第二章 选择性催化还原烟气脱硝工艺原理及系统

第一节 SCR工艺原理及技术特点

一、工艺基本原理

SCR工艺是向锅炉烟气中喷入氨气（NH₃）作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、佛石、活性炭等原料制作的催化剂，在省煤器与空气预热器之间300～420℃的烟气温度下，将NO_x还原为无害的氮气和水。

主要的化学方程式如下：

4NO+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O

2NO₂+4NH₃+O₂→3N₂+6H₂O

NO+NO₂+2NH₃+O₂→2N₂+3H₂O

图221 1为选择性催化还原烟气脱硝工艺示意图，其工艺流程为：液氨通过槽车运送到现场后，通过压缩泵卸载到液氨储存罐中，液氨储存罐中的液氨在自身蒸汽平衡压力的作用下（在冬天温度较低时用液氨推进泵）将液氨输送到蒸发器中气化，生成的氨气在混合器与空气混合，氨体积浓度降到不大于5%的安全浓度，并最终通过喷氨格栅（AIG）喷入烟道中，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应层，在催化剂的作用下脱去NO_x。

图2211 选择性催化还原烟气脱硝工艺示意图

烟气从锅炉省煤器出口通过烟道内的大颗粒灰滤网（LPS）、渐变整流栅（GSG）进入垂直布置装有催化剂的SCR反应器，脱硝后的烟气再进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置，最后进入烟囱排向大气。

停炉或SCR启动前，用氮气吹扫整个系统，保证整个系统中不会形成氨气/空气爆炸气体。紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水吸收排入电厂的废水处理厂。

二、工艺系统组成及特点

1.工艺系统组成

SCR工艺系统包括带催化剂的SCR反应器、氨喷射系统、吹灰系统、烟道、氨储备供应系统等。

（1）脱硝效率高，一般大于80%。

（2）温度范围大，300～420℃适合于大多数催化剂。

（3）NH₃逃逸量低，在3ppm以下。

（4）系统简单，设备可用率不小于95%。（5）适用煤种广，烟气量范围大。

（6）还原剂来源广，价格便宜。

（7）脱硫生成物为N₂，不产生二次污染。

（8）工程造价低，除少量仪表进口外，其余设备已实现国产化。

第二节 性能指标

一、几个定义

1.实际干烟气中NO_x的浓度

NO_x（mg/Nm³）=NO0（.μ9L5/L）×2.05

式中：NO_x （mg/Nm³）为标准状态，实际干烟气氧含量下

NO_x浓度，mg/Nm³；NO（μL/L）为实测干烟气中NO体积

含量，μL/L；0.95为按照经验数据选取的NO占NO_x总量的

百分数（即NO占95%，NO₂占5%）；2.05为NO₂由体积含

量μL/L转换为mg/m³的转换系数。

2.修正到标准状态下氧含量为6%时的干烟气中NO_x的浓度

NO_x（mg/Nm³，6%O₂）=NO_x（mg/Nm³）×21-6

21-O₂

式中：NO_x （mg/Nm³，6%O₂）为修正到标准状态下氧含量为6%时的干烟气中NO_x排放浓度，mg/Nm³；O₂为实测干

烟气中氧含量，%。

通常提到的 NO_x一般是指修正到标准状态下含氧量为6%时的干烟气中NO_x浓度。

2.工艺特点

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3.脱硝效率

脱硝效率有时也称NO_x脱除率，其计算方法如下：

（4）SCR系统性能相关的关键设备（如喷氨格栅，整流导流装置，催化剂，氨的流量控制装置，吹灰器等）要满足要求。

脱硝效率=C₁C-₁C₂×100

SCR装置的主要性能指标有下述6项。1.脱硝效率保证

式中：C₁为脱硝系统运行时脱硝反应器入口处烟气中NO_x含量，mg/Nm³；C₂为脱硝系统运行时脱硝反应器出口处烟气中

装置正常投运半年，在40%BMCR～100%BMCR负荷范

围内，脱硝效率大于80%。

NO_x含量，mg/Nm³。

4.氨的逃逸率

在保证脱硝效率的同时，也必须保证脱硝装置反应器出口氨的逃逸率、SO₂/SO₃转化率等均达到性能保证指标。

氨的逃逸率是指在脱硝装置反应器出口烟气中氨的浓度。

2.氨的逃逸率保证

5.SO₂/SO₃转化率

在锅炉的任何正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸率不大

经过脱硝装置后，烟气中SO₂转化为SO₃的比率：

于3ppm（氧含量6%，干基）。

SO₂/SO₃转化率=SO_3，出口-SO_3，入口

3.SO₂/SO₃转化率保证

×100

SO_2，入口

式中：SO_3，出口为SCR反应器出口6%O₂含量、干烟气条件下

在锅炉的任何正常负荷范围内，SO₂/SO₃转化率小于1%。4.压力损失保证

SO₃体积含量，μL/L；SO_3，入口为SCR反应器入口6%O₂含量、干烟气条件下SO₃体积含量，μL/L；SO_2，入口为SCR反应

从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于1000

～1250Pa。

器入口6%O₂含量、干烟气条件下SO₂体积含量，μL/L。

5.系统连续运行温度

6.反应器压力损失

在满足NO_x脱除率、氨的逃逸率及SO₂/SO₃转化率的性

反应器压力损失是指从反应器入口到出口的烟气侧压力损

能保证条件下，SCR连续运行烟温范围为300～420℃，SCR

失，一般不大于1270Pa。

装置保证具有正常运行能力。

7.氨气爆炸浓度

6.对锅炉的影响

氨气与空气混合，当氨气的体积百分比占到15.7%～

27.4%时，容易产生爆炸。

8.引燃温度

加装脱硝系统后，对引风机进行增容改造、对常规锅炉空预器采取防堵、防腐等处理措施后，不影响一、二次风及锅炉负压等参数。

氨气的引燃温度是651℃。

二、SCR性能指标

大颗粒灰滤网下设灰斗，SCR装置不造成现有灰处理系统容量增加。

加装SCR装置后，其性能必须达到设计要求，性能保证基于以下条件：

第三节 液氨储存及氨气制备供给系统

（1）锅炉燃用设计煤种并能满足校核煤种。

（2）锅炉正常负荷范围内，SCR反应器入口烟气温度为

300～420℃。

（3）SCR反应器入口NO_x浓度不超设计值。

本节主要讲述液氨卸载、储存、氨气蒸发、与空气混合、配置成含氨体积浓度不大于5%的氨气/空气混合气体的全过程。

图2231 卸氨系统图

液氨储存及氨气制备供给系统包括的子系统有卸氨及储存系统、液氨推进系统、热水系统、液氨蒸发系统、气氨缓冲控制系统、气氨混合系统、氨气排放系统、氨气稀释系统、氮气吹扫系统、氨气泄漏检测系统及其他子系统。

时吹扫氨管道及设备中残存的氨气，避免与空气混合，达到爆炸浓度。

一、卸氨、储存及推进系统工作原理及设备

（一）卸氨、储存系统组成

卸氨及储存系统为脱硝公用系统，能同时满足多台锅炉烟气脱硝还原剂的消耗量。

包括卸氨系统、液氨储罐系统、液氨推进系统，主要设备有液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨推进泵及液氨倒罐泵等。

（二）系统原理

液氨的供应由液氨槽车运送到现场，槽车与氨储存系统之间用挠性软管连接，利用卸料压缩机抽取液氨储罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。

在环境温度足够高时，利用液氨自身的压力将储罐中的液氨输送到液氨蒸发器内，蒸发为氨气。在冬天环境温度过低时，通过液氨推进泵将液氨输送到液氨蒸发器内。

图2232 卸氨系统现场实例

1.卸氨系统

2.液氨储罐

卸氨系统一般设两套活塞式卸料压缩机，一用一备。压缩机有压力、温度等参数监视，液氨管路有压力表和流量测量装置，气氨管路在压缩机前后设就地压力监视卸氨系统图如图2231所示，其现场实物图如图2232所示。

液氨储罐的总容量要满足锅炉BMCR工况设计条件下每天运行24h、连续运行7d的氨的消耗量，根据场地、综合费用等情况，设置液氨储罐的数量。

气氨出口及液氨管路设安全阀，当压力超限时打开，排氨泄压，排除的氨气（EGS）通过管道进入气氨稀释槽。

在氨流经的管道上设有氮气吹扫连接管路，系统停运时及

液氨储罐系统如图2233所示，其实物图如图22 34所示。储罐上安装有流量阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀等，并装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器进行参数监控。

图2233 液氨储罐系统图

除设置氮气吹扫及废气排放功能外，储罐底部还有疏水系统。

3.液氨推进系统

储罐有防太阳辐射措施，四周安装有工业水喷淋管道及喷嘴，当储罐本体温度过高时，自动启动淋水装置降温。

液氨推进系统一般设液氨推进泵、液氨倒罐泵各两台，其中液氨倒罐泵流量较小。正常运行方式时，液氨推进泵将液氨输送到液氨蒸发器，两台泵互为备用。当其中一个液氨储罐故

障需要清罐检修时，则通过液氨倒罐泵，将罐内的液氨输送至另一台并联运行的储罐内。液氨推进系统如图2235所示。

（三）卸氨压缩机

SCR一般采用活塞式压缩机，它通过管路抽取液氨储罐内部的气氨，加压后输入到槽车氨罐的上部，在气氨压力的作用下，通过管道将槽车氨罐的液氨输送到液氨储罐。

（四）液氨泵的结构特点

液氨泵一般选用专门输送液氨的逆循环型屏蔽电泵，其外形图如图2236所示。

图2234 液氨储罐实物图

屏蔽电泵由屏蔽电机和泵构成一个整体，定子的内表面与转子的外表面有非导磁性耐腐蚀金属薄板密封包覆，使定子绕组、转子铁芯与输送液氨完全隔离，不会受到液氨的侵蚀。叶轮与转子装在一根轴上，整个转子体浸没在液氨中，接液部与外界没有贯通的转动零部件，是一种无泄漏结构。该泵无机械密封，采用自润滑。

图2235 液氨推进系统图

屏蔽泵定子绕组内配置热继电器，防止意外因素引起电机过热造成对电机的伤害。

二、液氨蒸发及供给系统

（一）系统组成

液氨蒸发及供给系统包括的子系统有热水系统、液氨蒸发系统、气氨缓冲罐系统、气氨控制系统及气氨混合系统。主要设备有液氨蒸发器、气氨缓冲罐、稀释风机、混合器、热水槽、热水泵、调节门及压力、温度、流量仪表等。

（二）系统原理

液氨推进泵将液氨输送到液氨蒸发器内，一定温度的热水经热水管将液氨蒸发器内的液氨加热，蒸发为氨气，氨气通过稳压阀稳定压力，在混合器内与稀释风机送来的空气混合，配制成一定浓度的混合气体作为脱硝剂，通过氨喷射系统喷入反应器内进行烟气脱硝。

