锅炉脱硝氨逃逸(一)
浅谈火电厂脱硝氨逃逸率的控制与影响
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浅谈火电厂脱硝氨逃逸率的控制与影响 作者：刘贝
来源：《科学与财富》2015年第04期
摘 要：随着社会的发展，环保问题越来越被重视，国家对火电厂NOx排放标准也上升到了新高度，高标准也就促使火电厂烟气脱硝装置的安装，但是脱硝装置投入后带来的问题也无可避免。本文主要结合个人工作中的经历来探讨脱氨逃逸率在运行中的控制方法，并分析一下氨逃逸率对机组设备安全和经济性效益的影响。
关键词：烟气脱硝；氨逃逸率；设备安全；经济性
当前国家对环境保护提出了高标准，越来越多的火力发电厂采用烟气脱硝装置来减少NOx气体的排放，脱硝所用的还原剂主要采用的是液氨，所以在还原过程中不可避免的就会出现过多的还原剂剩余而带来的氨逃逸率，不仅给设备和机组带来了伤害，同时也会造成经济性上的影响。
1 烟气脱硝系统【锅炉脱硝氨逃逸】
我厂三期2×630MW机组都安装了烟气脱硝装置，装置布置在尾部烟道省煤器出口至空 气预热器进口前，采用干法脱硝工艺，以尿素作为还原剂，加装催化剂进行选择性催化还原法（SCR）对燃烧后的烟气进行脱硝处理，降低NOx的排放。
1.1 SCR法原理及流程
SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性的与NOx反应生成N2和H2O，主要反应如下：
SCR脱硝系统包括催化剂反应器、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。因为我厂是燃煤锅炉，烟气中含尘量比较大，所以催化剂分三层被安装在反应器的箱体内，垂直布置，烟气自上而下流动，而尿素溶液被热风雾化后经过喷射系统进入反应器。
采用该种脱硝工艺和布置方式，优点就是脱硝效率高，烟气温度高也满足催化剂的反应要求，但是缺点就是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求高，投资和操作费用大，增加了成本，同时也存在着NH3的泄露问题。
1.2 参数设计及主要偏差因素
锅炉脱硝氨逃逸(二)
控制脱硝氨逃逸的技术措施
控制脱硝氨逃逸的技术措施
氨气和三氧化硫反应生成硫酸氢氨。硫酸氢氨在温度180～200℃的环境中呈“鼻涕”状的粘性物，因此在空预器高温段和低温段处烟气中的灰尘在该处容易和硫酸氢氨一块极易粘附于空预器换热面上，使空预器换热元件脏污， 空预器的换热效果，使排烟温度升高，锅炉效率降低。为减少脱硝装置运行时对锅炉的影响，控制硫酸氢氨的生成量就显得尤为重要。生成硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中氨气、SO3及水含量有关。对于实际运行的火电机组，锅炉烟气中SO3及水的含量无法控制。因此，必须严格控制氨的逃逸率，特制订本措施作为运行调整及事故处理的操作技术指导。
1. 正常运行中严格控制氨的喷入量，防止氨气过量而造成氨逃逸，正常情况下应控制氨逃逸率不超过3ppm。【锅炉脱硝氨逃逸】
2. 锅炉正常运行中通过开大低氮燃烧器燃烬风风门开度降低SCR脱硝装置入口NOx指标，从而达到即满足环保要求，又减少了喷氨量。
3. 正常运行中脱硝出口氮氧化物排放不能低于60mg/m3,AB两侧偏差不大于15mg/m3。
4. 保持催化剂的活性。SCR脱硝催化剂的寿命一般在5～6年，因此SCR脱硝装置运行一段时间后，催化剂活性会逐渐衰减，脱硝效率将会降低，氨逃逸率将会增加。SCR脱硝装置设计均为2＋1方式，当脱硝效率达不到设计值或不能满足国家环保排放要求时，为确保锅炉的安全运行，就必须对催化剂进行清洗或安装备用层
催化剂。
5. 加强脱硝装置CEMS的维护工作，确保脱硝进、出口NOx数据的准确性，为运行人员提供可靠的调整依据。
6. 对每日的耗氨量进行比对，避免有过量喷氨情况。
7. 加强空预器进、出口差压的监视，发现空预器进、出口差压增大时及时减少喷氨量，增加空预器低温段的吹灰次数。
锅炉脱硝氨逃逸(三)
氨逃逸在线检测技术在火电厂SCR脱硝的应用
氨逃逸在线检测技术在火电厂SCR脱硝的应用
【摘要】选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术在目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。为控制脱硝过程中氨的使用及保护设备，必需监测SCR出口的氨逃逸量。本文通过对氨逃逸在线连续检测技术原理的分析，以某电厂脱硝装置为例，探讨了利用可调谐二极管激光光谱吸收法检测氨逃逸量的在线检测仪表在火电厂SCR脱销的应用。结果表明，采用该测量方法能够准确可靠的检测氨逃逸量，为电厂的安全和高效运行提供保障。
【关键词】火力发电厂；烟气脱硝；氨逃逸检测；选择性催化还原
Abstract： Flue gas denitrification technology based on Selective catalytic reduction （SCR） is currently one of the mainstream technologies in the world. In order to protect equipment and control the using of ammonia， we need to monitor the ammonia escape in the SCR outlet. This paper discusses the principles of the continuous detection of ammonia escape. Using a SCR unit as an example， we discuss the application of ammonia escape online detection instrument based on tunable diode laser absorption spectroscopy （TDLS） method in thermal power plants. The results show that we can derive accurate and reliable ammonia escape detection by using TDLS， and then provide protection and efficiency for the plant .
