰沉積在催化劑表面的孔隙中，會阻攔氮氧化物和氨通過催化劑表面，減少催化劑的比表面積，用燃油啟動鍋爐時，部分未燃的碳氫化合物、煙灰會產生細的顆粒，形成煙灰；所以，不完全燃燒有導致催化劑失活的危險。

飛灰中的有毒物（堿金屬、鈣、鎂）溶解在水中并通過水滲透到催化劑中，可導致催化劑失活。而且，水會使飛灰硬化并阻塞催化劑，使吹灰裝置的效果下降。即使在停機時，保持煙氣溫度在露點以上也是必要的。

（3）凝結在催化劑上的水會將飛灰中的有毒物（堿金屬、鈣、鎂）轉移到催化劑上，導致失活；另外，會使飛灰硬化并阻塞催化劑，使吹灰裝置的清掃效果下降。

（4）氨鹽沉積形成催化劑堵塞。如果SCR入口溫度能夠保持在鹽的形成溫度以上，則氨鹽就不會形成沉積。

2.防堵灰措施

硫酸氫氨是由煙氣中的氨和SO₃結合生成的，在高溫時，它是一種氣體；當溫度低于300℃時，它將以液態的形式沉積下來。而且它具有“膠水”一樣的黏性，當它沉積在催化劑表面時將導致催化劑表面孔隙的堵塞，沉積下的硫酸氫氨會吸附飛灰加重堵塞。當溫度回升到硫酸氫氨的露點溫度以上時，硫酸氫氨會重新變成氣體，堵塞效應減小，但這種情況很難出現。

針對鍋爐飛灰對催化劑性能的影響，除了通過改善煙氣流場分布以外，還可以選擇合理的催化劑間距和單元空間，并使進入SCR反應器煙氣的溫度維持在氨鹽沉積溫度之上，以降低催化劑的堵塞。另外，吹灰器布置、運行周期及吹掃時間合理，才能保證催化劑通道的暢通。

（二）防止催化劑失活的措施

防止催化劑失活的措施見表2272。表2272 防止催化劑失活的措施

五、催化劑失活及防止措施

（一）催化劑失活的原因

1.催化劑中毒

煙氣中攜帶的一些物質可以沉積在催化劑上，導致催化劑的失活。這些物質中毒性最強的是氣態砷以及鉀、鈉堿性物質，其次是含鈣和鎂的物質。

堿金屬（如Na、K）與催化劑中的活性物質反應，如圖2 27 15所示，導致了催化劑中毒。堿金屬通常來自于黏附在催化劑上的飛灰，并且以可溶物的形式依附在催化劑上。如果砷以氣態的形式存在于煙氣中，其常常積聚在催化劑表面，并部分散布于催化劑殼體上，導致催化劑中毒。飛灰中的鈣可以固化吸收氣態砷，當飛灰中鈣含量大于2%時，砷對催化劑的影響明顯減弱。

圖22715 催化劑失活的化學反應

2.燒結現象

當反應器入口溫度高于450℃并持續一定時間時，催化劑會發生燒結現象，催化劑表面空隙關閉，導致催化劑局部表面的減少，從而引起催化劑失活。當煙氣中含有高濃度易燃成分的時候，催化劑溫度將驟然提高并導致催化劑的損壞。

3.催化劑表面孔隙的堵塞

極小的顆粒灰沉積在催化劑表面的孔隙中，會減少催化劑的比表面積，設計時對催化劑體積要留一定余量以應對小粒徑

續表

六、失效催化劑的處理

對于失效催化劑的處理方式可分為催化劑再生和無害化處理。

（一）催化劑再生

催化劑再生的方法分為物理再生和化學再生。1.物理再生

物理再生指在SCR反應塔內進行人工清灰，清除硫酸氫氨和比較容易清除的物質，如圖22716所示。這種方法簡便易行，費用很低，但只適合于失活不嚴重的情況，只能恢復部分活性。

圖22716 催化劑人工清灰

2.化學再生

化學再生可在現場或專門的工廠進行，是指將催化劑模塊從SCR反應器中移出，放進專用的振動清洗設備中，清除大部分堵塞物，如硫酸氫氨和其他可溶性物質，如圖227 17所示。將清洗后的催化劑烘干后，放入含有活性物質的化學溶液中浸泡，從而有效恢復催化劑的活性。

