时间：2023-03-17 18:10:51
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覆盖范围广中国地域广阔，共有31个省市自治区，部分省市之间相距几千多公里，并且列车在运行过程中要通过多个铁路局及集团公司的管辖区域，每个单位均有调度指挥及为车辆服务的部门及人员，所以通话对象不固定，这就需要一个统一的呼叫方式及规则，由联合控制中心根据列车运行区间及位置确定呼叫路由及地址。这也是符合我国铁路特得点的独特通信方式。需要具备数据的传输功能列车无线电台设备不仅需要语音传送，还需要有传输数据的能力，应具备多功能的数据接口，可以传输列车运行所需的各种数据，交换信息，确保列车通信及监控的实时性和有效性。综合性要求强铁路运营所需支撑体系庞大，车务、机务、工务、电务、车辆等单位各司其职，对通信的需求也存在差异，这就要求无线通信设备具备很好的适应性，结合各部门需要开发相应功能。设备要有良好的综合应用能力，一机多用，即能传递语音还能传送数据，将列车信息根据需求传递到不同单位，各取所需，便于部门间联动，提高统一协调能力。
铁路移动通信系统介绍
GSM-R(GSMforRailway)为铁路专用数字移动通信系统，和GSM网络标准相似，是从欧洲引进的铁路通信专用系统。GSM-R是基于GSM技术平台，针对铁路无线通信的特点，专门为铁路设计的数字移动通信系统，提供特色的附能的高效综合无线通信系统，并增加铁路移动通信所需业务（组呼、群呼、强插、强拆、优先级别等功能），构成整体的解决方案。GSM-R同时还具备数字集群的功能，满足列车高速运行时的无线通信要求，可以提供应急通信、无线列调等语音通信功能，安全可靠。GSM-R还是一个信息化的平台，使得用户可以在这个信息平台上轻松开发各种各样的铁路应用。GSM-R通信系统主要由基站系统（BSS）、网络系统（NSS）、管理系统（OSS）三大部分和移动终端设备组成。其中网络系统包括移动交换系统、移动智能网系统、和分组交换无线业务系统，是GSM-R系统的核心组成部分，实现了与其他网络的有机结合。GSM-R系统网络结构图4GSM－R技术的应用GSM－R系统不仅可以提供语音业务，还可以提供数据业务、智能业务。针对铁路通信需求，GSM－R系统还提供了组呼叫、寻址、广播呼叫、紧急呼叫等特殊方面的要求。
经过GSM－R网络组成的数据链路传送到车载无线通信设备，机车就能接收到调度下发的命令。调度命令是各级调度指挥人员向列车司机下达的书面指令，是列车运行指挥系统的重要组成部分。列车调度指挥：调度与司机之间的通话是行车通信系统的重要组成，负责指挥各种车辆的运行，保证机车司机、车站值班员、列车调度员之间以及车站值班员、机车司机、运转车长之间的通信畅通，确保安全。机车同步控制：有时列车需要多个机车牵引，在运行过程中，两台机车之间包括加速、减速和制动等一系列行为必需同步操纵，利用本业务可实现机车间信息的传递和交换。列车自动控制：通过GSM－R提供车地之间双向安全数据传输通道，接收由GPS或其他的定位工具提供的位置信息，控制列车运行，可代替以前的信号灯指示，保证列车运行安全。机车信号和监控信息传送：实现车载设备和地面间的数据传输，提供机车信号和监控信息传输，储存调车模式的相关信息，构成站场通信系统重要组成部分。列车停稳信息传送:利用数据采集传输应用系统，可传送列车是否停稳信息，提高车辆运行的安全性。车次号传输：车次号传送是实现车辆调度指挥的重要一环，通过对列车车次号的自动跟踪，实现调度中心对车辆运输业务的监控机办理。列车尾部监控数据传输：在列车行进当中，司机应当准时了解列车性能变化。列车监控系统可以提供车尾风压数值，电池电压情况，主风管风压情况等等，实现对车辆状态进行实时监控。区间无线通信：在区间作业可以使用GSM－R作业手持终端，包括机务、车务、工务、电务、公安等单位可根据需要进行内部的业务联系，在有特殊情况时可与列车调度人员或其他用户联系，在遇到突发状况时，还可通过无线终端直接与司机通话。旅客业务信息收集：每辆客车都与控制中心保持一条实时双向数据传输通道，作为数据通信业务使用，与旅客相关的所有移动信息通过此通道进行传输，为旅客提供各种信息，增加旅客的便利性，提供各种人性化服务。
关键词：大气治理，脱硫脱硝，一体化技术
中图分类号：TH162 文献标识码：A
1引言
我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。
2 联合脱硫脱硝技术
2.1 碳质材料吸附法
装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。
图1 活性炭吸附法工艺流程图
2.2 CuO吸收还原法
CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。
图2 CuO吸附法工艺流程图
3 同时脱硫脱硝技术
3.1 NOXSO工艺
NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。
图3 工艺流程图
3.2电子束法
电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。
图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图
3.3 脉冲电晕等离子体法
脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:
图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图
4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用
本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。
4.1氧化剂的配制
氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。
4.2 测量仪器
烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。
4.3 试验装置以及流程
测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：
图5 脱硫同时脱硝测量示意图
试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。
4.4 测量结果分析
在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:
（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。
（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。
（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。
5 结论
燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。
参考文献
[1] 胡勇,李秀峰．火电厂锅炉烟气脱硫脱硝协同控制技术研究进展和建议[J]．江西化工，2011(2):27－31．
[2] 葛荣良．火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J]．上海电力，2007(5):458－467．
[3] 宋增林，王丽萍，程璞．火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J]． 热力发电，2005(2):6－10．
[4] 柏源，李忠华，薛建明等．烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J]．电力科技与环保，2010，26(3):8－12．
[5] 吕雷．烟气脱硫脱硝一体化工艺设计与研究[D]．长春: 长春工业大学硕士学位论文，2012．
[6] 刘凤．喷射鼓泡反应器同时脱硫脱硝实验及机理研究[D]．河北:华北电力大学工学博士学位论文，2008．
[7] 韩颖慧．基于多元复合活性吸收剂的烟气CFB 同时脱硫脱硝研究[D]．河北: 华北电力大学工学博士学位论文，2012．
[8] 韩静．基于可见光催化TiCh /ACF 同时脱硫脱硝的实验研究[D]．保定: 华北电力大学，2009．
关键词：超低排放；SCR；脱硝效率；氨逃逸
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.02.050
1 引言
河北衡丰发电有限责任公司#1-4机组于2013年进行了低氮燃烧器+SCR技术脱硝项目改造，2015年对锅炉原配套SCR脱硝装置除保留原有两层催化剂的基础上，又增加了第三层催化剂。脱硝工艺采用选择性催化还原法，从锅炉省煤器来的烟气，经SCR中的多层催化剂将烟气中的部分NOx催化还原为N2和H2O。
2 SCR脱硝控制系统概述
2.1 氨区氨气出口压力控制
氨系统投入运行后，通过蒸发器氨液入口调节阀控制氨气出口压力，为单回路控制。考虑实际变负荷时氨气流量变化较大，为了维持压力稳定，在控制回路中加入了主蒸汽流量指令信号的前馈作用，以实现优先调节压力，完善其后的氨流量控制。
2.2 氨气流量和出口NOx浓度控制
SCR烟气脱硝控制系统利用NH3/NOx摩尔比提供所需要的氨气流量，使用烟气进口NOx浓度和烟气流量（用主蒸汽流量信号计算）的乘积得到。基本的NOx含量，再乘以NH3/NOx摩尔比便可得到氨气理论量，出口NOx浓度控制对NH3/NOx摩尔比加以修正（对氨气需求量的修正）并参与控制，最终得到氨气流量的目标设定值。SCR控制系统根据计算得出的氨气需求量信号通过控制氨气阀开度，实现脱硝自动控制。
3 SCR系统运行中存在的问题
脱硝喷氨自动调节系统自投产以来时常出现跟踪慢、过调的现象，造成NOx超标、氨逃逸升高等问题，影响了机组的可靠性以及经济性。
3.1 喷氨自动调节效果差
因喷氨自动调节的喷氨理论值计算根据反应器入口的工况，存在一定的不及时性、调门特性存在一定的死区、SCR脱硝反应过程所需一定的时间等原因造成的延时滞后。在实际应用中采用这种控制策略容易造成超调过调、系统震荡，造成环保数据超标或氨逃逸过量。