Keywords： Thermal Power Plant， Flue gas denitration， ammonia escape detection SCR.
一、SCR脱硝技术简介【锅炉脱硝氨逃逸】
随着我国社会和经济的不断发展，我国发电装机容量不断提升，同时也带来了严峻的环保压力。目前我国火电厂环保措施主要集中于脱硫处理，而在控制NOx排放方面则刚刚起步，与世界先进国家相比尚有很大差距。
在目前应用的火电厂锅炉脱硝技术中，选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction， SCR）法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，也是目前我国火电厂烟气脱硝主流技术之一[1]。
SCR脱硝技术的主要原理是NH3和NOx在催化剂作用下使NOx还原生成N2和H2O。SCR反应器的安装位置选择在燃煤锅炉的省煤器和空预器之间，进入反应器的烟气温度为320～420℃。锅炉省煤器出口的烟气与氨气混合后进入SCR反应器中脱除NOx，净烟气进入空预器。SCR脱硝效率可达到70-90%[1]，在催化剂上游的原烟气中喷入氨及其他适合的还原剂，利用催化剂将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，其脱硝反应过程如下：
4NO+4NH3+O2 →4N2+6H2O
锅炉脱硝氨逃逸(四)
浅谈火电厂脱硝氨逃逸率的控制与影响
摘 要：随着社会的发展，环保问题越来越被重视，国家对火电厂NOx排放标准也上升到了新高度，高标准也就促使火电厂烟气脱硝装置的安装，但是脱硝装置投入后带来的问题也无可避免。本文主要结合个人工作中的经历来探讨脱氨逃逸率在运行中的控制方法，并分析一下氨逃逸率对机组设备安全和经济性效益的影响。 关键词：烟气脱硝；氨逃逸率；设备安全；经济性
当前国家对环境保护提出了高标准，越来越多的火力发电厂采用烟气脱硝装置来减少NOx气体的排放，脱硝所用的还原剂主要采用的是液氨，所以在还原过程中不可避免的就会出现过多的还原剂剩余而带来的氨逃逸率，不仅给设备和机组带来了伤害，同时也会造成经济性上的影响。
1 烟气脱硝系统
我厂三期2×630MW机组都安装了烟气脱硝装置，装置布置在尾部烟道省煤器出口至空
气预热器进口前，采用干法脱硝工艺，以尿素作为还原剂，加装催化剂进行选择性催化还原法（SCR）对燃烧后的烟气进行脱硝处理，降低NOx的排放。
1.1 SCR法原理及流程
SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性的与NOx反应生成N2和H2O，主要反应如下：
SCR脱硝系统包括催化剂反应器、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。因为我厂是燃煤锅炉，烟气中含尘量比较大，所以催化剂分三层被安装在反应器的箱体内，垂直布置，烟气自上而下流动，而尿素溶液被热风雾化后经过喷射系统进入反应器。
采用该种脱硝工艺和布置方式，优点就是脱硝效率高，烟气温度高也满足催化剂的反应要求，但是缺点就是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求高，投资和操作费用大，增加了成本，同时也存在着NH3的泄露问题。
1.2 参数设计及主要偏差因素
结合实际设计所用的材料和流程，脱硝工程施工单位和我厂共同做出了一些运行中规定的参数要求和规定值，另外具体实际生产中遇到的问题对设计值也有所影响和冲击，需要不断地进行纠正寻找合理值。
1.2.1 参数设计要求