圖22717 催化劑振動清洗

化學再生方案需結合工期、場地、再生費用、再生和新買催化劑的技術經濟比較，最后確定方案。

（二）催化劑無害化處理

對無法進行再生或再生經濟型較差的催化劑需進行無害化處理；對催化劑鋼體結構和催化劑模塊分開處理，鋼體結構回收使用，催化劑模塊則放入焚燒爐中焚燒。

鋼體結構和催化劑模塊的分離是通過一種特制的抓取裝置進行的，抓取裝置將催化劑模塊振動到焚燒爐中，保證了催化劑模塊的煙塵也進入到焚燒爐中。

脫硝催化劑在封閉分離系統中分離時，需進行一系列測試。在卸除了鋼體結構之后，催化劑模塊及塵物進入焚燒爐中焚燒至1200～1300℃。催化劑模塊進入焚燒爐中焚燒是因為未經處理的模塊會產生難以處理的灰塵，并且保證了爐渣中的重金屬氧化為可熔的金屬氧化物，從而使爐渣得到最終處理。焚燒后的煙氣進入煙氣清潔裝置，經過處理，達標排放。

第八節 鍋爐低氮燃燒技術

一、概述

根據NO_x的生成機理可知，燃料燃燒過程中影響NO_x生成的主要因素有：

（1）煤種特性，如煤的含氮量、揮發分含量、燃料中固定碳/揮發分之比以及揮發分中含H量/含N量之比等。

（2）燃燒區域的溫度值。

（3）反應區中氧、氮、一氧化氮和烴根等的含量。（4）可燃物在反應區中的停留時間。

由此，對應的低NO_x燃燒技術的主要途徑如下：

（1）減少燃料周圍的氧濃度，包括減少爐內過量空氣系數，以減少爐內空氣總量；減少一次風量和揮發分燃盡前燃料與二次風的摻混，以減少著火區段的氧濃度。

（2）在氧濃度較少的條件下，維持足夠的停留時間，使燃料中的N不易生成NO_x，而且使生成的NO_x經過均相或多相反應而被還原分解。

（3）在過剩空氣的條件下，降低溫度峰值，以減少熱力型NO_x的生成，如采用降低熱風溫度和煙氣再循環等。

（4）加入還原劑，使還原劑生成CO、NH₃、HCN，它們

可將NO_x還原分解。

二、技術原理

具體方法有空氣分級燃燒、燃料分級燃燒、煙氣再循環、濃淡偏差燃燒、低氧燃燒等。

（一）空氣分級燃燒

1.空氣分級燃燒技術原理

傳統的燃燒方式是將所有的煤粉和空氣都通過燃燒器送入爐膛一起燃燒，這樣煤粉與空氣充分混合，燃燒強度大，燃燒溫度高，并在過量空氣下進行燃燒，由此產生的NO_x排放量也很高。空氣分級燃燒技術是通過控制空氣和煤粉的混合過程，將燃燒所需要空氣由原來的一股分為兩股或多股，分別送入燃燒火焰中，在燃燒開始階段只加部分空氣，造成一次氣流燃燒區域的富燃料狀態，燃燒區內過量空氣系數在0.8左右，燃料先在缺氧的富燃料條件下燃燒，使得燃燒速度和溫度降低，因而抑制了熱力型NO_x的形成。同時燃燒生成的CO與NO進行還原反應，以及燃料 N分解成中間產物（如 NH、CN、HCN和NH₃等）相互作用分解，在還原性氣氛中降低了生成 NO_x的反應率，抑制了燃料型 NO_x在這一區域的生成。

在燃盡燃燒區內，將燃燒用空氣的剩余部分以二次空氣噴射到主燃區（富燃區域）的下游，成為富氧燃燒區，在這個區域內完成燃燒。此外，由于主燃區的燃燒產物進入燃盡區，同時降低了氧濃度和火焰溫度，于是燃盡區內NO_x的形成受到了限制。空氣分級以此實現煤粉顆粒在燃燒初期的低氧燃燒，最終空氣分級燃燒可使NO_x生成量減少30%～40%，達到降低NO_x排放的目的。