3.2 锅炉SCR出口NOx与脱硫进口NOx存在偏差 。
脱硝装置在设计阶段虽然安装了导流板，进行烟气流场优化，但由于调试阶段对喷氨格栅调整不均匀。在锅炉实际运行中脱硫进口NOx值与SCR出口NOx值存在偏差。出口浓度分布均匀性差，除了烟气流场不稳定外，喷氨的不均匀性是主要原因。
4 SCR系统喷氨自调效果差原因
4.1 SCR喷氨量控制系统属于大迟延系统
在保证探头、气缆、分析仪表等测量环节均运行正常情况下，对于A、B侧出入口NOx，在就地探头处将至CEMS小间的取样气缆管拔掉，对于A、B侧的出口NOx，纯迟延时间约180秒左右；对于A、B侧的入口NOx，纯迟延时间约190秒左右。
4.2 SCR喷氨量控制系统具有非线性
由于受脱硝反应器催化剂特性的复杂影响，即使在锅炉负荷已确定的条件下，出口NOx浓度也会有较大波动。喷氨量控制系统属于非线性的控制系统。
4.3 SCR入口NOx波动大
对于投入ADS机组而言，当锅炉负荷增加时，由于燃料量与风量变化不协调，由过量空气系数减小抑制了燃料型NOx生成。但是，随着锅炉燃煤量的增加，炉膛温度升高增加了热力型入口NOx的生成。因此，入口NOx浓度变化与机组负荷变化密切相关，且负荷变化越快，入口NOx浓度变化也越剧烈。
4.4 启停制粉系统对入口NOx影响
在启动制粉系统时会造成反应区入口烟气温度偏高，温度升高使得NH3和O2的反应加剧，会导致烟气中NOx增加；低负荷或停运一套风机时会造成入口烟气温度偏低，所以启停制粉系统会对入口NOx浓度造成一定波动。
4.5 CEMS仪表标定影响
CEMS仪表标定时间长达10分钟，标定期间SCR入口NOx参数每分钟波动200-300 mg/m3 。
5 SCR系统自调控制改进
将参与控制的控制量如出口氮氧化物设定值、喷氨量、调门开度反馈、脱硝进出口氮氧化物浓度、机组负荷、总风量等实时运行参数通过DCS系统对喷氨调阀进行控制。单从供氨调阀的自动回路优化效果不佳。考虑从协调控制入手，降低脱硝反应器入口NOx含量的突变。为减少AGC方式下，小负荷段工况下燃料量频繁加减造成入口NOx的波动，负荷变动在20MW以内协调控制回路中取消负荷变化前馈参数。
5.1 烟气流量修正
目前用单侧引风机电流与左、右两侧引风机电流和之比与主蒸汽流量生成的函数得出，此函数由不同负荷时氨气流量、出口和入口NOx计算得出。
5.2 出口、入口NOx标定情况处理
现场最初设计出口、入口NOx自动标定间隔为2个小时，将出口、入口NOx吹扫间隔修改为4小时。由于每次吹扫时数据保持10分钟不变，须采取合适的策略来保证吹扫时出口NOx控制的及时性，在出口NOx标定吹扫时主调输出跟踪脱硫侧NOx调节。在入口NOx标定吹扫时采用对侧数值调节。之前我们已将SCR出口NOx与脱硫静烟NOx标定和SCR入口左、右两侧NOx标定时间错开。
5.3 喷氨流量的准确性
（1）在实际氨流量频繁堵塞无法测量时，使用氨调门开度和氨母管压力建立模拟喷氨流量控制逻辑。（2）为尽量减少流量计的堵塞可能性，在流量计前加滤网，并定期清理；（3）增加调门及流量计旁路，定期校验流量计；（4）冬季时氨气管路增加一段至锅炉外部烟道加热，其中氨气管道安装旁路阀门，保证氨气出口温度可调，对后部阀门、流量计运行无影响。
5.4 主回路被调量的修正
判断出口NOx实测值与出口NOx设定值的偏差的变化方向及变化速度，当偏差较大超过某一值且偏差变化速度较快时，主调变积分时间和比例系数运行。
5.5 影响入口NOx前馈信号
为了达到更好的控制效果，需要选取前馈量提前反应入口NOx浓度的变化。所以，入口NOx浓度的预测值整定至关重要。
（1）启停制粉系统时对入口NOx影响值的预测。在启停制粉系统时，入口NOx波动较大。选取四台排粉机的运行信号，把排粉机电流变化转化为氨流量理论值提前增加或减少一定的数值来预测入口NOx的变化。
（1）氧量前馈对入口NOx值的预测。当判断氧量变化率较大时，提前喷氨或者减氨。由于氧量的超前（近2分钟时间），可以提前克服入口NOx大副度变化时引起的出口NOx超标。
6 应用效果
从上图可知，当机组负荷从210MW（16：30）升至251MW（16：36）时，入口NOx从741mg/m3升至892 mg/m3，出口NOx一直在设定值96 mg/m3附近波动，最高至145 mg/m3，可见在机组升负荷工况下出口NOx控制稳定。
7 结束语
SCR脱硝喷氨系统控制策略充分考虑机组负荷变化、磨启停、仪表标定等外部影响因素。实际运行参数说明，在系统仪表校验标定、快速变负荷、启停制粉系统等工况下，出口NOx浓度均可得到很好的控制。降低了运行人员的劳动强度，解决了喷氨自动常规PID控制超调量大、系统震荡的难题。也解决了脱硝系统过量喷氨的问题，每天可节约液氨1吨左右，同时减轻了空预器堵塞情况。
参考文献：
[1]王飞.600MW机组烟气脱硝工程方案选择及设计优化[D].华北电力大学硕士学位论文，2013.
【关键词】烟气脱硝技术；火电厂项目；应用
烟气脱硝技术种类较多，通常大型火电厂会选择选择性催化还原烟气脱硝技术（英文全称：Selective Catalytic Reduction；简称“SCR”），或者选择性非催化还原烟气脱硝技术（英文全称：Selective non-Catalytic Reduction，简称“SNCR”），且应用效果良好。中国火电厂常用技术较为成熟的选择性催化还原烟气脱硝技术，其脱硝效率高，且不会造成空气环境的二次污染而被火电厂所应用。
一、SCR烟气脱硝技术
（一）技术原理
SCR烟气脱硝技术原理为SCR的催化还原技术。火电厂排烟气中所含有的氮氧化合物可以与NH3发生化学反应，但是需要在300℃～400℃的高温条件及催化剂的作用下完成，所产生的物质为水和惰性气体氮气。两种产物并不需要采取特殊的技术处理方式而起到阻止氮氧化合物与外界物质发生化学反应后，形成有毒气体。氮氧化合物在有氧条件对产生如下反应：4NH3+4NO+O24N2+6H2O；2NH3+NO+NO22N2+3H2O；4NH3+2NH2+O23N2+6H2O；4NH3+3O22N2+3H2O；2NH3N2+3H2。
在氮氧化合物在有氧环境中出现化学反应的时候，催化剂所发挥的作用是不容忽视的。
该项技术在实际工作中的运用，是根据火电厂排放烟气中所含有的有毒气体成分选择催化剂，将促成成分确定下来。使用催化剂的过程中，根据对烟气成分的分析选用恰当的催化剂，通常催化剂的使用形式为三种，板式催化剂、蜂窝式催化剂和波纹板催化剂。蜂窝式催化剂适用于火电厂排放的烟气中有毒气体浓度过高的催化还原使用，其可以发挥氮氧化合物和氧气接触面扩大的作用，从而提高脱硝技术效率。具体应用中，要注意催化剂的用量以及使用形式，以获得最优的催化效果。
（二）SCR烟气脱硝技术应用中的催化剂还原工艺
SCR烟气脱硝技术应用中，催化剂很容易呈现出老化迹象，由于其活性具有时间限制，所以催化剂的老化会使其催化作用下降。因此，在使用的过程中，要注意有效时间，以对催化剂及时更换。催化剂在使用中，随着时间的延长会减缓催化速度，为了避免催化剂一次性更换量过大，要避免使用单层催化剂。
二、火电厂烟气脱硝技术的应用
（一）SCR脱硝技术的工艺系统
SCR脱硝技术的工艺系统由三个部分组成，即SCR反应器、氨气的存储系统和氨气注入系统。其中SCR反应器配置由辅助系统，氨气的存储系统在发挥存储功能的同时，还要对氨气进行技术处理。
氨气通常是液态存在，进入到蒸发器之中汽化为氨气，经过空气的稀释后，注入到反应器中。以对烟气中的脱硝反应起到一定的催化作用。为了促进烟气的疏导，反应器中的烟气输送管道应采用固定床平行通道设计，通过将装置的布局以优化，是气态的氨气与氮氧化合物充分融合，随着接触面的扩大，氨气的还原功能得以充分分发挥，从而反应效率有所提升。
（二）SCR脱硝技术的应用
中国的火电厂所采用的SCR脱硝技术引自国外先进的脱硝技术，其中，催化剂引自奥地利，液态氨引自法国，而烟气脱硝设备则引自德国。多种先进脱硝技术的引入，对中国相对滞后的脱硝技术以补充，使得火电厂的脱硝效率快速提高。从脱硝技术的应用程度来看，首先应用与大型的火电厂，并逐渐地将脱硝经验向小型火电厂延伸，使得中国火电厂的整体烟气脱硝水平有所提升。
（三）SCR脱硝装置的应用
火电厂的SCR脱硝装置主体部分由反应器和氮氧化物脱除剂制备两大部分构成。反应器的作用是通过将含NOX的烟气中中注入NH3，使得氮氧化物气体还原。其基本的作用，是为了满足化学反应对温度的要求，加入催化剂使化学反应被活化。
脱硝系统的运行，可以达到67.2%以上的脱硝效率，且具有较高的运行可靠性，极少有氨气泄漏出来。从环境保护的考虑，SCR脱硝装置安装有配套设备，可以是脱硝效率超过90%，其技术可靠性可以满足火电厂运行需求。
（四）SCR脱硝装置及火电厂锅炉以及辅助设备的影响
SCR脱硝装置中，脱氮设备与锅炉以及辅机之间存在着较大的关联，会对空气预热器以及引风机的设计产生一定的影响。
1. 空气预热器
空气预热器的作用是促进锅炉的热交换能力，使能量消耗有所降低。当SCR脱硝装置处于正常运行状态的时候，反应器内会存在着残余物，包括NH3、SO3与水的化学反应形成硫酸氢铵。该物质在230℃的环境中会由气态液化，不仅腐蚀性强，而且很容易粘结在传热元件表面，对于冷段和温段产生强腐蚀作用，且会吸附大量灰尘，造成空气预热器堵塞。在SCR催化剂的作用下，烟气中的部分SO2会被转化为SO3，不仅增加了冷端腐蚀度，而且导致了空气预热器堵塞。为了避免这一现象出现，在热元件的选用上，可以选择高吹灰通透性的波形，以提高清灰效果。
2. 引风机
引风机加装了SCR脱硝装置之后，增加了风机的压头，导致反应器以及弯头部位的阻力达到了1000帕。对空气预热器重新选型，阻力可以达到500帕，此时，引风机的压头就会增加到1500帕。
三、烟气脱硝技术的改进措施
烟气脱硝技术的改进首先是设备的改进。火电厂要促进设备更替，就要投入大量的资金，其中国提供部分资金，火电厂还需要加大环境保护专项资金，以使设备更换压力得到缓解。
烟气脱硝技术的运行过程中，要强化各项管理工作，特别是监管职责要落实到位，促进脱硝系统与环境保护机构之间的结合，实施火电厂脱硝的正规化管理。