针对于脱硝工艺确定的一些参数要求：烟气温度、脱硝效率、氨逃逸率、脱硝系统进出口的NOx含量等。详细情况参加下表：
1.2.2 主要偏差因素
表一中给出的数据仅为脱硝系统安装时的设计值，对于实际安装和投入生产运行后往往很多都无法达到设计要求的，像催化剂、脱硝效率、脱硝系统进出口NOx含量、尿素溶液雾化热风温度、脱硝设备年运行小时数、氨逃逸率问题。
催化剂没有像设计中安装3层而是仅仅安装了中下两层，上层没有安装，另外寿命问题，因为催化剂价格的原因，我厂#6炉从11年底脱硝投入至今历时三年多均未更换过催化剂，催化剂严重老化，达到使用寿命上限。
脱硝效率从投入以来都无法达到设计值的80%，一方面是因为热控逻辑上测点的不准确造成的计算问题，另一方面确实是难以很好的控制住脱硝进出口的NOx含量来达到脱硝效率合格，所以运行中往往采用各种调整尽量降低进口NOx含量，但是出口含量又没有很好改观下，这样就会使效率计算值低于设计值。
尿素溶液在进入反应器前要经过热风雾化分解，我厂热风来源为热一次风母管来的接近300℃的热一次风经过电加热器加热到350℃以后在热解炉中对尿素溶液进行雾化分解，但是因为负荷、电加热器或是环境温度问题，造成热风温度偏低，甚至远低于设计值。
氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射入反应器，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸率，逃逸率是通过单位体积内氨含量来表示的。为了达到环保要求，往往需要一定过量的氨，所以也对应着会有一个合适的氨逃逸率值，该值设计为不大于3ppm，但是往往运行实际中偏大。
2 氨逃逸率的控制
要想控制好氨逃逸率，就必须要了解影响氨逃逸率的一些因素，才能从运行调整和设备上做出改变来控制氨逃逸率。
2.1 影响因素
在脱硝过程中由于氨的不完全反应，SCR脱硝过程中氨逃逸是难免的，逃逸率也会随着时间发生改变，主要有以下因素：
（1） 注入氨流量分布不均；
（2） 烟气温度；
（3） 催化剂老化，甚至寿命达到上限；
（4） 脱硝反应区堵塞；
（5） 尿素热解风温度偏低、风量偏小；
（6） 尿素溶液量；
（7） 燃烧波动；
（8） 人为因素。
以上因素主要是在运行调整中遇到的居多，对于设备上的其他因素在这里不给于过多探讨和研究了，主要是因为已经选定的设计好的脱硝工艺，就不做讨论了。
2.2 如何控制
（1）对于氨流量分布不均造成的逃逸率偏差，可以通过调整热解炉出口的调节阀分配去两侧反应器的量，或是就地手动调整去各反应器的手动门来矫正氨流量不均的问题，但是后者往往采用较少，比较麻烦，前者效果明显。
（2）烟气温度决定着催化剂的效果，进而影响着反应效果决定着逃逸率的大小。本脱硝工艺所选用的催化剂在300～420℃范围为最佳，所以要根据锅炉负荷和燃烧情况在满足的条件下维持烟气温度在最佳范围内，一旦因为负荷问题或是事故情况下要及时进行干预，保证烟气温度，除非达到脱硝保护逻辑设定的解列值除外。
（3）催化剂存在着使用寿命，一旦使用时间过长老化，催化效果就会差，脱硝反应也会变差，在为保证环保合格的情况下大量喷尿素就会造成氨逃逸率增加，所以当催化剂老化时要及时在停机大小修时进行更换，保证逃逸率合格的同时，也能更好做好环保。另外催化剂层数少了，要增加至设计值。