2.空氣分級降低NO_x排放的影響因素

（l）主燃區內的過量空氣系數α。試驗證明，當α≥0.75時，在總的氣相含氮化合物中，NO是主要的。因此，當α開始減少時，NO減少，故通過燃盡區后NO的排放量也是減少的。在燃燒空氣總量保持不變而主燃區內的過量空氣系數降低時，NO_x生成量降低。當過量空氣系數為0.8時，NO_x的生成量比過量空氣系數α=1.21時降低50%，而且此時燃燒工況穩定。

空氣分級燃燒可以分成兩類，一類是燃燒室（爐內）中的分級燃燒，另一類是單個燃燒器的分級燃燒。

圖2281為燃燒室分級燃燒示意圖。燃燒室分級是將一部分燃燒空氣從主燃燒器中分離出來，從燃燒器上部送入爐膛，這股燃燒空氣被稱為上火風（OverFireAir，也稱為燃盡風）。根據燃盡風安裝位置的不同，又分為緊湊型和分隔型。燃盡風的量一般占總空氣量的10%～20%，具體的量根據分級程度的不同而不同。由于燃盡風的存在，主燃燒區的氧量下降了，空氣量也減少了，燃料在此區域缺氧燃燒，燃料型NO_x的生成減少；煙氣上行至燃盡區域，與燃盡風混合燃燒，此時由于燃燒溫度低，熱力型 NO_x的生成也減少了，因此，總的NO_x排放量降低了。

但若在主燃區內的過量空氣系數過低，雖然可使主燃區內NO_x的生成量進一步減少，但也會使煙氣中的 HCN、BH₃和焦炭N增加。當主燃區內過量空氣系數小于0.6時，煙氣中HCN和NH₃的濃度將大大增加，并且超過NO的濃度。高濃度的HCN和NH₃除了有利于NO的還原，使主燃區內的NO濃度進一步降低外，還會有大量的HCN和NH₃進入上部α＞1的燃盡區，并在這里又被氧化生成NO_x。同時，焦炭N在主燃區中也隨著過量空氣系數的減少而顯著增加。

由此可知，在主燃區內過量空氣系數α減小的過程中，NO_x的排放量先減少后增加。因而在某一α值時，NO_x排放量最少。此外，在主燃區內過低的過量空氣系數還會引起不完全燃燒損失的增加，并引起燃燒穩定性問題。因此，在主燃燒區內過量空氣系數一般不宜低于0.7。對于具體的燃燒設備和煤種，最佳的過量空氣系數要由試驗確定。

（2）溫度的影響。溫度是影響NO_x排放效果的又一重要因素。熱力型NO_x的生成隨溫度的升高而劇增，同時各種生成和還原NO_x的反應也均受到溫度的影響。

在2000℃以上時，熱力型 NO_x幾乎可以在瞬間氧化而成；在1600～2000℃范圍內，如果持續時間較長，也易生成NO_x，若時間較短，則NO_x的生成速度就慢些；在1500℃以下時，熱力型NO_x的生成速度就顯著減慢，但燃料型NO_x的生成并不變慢。

圖2281 燃燒室分級燃燒示意圖

單個燃燒器的分級燃燒有兩種形式，分別為內分級混合的方式和外分級混合的方式。前者的一、二次風均從燃燒器送入。

（3）二次風噴口位置的影響。無論是貧煤還是煙煤，分級燃燒都能顯著地降低NO_x的排放濃度，而且隨著分級風送入位置的下移，NO_x的排放濃度逐漸下降。另外，從不同的煤種來看，采用分級配風以后，揮發分高的煙煤NO_x排放濃度降低程度比揮發分低的貧煤更顯著。但進一步延長主燃區內的停留時間，NO_x值并不會繼續減少，而呈飽和狀態，CO等還原性氣體和可燃物大大增加。二次風通常是在主燃區燃燒基本完成時送入，大致位置為不分級燃燒時的火焰尾部附近。