1.热水系统

热水系统是将蒸汽直接送入水中进行加热，加热蒸汽入口调节阀受热水槽水温控制，通过控制调节阀的开度，改变蒸汽流量的大小，使热水槽水温保持在正常范围内，如图22 37所示。热水槽的水温一般控制在60℃左右。

图2236 逆循环型屏蔽电泵外形图

热水槽补充水为工艺水及蒸汽冷凝水，通过液位检测，手动控制工艺水进水门，保持热水槽正常水位，但水位不超过溢流口。热水泵将热水打入液氨蒸发器，每台液氨蒸发器配备两台热水泵，一用一备。溢流水排入地沟到废水池。

图2237 热水系统图

2.液氨蒸发器

气蒸发量。

一般设置两套液氨蒸发器，一用一备。每套液氨蒸发器满足所供锅炉BMCR工况下气氨量的需求。液氨蒸发器一般采用热水加热。

气氨蒸发量是通过调节液氨蒸发器热水入口流量来实现的，气氨量的大小通过测量气氨出口压力参数来反映。当气氨出口压力高于设定值时，说明气氨蒸发量大于需求量，应关小热水入口调节阀，减少热水供给流量，降低氨气蒸发；反之，则开大热水入口调节阀，增加热水供给流量，增大氨

液氨蒸发器要保持一定的液氨储存量，其大小通过液氨入口调节阀控制液氨液位来实现的。蒸发器液氨入口管线装有控制阀，当出口氨气压力过大或液氨液位过高时，切断液氨进料控制阀。在蒸发器氨气出口处装有温度检测器，当温度过低时切断液氨进料控制阀，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。液氨蒸发器系统如图2238所示，其实物图如图22

3 9所示。

蒸发器装有安全阀，防止设备压力过高。

图2238 液氨蒸发器系统图

节门。

罐体上部设压力检测和自动安全门，当压力超出设定值时，安全门自动打开，排气泄压，当罐内压力降到回座压力时，安全门关闭。排出的氨气进入气氨稀释槽。

4.氨/空气混合系统

氨/空气混合系统如图22311所示。每台锅炉设四台高压离心式鼓风机用做稀释风机，两台一组，一用一备，分别对应A、B混合器及反应器，每台风机的风量满足一台反应器的氨气稀释量。

设两套氨/空气混合系统，用于氨气与稀释空气的混合。氨在空气中的体积浓度达到15.7%～27.4%时，会形成

Ⅱ类可燃爆炸性混合物，为保证注入烟道的氨与空气混合物绝对安全，除控制混合器内氨的浓度远低于其爆炸下限外，还须保证氨在混合器内均匀分布。一般以脱硝所需最大供氨量与混合空气体积比例小于5%为基准，来选取稀释风机及氨/空气混合系统。稀释风机和氨/空气混合系统尽量布置在SCR反应器喷氨格栅AIG附近。

5.供氨量调节

图2239 液氨蒸发器现场实例

3.气氨缓冲罐

供氨量调节系统是保证脱硝效率的主要模拟量调节系统，反应器入口NO_x含量作为主调信号，出口NO_x为辅调信号。

一般每台炉设置一个气氨缓冲罐，各罐进气管通过联络管进行连接，设中间隔离门，当某一缓冲罐进气管路故障时，通过中间隔离门将其他罐的进气切换过来，保证正常供气，其系

统图如图22310所示。

系统投运时，将稀释风机所供空气量调整到设计值，DCS控制系统根据烟气分析仪测定的反应器出、入口氮氧化物含量，输出指令信号调节气氨缓冲罐出口管线上的调节门开度，使供氨量与烟气中氮氧化物总量相匹配。锅炉烟气量信号一般用燃料供给量或锅炉蒸汽量信号代替。供氨调节图如图22

每个缓冲罐出口管路设A、B两路，分别对应锅炉A、B两个反应器。管路上设压力、温度、流量检测和手动门、调

3 12所示。

图22310 气氨缓冲罐系统图

图22311 氨／空气混合系统图

图22312 供氨调节图

（三）混合器

裕量。

混合器是用来将氨气/空气进行混合的设备，采用隔板式，其示意图如图22313所示。氨气是有毒气体，对混合器材质、结构、法兰、加工工艺等均有严格要求。

三、氨气排放稀释及氮气吹扫系统

（一）系统组成

混合器的主要受压元件材料一般选择16MnR，支撑底座选择Q235—B。氨气/空气具有一定的压力，混合器工作压力一般选取0.38MPa，设计压力为1.6MPa，保证充足的安全

氨气排放稀释及氮气吹扫系统包括的子系统有氨气排放系统、氨气稀释系统、氮气吹扫系统、氨气泄漏检测系统。主要设备有氨气稀释槽、废水泵、氮气瓶、安全门及液位、压力、温度仪表等。

图22313 氨／空气混合器示意图

（二）系统原理

在SCR投运过程中，由于运行工况变化、设备维护、超压等原因，会排放出一定量的氨气。氨气为有毒、易爆气体，不能直接排向大气，SCR必须设计严密的氨气排放回收系统，将氨气集中回收，排入稀释罐，利用氨易溶于水的特性，进行稀释处理，然后排入废水系统。

值，当氨容器或管路内压力达到动作定值时，安全门自动打开，排氨泄压，排出的氨通过密闭的排放系统进入稀释槽，用水吸收。手动排放是在设备或系统停运时，将氮气根据工艺流程注入系统，利用压差将氨挤压替换出去，排入氨稀释槽。图22314为氨气排放稀释系统。

当系统停运及设备维护时，为防止氨气爆炸和呼吸中毒，必须将系统及设备中遗留的氨气排放干净，一般利用一定压力的氮气冲入系统内，将氨气排压至稀释槽。

1.氨气排放系统

SCR在氨制备区设有氨排放系统，液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统。根据氨气排放的形式不同，分为安全门超压自动排放和手动排放两种。

液氨储存及供应系统各处排出的氨气由管线汇集，从稀释槽底部进入，通过分散管将氨气分散排入稀释槽水中，利用大量水来吸收系统所排放的氨气。稀释槽有槽顶淋水和槽侧进水，水槽液位由溢流管控制。氨气被稀释槽内的水吸收后通过溢流管排放至废水池，再经由废水泵送出两路，一路再回到稀释槽的槽顶进行喷淋，吸收排空气体中的氨，另一路到厂区的废水处理中心。

安全门排放是根据氨系统的设计压力，校准安全门动作定

废水池进水有两路，一路为稀释槽溢流水，一路为氨区地沟汇集污水。

图22314 氨气排放稀释系统图

2.氮气吹扫系统

氮气吹扫系统是由氮气瓶组和管路组成的，氮气瓶组并联接入吹扫母管，母管装有压力远方监视，当压力低于一定值时报警，提醒运行人员更换氮气瓶。

（AIG）等处，将布置适当数量的氨泄漏检测器，在线检测氨气的泄漏情况，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度超过一定值时，在机组控制室发出警报，提醒运行人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。

在卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发器等处，设有氮气吹扫管线，液氨卸料及检修之前，通过氮气吹扫系统对相应管道进行严格的氮气吹扫，防止氨与系统中残余的空气形成爆炸混合物及腐蚀设备。氮气吹扫系统如图22315所示。

（三）气氨稀释槽

3.氨气泄漏检测器

在卸氨站、液氨储罐、混合器前流量控制系统、喷氨格栅

气氨稀释槽示意图如图22316所示，稀释槽工作条件为常温常压，介质为中度危害、有毒，主要材质Q235—B，喷头为90°螺纹喷头。槽顶淋水分两层，上层为工艺水淋水，下层为再循环水淋水。再循环水喷头流量一般要大于工艺水喷头的4倍。工艺水淋水有维持槽内水位和捕捉排空气体中氨成

图22315 氮气吹扫系统图

份两个作用。稀释槽上部装设在线液位计，当稀释槽液位低于溢流管口高度时，经过DCS逻辑处理，打开工艺水入口控制门，通过工艺水喷头对稀释槽补水。当喷淋水不能满足水位要求时，则开启工艺水手动门对稀释槽直接补水。

第四节 反应器系统

一、反应器系统组成及原理

反应器系统是SCR的主要系统，包括大颗粒灰滤网、喷氨格栅、渐变整流栅（GSG）、反应器本体、催化剂、吹灰系统、整流导流装置等。

烟气从锅炉省煤器出口通过烟道先进入大颗粒灰滤网（LPS），过滤掉烟气中携带的直径大于6mm的颗粒物，经导流装置，进入水平布置的喷氨格栅（AIG），氨气/空气混合气体通过AIG矩阵喷头按照NO_x的浓度分布喷入烟气中，与烟气顺流接触混合，经导向装置进入渐变整流栅（GSG），通过GSG改变烟气流场，形成一个截面流速相对均匀的气态分布，进入垂直布置的SCR反应器里，反应器内装有催化剂层，烟气流经催化剂层，氨与烟气中的NO_x在催化剂的作用下反应生成无害的氮气和水，脱去NO_x，然后烟气进入空气预热器（简称空预器）、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。

大颗粒灰滤网进气侧下部设排灰斗，通过气力输送灰系统将灰排入灰库。

反应器前设置 NO_x、O₂及温度检测，反应器后设置NO_x、NH₃及温度检测。反应器上设置差压变送器，用以检测催化剂上下部之间的压差，掌握催化剂层的堵灰情况。

二、SCR旁路烟道设置分析

SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间的高灰端，为了在反应器堵灰、催化剂置换及氨系统故障时及时处理，又保证锅炉正常运行，有的脱硝装置设置烟气旁路，如图2241所示，在AIG前设置烟气入口门，在反应器出

再循环水喷淋是为了充分利用废水池内的水分吸收氨，提高效率，减少废水排放。

图22316 气氨稀释槽示意图

图2241 设旁路烟道的反应器系统图

口设置烟气出口门，在烟气入口门之前、出口门之后连接旁路烟道，设置旁路门。

剂模块都是允许的，在满足SCR喷氨的最高和最低运行温度范围内，才投入AIG。

在停止反应器运行时，先打开旁路门，再关闭入口门和出口门，使烟气从省煤器出口直接进入空气预热器。在投入反应器运行时，先打开出口门和入口门，再关闭旁路门，使烟气从省煤器出口直接进入反应器。