（4）燃煤锅炉，脱硝反应区处在高灰尘区，不可避免的会在反应区积累灰尘，积灰将会使反应变差，逃逸率增加。而炉本体的吹灰往往不会有很好的效果，所以我们就要在反应区另外增加吹灰器，我厂采用的是声波吹灰器，布置于催化剂层，但是吹灰间隔时间久，另外因为使用的是仪用压缩空气所以往往压力稍低，疏水不及时，造成声波吹灰器效果不好。可以增加吹灰次数；提高吹灰气源压力；经常性的对气源罐进行疏水；每次脱硝投入或是机组启动开启风烟系统前要先启动声波吹灰器；运行中也要检查吹灰器工作正常。 （5）尿素的雾化分解情况对于脱硝反应很明显，也直接决定着氨逃逸率，而尿素能否充分的雾化分解和热风温度及风量成正比关系。具体办法：对于热风温度，当风量足够时，可适当降低一些使经过电加热器后热风温度不太低，也可以通过提高热一次风温度；而对于热风风量，设计值是不低于3200 Nm3/h，必须严格执行，如果风量测点出现问题造成不准失去参考时要及时联系处理，保证风量不低于设计值，适当的在热风温度不低和一次风母管压力足够的情况下增加热风量。
（6）由于设计上采用的尿素溶液的浓度已经确定，在不改变尿素溶液浓度的情况下，运行人员就要调整好尿素溶液量，保证尿素能够充分雾化分解，进入反应区后不至于太多造成逃逸率过大，或是尿素不足带来环保不合格。
（7）当锅炉燃烧扰动时要及时根据脱硝反应器进口的NOx含量对尿素进行调整分配，防止氨逃逸率过大或是两侧偏差大，甚至因为调整不到位带来的环保超标问题。
（8）加强脱硝系统流程的培训和学习，使运行人员都要熟悉脱硝调整的手段，及时发现问题，针对具体问题具体解决，不要出现误操作，带来脱硝氨逃逸率过大和环保超标问题。
以上是一些针对具体问题在运行上可以采用的调整手段，但是对于具体手段可以做出的操作就是运行的常规性调整操作，可以参考各人自己的调整方法。
3 氨逃逸率的影响
烟气中不仅含有NOx气体，同时也存在着SO2，而我们的脱硫装置一般布置在引风机出口后烟囱前，所以在脱硝反应器内必然会存在大量的SO2气体。催化剂中的活性组分钒
在催化降解NOx的过程中，也会对SO2气体的氧化起到一定的催化作用，将SO2氧化成SO3，而反应生成的SO3与烟气中逃逸的氨反应生成硫酸氢铵和硫酸铵，其反应式如下：
生成的硫酸氢铵通常运行温度下，露点为147℃，它以液体的形式在物体表面凝聚或是液滴的形式分散于烟气中。液态的硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，在烟气中会黏附飞灰。同时，硫酸氢铵在低温下还具有吸湿性，当从烟气中吸水会对设备造成腐蚀，如果它在低温催化剂上形成，会造成催化剂部分堵塞，增大催化剂压降或是造成催化剂失效。
所以当氨逃逸率过大不好好控制的话会造成生成的硫酸氢铵过于量大，大量的硫酸氢铵以液态形式在烟气或是脱硝反应器及以后的空气预热器烟气侧换热面，不仅仅是会造成催化剂层的失效以及往后的烟气侧设备受热面堵塞，更会造成更大的严重问题，腐蚀设备降低寿命，增大设备出力，造成空气预热器堵灰，这些在我厂#6炉出现过多次问题，因为逃逸率过大造成的大量硫酸氢铵生成，使得当前脱硝调整难于控制经常造成环保超标，同时空气预热器的堵灰也带来了更多的问题，一次风机及引风机的出力增加和抢风失速问题，给运行带来了危机。
风机出力的增加带来了厂用电率的增加，高负荷时出力的不足造成负荷上的限制，影响机组效益。同时时有发生的抢风失速问题不仅给风机本身带来伤害，也增加了机组运行的不安全性，降低了经济效益。另外，脱硝区的硫酸氢铵的腐蚀和积累，不仅会恶化降低催化剂使用寿命，同时也会带来环保指标不合格的大问题，给机组运行带来了不确定性，进而影响机组的经济效益。
由此可以看出脱硝逃逸率控制的重要性，本身在环保合格的基础上降低逃逸率也可以减少尿素的有效使用量，尿素本身作为无毒的脱硝还原剂成本就很高，少用就可以带来了经济上的利益化。
4 结语
本文针对火电厂脱硝提出了一些自己在运行工作中如何控制氨逃逸率的建议，并结合实际中遇到的问题阐述了氨逃逸率控制对电厂运行中设备和经济性上的影响，肯定还有不足需要再探索再提升。
参考文献
[1] 大唐淮南洛河发电厂三期2×630MW发电机组集控运行规程[M].2013.