根據空氣分級燃燒技術降低NO_x的機理送入，但二次風被分成兩股送入，由內通道送入的稱為內二次風，而由外通道送入的稱為外二次風；后者的部分二次風是從主火嘴周圍的一些空氣噴口送入。在上述兩種方式下，二次風都是逐漸送入，因而首先在燃燒器出口附近形成富氧區，抑制了燃料型NO_x的生成；然后二次風逐漸全部混入，使燃料燃盡，形成了燃盡區。由于二次風延遲與燃料混合，燃燒速度降低，使火焰溫度降低，因此也抑制了熱力型NO_x的生成。

使用空氣分級燃燒技術對老機組實施改造較為方便，改動量小，改動費用相對較低，比較適合于高揮發分的煤種。在燃用擇發分較高煙煤時，采用低NO_x燃燒器加燃盡風系統的改造可使鍋爐NO_x的排放降低20%～50%；改造后，鍋爐排煙溫度和飛灰含量有所增加，鍋爐效率有所降低。

（4）停留時間的影響。對于不同的煤種特性，要達到一定的NO_x降低率，煙氣在主燃區內的含停留時間和對應過量空氣系數是不相同的。煙氣在主燃區內的停留時間取決于“火上風”噴口距主燃燒器的距離和布置。如果主燃區的距離（或停留時間）足夠長，則可使在主燃區出口處煙氣中的燃料N成分在燃盡區不可能再生成新的NO_x，在“火上風”噴口位置之后NO_x基本上不再增加；而在主燃區內的停留時間不夠時，在進入燃盡區后還會生成一定量的NO_x。由此可見，“火上風”噴口的位置決定了在主燃區內的停留時間，它和α一起決定了在主燃區內NO_x能夠降低的幅度。

“火上風”噴口的位置不僅與降低NO_x的排放量有關，而且直接關系到燃盡區內燃料的完全燃燒和爐膛出口的燃氣溫度。

由于空氣分級燃燒降低了主燃燒區的空氣系數容易導致爐壁附近還原性氣氛增加，從而引起爐膛內的結渣和腐蝕問題，因此，在設計時必須考慮到這一點，以減少這方面的影響。不過也由于分級燃燒降低了爐膛內燃燒溫度的水平，這又對緩解爐膛結渣有好處。

分級燃燒時，增加CO等還原性氣體，若沒有燃盡，則產生化學不完全燃燒熱損失。此外，由于分級燃燒時燃料與空氣混合延緩，燃燒速率減慢，燃燒時間相應延長，在爐膛尺寸一定的條件下，炭燃盡率低，使機械不完全燃燒熱損失增加，雖

然在主燃區內燃料氣化成CO，然后在燃盡區燃燒，將燃料部分固相反應轉變為氣相反應，于燃料燃盡有利。但就總的情況而言，對于反應能力較低的燃料，機械不完全燃燒損失增加較多；而對于揮發分高的燃料，它增加不多或不增加。

實際上，“火上風”噴口的位置、噴口的形狀、空氣的流速和氣流的射程，以及“火上風”氣流在爐膛中的穿透性等，對于組織在燃盡區內的燃燒過程，保證高的炭燃盡率也十分重要。如果在燃盡區內的燃燒組織不好，將燃盡過程推遲，不僅會降低燃燒效率，還會引起爐膛出口煙氣溫度的增加，從而導致爐膛出口結渣以及過熱器管壁超溫等現象。對于不同燃燒方式、不同容量和燃燒不同煤種的煤粉爐，由于它們之間的差別很大，為了保證主燃區內必要的停留時間及良好的燃盡率，對于“火上風”噴口的設計、布置和運行參數，需要通過試驗來確定。

圖2282 分級再燃燒原理示意圖

以甲烷（CH₄）作為再燃燃料為例，在還原區內，二次燃料分解生成的碳氧化合物基團與NO_x發生如下反應

（5）煤粉細度的影響。無論是煙煤還是貧煤，其細煤粉的NO_x排放濃度均高于粗煤粉，而在分級燃燒時，采用細煤粉能顯著地降低NO_x的排放量。隨著一次風空氣系數的升高，不同細度的貧煤燃盡率逐漸增大，而不同細度的煙煤燃盡率基本上保持穩定；并且在相同的一次風空氣系數下，無論是煙煤還是貧煤，其細煤粉的飛灰含量均比粗煤粉低。由此可見，采用細煤粉分級燃燒可實現高效低NO_x的目的。