关于火电厂的烟气脱硝技术，除了应用国外的先进技术之外，还要根据中国火电厂的运行特点建立研究课题，创建研发机构一创新技术。基于烟气脱硝技术较高的研究难度，以及其应用领域中所创造的价值，研发机构建立之初需要政府给予部分扶持，使脱硝电价系统快速地建立起来，并强化宣传力度，以对火电厂脱硝系统的应用以鼓励。
结语
综上所述，中国社会经济快速发展，火电厂的运行效率有所提升，所释放出来的氮氧化合物逐渐剧增，严重危害了大气环境。为了改善生态环境，火电厂引进了烟气脱硝技术，以对火电厂运行中所释放的氮氧化合物以有效控制。
参考文献
[1]陈晓峰，郭道清，苏祥.燃煤电厂烟气脱硝技术现状探讨分析[J].科协论坛（下半月），2012（04）.
关键词：烟气除尘；脱硝；脱硫；电厂；应用
中图分类号： F407.6文献标识码： A
引言：
在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。
1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用
所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法(EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。
1.1炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。
在烟气进行脱硫，因为增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。同时在脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，使副产物的综合利用受到影响。
南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。
1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术
1.2.1炉膛石灰（石）/尿素喷射工艺
炉膛石灰（石）/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原（SNCR）结合起来，实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成，总含固量为30%，pH值为5～9，与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比，浆液喷射增强了SO2的脱除，这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小，不能满足工业应用的要求，因而还有待改进。
1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺
整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器，这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程，以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放，而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统，还是单个技术，都可应用于电厂或工业锅炉上，主要适用于较老的中小型机组。
1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术
活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术（CSCR）是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行，能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出，活性焦炭可再生循环使用，损耗小，损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素，它既作为优良的吸附剂，又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性；除氮是利用活性焦炭作催化剂，通过氨，一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。
活性焦炭吸收塔分为两部分，烟气由下部往上部升，活性炭在重力作用下从上部往下部降，与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在（120-160）℃之间，该温度区域是该工艺的最佳温度，能达到最高的脱除率。
烟气首先进入吸收塔下部，在这一段二氧化硫（SO2）被脱除，然后烟气进入上面部分，喷入氨与氮氧化物（NOX）反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛，不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部，利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中，重新作为燃料供应。
活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域：上层区域是加热区，中间部分是热解吸区，下面是冷却区。
天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气，被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱，并排入大气。在解吸塔的底部，空气从20℃被加热到250℃，接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃，这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。
2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状
（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。
（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。
（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。
（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。
（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。
3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势
（1）在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时，理论研究将会更加深入，如反应机理和反应动力学等等，为该项技术走出实验室阶段，实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。
（2）目前，国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上，在以后的研究中，研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术，为今后锅炉技术改造节约大量资金，减少投资金额，降低投资风险，以避免不必要的浪费。
（3）研究任何一项烟气脱硫脱硝技术，都要结合我国国情。因此，应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。
4.结语
近年来，我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升，但是它尚处于推广阶段，存在很多问题。因此，研发新型脱硫脱硝技术与设备，不断完善应用现有技术，开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。
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目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。其中氮氧化物（NOx）是继粉尘和硫氧化物（SOx）之后燃煤电站环保治理的重点，因此根据相关环境法律法规的要求，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR联合技术，由于高的还原率及技术的广泛使用，选择性催化还原（SCR）已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。但在安装及运行维护中有很多漏洞和问题存在。
本文介绍了大唐国际临汾热电关于脱硝安装、维护以及催化剂选用中所出现问题的解决方案，并在此基础上重点分析基建过程中脱硝系统的建设方案。
关键词：氮氧化物，SCR，基建安装，系统，运行维护，常见问题
中图分类号：TB857+.3 文献标识码：A 文章编号：
一 绪论
1.1选题背景和意义
为防止锅炉内燃煤燃烧后产生过多的氮氧化物污染环境，应进行脱硝处理将氮氧化物还原为无污染产物。统计数据显示，我国氮氧化物排放量最大的是火电行业，占到38%左右。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6％，约占全国氮氧化物排放量的35％～40％。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。
烟气脱硝（SCR）已成为各大火电厂重要研究课题之一，但在脱硝运行及维护方面欠缺经验，现在以大唐国际临汾热电有限责任公司脱硝系统作为研究基础，对脱硝基建及维护做出研究。
1.2 国内外研究现状
SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱硝工艺，NOx脱除率能够达到90％以上[3]。具有无副产物、不形成二次污染, 装置结构简单, 运行可靠, 便于维护等优点，因而得到了广泛应用。SCR脱硝系统最早在20世纪70年代晚期日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用，在欧洲和美国，SCR脱硝系统也得到了十分广泛的应用。我国SCR技术研究开始于上世纪90年代。早在1995年台中电厂5～8号4x550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的1～6号6x600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。典型的燃煤电厂SCR烟气脱硝系统采用氨（NH3）作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化剂（反应塔）、烟气管道与控制系统等组成[4]。在催化剂及氧气存在的条件下，NOx与还原剂发生反应，被分解成无害的氮气和水。其基本的反应方程式为：
可以作为还原剂的有NH3，CO，H2，还有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作为还原剂对NOx的脱除效率是最高的[5]。
1.3 主要研究内容
本论文的主要内容是深入探讨并分析电站脱硝系统的安装及其维护。在研究本公司脱硝系统近2年的运行经验基础上，总结电站脱硝系统维护的特点及难点，侧重分析电站脱硝系统常见的问题，以及预防和解决方案。
二 山西大唐国际临汾热电脱硝系统介绍
2.1SCR法烟气脱硝的选型
2.1.1SCR法烟气脱硝的技术要求
（1） 采用选择性催化还原脱硝（SCR）工艺。
（2） SCR烟气脱硝系统采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。
（3） 设置SCR反应器烟气旁路。
（4） 脱硝装置处理100%烟气量，防止催化剂金属中毒。
（5） SCR反应器采用蜂窝式催化剂。
（6）火灾报警及消防控制系统纳入全厂火灾报警和消防控制系统。
（7） 反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。
（8） SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨。全厂2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系；液氨蒸发采用蒸汽加热方式。
（9） 氨区公用系统的控制系统采用PLC控制系统，机组侧烟气脱硝装置的控制系统接入各台机组DCS。
（10） 烟气脱硝系统的公用系统按全厂2台锅炉设计。
（11） 在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：NOx、O2、差压等。
（12） 氨区带电的所有设备均应防爆防腐蚀，以提高控制系统的可靠性。
（13） 在锅炉正常负荷范围内烟气脱硝效率均不低于75%。
（14） NH3逃逸量应控制在3ppm以下，SO2向SO3的氧化率小于1%。
（15） 脱硝装置可用率不小于98%，寿命为30年。
（16）脱硝装置系统，包括进口烟道、出口烟道及反应器本体总阻力应小于900Pa。
SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。
2.1.2临汾热电脱硝系统选型条件
表1－2 煤质分析资料
灰成份分析表
锅炉点火及助燃用油，采用0号轻柴油，油质的特性数据见下表1-3：
表1-3 油质的特性数据表
表1－4脱硝系统入口烟气参数
表1-5锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6％含氧量）
2.1.2.1临汾热电脱硝催化剂性能及要求
设计基本条件
每台锅炉配置2台SCR反应器；
烟气垂直向下通过催化块层；
反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。
在反应器第一层催化剂的上部条件是：
速度最大偏差：平均值的±10%
温度最大偏差：平均值的±10℃
氨氮摩尔比的最大偏差：平均值的±5%
烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）：±10°
催化剂的物理化学特性
选用钒钛钨催化剂，主要成分有二氧化钛（TiO2）、五氧化二钒（V2O5）、三氧化钨（WO3）等；
针对电厂锅炉特点，催化剂设计应考虑采取防堵塞和防中毒的技术措施；
催化剂的型式：蜂窝式。
催化剂应整体成型；
催化剂节距一般应大于8.0mm；
催化剂壁厚一般应大于1.0mm。
催化剂的性能
催化剂能在锅炉任何正常的负荷下运行；
催化剂能满足烟气温度不高于400℃的情况下长期运行，同时能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏；
在达到要求的脱硝效率同时，能有效防止锅炉飞灰在催化剂中发生粘污、堵塞及中毒现象发生。
催化剂化学寿命大于24000运行小时，机械寿命大于50000小时，并可再生利用。
根据设计条件优化设计催化剂，使其在任何工况条件下满足脱硝效率达到75%以上，氨的逃逸率控制在3ppm以内，SO2氧化生成SO3的转化率控制在1%以内。
对蜂窝式催化剂，催化剂的上端部采取耐磨措施。
催化剂设计应考虑燃料中含有的任何微量元素可能导致的催化剂中毒。并说明所采取防止催化剂中毒的有效措施。
在加装新的催化剂之前，催化剂体积应满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求。预留加装催化剂的空间（一层）。
催化剂模块设计
催化剂应采用模块化、标准化设计。催化剂各层模块一般应规格统一、具有互换性以减少更换催化剂的时间。
催化剂模块必须设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命；
每层催化剂层都应安装可拆卸的测试块，每8个模块至少应有1个测试块，均匀布置。
2.1.2.2催化剂
三SCR脱硝系统维护
3.1SCR反应区易发缺陷1
缺陷内容：临汾热电于5月份停炉检修，对脱硝反应区进行检查时发现大面积支撑柱、反应区墙壁磨损。
缺陷描述：检查中发现反应区A/B两侧主支撑柱迎风侧磨损成菱形；斜拉辅助支撑靠近风道底部迎风面完全磨损，管子仅剩半根，完全丧失支撑作用。
墙壁磨损穿孔：
缺陷分析：锅炉炉膛到脱硝岛入口处横截面积突然减小，呈类似喇叭口形状。根据Q=SV，烟气总量一定，当烟气经过横截面积较小部位时流速将增快。当烟气流速在9-40m/s范围内时，磨损与烟气流速的3.3-4次方成正比。因此脱硝反应区内磨损情况要比锅炉内严重的多。我厂2号机组2012年7月停炉检查时亦有此问题出现。
解决方案：脱硝反应区基建过程中或机组大小修时，将脱硝内支撑柱迎风面加不锈钢防磨瓦（或宽角铁）；脱硝内壁做防磨处理。大小修时进行检查并做好记录。
3.2SCR反应区易发缺陷2
缺陷内容：SCR反应区内导流板严重磨损
缺陷描述：SCR反应区内大量导流板磨损，特别是导流板中间部位，上下部已全部磨光。
缺陷分析：由脱硝反应区到导流板处横截面积突然大量减小，约为原面积的1/3，烟气流速进一步加快。
根据公式：E=Cημω3τ
E-管壁表面磨损量，g/m3
ω-灰粒速度，可近视等于烟气速度，m/s
μ-烟气流含尘粒浓度g/m3
η-灰粒撞击在圆管表面的撞击率
τ-烟气流含尘粒浓度，作用的时间
C-引入比例系数，与灰粒的磨损性能、金属材料抗磨性能、受热面结果有关系
由以上分析可知，导流板处的烟气磨损量为SCR反应区入口的27倍。
解决方案：基建期间将导流板迎风侧及表面做防磨处理，适当调整导流板处横截面积（设计允许范围内）。大小修定期检查，补损坏及掉落的防磨材料。
3.3SCR反应区易发缺陷3
缺陷内容：2号机组2012年5月-2012年7月期间，液氨平均消耗量突然开始增大，且呈逐渐增强趋势。
缺陷描述：临汾热电2号机组7月份停炉检修，在SCR反应区A/B侧检查中，发现部分喷氨管道磨损泄漏，喷嘴破裂，致使大量氨气在未到达反映位置时压力已经突然骤减。为达到烟气脱硝标准，只能大量投入液氨。
缺陷分析：首先液氨具有较强腐蚀性，对管道内部的腐蚀十分严重。由于脱硝反应区在脱硫之前，有部分氨气与烟气中SOX反应，生成硫酸氢铵。硫酸氢铵易潮解。易溶于水，几乎不溶于乙醇、丙酮和吡啶，其水溶液呈强酸性。当喷氨管道内较为湿润时，对管道本身腐蚀性极大。
其次喷氨管道及喷嘴位于导流板正上方，此处烟气流速极快，高速烟气直接对喷氨管道及喷嘴进行冲刷，成为加速喷氨管道磨损的另一大元凶。
处理方案：
基建过程中加装稀释风除湿设施，尽可能减少混合气体中的含水量；
保证液氨、氨气纯度；
基建或机组检修时再喷氨管道迎风侧加装防磨护瓦，保护管道；
机组大小修时定期更换喷氨管道防磨瓦，并做好记录。
3.4SCR反应区易发缺陷4
缺陷内容：脱硝反应区内催化剂局部损坏，并呈逐渐扩大趋势。
缺陷描述：脱硝反应区分上下2层催化剂，部分催化剂顶端出现破损现象，经过一段时间运行，破损范围明显增大。
缺陷分析：杂物及大块积灰掉落可导致催化剂顶端局部损坏，当催化剂顶部损坏时，部分催化剂碎块堵塞原催化剂内部通道，对烟气起到了阻挡作用。烟气在阻挡区域附近形成涡流，对附近催化剂外壁产生吹损，长时间运行后破损区域必然逐渐增大。
解决方案：基建期间在催化剂顶端增加保护网。运行过程中经常对催化剂进行检查，如发现损坏及时进行更换。若条件不允许更换，应立即对催化剂顶部用钢板进行封堵，防止催化剂损坏进一步扩大。
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关键词：燃煤锅炉，脱硝改造，脱NOx，策略
0 前言
据《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》统计，2009年火电厂排放的NOx总量已增至860万吨，比2003年的597.3万吨增加了43.9%，约占全国NOx排放总量的35%～40%。国内权威机构研究分析表明，电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的格局。按照目前的排放控制水平，到2020年，我国火电厂排放的氮氧化物将达到1250万吨，电站锅炉成为主要的大气污染固定排放源之一。