（2）如需要停止脱硝系统，仅停止喷氨系统即可，脱硝反应器仅成为烟气通道。

（3）如果设置脱硝旁路烟道，在锅炉旁路运行情况下，由于进、出口挡板门密封不严，烟气泄漏进反应器，冷凝物会附着在催化剂表面，使活性降低。

设置旁路烟道的主要用途是在SCR需要停运时，不影响锅炉的正常运行，且烟气阻力下降，减少引风机功耗。

（4）设置旁路烟道，增加锅炉烟风系统的复杂程度和故障率。

目前大多数SCR系统均不设置脱硝旁路烟道，其系统图2 242所示，布置示意图2243所示，主要是因为：

（5）设置旁路烟道，增加了工程投资。

（1）在锅炉的任何运行条件下，烟气穿过反应器中的催化

所以，目前SCR装置一般不建议设置旁路烟道。

图2242 无旁路烟道的反应器系统图

图2243 不设旁路烟道的反应器系统布置示意图

三、SCR反应器

反应器是整个脱硝装置的核心设备，根据目前的工业技术，一般每台锅炉配备2台反应器，每台反应器内设若干个催化剂层。下面以三层催化剂为例说明，每层有若干个催化剂模块，反应器结构示意图如图2244所示，其内部催化剂

布置如图2245所示。在SCR设备运行初期，仅安装两层催化剂，在催化剂额定寿命后期，或催化剂活性降低，不能保证排放要求时，安装第三层催化剂。当三层催化剂运行也不能满足NO_x排放要求时，更换第一层催化剂，依次类推更换其他催化剂层，使NO_x排放符合国家要求。

每个催化剂层设一个检修门，其尺寸满足催化剂模块吊装通过。

每个反应器设一台电动单轨吊，能将催化剂模块从地面送至各催化剂层的检修门口。每层催化剂上部设手动吊装葫芦，在催化剂安装或更换时，将催化剂模块在检修门与模块位置之间进行吊运。

催化剂的性能、样式及尺寸决定反应器的尺寸，所以，反应器设计必须与催化剂的选择配合进行。

鉴于锅炉飞灰对催化剂性能的影响，除了改变烟气流场分布以外，还可以选择合理的催化剂间距和单元空间，使进入反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以降低催化剂的堵塞。另外需安装吹灰器，以确保催化剂通道的畅通。

四、喷氨系统

喷氨系统是通过喷氨格栅（AIG）将不大于氨体积浓度5%的混合气体喷入烟道，与烟气顺流混合。

图2244 反应器结构示意图

由于烟道截面的烟气流速不同，NO_x浓度在烟道截面上的分布不均匀，AIG距离反应器入口较近，所喷出的氨气在烟道得不到充分混合，如果不采取措施，将使反应器入口烟气中的氨/氮摩尔比不均匀，NO_x还原效率降低，氨的逃逸率上升。氨的逃逸会造成飞灰处理的不便，容易和SO₃反应生成容易堵塞催化剂和空预器的硫酸氢氨，严重时会造成停炉。

图2245 反应器内催化剂布置实例

为了保证反应器入口烟气中的氨/氮摩尔比相对均匀，目前AIG一般采取多层喷氨网格形式。把烟道截面平均分成若干控制区域，根据每个区域烟气流速和NO_x浓度分布的不同改变喷氨量，每个控制区域的喷氨量与烟气中NO_x含量成正比，使SCR反应器入口氨/氮摩尔比的最大偏差不大于平均值的±5%，保证NO_x还原效率，降低氨的逃逸。

控制区域的分割是根据烟道截面情况决定的，图224 6所示把AIG处烟道截面平均分为36个控制区域，图22 47为AIG控制区域分割现场实例。

图2247 AIG现场实例

图2246 AIG控制区域分布图

喷氨系统主要包括供气母管及支管、喷氨格栅（AIG）、

喷嘴、节流阀及流量计等。如图2248所示，把AIG处烟道截面平均分为21个控制区域，相应的喷氨管道分为21组，一一对应。每组喷氨管道有4根分管，每根分管上有6个喷头，4根分管连接一根总管，总管上有流量计和手动门，用以调节和显示该控制区域的喷氨量。各总管联结到氨/空气混合器母管，设压力监视。AIG立面布置图如图2249所示。

图2248 氨／空气混合气体喷射系统图

图2249 AIG立面布置图

第五节 控制系统

通常，降低NO_x排放主要有两种措施：一是控制燃烧过程中NO_x的生成，即低 NO_x燃烧技术；二是对生成的 NO_x进行处理，即烟气脱硝技术。在众多的烟气脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）以其脱硝效率最高、技术成熟的优点，已成为目前国内外电站脱硝的主流技术。本节讲述SCR过程控制相关知识。

一、控制系统配置

（一）SCR脱硝装置的布置特点及控制系统配置方式的选择

通常脱硝系统由SCR脱硝反应器部分及脱硝系统吸收剂的制备氨区系统两部分组成。SCR脱硝反应器布置通常在锅炉省煤器和空气预热器之间；脱硝系统吸收剂的制备系统布置在锅炉及汽机房以外的厂区场地内，距离单元机组电子设备间较远。

工业系统的控制通常采用分散控制系统（DCS）和可编程

逻辑控制器（PLC）。根据SCR系统的布置及工艺特点，脱硝装置的控制通常采用同单元机组DCS相同的硬件，并采用远程站或远程I/O的方式直接接入单元机组DCS。

台锅炉的脱硝系统，首先应从每个锅炉的相对独立性、氨制备系统公用性的处理方法等几个方面来考虑控制方式。通常，脱硝系统的控制可以考虑下述三种方式。

（二）脱硝控制系统配置方案分析

1.控制方式一

对于高尘段布置的脱硝系统放置于锅炉的尾部烟道上，位于省煤器后、空气预热器前，与其他常规锅炉设备构成了锅炉系统，是锅炉运行的重要组成部分。脱硝系统的控制逻辑与锅炉设备一同考虑，便于锅炉控制系统的整体设计。

脱硝SCR区控制设备直接采用DCS控制站，控制站布置在单元机组电子设备间内，直接接入主机组DCS。氨区控制设备采用DCS远程站或远程I/O，布置在氨区控制间内，通过光纤连入两台机组DCS的公用DCS网上。

由于控制方案选取时存在复杂性，在方案的选取过程中必须兼顾工艺系统特点、设备布置特点及DCS系统网络结构特点来综合考虑。

图2251为某工程包括脱硝控制系统在内的主机组DCS全貌，从图中可以看出，SCR脱硝反应器及氨区只是整个DCS网中的一个分支系统。

根据燃煤电站运行特点及脱硝系统与锅炉的关系，对于两

图2251 某工程包括脱硝控制系统在内的主机组DCS全貌

该控制方式的特点是：

（4）适应目前国家对环保重视程度的要求，脱硝运行与锅炉关系更紧密。

（1）通过上述控制方式可实现整个脱硝系统的监视和控制直接在单元机组DCS操作员站上完成。

（2）脱硝系统对应性强，机组单元性好。

（5）机组运行人员需要对脱硝工艺尤其氨区特殊性进行掌握。

（3）氨制备系统作为两锅炉公用系统连接到主机组DCS公用DCS网上。网络结构清晰、电缆量节省显著。

（6）当脱硝系统SCR区和氨区均采用独立控制器时，可减少脱硝系统调整中对主机组运行或调试的影响。

2.控制方式二

脱硝SCR反应器部分的控制方式与控制方式一相同，仅改变对氨区的控制方式。考虑到氨介质的特殊性，将脱硝氨区视为燃煤电站辅助车间，对氨区采用PLC设备，设就地简易控制室，重要信号通过硬接线连入单元机组DCS，氨区控制纳入全厂辅控网，从而减少对机组运行人员的干扰。

该控制方式在单元机组操作员站上完成脱硝SCR区域的监控，在辅控网上实现脱硝氨区的监控。

3.控制方式三

全厂脱硝系统全部按辅助系统考虑，设立独立的设备间及控制室，完成独立控制；同时为了适应燃煤电站自动化水平的要求，脱硝系统纳入全厂辅控网，完成全厂辅助系统的集中监控。

考虑到同全厂辅控网的连接，通常情况下脱硝控制系统的

硬件采用PLC。

该方案的特点为：脱硝系统在运行、维护及检修上相对独立，与主机关联性小，便于实施；但锅炉平台设备脱离了主机组控制，系统划分不够清晰。

二、热工自动化功能

（一）功能组成及范围

（1）热工自动化功能包括：①模拟量控制（MCS）；②顺

序控制（SCS）；③数据采集（DAS）功能。

（2）范围包括：①脱硝反应器SCR监控；②脱硝公用系统监控；③脱硝岛电气系统监控；④烟气检测、成分分析；⑤SCR反应器吹灰系统监控。

（二）模拟量控制（MCS）

在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟

气流速、氧气浓度、SO₃浓度、水蒸气浓度、钝化影响和氨逃逸量等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程。烟气流速直接影响 NH₃与 NO_x的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH₃与NO_x充分混合，以使反应充分进行。同时，反应需要氧气的参与，氧浓度增加，催化剂性能提高直到达到渐近值。氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NO_x脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值。另外，水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降；催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。

脱硝调节及保护系统必须根据上述特点进行设计，保证系统稳定可靠运行。

根据脱硝系统工艺流程及特点，主要模拟量调节包括SCR反应器氨气流量控制、液氨蒸发槽温度控制、氨气缓冲槽压力控制等，其中脱硝模拟量调节系统中最为重要和核心的控制为SCR反应器氨气流量控制。

三、SCR反应器氨气流量控制

燃煤电站脱硝系统氨气流量控制（见图2252）在实施过程中需要对如下几个问题进行特殊考虑：

（1）NO_x测量信号存在较长时间的滞后问题。（2）NO_x在催化剂作用下的时间复杂性。

（3）氨气逃逸率的控制问题。

图2252 燃煤电站脱硝系统氨气流量控制

（一）脱硝喷氨系统控制方式

（2）控制原理。

脱硝喷氨系统控制通常采用两种方式：固定摩尔比控制方式和出口NO_x定值控制方式。

1.固定摩尔比控制（典型控制）方式

（1）控制过程。

1）由于烟气流量不易于直接准确测量，因此烟气流量通常是通过锅炉空气流量和锅炉燃烧等数据计算得到的（数据由机组DCS提供）。由于测量信号存在滞后性的问题，锅炉空气流量被用来快速检测负荷变化。

SCR烟气脱硝系统利用固定的NH₃/NO_x摩尔比来提供所需要的氨气流量，如图2253所示。SCR反应器进口的NO_x浓度乘以烟气流量得到 NO_x信号，该信号乘以所需NH₃/NO_x摩尔比就是基本氨气流量信号，此信号作为给定值送入PID控制器与实测氨气的流量信号比较，由PID控制器经运算后发出调节信号控制SCR入口氨气流量调节阀的开度以调节氨气流量。