4HO+CH₄→2N₂+CO₂+2H₂O

2NO+2CnHm+（2n+m/2-1）O₂→N₂+2nCO₂+mH₂O

2NO+2CO→N₂+2CO₂ 2NO+2C→N₂+2CO 2NO+2H₂→N₂+2H₂O

（6）結渣和腐蝕的防止。在采用分級燃燒時，由于在主燃區內是富燃料燃燒，氧的濃度低，形成還原性氣氛。而在還原性氣氛中，煤的灰熔點會比在氧化性氣氛中降低100～l20℃，這時如果熔融灰粒與爐壁相接觸，容易發生結渣，而且火焰拉長；如果燃燒組織不好，不會容易引起爐膛受熱面結渣和過熱器超溫；同時還原性氣氛不會導致受熱面的腐蝕。腐蝕有兩種類型：一種是硫化物型腐蝕，當煤粉黏附到水冷壁管受熱面時，煤粉中黃鐵礦分經解生成原子硫（S），它在還原性氣氛下緩慢氧化生成Fe₂O₃ ，使水冷壁管不斷被腐蝕；另一種是硫酸鹽型腐蝕，它是煤粉燃燒時揮發出的Na₂O和K₂O，當凝結于

管壁上時，與周圍煙氣中的SO₃反應生成Na₂SO₄和K₂SO₄，

再燃燃燒技術就是利用NO破壞原理來降低NO_x排放的。具體來說就是：燃料分級送入爐膛，在燃燒區火焰的上方噴入另外的碳氫燃料，以建立一個富燃料區使生成的NO_x轉化為CHN，并最終得到無害的 N₂。比較典型的就是，將80%～85%的燃料（稱為一次燃料）送入主燃區，在α＞1的條件下燃燒生成NO_x；其余15%～20%的燃料（稱為二次燃料、再燃燃料）則在主燃燒器的上部送入二級燃燒區（再燃區），在α＜1的條件下形成很強的還原性氣氛，在主燃區生成NO_x就會通過以上反應被還原成氮分子。再燃區中不僅能使已生成的NO_x得到還原，同時還抑制了新的NO_x生成，可使NO_x的排放濃度進一步降低。此外，再燃區的上面還需布置“火上風”噴口以形成燃盡區，以保證在再燃區中生成的未完全燃燒產物的燃盡。所以這種再燃法又叫三級燃燒技術。

在管壁上分解產生SO₃，與煙氣中的SO₃一起通過灰層向管壁擴散，與氧化保護層Fe₂O₃反應，氧化層被破壞，使金屬不斷腐蝕。

2.再燃燒技術降低NO_x的影響因素

為了解決結渣與腐蝕的問題，通常設法改進燃燒器，或在爐壁上形成氧化性氣氛，避免還原性氣氛直接與爐壁相接觸，其中一項有效的技術是采用邊界風系統。其具體措施是在煤粉爐底冷灰斗和側墻上布置許多空氣槽口，以很低的流速通過這些槽口向爐內送入一層稱為“邊界風”的空氣流，“邊界風”的總量約占燃燒所需空氣總量的5%。“邊界風”進入爐膛后沿著爐墻四壁上升，使水冷壁表面保持氧化性氣氛，所以可以有效地防止爐膛水冷壁的腐蝕或結渣。

（1）再燃燃料的種類和性質對再燃燒的影響。燃料分級燃燒時在再燃燒區噴入的二次燃料可以用同一煤種，也可以采用其他煤種、油或氣體燃料，目前煤粉爐采用更多的二次燃料是碳氫類氣體或液體燃料。因為再燃燃料是從鍋爐上方引入，一般停留時間比較短，所以宜燃用易著火的氣體或液體燃料，此外，還要求燃料含N量低，以減少NO_x再生成量。雖然天然氣、油和煤都可以作為二次燃料，但從提高爐內再燃燒還原NO_x的效果來說，天然氣最好，主要是因為天然氣中不含燃料氮，二次燃料含有燃料氮將降低還原效率。天然氣和油的反應