2012年国家环境保护部正式颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），对于电厂烟尘、SO2及NOx物的排放有了更加严格的要求，要求现有火电厂污染物排放在2014年7月1日起需满足二氧化硫小于200毫克/立方米、氮氧化物小于200毫克/立方米、烟尘小于30毫克/立方米限值指标。
本文针对某厂200 MW燃煤锅炉脱硝改造问题，基于锅炉燃烧状况、燃煤状况、NOx排放水平等现状，根据NOx减排目标对脱硝改造方案进行技术论证，评估锅炉脱硝技术改造的最佳方案，研究结果可为该厂的脱硝改造决策提供可靠依据。
1 设备概况
1.1 锅炉形式及燃煤种情况
某厂#5锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG-680/13.7-YM2型炉，中间再热、自然循环、单炉膛、全悬吊露天布置、平衡通风、燃烧系统四角布置、切圆燃烧、固态排渣燃煤汽包炉，全钢构架，露天布置。制粉系统为中速磨正压直吹式，5台ZGM80N型磨煤机对应5层燃烧器。锅炉设计煤种为贵州盘江烟煤，近两年电厂机组燃用现在燃用煤种较杂，为适应煤炭市场，目前经常掺烧高挥发分、高硫份、高灰份、低热值、低灰溶点的煤种，实际用煤种（如硫份、氮份、热值等）与原电厂设计煤种存在一定差异，下表为该厂2011年全年实际运行煤种煤质成分的基础上，按平均值折合了煤质，与及波动的数据。主力煤种印尼煤和山西烟煤。
2 NOx生成、控制机理及控制技术
2.1 NOx生成、控制机理
煤在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），并且含有少量的N2O，统称为NOx。煤在燃烧过程中NOx的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度、燃烧配风方式和过量空气系数等燃烧条件密切相关。氮氧化物的生成途径有以下三个：
热力型NOx （Thermal NOx）。燃料型NOx （Fuel NOx）。快速型NOx （Prompt NOx）。
三种NOx在煤燃烧过程中的生成情况很不相同。快速型NOx所占比例不到5%；在温度超过1600℃时，热力型NOx的比例一般占总量30%以下，通常煤粉锅炉的燃烧温度大部分在1500℃以下，故对常规燃煤锅炉而言，NOx主要是通过燃料型的生成途径而产生的。因此，控制和减少NOx在煤燃烧过程中的产生，主要是抑制燃料型NOx的生成，并创造还原条件，使一部分生成的NOx还原为N2。
2.2 NOx排放控制技术
燃煤锅炉的NOx控制主要为炉内低NOx燃烧技术和炉后烟气脱硝技术两类。炉内低NOx燃烧技术主要通过控制燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN与NH3等中间产物来抑制与还原已经生成的NOx。对于炉膛出口烟气中的NOx，可在合适的温度条件或催化剂作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将NOx还原成N2和H2O。
2.2.1 炉内低氮燃烧技术
2.2.2 炉后烟气脱硝技术
2.2.2.1选择性催化还原脱硝技术（SCR）
2.2.2.2选择性非催化还原（SNCR）/SCR混合技术
SNCR/SCR 混合法使用SNCR 尿素还原剂，利用在炉膛内的多余氨逃逸，有效地利用在后端较小体积的催化剂上。如此，加大了 SNCR 脱硝效率和还原剂利用率，同时减少SCR催化剂的使用容积量。减低SCR 的催化剂负担可以减少飞灰、压差、磨损、SO3 的问题。并且，混合法亦有占地空间小，成本低，在低负荷时，可仅操作SNCR，避免空预器（A/H ）受硫酸氢氨（ABS）阻塞，以及使用安全尿素还原剂的优点。
在现有的众多的NOx 控制技术中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。安装SCR装置，会对下游烟道设备产生负面影响，需要进行改造：SCR装置将增加烟道阻力约1 kPa，需要增加引风机压头；烟气中的SO2转化成SO3，空预器入口烟气中的SO3浓度增加，与逃逸的NH3反应生成高粘性的NH4HSO4，会加剧空预器冷端受热面的堵塞，需要对空预器受热面型式与材质进行改造。
经过多年研究与发展，燃煤锅炉的NOx控制技术已经比较成熟，国内外广泛采用的NOx控制技术主要有：炉内低氮燃烧技术（低NOx燃烧器、空气分级）、选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）、选择性非催化还原（selective noncatalytic reduction，SNCR）等。根据NOx控制要求不同，这些技术既可单独使用也可组合使用。
3 脱NOx改造方案
综上述NOx排放控制技术比较，针对现场实测#5锅炉出口的NOx排放浓度约为400～700mg/Nm3的情况。考虑未来煤种变化带来的影响，并考虑应对未来更为严格的环保排放标准，在本文中以150 mg/m3作为减排目标，进行脱硝改造可行性研究。从技术、现场、造价等方面分析，采用单一的NOx排放控制技术是不理想的，采用低NOx燃烧器+炉后烟气脱硝技术是改造方向，在充分兼顾现场、造价、锅炉效率的基础上，将低NOx燃烧器改造后的NOx排放浓度保证值暂定为450mg/Nm3，通过燃烧调整，争取实际运行排放值达到350mg/Nm3以下。为了达到控制目标，可采用下述控制手段。因此，#5的氮氧化物控制策略可以有如下2个方案：
方案1，对现有的燃烧系统进行浓淡燃烧器+空气分级燃烧（OFA），将NOx排放浓度降低至450 mg/m3；同时采用SCR烟气脱硝技术，进一步将NOx排放浓度降至150 mg/m3。
方案2，对现有的燃烧器进行浓淡燃烧器改造，将NOx排放浓度降低至450 mg/m3；同时采用SCR烟气脱硝技术，进一步将NOx排放浓度降至150 mg/m3。
4 可行性分析
4.1 低NOx燃烧器改造可行性分析及对锅炉影响
该炉1，2次风间隔布置，燃烧器区域的煤粉基本上处于富氧燃烧，是NOx生成浓度大首要因素，对燃烧器进行改造是必要的。锅炉目前的运行情况存在：实际运行过程中再热器存在一定的超温的现象，两侧的烟温偏差比较大，平均>100℃；锅炉燃烧器和冷灰斗附近存在一定程度的结渣。利用本次脱硝改造机会，在炉内燃烧器系统改造同时，解决锅炉目前存在的问题，一举两得。
4.1.1 燃料
该厂机组燃用现在燃用煤种较杂，为适应煤炭市场，目前经常掺烧高挥发分、高硫份、高灰份、低热值、低灰溶点的煤种。因此，炉内低NOx燃烧改造时，必须考虑燃烧系统对煤种的适应性，同时兼顾防结渣、腐蚀与燃烬。
4.1.2 燃烧器改造
从众多成功的改造实例看，低NOx燃烧改造的整体高度可维持在原有水平。燃烧器是低NOx燃烧系统的关键部件，它在煤粉燃烧初期所营造出的欠氧燃烧区域大小及欠氧程度决定了燃料型NOx的控制水平。为提高煤粉燃烧初期的NOx控制与燃烬能力，需要采用技术先进、有良好使用业绩燃烧器。低NOx燃烧改造NOx排放浓度保证值定为450mg/Nm3容易达到。
4.1.3 空气分级
在燃烧器上方布置紧凑分离型燃烬风是炉内脱硝改造的最主要手段，深度空气分级与较长的还原区停留时间，有利于提高NOx控制效果。从收集的资料认为新增燃尽风装置在角区标高24600～26000区间，一般认为上层燃烧器出口至屏底的高度>15m（#5约为15m）为宜，具备条件。
空气分级燃烧会延迟煤粉燃烧，抬高炉膛火焰中心高度，可能导致超温或燃烬程度降低等问题。因此，在采用空气分级燃烧技术时，应考虑燃烬风的穿透能力和覆盖程度，采取措施强化燃烬风与来流烟气的混合，提高后期燃烬。
4.1.4 燃尽风箱、燃尽风道改造
燃尽风道取自二次风热风道配风箱。
4.2 加装SCR可行性分析及对锅炉运行影响
4.2.1 加装SCR装置
根据脱硝改造后出口NOx浓度不高于150mg/m3，低NOx燃烧器改造后NOx排放浓度控制在450mg/Nm3以内，SCR的效率只达到70%就轻易达到目标，改造造价低，又适合现场偏窄小的空间。
4.2.2 脱硝还原剂
烟气脱硝SCR工艺的还原剂为氨气，氨气可直接来源于液氨，也可通过尿素间接制备。以液氨为原料的烟气脱硝还原剂工艺使用较为普遍。本厂现有#7机组液氨储存及氨供应系统是按照2×600MW进行设计及建设，其设置了两个体积为56 m3的液氨储存罐，目前实际只建成一台1×600MW机组运行，利用现有的液氨储存存设备，投资进一步减少。
4.2.3 催化剂
SCR工艺普遍采用氧化钛基催化剂，载体TiO2含量约80%～90%，主要活性材料V2O5含量约1%～2%，其他化学成分（WO3或MoO3）约占3%～7%。本工程拟用蜂窝式催化剂。不同型式催化剂的物理特性比较见表5。
4.2.4 SCR装置烟气旁路设置分析
国内外大多数SCR供货商所设计的系统不设置SCR旁路，因为：在锅炉任何运行条件下，锅炉烟气穿过催化剂是可以接受的，只是在SCR喷氨运行状态下，需严格遵守SCR最高运行温度和SCR最低运行温度限制。如果不运行脱氮系统，仅停止喷氨即可。
因此，SCR装置可不设置烟气旁路。本工程按不设置烟气旁路设计。
5 结束语
根据可行性分析结果，本工程采用方案一的改造方案。改造后既可以实现NOx减排，在低氮燃烧器改造的同时，布置燃尽风喷口设计为具有上下和水平摆动功能，从而有效防止炉膛出口过大的旋转残余和避免炉膛出口之后左右两侧烟气量偏差过大；下部二次风采用不等切圆的偏转二次风系统，防止锅炉水冷壁的结渣和高温腐蚀等。解决锅炉目前存在的汽温不足及燃烧器磨损严重等问题。
在进行SCR脱硝改造的同时，对锅炉现有空预器进行改造，本工程因该炉引风机、增压风机有余量不需要改造。锅炉钢架、锅炉基础和电除尘器校核计算及补强等工作。
#5炉烟气脱硝改造完成后，实测NOx排放为80--120 mg/m3，每年的最大减排量可以达到 2100 t，具有良好的环保和社会效益。
[1]参考文献：GB 13223―2011， 火电厂大气污染物排放标准.