2）计算出的NO_x流量乘以摩尔比是所需的氨气流量。摩尔比是根据系统设计的脱硝效率计算得出的，在固定摩尔比控制方法中为预设常数。

3）净氨气的质量流量由在氨气喷射母管测得的体积流量通过温度和压力修正后获得。

4）大负荷变化预喷氨控制，如图2254所示。由于脱硝系统存在明显的NO_x反应器催化剂反馈滞后和

图2253 固定摩尔比控制方式

NO_x分析仪响应滞后的问题，因此，在控制回路中加入大负荷变化预喷氨气措施。其原理是将烟气流量信号用作预示负荷变化的超前信号（对于负荷变化信号，在某些情况下，发电量需求信号、主蒸汽流量信号等能比烟气流量信号更迅速地预测NO_x的变化）。氨喷入量与锅炉负荷关系，如图2254所示。

如果由于脱硝催化剂反应缓慢等原因导致控制效果不能很好地满足调节要求，除根据系统特点调整调节系统从而改变调节品质外，还应从以下几个方面进行处理：①缩短NO_x分析仪采样管以保证即时的检测响应；②采用能够灵敏地预测NO_x变化的信号；③催化剂在NO_x变化前提前吸收足量的氨气来弥补反应滞后。

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。根据环境空气质量标准，控制反应器NO_x为定值比控制固定的脱氮效率更容易监视，同时氨气消耗量更少。

出口NO_x定值控制方式与固定摩尔比的控制方式在主控制回路上基本相同，与固定摩尔比控制方式的主要不同之处在于摩尔比是个变值，摩尔比与反应器SCR出口NO_x值以及锅炉负荷相对应。

主控制回路与固定摩尔比控制方式的控制回路相同，仅是将摩尔比作为变量。变化摩尔比输出控制器原理如图22

图2254 氨喷入量与锅炉负荷关系

5 5所示。

图2255 变化摩尔比输出控制器原理

（1）根据入口NO_x实际测量值以及出口NO_x设定值计算出预脱硝效率和预置摩尔比。

则应采用朝烟气流动方向逐段顺序吹扫的方式。由于蒸汽量或压缩空气量的限制，每层的吹扫并不是同时进行，而是逐次完成本层吹扫后再进入下游层的吹扫。

（2）预置摩尔比作为摩尔比控制器的基准来输出，出口NO_x实际测量值与出口NO_x设定值进行比较后通过PID调节器的输出作为修正，最终确定控制系统当前需要的摩尔比值。

2.蒸汽吹灰控制

蒸汽吹灰通常由两部分组成：吹灰动力柜及蒸汽吹灰器。蒸汽吹灰控制设计中应考虑的问题有：吹灰动力柜的设计

（3）摩尔比控制器输出的摩尔比信号作为固定摩尔比控制回路（见固定摩尔比控制方式的说明）中摩尔比设定值，控制氨的喷射，从而有效地控制脱硝系统，保证出口NO_x稳定在设定值上。

应考虑满足由DCS完成吹灰控制；蒸汽吹灰器就地控制按钮布置位置（一般安装在吹灰器本体上）应合理。

另外，由于受脱硝反应器催化剂特性的影响，即使在锅炉负荷已确定的条件下，出口 NO_x浓度也将会波动较长时间，因此，当采用固定脱硝装置出口NO_x值为控制方式时，应该考虑对这种波动现象进行补偿。

蒸汽吹灰控制逻辑较声波吹灰器控制逻辑复杂很多，设计中必须充分考虑暖管及冷凝水疏水的要求，合理优化控制逻辑。

3.声波吹灰控制

简而言之，应调整控制策略和控制参数，确保出口NO_x变化可以在一个很短的时间内被抑制。

（二）稀释风量的控制

声波吹灰的动作原理是通过电磁阀的瞬间开闭，压缩空气产生一定能量的声波，对烟道及SCR进行灰尘吹扫。根据工艺特点，通常电磁阀选用单电控电磁阀，只需控制电磁阀的开闭即可。DCS系统为每台声波清灰器提供一路DO信号输出，故对声波清灰器配备的电磁阀进行控制即可，电磁阀通常不向DCS系统提供反馈信号。

稀释风量的控制目的是要保证氨气在满足一定稀释比的条件下进入SCR反应器。脱硝系统要求将氨气混合比控制在5%以下。由于氨气在一定混合比条件下存在爆炸危险，因此，稀释比的控制及监视非常重要。通常情况下，在脱硝系统设计过程中，须将风机选型和氨气喷入量综合考虑，以确保系统在一定稀释比下安全运行。

声波吹灰控制中，可根据压缩空气耗量及每层布置声波吹灰器只数来选择是每次启动1只还是一次启动2只。当采用一次启动2只的方案时，DCS系统DO输出信号可采用1点DO（开关量输出）控制2只电磁阀的方案。

为取得更经济运行，达到不同负荷下的最佳稀释比，某些项目可根据项目特点对稀释风量进行控制，通过调整稀释风机入口风量的方式，匹配不同负荷下氨气喷入量，实现最优运行。

（四）液氨蒸发器水温控制

该调节系统通过控制蒸发器的电加热器实现蒸发器内水温恒定。水温设定值送入PID控制器与实测值比较后，输出调节信号控制电加热器调节水浴温度，使氨气至缓冲罐能维持一定的温度和压力。调节回路为简单PID调节。

稀释比应作为重要监视信号进入保护联锁逻辑，在稀释比超过保护值的情况下自动切除脱硝系统喷氨。

（五）氨气缓冲罐压力控制

（三）SCR反应器吹灰器控制

吹灰是脱硝系统的一个主要工艺设置。脱硝系统的运行稳定性、脱硝效率以及运行经济性等均与吹灰效果有关，因此，吹灰器的选择及设置在脱硝系统中是非常重要的。脱硝装置根据介质特点可分为蒸汽吹灰和声波吹灰。这两种吹灰方式，在控制逻辑上存在一定差异性。

通过调节蒸发器入口的压力调节阀控制氨气缓冲罐的压力，以保证系统稳定的供氨压力，调节回路为简单 PID调节。

四、顺序控制（SCS）及保护逻辑

（一）顺序控制逻辑

1.吹灰总体要求

脱硝系统顺序控制系统应根据工艺的要求实行分级控制，分级原则包括：①驱动级控制；②子组级控制，一个辅机为主及其相应辅助设备的顺序控制。

从操作简便性和节约的角度出发，并考虑到燃煤电站机组有DCS系统，吹灰系统的控制应直接纳入DCS。

吹灰器一般可能设置的地方包括烟道易于积灰处、烟道导流板处及每层催化剂处。每层催化剂必须装设吹灰器，吹灰原

对于氨区各设备，由于安全性和启动的关联性，子组级逻辑程序较少，更多的是直接采用驱动级控制。液氨蒸发器启动顺序示例如图2256所示。

图2256 液氨蒸发器启动顺序示例

1.子组级逻辑程序示例（1号液氨蒸发器启动顺序）顺序控制启动允许条件（AND）：

（1）1号氨储罐液位不低及1号储氨罐出口关断阀已开，或2号氨储罐液位不低及2号储氨罐出口关断阀已开。

（2）无1号氨蒸发器跳闸信号。（3）氨蒸发器区域无氨泄漏。以上三条件为“与”的关系。自动启动：无。

手动启动：

（1）1号蒸发器入口蒸汽关断阀自动打开。

（2）1号蒸发器入口温度调节阀缓慢自动打开，水温达到设定值后，温度调节阀投自动。

（3）1号蒸发器入口氨关断阀自动打开。（4）1号蒸发器出口氨气压力达到设定值。

（5）缓慢开启l号氨缓冲罐入口压力调节阀，氨缓冲罐压力达到设定值，压力调节阀投自动。

（6）开启1号氨气缓冲槽出口气动关断阀。（7）液氨蒸发系统启动完毕。

2.驱动级逻辑程序示例

1号蒸发器入口蒸汽关断阀：

（1）自动启动：1号液氨蒸发器启动顺序。（2）自动关断：1号液氨蒸发器停止顺序。

（3）保护关断：1号蒸发器水温高，且1号氨蒸发器热媒温度加热蒸汽调节阀在自动位置。

脱硝系统中主要涉及的设备一般有：液氨储罐（包括液氨卸料压缩机、液氨储罐入口关断阀、液氨储罐卸氨气相关断阀、液氨储罐到蒸发器关断阀），氨蒸发器（包括氨蒸发器入口氨关断阀、氨蒸发器热媒温度加热蒸汽调节阀、氨蒸发器加热蒸汽关断阀），氨气缓冲罐（包括氨气缓冲罐入口氨气压力调节阀、氨气缓冲槽出口气动关断阀），SCR反应器（包括SCR反应器混合器入口关断门、稀释风机等）。

（二）保护逻辑

脱硝系统在保护逻辑设计中主要需要考虑的是氨介质的特殊性，从毒性和爆炸性两个方面考虑保护逻辑，保护逻辑主要围绕如下几个问题进行设计：

（1）在反应器SCR装置附近，主要是通过监视和氨气稀释比来关闭主要设备实现保护。

（2）在氨区内，必须防止液氨泄漏的毒气及爆炸影响。主要是通过关闭设备主要阀门，并采用水喷淋方式瞬间稀释释放出来的氨气进行保护。

脱硝系统主要保护逻辑有SCR反应器跳闸逻辑、液氨蒸发器跳闸逻辑、卸氨系统跳闸保护逻辑和氨区喷淋保护逻辑等。

SCR反应器跳闸逻辑示例：

（1）跳闸条件（OR）：手动跳闸；或SCR反应器A出口温度低或SCR反应器A入口温度低；或锅炉烟气系统跳闸；或稀释风流量低，延时30s；或氨气/空气比例大于8%，延时30s；或1号稀释风机跳闸且2号稀释风机跳闸。

（2）跳闸动作：快关SCR反应器A入口喷氨关断阀和调节阀。

五、尿素系统的控制原理介绍

以上介绍的控制系统主要集中在以液氨作为脱硝还原剂，脱硝用还原剂除液氨外，还有氨水和尿素。由于液氨是危险化学物品，同时氨水也因为其运行成本居高而受到应用的局限；因此，作为无危险的制氨原料，尿素具有与液氨相同的脱硝性

能，是绿色肥料，完全没有危险和法规限制，可方便地被运输、储存和使用。

尿素制氨工艺常用的有热解工艺和水解工艺，下面简单介绍热解工艺的控制原理。

1.热解工艺尿素溶解罐测量及温度控制

通常，系统中设置一只尿素溶解罐，在溶解罐中，用除盐水或冷凝水制成40%～60%的尿素溶液，当尿素溶液温度过低时，蒸汽加热系统启动使溶液的温度保持在合理的温度，防止特定浓度下的尿素结晶。溶解罐除设有水流量和温度控制系统外，还采用输送泵系统将化学剂从储罐底部向侧部进行循环，使化学剂更好地混合。