能力強，其生成XN（NO、HCN、NH₃等）基團的反應時間極

（二）燃料分級燃燒

1.燃料分級燃燒技術原理

燃料分級燃燒技術又稱為燃料再燃燒技術，其原理示意圖如圖2282所示，將燃燒分成主燃燒區、再燃燒區和燃盡區三個區域。主燃燒區是氧化后弱還原性氣氛，該區域內主燃料在欠氧或弱還原性環境下然燒，產生了NO_x；在燃燒區，將二次燃料送入爐內，使其呈還原性氣氛（α＜1），在高溫和還原氣氛下生成碳氫原子團，該原子團與一次燃燒區生成的NO_x反應，將NO_x還原成N₂，該區域通常也稱為還原區域，二次燃燒通常稱為再燃燃料；在還原區的上方，送入少量空氣使再燃燃料燃燒完全，該區域稱為燃盡區，這部分二次風也稱為燃盡風。

短暫，有利于還原過程速率的提高和NO還原反應的進行。與天然氣相比，油在欠氧燃燒時易析出碳，難以燃盡。煤也可以作為二次燃料，但煤中的焦炭氮會使NO的還原效果降低，因此應盡量使用高揮發煤種。另外，使用煙氣作為二次燃料的傳送介質可以保證燃料混合物中氧量較低，減緩二次燃料煤中氮的氧化反應速率，有利于NO的分解。同時，還原反應使用超細煤粉，以加快揮發分完全燃燒和生產活性基團的速率，也有利于在該段極其短暫停留時間內維持高燃盡度。再燃燒料的選擇受制于資源條件、經濟性比較和產業及環保政策等條件。

（2）再燃燃料的份額。再燃燃料太少，則達不到理想地降低NO_x的效果；再燃燒料太多，一方面對燃料燃盡不利，另

一方面也不能進一步降低NO_x的排放量。因此，再燃燃料的份額一般占鍋爐總輸入熱量的15%～20%。

（3）還原區的溫度和停留時間。再燃燃料在還原區的溫度越高，停留時間越長，則還原反應越充分，NO_x降低效果越顯著。因此，主燃燒區燃燒一結束就應立即噴入再燃燃料，但再燃燃料的送入位置不能太靠近主燃燒區，否則，不僅會降低燃料燃盡率，而且會有較多的過剩氧進入還原區，使還原區內過量空氣系數增加，對還原不利。對不同的燃煤設備，最佳的停留時間要由實驗確定，再燃區內煙氣和燃料的停留時間應該為0.4～1.5s，但實際應用中，由于條件限制，不可能給出太長的停留時間，因此，需進行合理的選擇。

（4）主燃區NO_x生成水平和燃盡度。主燃區NO_x生成量越低越好，盡管當主燃區NO下降時，再燃區NO還原為N₂的還原率在下降，但總的NO_x排放量下降；次區煤分燃盡度越高越好，這樣可使進入再燃區的殘余氧量盡可能低，以抑制

NO_x的生成。

（5）配風的化學計量比。在一定的條件下（如一定的溫度和停留時間），各級燃燒區有一個最佳過量空氣系數α，此時主燃區生成的NO_x濃度值最低。一般主燃燒區過量空氣系數（煤粉爐，包括液態排渣爐、旋風爐前室）取為1.1；上部燃

圖2283 煙氣再循環工藝示意圖

1—燃燒器；2—鍋爐；3—過熱器；

4—省煤器；5—煙氣循環風機

盡區為1.15～1.2；還原區取為0.7～0.9。對于不同的燃煤設

備，由于具體條件不同，如煤種、再燃燃料、溫度和停留時間等，最佳的過量空氣系數α值要通過實驗確定。

（6）再燃燃料與主煙氣的混合。再燃燃料在煙氣中的混合和擴散具有降低NO_x的效果。為了保證再燃燃料在還原區內的停留時間最大限度地排放NO_x，就必須使再燃燃料能快速、充分地與從主燃燒區上來的主煙氣混合。為此，在再燃燃料的送入方式上要精心設計，如送入位置、布置方式、送入速度等。