汽轮机与燃气轮机
正弯静叶和直叶静叶透平级气动性能的对比分析王建录 孔祥林 刘网扣 崔琦 张兆鹤 (5)
300MW机组低压转子叶片断裂的故障诊断及振动分析范春生 (10)
弯叶片对压气机静叶根部间隙泄漏流动的影响杜鑫 王松涛 王仲奇 (16)
自动控制与监测诊断
直接型自适应模糊控制器的设计及其在汽温控制中的应用牛培峰 孟凡东 陈贵林 马巨海 王怀宝 张君 窦春霞 (22)
锅炉燃烧系统的自适应预测函数控制王文兰 赵永艳 (27)
循环流化床锅炉汽温自抗扰控制器的优化设计王子杰 黄宇 韩璞 王东风 (31)
无
环保型火电机组与创新型环保装备研讨会征文 (30)
投稿须知 (F0003)
贺信陆燕荪 (I0001)
书法作品 (I0002)
热烈祝贺《动力工程学报》出版发行 (I0003)
环境科学
石灰浆液荷电雾化脱硫的化学反应动力学研究陈汇龙 李庆利 郑捷庆 赵英春 王贞涛 陈萍 (36)
介质阻挡放电中烟气相对湿度对脱硫脱硝的影响尹水娥 孙保民 高旭东 肖海平 (41)
石灰石煅烧及其产物碳酸化特性的试验研究尚建宇 宋春常 王春波 卢广 王松岭 (47)
气相沉积制备V2O5-WO3/TiO2催化剂及其脱硝性能的研究杨眉 刘清才 薛屺 王小红 高英 (52)
基于铁矿石载氧体加压煤化学链燃烧的试验研究杨一超 肖睿 宋启磊 郑文广 (56)
新能源
1MW塔式太阳能电站换热网络的动态模拟李显 朱天宇 徐小韵 (63)
能源系统工程
三电平变频器水冷散热器温度场的计算与分析石书华 李守法 张海燕 逯乾鹏 梁安江 李建功 (68)
基于结构理论的燃料价格波动对火电机组热经济性的影响研究王文欢 潘卫国 张寞 胡国新 (73)
材料科学
核级管道异种钢焊接缺陷的性质、成因及解决对策
（火用）分析与锅炉设计董厚忱 (1)
邹县发电厂6号锅炉再热器热偏差的改造措施刘恩生 吴安 胡兴胜 曹汉鼎 (6)
中储式制粉系统锅炉掺烧褐煤技术的研究马金凤 吴景兴 邹天舒 冷杰 陈海耿 (14)
锅炉燃烧调整对NOx排放和锅炉效率影响的试验研究王学栋 栾涛 程林 胡志宏 (19)
循环流化床锅炉3种典型布风板风帽阻力特性的试验冯冰潇 缪正清 潘家泉 于忠义 张民 郑殿斌 (24)
裤衩腿结构循环流化床锅炉床料不平衡现象的数值模拟李金晶 李燕 刘树清 岳光溪 李政 (28)
锅炉在线燃烧优化技术的开发及应用梁绍华 李秋白 黄磊 鲁松林 赵恒斌 岑可法 (33)
通过煤粉浓缩预热低NOx燃烧器实现高温空气燃烧技术的研究张海 贾臻 毛健雄 吕俊复 刘青 (36)
两类过热器壁温分布特性的仿真研究初云涛 周怀春 梁倩 (40)
富集型燃烧器的原理与应用杨定华 吕俊复 张海 岳光溪 徐秀清 (45)
基于机组负荷-压力动态模型的燃煤发热量实时计算方法刘鑫屏 田亮 曾德良 刘吉臻 (50)
一种多层辐射能信号融合处理的新算法杨超 周怀春 (54)
无
《动力工程》2007年第6期Ei收录论文 (27)
中国动力工程学会透平专委会2008年度学术研讨会征文 (63)
中国动力工程学会第四届青年学术年会征文 (116)
中国动力工程学会第八届三次编辑出版工作委员会代表工作会议在哈尔滨举行 (141)
中国动力工程学会编辑出版工作委员会 期刊联合征订 (168)
投稿须知 (F0003)
《动力工程》 (F0004)
汽轮机和燃气轮机
跨音轴流压气机动叶的三维弯掠设计研究毛明明 宋彦萍 王仲奇 (58)
喷雾增湿法在直接空冷系统中的应用赵文升 王松岭 荆有印 陈继军 张继斌 (64)
大直径负压排汽管道系统内流场的数值模拟石磊 石祥彬 李星 周云山 (68)
微型燃气轮机向心透平的设计和研究沈景凤 姚福生 王志远 (71)
自动控制与监测诊断
基于Rough Set理论的典型振动故障诊断李建兰 黄树红 张燕平 (76)
提高传感器故障检测能力的研究邱天 刘吉臻 (80)
工程热物理
自然样条型弯叶片生成方法及其在冷却风扇中的应用王企鲲 陈康民 (84)
基于高速立体视觉系统的粒子三维运动研究张强 王飞 黄群星 严建华 池涌 岑可法 (90)
垂直管密相输送的数值模拟蒲文灏 赵长遂 熊源泉 梁财 陈晓平 鹿鹏 范春雷 (95)
采用不等径结构自激振荡流热管实现强化传热商福民 刘登瀛 冼海珍 杨勇平 杜小泽 陈国华 (100)
辅机技术
自然风对空冷凝汽器换热效率影响的数值模拟周兰欣 白中华 李卫华 张学镭 李慧君 (104)
加装导流装置的凝汽器喉部流场的三维数值模拟曹丽华 李勇 张仲彬 孟芳群 曹祖庆 (108)
环境科学
臭氧氧化结合化学吸收同时脱硫脱硝的研究——石灰石浆液吸收特性理论分析魏林生 周俊虎 王智化 岑可法 (112)
基于钙基吸收剂的循环煅烧／碳酸化反应吸收CO2的试验研究李英杰 赵长遂 (117)
煤粉再燃过程对煤焦异相还原NO的影响卢平 徐生荣 祝秀明 (122)
高碱灰渣烧结反应的化学热力学平衡计算俞海淼 曹欣玉 周俊虎 岑可法 (128)
直流双阳极等离子体特性的研究潘新潮 严建华 马增益 屠昕 岑可法 (132)
湿法烟气脱硫存在SO3^2-时石灰石的活性研究郭瑞堂 高翔 丁红蕾 骆仲泱 倪明江 岑可法 (137)
选择性催化还原烟气脱硝反应器的变工况运行分析董建勋 李永华 冯兆兴 王松岭 李辰飞 (142)
能源系统工程
世界与中国发电量和装机容量的预测模型史清 姚秀平 (147)
整体煤气化联合循环系统中采用独立或整体化空气分离装置的探讨高健 倪维斗 李政 (152)
通过联产甲醇提高整体煤气化联合循环系统的变负荷性能冯静 倪维斗 李政 (157)
桦甸油页岩及半焦孔结构的特性分析孙佰仲 王擎 李少华 王海刚 孙保民 (163)
含表面裂纹T型叶根应力强度因子的数值计算王立清 盖秉政 (169)
600MW机组排汽管道内湿蒸汽的数值模拟石磊 张东黎 陈俊丽 李国栋 (172)
额定功率下抽汽压损对机组热经济性的影响郭民臣 刘强 芮新红 (176)
汽轮机排汽焓动态在线计算模型的研究闫顺林 徐鸿 李永华 王俊有 (181)
扇形喷孔气膜冷却流场的大涡模拟郭婷婷 邹晓辉 刘建红 李少华 (185)
高速旋转光滑面迷宫密封内流动和传热特性的研究晏鑫 李军 丰镇平 (190)
微型燃气轮机向心透平的性能试验邓清华 倪平 丰镇平 (195)
微型燃气轮机表面式回热器的应力分析张冬洁 王军伟 梁红侠 曾敏 王秋旺 (200)
锅炉技术
大容量余热锅炉汽包水位的建模分析王强 曹小玲 苏明 (205)
新型内直流外旋流燃烧器流场特性的研究周怀春 魏新利 (210)
汽包锅炉蓄热系数的定量分析刘鑫屏 田亮 赵征 刘吉臻 (216)
吹灰对锅炉对流受热面传热熵产影响的试验研究朱予东 阎维平 张婷 (221)
自动控制与监测诊断
电站设备易损件寿命评定与寿命管理技术的研究 史进渊 邹军 沈海华 李伟农 孙坚 邓志成 杨宇 (225)
ALSTOM气化炉的模糊增益调度预测控制吴科 吕剑虹 向文国 (229)
应用谐振腔微扰法在线测量发电机的氢气湿度田松峰 张倩 韩中合 杨昆 (238)
激光数码全息技术在两相流三维空间速度测量中的应用浦兴国 浦世亮 袁镇福 岑可法 (242)