2.热解工艺尿素溶液供料系统控制

尿素溶液供料系统由一套高流量和循环装置组成，该装置为两台机组供应尿素溶液，布置在尿素溶液储罐附近。循环系统的压力、温度、流量以及浓度等信号送控制系统监视。

背压控制回路通过控制背压控制阀以保证供应尿素所需的稳定流量和压力。

3.热解工艺热解室计量分配装置

每台热解室配备一套计量分配装置。计量分配装置能够精确测量并独立控制输送到每个喷射器的尿素溶液。计量分配装置布置在热解室附近，计量装置用于控制通向分配装置的尿素流量的供给。该装置将相应燃煤电站DCS提供的反应剂需求信号提供给本地控制箱。分配模块通过独立化学剂流量控制和区域压力控制阀门来控制通往多个喷射器的尿素和雾化空气的喷射速率。空气和尿素量通过这个装置来进行调节，以得到适当的气/液比并最终得到最佳的SCR反应剂。

计量/分配仪表设备有仪用及雾化空气压力开关。每个装置有流量和压力控制、本地流量和压力显示、电动阀门和化学药剂流量控制阀。电动阀用于清洗模块，使清洗水进入分配装置。分配装置还包括尿素和雾化空气控制阀、雾化空气流量计、压力显示仪表和尿素流量显示仪表。

4.热解工艺热解室控制

尿素溶液采用绝热分解室分解，相关设备包括热解室、尿素喷射器等。热解室布置在SCR反应器附近。

经过计量和分配装置的尿素溶液由喷射器喷入绝热分解室。经过加热器的高温热风作为分解室的热源，室内温度控制

在350～650℃。

分解室控制包括：加热器控制系统，烟气压力控制，烟道内混合器以及氨/空气泥合物的流量、压力及温度的控制和过程指示等。

5.热解工艺加热器温度控制

为了节约能源，降低系统的运行费用，通常系统将直接采用锅炉的二次风作为尿素热解反应的稀释风来源。锅炉的二次风由稀释风机加压送至电加热器进行温度提升，达到热解室的设计温度，并由加热器控制装置维持适当的尿素分解反应温度。

第六节 反应剂的选择

目前工程中使用的还原剂原料主要有液氨、氨水和尿素三种。

一、液氨

常温下，无水氨（又称为液氨）是无色气体，有刺激性恶臭味，通常以加压液化的方式储存，液氨的合格品含量不低于99.6%，转化为气态时会膨胀850倍。由于氨是B2类（高毒

性、燃烧性）物质，氨气在其与空气混合物中的浓度为15%～28%，遇到明火会燃烧和爆炸；泄漏时，会对人身安全造成相当程度的危害。因此，在交通运输及SCR系统现场使用过程中，都需要采取相应的安全措施。

二、氨水

用于燃煤电站SCR烟气脱硝的还原剂———氨水，采用的浓度为20%～30%，相对比较安全，但由于运输的体积较大，运输的成本相对较高。氨水呈弱碱性和强防腐性，对人体有害，在空气中达到一定的浓度时，也有爆炸的危险。

三、尿素

与无水氨和氨水相比，尿素是无毒、无害的化学品，为白色或浅黄色的结晶体，吸湿性较强，易溶于水。

由于尿素需要水解或热解才能得到氨蒸气，在转化为氨气的同时伴随着H₂O、CO₂等副产物的产生。为防止工艺过程中水蒸气的凝结和高防腐性的氨基甲酸铵的形成，相关的设备和管道都需要采用不锈钢材质，同时还需设置伴热措施。因此，其工艺系统相对比较复杂，设备和运行费用都较高。

对于单机容量为600MW的燃煤发电机组，在省煤器出口

NO_x浓度为500mg/m³时，脱硝率为80%的条件下，三种不

同还原剂耗量对比见表2261。

表2261 三种不同还原剂耗量对比表

由表226 1可以看出，在同一工程中，在相同的技术条件下，三种不同的还原剂物料消耗约为1∶3.7∶1.7。

三种不同还原剂的技术比较见表2262。表2262 三种不同还原剂的技术比较表

在日本和我国台湾地区，普遍使用液氨作为脱硝剂；在美国，政府对公路运输液氨实行管制，因此一般采用尿素作为脱硝剂。实际工程最终选用何种方式制氨，需要进行详细的技术经济比较，并结合当地法律法规的要求，以及考虑氨来源的可

靠性和稳定性，才能最后确定采用何种制氨方法。SCR还原剂选择建议见表2263。

表2263 SCR还原剂优缺点对比表

在我国，液氨在燃煤电站SCR脱硝系统中被广泛应用。

第七节 脱硝催化剂

一、概述

催化剂是SCR系统中的核心设备，其成分、结构、寿命及相关参数直接影响到SCR系统脱硝效率和运行状况。催化剂材料一般以TiO₂为载体，再在其中掺入V₂O₅和 WO₃等活性成分，催化剂的活性温度范围从280～400℃不等。

催化剂在使用过程中因各种原因中毒、老化、活性降低，对NO_x的催化还原效果降低。在正常运行中，当反应器排烟中氨的浓度逐渐升高到一定程度时，就表明需更换催化剂了。

脱硝催化剂要具有以下特性：（1）具有较高的NO_x选择性。

（2）在较低的温度下和较宽的温度范围内具有较高的催化活性。

（3）具有较高的化学稳定性、热稳定性和机械稳定性。（4）SO₂/SO₃转化率低。在整个负荷区间内，烟气通过

催化剂后的SO₂/SO₃摩尔转化率应小于1%。

（5）费用较低。

二、脱硝催化剂的型式

目前市场主要有三种催化剂：板式、蜂窝式、波纹板式，如图2271所示。三种催化剂各有特点，但板式和蜂窝式占据着燃煤电厂SCR的绝大部分份额，其比较见表22 71。在流场均一的条件下，这两种催化剂都能达到设定的脱硝效率。采用何种催化剂型式，根据SCR性能指标和综合分析比较确定。

催化剂可以是均匀压制的材料，也可将其附着于金属或陶瓷的基础材料上，在设计范围的地震、压力、热或化学因素影响下，保证催化剂不会与基材剥离，或基材不会发生永久变形。

图2271 板式、蜂窝式、波纹板式催化剂

表2271 板式与蜂窝式催化剂比较表

在工业应用上，为便于运输、安装、维护及性能测试，都将催化剂加工成一定尺寸的板或块，组装在上下贯通的耐磨钢盒内（见图22 7 2），若干个钢盒排放在耐磨钢框架内，这就是我们所说的催化剂模块（见图2273）。若干催化剂模块排放在反应器的催化剂钢结构层上，形成催化剂层。如图2274所示，该催化剂层有65个模块。

三、催化剂性能曲线

催化剂的性能是通过脱硝效率、NH₃逃逸率、烟气温度、SCR系统压力损失等参数反映出来的。

1.脱硝效率与NH₃/NO_x摩尔比的关系

脱硝效率与NH₃/NO_x摩尔比的关系如图2275所

示，NH₃/NO_x摩尔比越大，NH₃浓度相对越高，NO_x浓度

相对越低，脱硝效率越高，但NH₃/NO_x摩尔比不可过大，否则，NH₃逃逸率上升。

图2272 催化剂单元盒

图2273 催化剂模块

图2274 反应器内催化剂层

2.脱硝效率与烟气流量比率的关系

4.SO₂/SO₃转化率与SCR入口烟气流量比率的关系

脱硝效率与烟气流量比率的关系如图2276所示，烟气流量比率代表着烟气量的大小，其值越大，烟气流量越大；烟气流量越大，脱硝效率越低；一般选择脱硝效率不低

SO₂/SO₃转化率与SCR入口烟气流量比率的关系如图2 278所示，烟气流量比率越大，烟气流量越大，烟气流量

越大，SO₂/SO₃转化率越低。

于80%。

5.SO₂/SO₃转化率与反应器入口烟气温度的关系

3.脱硝效率与烟气温度的关系

脱硝效率与烟气温度的关系如图2277所示，脱硝效率随着烟气温度的上升而增加，当温度高到一定值时，脱硝效率就基本保持不变；当温度在300℃～360℃之间上升时，脱硝效率上升；当温度高于360℃，脱硝效率就基本稳定在

SO₂/SO₃转化率与反应器入口烟气温度的关系如图22 79所示，反应器入口烟气温度与SO₂/SO₃转化率呈正比关系。

6.SO₂/SO₃转化率与反应器入口SO₂浓度的关系

82.4%左右，不再提高。

SO₂/SO₃转化率与反应器入口SO₂浓度的关系如图227 10所示，反应器入口SO₂浓度越高，SO₂/SO₃转化率越低。

图2275 脱硝效率与NH₃／NO_x摩尔比的关系曲线

图2276 脱硝效率与烟气流量比率的关系曲线

图2277 脱硝效率与烟气温度的关系曲线

图2278SO₂／SO₃转化率与SCR入口烟气流量比率的关系曲线

图2279SO₂／SO₃转化率与反应器入口烟气温度的关系曲线 图22710SO₂／SO₃转化率与反应器入口SO₂浓度的关系曲线

7.NH₃逃逸率与NH₃/NO_x摩尔比的关系

9.脱硝系统压损与烟气流量比率的关系

NH₃逃逸率与NH₃/NO_x摩尔比的关系如图22711

所示，NH₃/NO_x摩尔比越大，NH₃逃逸越高。脱硝系统NH₃逃逸率一般不大于3ppm，根据下列曲线可选择 NH₃/

脱硝系统压损与烟气流量比率的关系如图22713所示，烟气流量比率越大，烟气流量越大，SCR系统压力损失也越大。

NO_x摩尔比不大于0.846。

图22713 脱硝系统压损与烟气流量比率的关系曲线

图22711 NH₃逃逸率与NH₃／NO_x摩尔比的关系曲线

8.氨逃逸与烟气流量比率的关系

10.催化剂运行周期

氨逃逸与烟气流量比率的关系如图22712所示，烟气流量比率越大，烟气流量越大，则氨逃逸也越大。

以图22714为例说明催化剂的运行更换周期。反应器内先装一、二层催化剂，第三层预留安装位置，反应器入口

烟气NO_x浓度为800mg/Nm³，脱硝后出口烟气NO_x浓度为

160mg/Nm³左右，NH₃逃逸量控制在3μL/L以下。

SCR开始投运时，有两层催化剂运行，随着运行时间的增加，其催化活性逐渐降低，NH₃逃逸量逐渐增加，当NH₃逃逸量接近3μL/L时，说明一、二层催化剂已不能满足系统性能指标要求，此时SCR运行时间达到2300h左右，要加装第三层催化剂。