煙氣再循環法降低NO_x排放的效果與燃料種類及煙氣再循環率有關。煙氣再循環率是再循環煙氣量與不采用煙氣再循環時的煙氣量的比值。經驗表明，當煙氣再循環率為15%～20%時，煤粉爐的NO_x濃度可下降25%左右。NO_x的降低率隨著煙氣再循環率的增加而增加，并且與燃料種類和爐內燃燒溫度有關，燃燒溫度越高，煙氣再循環率對NO_x降低率的影響越大。

（7）燃盡風與主煙氣的混合。為了保證再燃燒料在還原區內的停留時間，同時保證燃料的燃盡，燃盡風與主煙氣的混合也必須快速、充分。無二次燃盡風的送入方式也同樣需要精心設計。

但是，在采用煙氣再循環法時，煙氣再循環率的增加是有限的。當采用更高的再循環率時，由于循環煙氣量的增加，燃燒會趨于不穩定，而且未完全燃燒熱損失會增加。因此，電廠鍋爐的煙氣再循環率一般控制為10%～20%。

（8）再燃燃料的輸送介質。如果用超細煤粉作為再燃燃料，則需要相應的傳送介質，它可以是空氣或者惰性氣體，如煙氣。傳送管道內的過量空氣系數（即傳送介質的氧量與二次燃料完全燃燒需要的氧量比）對于NO_x的排放值有一定影響。如果氧量高，則再燃燃料中的氮和碳氫原子團的氧化反應會加快，從而組織對一次NO_x的分解并增加二次燃料煤中氮含量

（四）低過剩空氣燃燒

低過剩空氣燃燒也叫低氧燃燒，就是控制空氣量，保持風粉比平衡，使燃燒過程盡可能地在接近理論空氣量的條件下進行。在低過剩空氣范圍條件下運行，可使用較少的燃料，并且隨著煙氣中過剩氧的減少，可以抑制NO_x的生成，是一種既可減少NO_x形成又可減少燃料消耗量的基本改進燃燒方法。

向NO_x的轉換。

當過量空氣系數α=1.2～1.3時，熱力型NO_x的排放量最大；而燃料型 NO_x則隨著α的增大而增大。但是當α由

再燃燃料首先由德國在20世紀80年代末期提出，成為IF-NR技術。后來這一技術很快引起歐美和日本的普遍關注，各大公司和科研機構紛紛投入資金展開研究，并獲得政府的資助，發展到今天，該項技術已逐步實現了產業化。

1.1～1.2降到1.05～1.02時，燃料型NO_x和熱力型NO_x都會降

低。一般來說，采用低氧燃燒可以降低NO_x排放15%～20%。

（三）煙氣再循環

煙氣再循環（見圖22 8 3煙氣再循環工藝示意）是在鍋爐的空氣預熱器前抽取一部分低溫煙氣直接送入爐內，或者是與一次風或二次風混合后送入爐內，這樣不但可以降低燃燒溫度，而且也降低了氧氣濃度，因而可以降低NO_x的排放濃度。

對于每臺鍋爐，由于某種原因燃燒條件不一樣，因此過量空氣系數α對NO_x的影響程度不一樣；因而在采用低氧燃燒后，NO_x降低的程度也不可能相同。例如，燃用同一燃料，由于燃燒器的布置方式不同，其過量空氣系數α對NO_x的影響不同。燃燒器四角布置時，由于爐內氣流旋轉，燃料與空氣混合均勻，避免了局部過剩空氣過多（特別是在燃燒前期過剩空氣過多），因而過量空氣系數對NO_x的影響較小；而當燃燒器前墻布置時，情況正相反。

煙氣再循環技術的核心在于利用煙氣所具有的低氧以及溫度較低的特點，將部分煙氣再循環噴入爐膛合適的位置，降低局部溫度并形成局部還原性氧氣，從而抑制NO_x的生成。

煙氣再循環技術在很多情況下被用來防止鍋爐運行中的結焦問題。對于燃燒無煙煤等難燃煤種以及煤質不是很穩定的電廠鍋爐，則不宜采用煙氣再循環技術。

實際上，鍋爐采用低氧燃燒時，不僅降低 NO_x，而且鍋爐排煙熱損失減少，對提高鍋爐熱功當量效率有利；但是，如果爐內氧的濃度過低，如低于3%時，會造成CO的含量急劇增加，導致化學未完成燃燒損失的增加，同時也會引起飛灰含碳量的增加，導致機械未完全燃燒損失增加，因而使燃燒效率