应用电容层析成像法测量煤粉浓度的研究孙猛 刘石 雷兢 刘靖 (246)
无
中国动力工程学会锅炉专委会2008年度学术研讨会征文 (237)
《动力工程》 (F0004)
工程热物理
油页岩流化燃烧过程中表面特性的变化孙佰仲 周明正 刘洪鹏 王擎 关晓辉 李少华 (250)
高温紧凑板翅式换热器稳态和动态性能的研究王礼进 张会生 翁史烈 (255)
神华煤中含铁矿物质及其在煤粉燃烧过程中的转化李意 盛昌栋 (259)
环境科学
温度及氧含量对煤气再燃还原NOx的影响孙绍增 钱琳 王志强 曹华丽 秦裕琨 (265)
电厂除尘器的改造方案原永涛 齐立强 张栾英 刘金荣 刘靖 (270)
湿法烟气脱硫系统气-气换热器的结垢分析钟毅 高翔 霍旺 王惠挺 骆仲泱 倪明江 岑可法 (275)
低氧再燃条件下煤粉均相着火温度的测量肖佳元 章明川 齐永锋 (279)
垃圾焚烧飞灰的熔融固化实验潘新潮 严建华 马增益 屠昕 王勤 岑可法 (284)
填料塔内相变凝结促进燃烧源超细颗粒的脱除颜金培 杨林军 张霞 孙露娟 张宇 沈湘林 (288)
灰分变化对城市固体垃圾燃烧过程的影响梁立刚 孙锐 吴少华 代魁 刘翔 姚娜 (292)
文丘里洗涤器脱除燃烧源PM2．5的实验研究张宇 杨林军 张霞 孙露娟 颜金培 沈湘林 (297)
锅炉容量对汞富集规律的影响杨立国 段钰锋 王运军 江贻满 杨祥花 赵长遂 (302)
循环流化床内污泥与煤混烧时汞的浓度和形态分布吴成军 段钰锋 赵长遂 王运军 王乾 江贻满 (308)
能源系统工程
整体煤气化联合循环系统的可靠性分析与设计李政 曹江 何芬 黄河 倪维斗 (314)
基于统一基准的整体煤气化联合循环系统效率分析刘广建 李政 倪维斗 (321)
采用串联液相甲醇合成的多联产系统变负荷性能的分析冯静 倪维斗 黄河 李政 (326)
超临界直流锅炉炉膛水冷壁布置型式的比较俞谷颖 张富祥 陈端雨 朱才广 杨宗煊 (333)
600MW超临界循环流化床锅炉水冷壁的选型及水动力研究张彦军 杨冬 于辉 陈听宽 高翔 骆仲泱 (339)
锅炉飞灰采样装置结露堵灰的原因分析及其对策阎维平 李钧 李加护 刘峰 (345)
采用选择性非催化还原脱硝技术的600MW超超临界锅炉炉内过程的数值模拟曹庆喜 吴少华 刘辉 (349)
一种低NOx旋流燃烧器流场特性的研究林正春 范卫东 李友谊 李月华 康凯 屈昌文 章明川 (355)
燃煤锅炉高效、低NOx运行策略的研究魏辉 陆方 罗永浩 蒋欣军 (361)
130t／h高温、高压煤泥水煤浆锅炉的设计和调试程军 周俊虎 黄镇宇 刘建忠 杨卫娟 岑可法 (367)
棉秆循环流化床稀相区传热系数的试验研究孙志翱 金保升 章名耀 刘仁平 张华钢 (371)
汽轮机与燃气轮机
汽轮机转子系统稳态热振动特性的研究朱向哲 袁惠群 张连祥 (377)
直接空冷凝汽器仿真模型的研究阎秦 徐二树 杨勇平 马良玉 王兵树 (381)
空冷平台外部流场的数值模拟周兰欣 白中华 张淑侠 王统彬 (386)
环境风对直接空冷系统塔下热回流影响的试验研究赵万里 刘沛清 (390)
电厂直接空冷系统热风回流的数值模拟段会申 刘沛清 赵万里 (395)
考虑进气预旋的离心压缩机流动的数值分析肖军 谷传纲 高闯 舒信伟 (400)
自动控制与监测诊断
火电站多目标负荷调度及其算法的研究冯士刚 艾芊 (404)
转子振动信号同步整周期重采样方法的研究胡劲松 杨世锡 (408)
利用电容层析成像法测量气力输送中的煤粉流量孙猛 刘石 雷兢 李志宏 (411)
工程热物理
气化炉液池内单个高温气泡传热、传质的数值模拟吴晅 李铁 袁竹林 (415)
环境科学
富氧型高活性吸收剂同时脱硫脱硝脱汞的实验研究刘松涛 赵毅 汪黎东 藏振远 (420)
酸性NaClO2溶液同时脱硫、脱硝的试验研究刘凤 赵毅 王亚君 汪黎东 (425)
湿法烟气脱硫系统中石灰石活性的评价郭瑞堂 高翔 王君 骆仲泱 岑可法 (430)
烟气脱硫吸收塔反应过程的数值模拟及试验研究展锦程 冉景煜 孙图星 (433)
不同反应气氛下燃料氮的析出规律董小瑞 刘汉涛 张翼 王永征 路春美 (438)
循环流化床锅炉选择性非催化还原技术及其脱硝系统的研究罗朝晖 王恩禄 (442)
O2／CO2气氛下煤粉燃烧反应动力学的试验研究李庆钊 赵长遂 武卫芳 李英杰 段伦博 (447)
生物质半焦高温水蒸汽气化反应动力学的研究赵辉 周劲松 曹小伟 段玉燕 骆仲泱 岑可法 (453)
蜂窝状催化剂的制备及其性能评价朱崇兵 金保升 仲兆平 李锋 翟俊霞 (459)
能源系统工程
基于Zn／ZnO的新型近零排放洁净煤能源利用系统吕明 周俊虎 周志军 杨卫娟 刘建忠 岑可法 (465)
IGCC系统关键部件的选择及其对电厂整体性能的影响——（3）气化炉合成气冷却器与余热锅炉的匹配高健 倪维斗 李政 椙下秀昭 (471)
IGCC电厂的工程设计、采购和施工成本的估算模型黄河 何芬 李政 倪维斗 何建坤 张希良 麻林巍 (475)
火电机组回热系统的通用物理模型及其汽水分布方程的解闫顺林 胡三高 徐鸿 李庚生 李永华 (480)
平板V型小翼各参数对风力机功率系数的影响汪建文 韩炜 闫建校 韩晓亮 曲立群 吴克启 (483)
部分痕量元素在油页岩中的富集特性及挥发行为柏静儒 王擎 陈艳 李春雨 关晓辉 李术元 (487)
核科学技术
核电站电气贯穿芯棒热老化寿命评定技术的研究黄定忠 李国平 (493)
国产首台百万千瓦超超临界锅炉的启动调试和运行樊险峰 张志伦 吴少华 (497)
900MW超临界锅炉机组节能方略初探李道林 徐洪海 虞美萍 戴岳 林英红 (502)
循环流化床二次风射流穿透规律的试验研究杨建华 杨海瑞 岳光溪 (509)
Z型和U型集箱并联管组流动特性的实验研究韦晓丽 缪正清 (514)
汽轮机和燃气轮机
裂纹参数对叶片固有频率影响的研究葛永庆 安连锁 (519)
不同翼刀高度控制涡轮静叶栅二次流的数值模拟李军 苏明 (523)
椭圆形突片气膜冷却效率的试验研究李建华 杨卫华 陈伟 宋双文 张靖周 (528)
自动控制与监测诊断
大机组实现快速甩负荷的现实性和技术分析冯伟忠 (532)
大型风力发电机组的前馈模糊-PI变桨距控制高峰 徐大平 吕跃刚 (537)
基于过程的旋转机械振动故障定量诊断方法陈非 黄树红 张燕平 高伟 (543)
采用主成分分析法综合评价电站机组的运行状态付忠广 王丽平 戈志华 靳涛 张光 (548)
电站机组数据仓库的建设及其关键技术蹇浪 付忠广 刘刚 中鹏飞 郑玲 (552)
撞击式火焰噪声信号的分形特性分析颜世森 郭庆华 梁钦锋 于广锁 于遵宏 (555)
工程热物理
冷却风扇变密流型扭叶片设计方法及其气动特性的数值研究王企鲲 陈康民 (560)
考虑进水温度的蒸汽喷射泵一维理论模型李刚 袁益超 刘聿拯 黄惠兰 (565)
双排管外空气流动和传热性能的数值研究石磊 邢苍 李国栋 陈俊丽 (569)
辅机技术
600MW汽轮机组再热主汽阀门阀杆的热胀及其影响时兵 金烨 (573)
温度和压力对旋风分离器内气相流场的综合影响万古军 孙国刚 魏耀东 时铭显 (579)