加装第三层催化剂后，NH₃逃逸量明显降低，此时共有三层催化剂运行。随着运行时间的增加，NH₃逃逸量又逐渐增加到3μL/L，说明第一层催化剂失效，已到额定寿命，置换第一层催化剂，此时SCR运行时间达到6700h左右。

下一个运行周期更换第二层催化剂，如此循环往复。

催化剂失效是一个渐进过程，一般不会急剧变化，通过如下的方法，可估算催化剂的寿命：

图22712 氨逃逸与烟气流量比率的关系曲线

图22714 催化剂的运行更换周期

（1）审查每天的运行数据。

（2）定期测试SCR系统脱硝效率。

飞灰引起的催化剂失活。用燃油启动锅炉时会形成烟灰，部分未燃的碳氢化合物、烟灰会产生细的颗粒。所以，SCR系统对锅炉冷启动次数会有一定的限制。

（3）检测安装在SCR反应器中的样品催化剂。

四、催化剂堵灰及措施

1.催化剂堵塞原因

灰成分中如Ca、Fe、Si等物质沉积在催化剂的表面，使含有NO_x和氨的烟气很难在催化剂中扩散，由此导致了脱硝效率的降低。

（1）造成催化剂堵塞的主要原因是烟气流场设计不合理，所以避免催化剂堵塞最有效的方法是通过有效的整流装置，使得在进入第一层催化剂前，烟气的流速流向都均一。

4.水和硫酸氢氨的凝结

（2）极小的颗粒灰沉积在催化剂表面的孔隙中，会阻拦氮氧化物和氨通过催化剂表面，减少催化剂的比表面积，用燃油启动锅炉时，部分未燃的碳氢化合物、烟灰会产生细的颗粒，形成烟灰；所以，不完全燃烧有导致催化剂失活的危险。

飞灰中的有毒物（碱金属、钙、镁）溶解在水中并通过水渗透到催化剂中，可导致催化剂失活。而且，水会使飞灰硬化并阻塞催化剂，使吹灰装置的效果下降。即使在停机时，保持烟气温度在露点以上也是必要的。

（3）凝结在催化剂上的水会将飞灰中的有毒物（碱金属、钙、镁）转移到催化剂上，导致失活；另外，会使飞灰硬化并阻塞催化剂，使吹灰装置的清扫效果下降。

（4）氨盐沉积形成催化剂堵塞。如果SCR入口温度能够保持在盐的形成温度以上，则氨盐就不会形成沉积。

2.防堵灰措施

硫酸氢氨是由烟气中的氨和SO₃结合生成的，在高温时，它是一种气体；当温度低于300℃时，它将以液态的形式沉积下来。而且它具有“胶水”一样的黏性，当它沉积在催化剂表面时将导致催化剂表面孔隙的堵塞，沉积下的硫酸氢氨会吸附飞灰加重堵塞。当温度回升到硫酸氢氨的露点温度以上时，硫酸氢氨会重新变成气体，堵塞效应减小，但这种情况很难出现。

针对锅炉飞灰对催化剂性能的影响，除了通过改善烟气流场分布以外，还可以选择合理的催化剂间距和单元空间，并使进入SCR反应器烟气的温度维持在氨盐沉积温度之上，以降低催化剂的堵塞。另外，吹灰器布置、运行周期及吹扫时间合理，才能保证催化剂通道的畅通。

（二）防止催化剂失活的措施

防止催化剂失活的措施见表2272。表2272 防止催化剂失活的措施

五、催化剂失活及防止措施

（一）催化剂失活的原因

1.催化剂中毒

烟气中携带的一些物质可以沉积在催化剂上，导致催化剂的失活。这些物质中毒性最强的是气态砷以及钾、钠碱性物质，其次是含钙和镁的物质。

碱金属（如Na、K）与催化剂中的活性物质反应，如图2 27 15所示，导致了催化剂中毒。碱金属通常来自于黏附在催化剂上的飞灰，并且以可溶物的形式依附在催化剂上。如果砷以气态的形式存在于烟气中，其常常积聚在催化剂表面，并部分散布于催化剂壳体上，导致催化剂中毒。飞灰中的钙可以固化吸收气态砷，当飞灰中钙含量大于2%时，砷对催化剂的影响明显减弱。

图22715 催化剂失活的化学反应

2.烧结现象

当反应器入口温度高于450℃并持续一定时间时，催化剂会发生烧结现象，催化剂表面空隙关闭，导致催化剂局部表面的减少，从而引起催化剂失活。当烟气中含有高浓度易燃成分的时候，催化剂温度将骤然提高并导致催化剂的损坏。

3.催化剂表面孔隙的堵塞

极小的颗粒灰沉积在催化剂表面的孔隙中，会减少催化剂的比表面积，设计时对催化剂体积要留一定余量以应对小粒径

续表

六、失效催化剂的处理

对于失效催化剂的处理方式可分为催化剂再生和无害化处理。

（一）催化剂再生

催化剂再生的方法分为物理再生和化学再生。1.物理再生

物理再生指在SCR反应塔内进行人工清灰，清除硫酸氢氨和比较容易清除的物质，如图22716所示。这种方法简便易行，费用很低，但只适合于失活不严重的情况，只能恢复部分活性。

图22716 催化剂人工清灰

2.化学再生

化学再生可在现场或专门的工厂进行，是指将催化剂模块从SCR反应器中移出，放进专用的振动清洗设备中，清除大部分堵塞物，如硫酸氢氨和其他可溶性物质，如图227 17所示。将清洗后的催化剂烘干后，放入含有活性物质的化学溶液中浸泡，从而有效恢复催化剂的活性。

图22717 催化剂振动清洗

化学再生方案需结合工期、场地、再生费用、再生和新买催化剂的技术经济比较，最后确定方案。

（二）催化剂无害化处理

对无法进行再生或再生经济型较差的催化剂需进行无害化处理；对催化剂钢体结构和催化剂模块分开处理，钢体结构回收使用，催化剂模块则放入焚烧炉中焚烧。

钢体结构和催化剂模块的分离是通过一种特制的抓取装置进行的，抓取装置将催化剂模块振动到焚烧炉中，保证了催化剂模块的烟尘也进入到焚烧炉中。

脱硝催化剂在封闭分离系统中分离时，需进行一系列测试。在卸除了钢体结构之后，催化剂模块及尘物进入焚烧炉中焚烧至1200～1300℃。催化剂模块进入焚烧炉中焚烧是因为未经处理的模块会产生难以处理的灰尘，并且保证了炉渣中的重金属氧化为可熔的金属氧化物，从而使炉渣得到最终处理。焚烧后的烟气进入烟气清洁装置，经过处理，达标排放。

第八节 锅炉低氮燃烧技术

一、概述

根据NO_x的生成机理可知，燃料燃烧过程中影响NO_x生成的主要因素有：

（1）煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含H量/含N量之比等。

（2）燃烧区域的温度值。

（3）反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量。（4）可燃物在反应区中的停留时间。

由此，对应的低NO_x燃烧技术的主要途径如下：

（1）减少燃料周围的氧浓度，包括减少炉内过量空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和挥发分燃尽前燃料与二次风的掺混，以减少着火区段的氧浓度。

（2）在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的N不易生成NO_x，而且使生成的NO_x经过均相或多相反应而被还原分解。

（3）在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NO_x的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等。

（4）加入还原剂，使还原剂生成CO、NH₃、HCN，它们

可将NO_x还原分解。

二、技术原理

具体方法有空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、浓淡偏差燃烧、低氧燃烧等。

（一）空气分级燃烧

1.空气分级燃烧技术原理

传统的燃烧方式是将所有的煤粉和空气都通过燃烧器送入炉膛一起燃烧，这样煤粉与空气充分混合，燃烧强度大，燃烧温度高，并在过量空气下进行燃烧，由此产生的NO_x排放量也很高。空气分级燃烧技术是通过控制空气和煤粉的混合过程，将燃烧所需要空气由原来的一股分为两股或多股，分别送入燃烧火焰中，在燃烧开始阶段只加部分空气，造成一次气流燃烧区域的富燃料状态，燃烧区内过量空气系数在0.8左右，燃料先在缺氧的富燃料条件下燃烧，使得燃烧速度和温度降低，因而抑制了热力型NO_x的形成。同时燃烧生成的CO与NO进行还原反应，以及燃料 N分解成中间产物（如 NH、CN、HCN和NH₃等）相互作用分解，在还原性气氛中降低了生成 NO_x的反应率，抑制了燃料型 NO_x在这一区域的生成。

在燃尽燃烧区内，将燃烧用空气的剩余部分以二次空气喷射到主燃区（富燃区域）的下游，成为富氧燃烧区，在这个区域内完成燃烧。此外，由于主燃区的燃烧产物进入燃尽区，同时降低了氧浓度和火焰温度，于是燃尽区内NO_x的形成受到了限制。空气分级以此实现煤粉颗粒在燃烧初期的低氧燃烧，最终空气分级燃烧可使NO_x生成量减少30%～40%，达到降低NO_x排放的目的。

2.空气分级降低NO_x排放的影响因素

（l）主燃区内的过量空气系数α。试验证明，当α≥0.75时，在总的气相含氮化合物中，NO是主要的。因此，当α开始减少时，NO减少，故通过燃尽区后NO的排放量也是减少的。在燃烧空气总量保持不变而主燃区内的过量空气系数降低时，NO_x生成量降低。当过量空气系数为0.8时，NO_x的生成量比过量空气系数α=1.21时降低50%，而且此时燃烧工况稳定。

空气分级燃烧可以分成两类，一类是燃烧室（炉内）中的分级燃烧，另一类是单个燃烧器的分级燃烧。

图2281为燃烧室分级燃烧示意图。燃烧室分级是将一部分燃烧空气从主燃烧器中分离出来，从燃烧器上部送入炉膛，这股燃烧空气被称为上火风（OverFireAir，也称为燃尽风）。根据燃尽风安装位置的不同，又分为紧凑型和分隔型。燃尽风的量一般占总空气量的10%～20%，具体的量根据分级程度的不同而不同。由于燃尽风的存在，主燃烧区的氧量下降了，空气量也减少了，燃料在此区域缺氧燃烧，燃料型NO_x的生成减少；烟气上行至燃尽区域，与燃尽风混合燃烧，此时由于燃烧温度低，热力型 NO_x的生成也减少了，因此，总的NO_x排放量降低了。

但若在主燃区内的过量空气系数过低，虽然可使主燃区内NO_x的生成量进一步减少，但也会使烟气中的 HCN、BH₃和焦炭N增加。当主燃区内过量空气系数小于0.6时，烟气中HCN和NH₃的浓度将大大增加，并且超过NO的浓度。高浓度的HCN和NH₃除了有利于NO的还原，使主燃区内的NO浓度进一步降低外，还会有大量的HCN和NH₃进入上部α＞1的燃尽区，并在这里又被氧化生成NO_x。同时，焦炭N在主燃区中也随着过量空气系数的减少而显著增加。