降低。因此在確定低α范圍時，必須兼顧燃燒效率、鍋爐效率較高和NO_x等有害物質最少的要求。

濃度0.3～0.5kg煤粉/kg空氣濃縮至0.6～1.0kg煤粉/kg空氣。

值得一提的是，為了實現濃淡燃燒，國內外的研究者開發了各種各樣的濃淡轉換裝置和濃淡燃燒器。

對于煤粉爐，要實現低氧燃燒，必須準確控制各燃燒器的燃料與空氣，使其均勻分配，并使爐內燃料和空氣平衡；必須減少漏風，監測和控制爐內含氧量與CO含量。

低過剩空氣燃燒用來降低NO_x的排放是一種經過充分證明的、有效的基本方法，但采用低過量空氣燃燒來降低NO_x排放有一定的限制，在鍋爐設計和運行時，必須全面考慮，選取最合理的過量空氣系數，避免出現為降低NO_x的排放而產生的降低燃燒效率、引起爐膛結渣與腐蝕等其他問題。

（五）濃淡偏差燃燒

濃淡偏差燃燒（見圖2284濃淡偏差燃燒示意圖）是對裝有兩個以上燃燒器的鍋爐，使部分燃燒器供應較多的空氣（呈貧燃料區），即燃料過淡燃燒；部分燃燒器供應較少的空氣（呈富燃料區），即燃料過濃燃燒。無論是過濃或者過淡燃燒，燃燒時α都不等于1，前者α＞1，后者α＜1，故又稱為非化學當量比燃燒或偏差燃燒。

圖2285 空燃比與NO_x濃度的關系

三、低氮燃燒器

圖2284 濃淡偏差燃燒示意圖

對NO_x生成特性的研究表明，NO_x的生成量和一次空氣—煤比有關。由圖2285所示空燃比與NO_x濃度的關系可見，一次風—煤比在3～4kg/kg煤時，NO_x的生成量最高；偏離該數值，不論煤粉濃度高還是低，NO_x的排放量均下降。因此，如果把煤粉流分離成兩股含煤粉量不同的氣流，即含煤粉量多的濃氣流C₁和含煤粉量少的淡氣流C₂分別送入爐內燃

燃燒器是鍋爐設備的重要部件，它保證燃料穩定著火、燃燒和燃料的燃盡等過程；另外，從 NO_x的生成機理看，占NO_x絕大部分的燃料型NO_x是在煤粉的著火階段完成的。因此，通過特殊設計的燃燒器結構，以及改變燃燒器的風煤比例，可以將其他降低NO_x的原理用于燃燒器，以盡可能地降低著火區氧的濃度，適當降低著火區的溫度，達到最大限度抑制NO_x生成的目的，具有這種功能的燃燒器就是低氮燃燒器。低氮燃燒器的特點是在燃燒器出口實現分級送風并與燃料合理配比，達到抑制NO_x生成的目的。低氮燃燒器的設計用于控制燃燒器附近燃料與空氣的混合及理論空氣量，以阻止燃料氮向NO_x的轉化和生成熱力NO_x，同時還要保持較高的燃燒效率。由于低氮燃燒器在煤粉的著火階段就能抑制NO_x的生成，因此可以達到更低的NO_x排放量。低氮燃燒器結構示意圖如圖2286所示。

燒，對于整個燃燒器，其NO_x生成量即（NO_x）C₁與（NO_x）

C₂的加權平均值（NO_x）PM，與燃用單股C₀濃度煤粉流相比，生成的NO_x要低。

實現煤粉濃淡燃燒的關鍵是，如何將一次風煤氣流由常規

低氮燃燒器主要是通過控制燃燒器喉部燃料和空氣的動量及流動方向來實現的。低氮燃燒器主要有階段燃燒型低氮燃燒器、濃淡偏差型低氮燃燒器、煙氣再循環低氮燃燒器、多次多級混合型燃料分級低氮燃燒器、大速差射流型雙通道自穩式燃燒器。

圖2286 低氮燃燒器結構示意圖