一种新型空气预热器及其性能分析李建锋 郝峰 郝继红 齐娜 冀慧敏 杨迪 (585)
横向风对直接空冷系统影响的数值模拟吕燕 熊扬恒 李坤 (589)
间接空冷系统空冷散热器运行特性的数值模拟杨立军 杜小泽 杨勇平 (594)
水轮机技术
减压管状态对混流式水轮机流场的影响梁武科 董彦同 赵道利 马薇 石峯 刘晓峰 王庆永 (600)
环境科学
循环流化床O2／CO2燃烧技术的最新进展段伦博 赵长遂 屈成锐 周骛 卢骏营 (605)
海水烟气脱硫技术及其在电站上的工程应用杨志忠 (612)
应用差分光谱吸收法监测SO2的固定污染源连续排放监测系统许利华 李俊峰 蔡小舒 沈建琪 苏明旭 唐荣山 欧阳新 (616)
溶胶凝胶法制备CuO／γ-Al2O3催化剂及其脱硝活性的研究赵清森 孙路石 石金明 殷庆栋 胡松 向军 (620)
N2气氛下活性炭的汞吸附性能周劲松 王岩 胡长兴 何胜 骆仲泱 倪明江 岑可法 (625)
准格尔煤灰特性对其从电除尘器中逃逸的影响齐立强 原永涛 阎维平 张为堂 (629)
能源系统工程
中国整体煤气化联合循环电厂的经济性估算模型黄河 何芬 李政 倪维斗 何建坤 张希良 麻林巍 (633)
以甲烷重整方式利用气化煤气显热的甲醇-电多联产系统高健 倪维斗 李政 (639)
关键词：物料循环量 燃料特性 循环倍率
中图分类号：TK229文献标识码： A
引言
物料循环量是循环流化床锅炉设计、运行中的一个非常重要的参数，该参数对锅炉的流体动力特性、燃烧特性、传热特性以及变工况特性影响很大。
物料循环量的定量表述一般采用三种方法。第一种方法采用循环倍率的概念，其定义如下：
R=FS/FC
R：循环倍率；
FS：循环物料量，kg/h；
FC：投煤量，kg/h；
采用循环倍率最大的优点是直观，计算比较方便，并可对循环流化床锅炉进行大致的分类，目前它被广泛地应用在循环物料量的定量描述中。但采用循环倍率的概念也有其不足之处，首先同一容量的锅炉由于燃煤品质不同，投煤量也不相同，这样在同样的固体颗粒循环量下循环倍率也不相同。其次，在采用脱硫剂时其物料循环量也与投煤量相比，则从概念上不尽合理。第三，由于许多燃用优质煤的循环流化床锅炉，需添加惰性物料，作为循环物料，而这一部分也与投煤量相关联，因此也不尽合理。所以近年来许多人采用第二种方法，即用单位床层面积上的物料循环量来直接描述，即GS。第三种方法是，确定的循环倍率为床内上升段中采用循环技术与不采用循环技术时的灰量之比。目前一般采用第一种和第二种方法。
上面所说的物料循环量主要是指外部物料循环量，即通过返料机构送回床层的物料量，实际上在循环流化床锅炉中，有很大的内循环量。内循环量主要取决于床内构件及流体动力特性。
下面讨论的物料循环量一般是指外部物料循环量。内循环物料量考虑起来比较困难，但内循环在提高脱硫、燃烧的效率方面，其影响与外循环基本上是相同的，对平衡床内温度的影响与外循环不尽相同，但有一点是非常明显的，即内循环增大后，外循环可以适当的降低一些。
在不考虑炉内燃烧脱硫时，循环倍率在实际锅炉中可根据各段的灰平衡以及分离器的效率来确定。
二、运行参数对确定物料循环量的影响
（一）燃料特性对确定物料循环量的影响
燃料特性对确定物料循环量有很大的影响。一般认为，对燃料热值高的煤循环倍率也高，但对挥发分高的煤，则可取较小的循环倍率。但这只是一个总的原则，由于各制造厂本身选取的循环倍率值相差甚大，目前很难给出一个适合各种类型锅炉的循环倍率值。但对于Circofluid型循环流化床锅炉，Bob等提出燃料发热量越高，灰分越低，水份越高，选取的循环倍率也越高。
（二）热风温度及回送物料温度对循环倍率的影响
热风温度变化时，如果循环物料的回送温度及循环倍率均不变，则床层温度会提高。如果考虑床层温度固定在脱硫最佳温度或某一定值时，此时应增加循环倍率，从而保持床温一定。
提高循环物料回送温度时，如果其他参数不变，则根据床内热量平衡，床层温度会提高，此时若要保证床层温度维持在一定值，则应提高循环倍率。
三、物料循环量的变化对运行的影响
（一）物料循环量对燃烧的影响
物料循环量增大时对床内燃烧的影响，主要体现在一下几个方面。首先是物料循环量增加，使理论燃烧温度下降，特别是当循环物料温度较低时尤为如此。其次，由于固体物料的再循环而使燃料在炉内的停留时间增加，从而使燃烧效率提高。当然如果燃烧效率已经很高，再增加循环物料量对燃烧效率的影响就会很小。第三，物料循环使整个燃烧温度趋于均匀，相应的也降低了燃烧室内的温度，这样使脱硫和脱硝可以控制最佳反应温度，但对于冉阿少则降低了反应速度，燃烧处于动力燃烧工况。
（二）物料循环量对热量分配的影响
当循环物料回送温度低于550℃时，省煤器应布置在分离器的前后，当回送温度大于550℃时，省煤器可单级布置于分离器之后，回送温度低于730℃以前，对过热器的影响不很明显，过热器仅需双级布置；但当回送温度大于730℃以后，过热器经常布置成三级，其中一级布置在分离器后的对流竖井中；当回送温度上升时，炉膛部分的吸热增加；当回送温度高于850℃时，对流区段也就不复存在。
（三）物料循环量与变负荷的关系
对于循环流化床锅炉，改变循环倍率即可满足负荷变化的要求。降低循环倍率可使理论燃烧温度上升，从而可以弥补由于在低负荷时相当于正常负荷时过大的水冷壁受热面而造成的烟气过度冷却。同时，也可以降低水冷壁的传热系数，从而使炉膛出口温度不变。在正常负荷下，保持循环倍率设计值运行，随着负荷的下降，循环倍率也随着下降，到达到1/3~1/4负荷时，循环流化床锅炉按鼓泡流化床方式运行，物料循环量为零。此时可以保证汽温、汽压在允许的范围内。只要适当调节物料循环量，循环流化床锅炉就有很好的负荷适应能力和良好的汽温调节性能。
（四）物料循环量对脱硫、脱硝的影响
在循环流化床锅炉中，Ga/S摩尔比一般为1.5~2.0。在循环物料中部分是未与SOX反应的CaO颗粒，因此物料循环量增加，则送入床内的CaO量也随之增加，这样就会使脱硫率增大。如果脱硫率一定，则Ga/S摩尔比明显的降低。
固体物料在炉内循环，使炉内的碳浓度增加，从而加强了NO与焦炭的反应，并使NO排放量下降。固体颗粒物料循环量的变化还会对循环流化床的流体动力特性，如固体颗粒浓度分布、压力分布，固体颗粒在炉内的停留时间以及壁面热流浓度，传热传质特性等影响。
四、有利循环倍率的确定方法
在循环流化床锅炉中，固体颗粒物料循环量增加，会使锅炉的燃烧效率、脱硫效率提高。由于床内固体颗粒浓度增加也会使传热系数增加，同时物料循环量的变化会影响床内的稀、浓相的热量平衡及热量分配，但同时物料循环量的增加又会增加床层总阻力，增加风机电耗。如果在固体颗粒循环回路中还布置有直接冲刷的管束，则物料循环量增加还会使磨损的可能性增大。所以说，有利的循环倍率应该是考虑了燃烧、脱硫、脱硝、传热、热平衡、风机能耗、磨损等因素的一个综合参数。
参考文献：
1、罗传奎，骆中泱、李绚天等。循环流化床最优循环倍率的确定。中国工程热物理年会。94年燃烧学术会议论文集。
2、温龙，李军。大容量循环床锅炉设计初探。动力工程。1991.Vol.11.No2:1