由此可知，在主燃区内过量空气系数α减小的过程中，NO_x的排放量先减少后增加。因而在某一α值时，NO_x排放量最少。此外，在主燃区内过低的过量空气系数还会引起不完全燃烧损失的增加，并引起燃烧稳定性问题。因此，在主燃烧区内过量空气系数一般不宜低于0.7。对于具体的燃烧设备和煤种，最佳的过量空气系数要由试验确定。

（2）温度的影响。温度是影响NO_x排放效果的又一重要因素。热力型NO_x的生成随温度的升高而剧增，同时各种生成和还原NO_x的反应也均受到温度的影响。

在2000℃以上时，热力型 NO_x几乎可以在瞬间氧化而成；在1600～2000℃范围内，如果持续时间较长，也易生成NO_x，若时间较短，则NO_x的生成速度就慢些；在1500℃以下时，热力型NO_x的生成速度就显著减慢，但燃料型NO_x的生成并不变慢。

图2281 燃烧室分级燃烧示意图

单个燃烧器的分级燃烧有两种形式，分别为内分级混合的方式和外分级混合的方式。前者的一、二次风均从燃烧器送入。

（3）二次风喷口位置的影响。无论是贫煤还是烟煤，分级燃烧都能显著地降低NO_x的排放浓度，而且随着分级风送入位置的下移，NO_x的排放浓度逐渐下降。另外，从不同的煤种来看，采用分级配风以后，挥发分高的烟煤NO_x排放浓度降低程度比挥发分低的贫煤更显著。但进一步延长主燃区内的停留时间，NO_x值并不会继续减少，而呈饱和状态，CO等还原性气体和可燃物大大增加。二次风通常是在主燃区燃烧基本完成时送入，大致位置为不分级燃烧时的火焰尾部附近。

根据空气分级燃烧技术降低NO_x的机理送入，但二次风被分成两股送入，由内通道送入的称为内二次风，而由外通道送入的称为外二次风；后者的部分二次风是从主火嘴周围的一些空气喷口送入。在上述两种方式下，二次风都是逐渐送入，因而首先在燃烧器出口附近形成富氧区，抑制了燃料型NO_x的生成；然后二次风逐渐全部混入，使燃料燃尽，形成了燃尽区。由于二次风延迟与燃料混合，燃烧速度降低，使火焰温度降低，因此也抑制了热力型NO_x的生成。

使用空气分级燃烧技术对老机组实施改造较为方便，改动量小，改动费用相对较低，比较适合于高挥发分的煤种。在燃用择发分较高烟煤时，采用低NO_x燃烧器加燃尽风系统的改造可使锅炉NO_x的排放降低20%～50%；改造后，锅炉排烟温度和飞灰含量有所增加，锅炉效率有所降低。

（4）停留时间的影响。对于不同的煤种特性，要达到一定的NO_x降低率，烟气在主燃区内的含停留时间和对应过量空气系数是不相同的。烟气在主燃区内的停留时间取决于“火上风”喷口距主燃烧器的距离和布置。如果主燃区的距离（或停留时间）足够长，则可使在主燃区出口处烟气中的燃料N成分在燃尽区不可能再生成新的NO_x，在“火上风”喷口位置之后NO_x基本上不再增加；而在主燃区内的停留时间不够时，在进入燃尽区后还会生成一定量的NO_x。由此可见，“火上风”喷口的位置决定了在主燃区内的停留时间，它和α一起决定了在主燃区内NO_x能够降低的幅度。

“火上风”喷口的位置不仅与降低NO_x的排放量有关，而且直接关系到燃尽区内燃料的完全燃烧和炉膛出口的燃气温度。

由于空气分级燃烧降低了主燃烧区的空气系数容易导致炉壁附近还原性气氛增加，从而引起炉膛内的结渣和腐蚀问题，因此，在设计时必须考虑到这一点，以减少这方面的影响。不过也由于分级燃烧降低了炉膛内燃烧温度的水平，这又对缓解炉膛结渣有好处。

分级燃烧时，增加CO等还原性气体，若没有燃尽，则产生化学不完全燃烧热损失。此外，由于分级燃烧时燃料与空气混合延缓，燃烧速率减慢，燃烧时间相应延长，在炉膛尺寸一定的条件下，炭燃尽率低，使机械不完全燃烧热损失增加，虽

然在主燃区内燃料气化成CO，然后在燃尽区燃烧，将燃料部分固相反应转变为气相反应，于燃料燃尽有利。但就总的情况而言，对于反应能力较低的燃料，机械不完全燃烧损失增加较多；而对于挥发分高的燃料，它增加不多或不增加。

实际上，“火上风”喷口的位置、喷口的形状、空气的流速和气流的射程，以及“火上风”气流在炉膛中的穿透性等，对于组织在燃尽区内的燃烧过程，保证高的炭燃尽率也十分重要。如果在燃尽区内的燃烧组织不好，将燃尽过程推迟，不仅会降低燃烧效率，还会引起炉膛出口烟气温度的增加，从而导致炉膛出口结渣以及过热器管壁超温等现象。对于不同燃烧方式、不同容量和燃烧不同煤种的煤粉炉，由于它们之间的差别很大，为了保证主燃区内必要的停留时间及良好的燃尽率，对于“火上风”喷口的设计、布置和运行参数，需要通过试验来确定。

图2282 分级再燃烧原理示意图

以甲烷（CH₄）作为再燃燃料为例，在还原区内，二次燃料分解生成的碳氧化合物基团与NO_x发生如下反应

（5）煤粉细度的影响。无论是烟煤还是贫煤，其细煤粉的NO_x排放浓度均高于粗煤粉，而在分级燃烧时，采用细煤粉能显著地降低NO_x的排放量。随着一次风空气系数的升高，不同细度的贫煤燃尽率逐渐增大，而不同细度的烟煤燃尽率基本上保持稳定；并且在相同的一次风空气系数下，无论是烟煤还是贫煤，其细煤粉的飞灰含量均比粗煤粉低。由此可见，采用细煤粉分级燃烧可实现高效低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）结渣和腐蚀的防止。在采用分级燃烧时，由于在主燃区内是富燃料燃烧，氧的浓度低，形成还原性气氛。而在还原性气氛中，煤的灰熔点会比在氧化性气氛中降低100～l20℃，这时如果熔融灰粒与炉壁相接触，容易发生结渣，而且火焰拉长；如果燃烧组织不好，不会容易引起炉膛受热面结渣和过热器超温；同时还原性气氛不会导致受热面的腐蚀。腐蚀有两种类型：一种是硫化物型腐蚀，当煤粉黏附到水冷壁管受热面时，煤粉中黄铁矿分经解生成原子硫（S），它在还原性气氛下缓慢氧化生成Fe₂O₃ ，使水冷壁管不断被腐蚀；另一种是硫酸盐型腐蚀，它是煤粉燃烧时挥发出的Na₂O和K₂O，当凝结于

管壁上时，与周围烟气中的SO₃反应生成Na₂SO₄和K₂SO₄，

再燃燃烧技术就是利用NO破坏原理来降低NO_x排放的。具体来说就是：燃料分级送入炉膛，在燃烧区火焰的上方喷入另外的碳氢燃料，以建立一个富燃料区使生成的NO_x转化为CHN，并最终得到无害的 N₂。比较典型的就是，将80%～85%的燃料（称为一次燃料）送入主燃区，在α＞1的条件下燃烧生成NO_x；其余15%～20%的燃料（称为二次燃料、再燃燃料）则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区（再燃区），在α＜1的条件下形成很强的还原性气氛，在主燃区生成NO_x就会通过以上反应被还原成氮分子。再燃区中不仅能使已生成的NO_x得到还原，同时还抑制了新的NO_x生成，可使NO_x的排放浓度进一步降低。此外，再燃区的上面还需布置“火上风”喷口以形成燃尽区，以保证在再燃区中生成的未完全燃烧产物的燃尽。所以这种再燃法又叫三级燃烧技术。

在管壁上分解产生SO₃，与烟气中的SO₃一起通过灰层向管壁扩散，与氧化保护层Fe₂O₃反应，氧化层被破坏，使金属不断腐蚀。

2.再燃烧技术降低NO_x的影响因素

为了解决结渣与腐蚀的问题，通常设法改进燃烧器，或在炉壁上形成氧化性气氛，避免还原性气氛直接与炉壁相接触，其中一项有效的技术是采用边界风系统。其具体措施是在煤粉炉底冷灰斗和侧墙上布置许多空气槽口，以很低的流速通过这些槽口向炉内送入一层称为“边界风”的空气流，“边界风”的总量约占燃烧所需空气总量的5%。“边界风”进入炉膛后沿着炉墙四壁上升，使水冷壁表面保持氧化性气氛，所以可以有效地防止炉膛水冷壁的腐蚀或结渣。

（1）再燃燃料的种类和性质对再燃烧的影响。燃料分级燃烧时在再燃烧区喷入的二次燃料可以用同一煤种，也可以采用其他煤种、油或气体燃料，目前煤粉炉采用更多的二次燃料是碳氢类气体或液体燃料。因为再燃燃料是从锅炉上方引入，一般停留时间比较短，所以宜燃用易着火的气体或液体燃料，此外，还要求燃料含N量低，以减少NO_x再生成量。虽然天然气、油和煤都可以作为二次燃料，但从提高炉内再燃烧还原NO_x的效果来说，天然气最好，主要是因为天然气中不含燃料氮，二次燃料含有燃料氮将降低还原效率。天然气和油的反应

能力强，其生成XN（NO、HCN、NH₃等）基团的反应时间极

（二）燃料分级燃烧

1.燃料分级燃烧技术原理

燃料分级燃烧技术又称为燃料再燃烧技术，其原理示意图如图2282所示，将燃烧分成主燃烧区、再燃烧区和燃尽区三个区域。主燃烧区是氧化后弱还原性气氛，该区域内主燃料在欠氧或弱还原性环境下然烧，产生了NO_x；在燃烧区，将二次燃料送入炉内，使其呈还原性气氛（α＜1），在高温和还原气氛下生成碳氢原子团，该原子团与一次燃烧区生成的NO_x反应，将NO_x还原成N₂，该区域通常也称为还原区域，二次燃烧通常称为再燃燃料；在还原区的上方，送入少量空气使再燃燃料燃烧完全，该区域称为燃尽区，这部分二次风也称为燃尽风。

短暂，有利于还原过程速率的提高和NO还原反应的进行。与天然气相比，油在欠氧燃烧时易析出碳，难以燃尽。煤也可以作为二次燃料，但煤中的焦炭氮会使NO的还原效果降低，因此应尽量使用高挥发煤种。另外，使用烟气作为二次燃料的传送介质可以保证燃料混合物中氧量较低，减缓二次燃料煤中氮的氧化反应速率，有利于NO的分解。同时，还原反应使用超细煤粉，以加快挥发分完全燃烧和生产活性基团的速率，也有利于在该段极其短暂停留时间内维持高燃尽度。再燃烧料的选择受制于资源条件、经济性比较和产业及环保政策等条件。

（2）再燃燃料的份额。再燃燃料太少，则达不到理想地降低NO_x的效果；再燃烧料太多，一方面对燃料燃尽不利，另

一方面也不能进一步降低NO_x的排放量。因此，再燃燃料的份额一般占锅炉总输入热量的15%～20%。

（3）还原区的温度和停留时间。再燃燃料在还原区的温度越高，停留时间越长，则还原反应越充分，NO_x降低效果越显著。因此，主燃烧区燃烧一结束就应立即喷入再燃燃料，但再燃燃料的送入位置不能太靠近主燃烧区，否则，不仅会降低燃料燃尽率，而且会有较多的过剩氧进入还原区，使还原区内过量空气系数增加，对还原不利。对不同的燃煤设备，最佳的停留时间要由实验确定，再燃区内烟气和燃料的停留时间应该为0.4～1.5s，但实际应用中，由于条件限制，不可能给出太长的停留时间，因此，需进行合理的选择。

（4）主燃区NO_x生成水平和燃尽度。主燃区NO_x生成量越低越好，尽管当主燃区NO下降时，再燃区NO还原为N₂的还原率在下降，但总的NO_x排放量下降；次区煤分燃尽度越高越好，这样可使进入再燃区的残余氧量尽可能低，以抑制

NO_x的生成。

（5）配风的化学计量比。在一定的条件下（如一定的温度和停留时间），各级燃烧区有一个最佳过量空气系数α，此时主燃区生成的NO_x浓度值最低。一般主燃烧区过量空气系数（煤粉炉，包括液态排渣炉、旋风炉前室）取为1.1；上部燃

图2283 烟气再循环工艺示意图

1—燃烧器；2—锅炉；3—过热器；

4—省煤器；5—烟气循环风机

尽区为1.15～1.2；还原区取为0.7～0.9。对于不同的燃煤设

备，由于具体条件不同，如煤种、再燃燃料、温度和停留时间等，最佳的过量空气系数α值要通过实验确定。

（6）再燃燃料与主烟气的混合。再燃燃料在烟气中的混合和扩散具有降低NO_x的效果。为了保证再燃燃料在还原区内的停留时间最大限度地排放NO_x，就必须使再燃燃料能快速、充分地与从主燃烧区上来的主烟气混合。为此，在再燃燃料的送入方式上要精心设计，如送入位置、布置方式、送入速度等。

烟气再循环法降低NO_x排放的效果与燃料种类及烟气再循环率有关。烟气再循环率是再循环烟气量与不采用烟气再循环时的烟气量的比值。经验表明，当烟气再循环率为15%～20%时，煤粉炉的NO_x浓度可下降25%左右。NO_x的降低率随着烟气再循环率的增加而增加，并且与燃料种类和炉内燃烧温度有关，燃烧温度越高，烟气再循环率对NO_x降低率的影响越大。

（7）燃尽风与主烟气的混合。为了保证再燃烧料在还原区内的停留时间，同时保证燃料的燃尽，燃尽风与主烟气的混合也必须快速、充分。无二次燃尽风的送入方式也同样需要精心设计。

但是，在采用烟气再循环法时，烟气再循环率的增加是有限的。当采用更高的再循环率时，由于循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，而且未完全燃烧热损失会增加。因此，电厂锅炉的烟气再循环率一般控制为10%～20%。

（8）再燃燃料的输送介质。如果用超细煤粉作为再燃燃料，则需要相应的传送介质，它可以是空气或者惰性气体，如烟气。传送管道内的过量空气系数（即传送介质的氧量与二次燃料完全燃烧需要的氧量比）对于NO_x的排放值有一定影响。如果氧量高，则再燃燃料中的氮和碳氢原子团的氧化反应会加快，从而组织对一次NO_x的分解并增加二次燃料煤中氮含量

（四）低过剩空气燃烧

低过剩空气燃烧也叫低氧燃烧，就是控制空气量，保持风粉比平衡，使燃烧过程尽可能地在接近理论空气量的条件下进行。在低过剩空气范围条件下运行，可使用较少的燃料，并且随着烟气中过剩氧的减少，可以抑制NO_x的生成，是一种既可减少NO_x形成又可减少燃料消耗量的基本改进燃烧方法。

向NO_x的转换。

当过量空气系数α=1.2～1.3时，热力型NO_x的排放量最大；而燃料型 NO_x则随着α的增大而增大。但是当α由

再燃燃料首先由德国在20世纪80年代末期提出，成为IF-NR技术。后来这一技术很快引起欧美和日本的普遍关注，各大公司和科研机构纷纷投入资金展开研究，并获得政府的资助，发展到今天，该项技术已逐步实现了产业化。

1.1～1.2降到1.05～1.02时，燃料型NO_x和热力型NO_x都会降

低。一般来说，采用低氧燃烧可以降低NO_x排放15%～20%。

（三）烟气再循环

烟气再循环（见图22 8 3烟气再循环工艺示意）是在锅炉的空气预热器前抽取一部分低温烟气直接送入炉内，或者是与一次风或二次风混合后送入炉内，这样不但可以降低燃烧温度，而且也降低了氧气浓度，因而可以降低NO_x的排放浓度。

对于每台锅炉，由于某种原因燃烧条件不一样，因此过量空气系数α对NO_x的影响程度不一样；因而在采用低氧燃烧后，NO_x降低的程度也不可能相同。例如，燃用同一燃料，由于燃烧器的布置方式不同，其过量空气系数α对NO_x的影响不同。燃烧器四角布置时，由于炉内气流旋转，燃料与空气混合均匀，避免了局部过剩空气过多（特别是在燃烧前期过剩空气过多），因而过量空气系数对NO_x的影响较小；而当燃烧器前墙布置时，情况正相反。

烟气再循环技术的核心在于利用烟气所具有的低氧以及温度较低的特点，将部分烟气再循环喷入炉膛合适的位置，降低局部温度并形成局部还原性氧气，从而抑制NO_x的生成。

烟气再循环技术在很多情况下被用来防止锅炉运行中的结焦问题。对于燃烧无烟煤等难燃煤种以及煤质不是很稳定的电厂锅炉，则不宜采用烟气再循环技术。

实际上，锅炉采用低氧燃烧时，不仅降低 NO_x，而且锅炉排烟热损失减少，对提高锅炉热功当量效率有利；但是，如果炉内氧的浓度过低，如低于3%时，会造成CO的含量急剧增加，导致化学未完成燃烧损失的增加，同时也会引起飞灰含碳量的增加，导致机械未完全燃烧损失增加，因而使燃烧效率

降低。因此在确定低α范围时，必须兼顾燃烧效率、锅炉效率较高和NO_x等有害物质最少的要求。

浓度0.3～0.5kg煤粉/kg空气浓缩至0.6～1.0kg煤粉/kg空气。

值得一提的是，为了实现浓淡燃烧，国内外的研究者开发了各种各样的浓淡转换装置和浓淡燃烧器。

对于煤粉炉，要实现低氧燃烧，必须准确控制各燃烧器的燃料与空气，使其均匀分配，并使炉内燃料和空气平衡；必须减少漏风，监测和控制炉内含氧量与CO含量。

低过剩空气燃烧用来降低NO_x的排放是一种经过充分证明的、有效的基本方法，但采用低过量空气燃烧来降低NO_x排放有一定的限制，在锅炉设计和运行时，必须全面考虑，选取最合理的过量空气系数，避免出现为降低NO_x的排放而产生的降低燃烧效率、引起炉膛结渣与腐蚀等其他问题。

（五）浓淡偏差燃烧

浓淡偏差燃烧（见图2284浓淡偏差燃烧示意图）是对装有两个以上燃烧器的锅炉，使部分燃烧器供应较多的空气（呈贫燃料区），即燃料过淡燃烧；部分燃烧器供应较少的空气（呈富燃料区），即燃料过浓燃烧。无论是过浓或者过淡燃烧，燃烧时α都不等于1，前者α＞1，后者α＜1，故又称为非化学当量比燃烧或偏差燃烧。

图2285 空燃比与NO_x浓度的关系

三、低氮燃烧器

图2284 浓淡偏差燃烧示意图

对NO_x生成特性的研究表明，NO_x的生成量和一次空气—煤比有关。由图2285所示空燃比与NO_x浓度的关系可见，一次风—煤比在3～4kg/kg煤时，NO_x的生成量最高；偏离该数值，不论煤粉浓度高还是低，NO_x的排放量均下降。因此，如果把煤粉流分离成两股含煤粉量不同的气流，即含煤粉量多的浓气流C₁和含煤粉量少的淡气流C₂分别送入炉内燃

燃烧器是锅炉设备的重要部件，它保证燃料稳定着火、燃烧和燃料的燃尽等过程；另外，从 NO_x的生成机理看，占NO_x绝大部分的燃料型NO_x是在煤粉的着火阶段完成的。因此，通过特殊设计的燃烧器结构，以及改变燃烧器的风煤比例，可以将其他降低NO_x的原理用于燃烧器，以尽可能地降低着火区氧的浓度，适当降低着火区的温度，达到最大限度抑制NO_x生成的目的，具有这种功能的燃烧器就是低氮燃烧器。低氮燃烧器的特点是在燃烧器出口实现分级送风并与燃料合理配比，达到抑制NO_x生成的目的。低氮燃烧器的设计用于控制燃烧器附近燃料与空气的混合及理论空气量，以阻止燃料氮向NO_x的转化和生成热力NO_x，同时还要保持较高的燃烧效率。由于低氮燃烧器在煤粉的着火阶段就能抑制NO_x的生成，因此可以达到更低的NO_x排放量。低氮燃烧器结构示意图如图2286所示。

烧，对于整个燃烧器，其NO_x生成量即（NO_x）C₁与（NO_x）

C₂的加权平均值（NO_x）PM，与燃用单股C₀浓度煤粉流相比，生成的NO_x要低。

实现煤粉浓淡燃烧的关键是，如何将一次风煤气流由常规

低氮燃烧器主要是通过控制燃烧器喉部燃料和空气的动量及流动方向来实现的。低氮燃烧器主要有阶段燃烧型低氮燃烧器、浓淡偏差型低氮燃烧器、烟气再循环低氮燃烧器、多次多级混合型燃料分级低氮燃烧器、大速差射流型双通道自稳式燃烧器。

图2286 低氮燃烧器结构示意图