[2] 郑世南.火力发电厂烟气脱硝制氨区设备布置浅析[J].城市建设，2009，（55）：104.
[3] 马双枕，金鑫，孙云雪，崔基伟.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J].热力发电，2010，39（8）：13-15.
作者简介：
刘贝（1989-），男，毕业院校：南京理工大学，学历：大学本科，专业：热能与动力工程。
锅炉脱硝氨逃逸(五)
浅谈循环流化床锅炉脱硝超低排放技术路线
【摘 要】循环流化床锅炉实施超低排放标准时，由于燃烧特点不同于煤粉炉，脱硝的工艺可以不同于煤粉炉，从而使企业减少投资优化技术达到排放标准。 【关键词】循环流化床锅炉；脱硝；超低排放
【Abstract】Circulating fluidized bed boiler of ultra-low emission standards， the combustion characteristics different from pulverized coal boiler， the process of denitrification can be different from a pulverized coal furnace， so as to make the enterprise to reduce the investment optimization technology to achieve the emission standard.
【Key words】Circulating fluidized bed boiler；Denitrification；Ultra-low emission
1 国家形势
随着我国工业化进入到深水区，我国环境情况也在最近几年交易区有了很大的变化，京津冀雾霾影响着人的健康、城市的文明水平。十八大充分体现了以人为本的基本精神，将生态文明建设写入报告，并多次提及15次之多。2015年1月1日将执行新的《环境保护法》把环境保护提升到基本国策的高度。
我国国家环保部《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2014 对电厂锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值进行了明确规定。据统计，我国烟尘排放量的70%，二氧化硫排放量的90%，氮氧化物排放量的67%都来自燃煤。作为燃煤大户的火电厂贡献率比重最大，因此，治理电厂的污染物排放将变的尤为重要。本文主要对大型循环流化床锅炉的氮氧化物排放控制措施进行讨论。
2 传统上电厂燃煤锅炉在脱硝上采取的工艺
目前火电厂应用的脱硝手段有三种：低氮燃烧脱硝、选择性催化还原法（SCR）脱硝和非选择性催化还原法（SNCR）脱硝。低氮燃烧脱硝目前在300兆瓦以上新建机组都有应用，但脱除效率比较低，低氮燃烧技术能使电厂烟气中氮氧化物的浓度达到300～400毫克/立方米，在这种情况下，再利用SCR脱硝就可以达到100毫克/立方米以下。两者配合使用，催化剂的效率可达70%～80%，对于实现新标准的限值是比较可行的。
2.1 低氮燃烧技术
从氮氧化物的生成机理看，占氮氧化物绝大部分的燃料型氮氧化物是在煤粉的着火阶段生成的，因此，通过特殊设计的燃烧器结构以及通过改变燃烧器的风煤比例，可以将前述的空气分级、燃料分级和烟气再循环降低氮氧化物浓度的大批量用于燃烧器，以尽可能地降低着火氧的浓度适当降低着火区的温度达到最大限度地抑制氮氧化物生成的目的，这就是低氮氧化物燃烧器。目前主要有以下几种：
1）低过量空气燃烧；
2）空气分级燃烧；
3）燃料分级燃烧；
4）烟气再循环；
5）低氮氧化物燃烧器。
低氮燃烧技术优势。低氮燃烧技术是根据氮氧化物的生成机理，主要通过采用空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环和低氮燃烧器等方法降低煤粉燃烧过程中氮氧化物的生成量的技术。这类技术具有相对简单，投资、运行费用较低等特点，是经济、有效的技术措施，同时大幅度地降低二次循环污染。
2.2 SCR脱硝技术
在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。在日本、欧洲、美国目前约有300套装置，我国随着生态文明建设的要求，电厂锅炉使用SCR 方法已成为目前脱硝比较成熟的主流技术。
2.2.1 SCR法烟气脱硝原理
在催化剂作用下，向温度约280℃～420℃的烟气中喷人氨，将N0还原成N2和氮氧化物。由于该反应没有产生副产物，并且装置结构简单，适合于处理大量的烟气。
2.2.2 SCR烟气脱硝工艺的影响因素
催化剂、温度环境及空气流速无疑是SCR设计的三要素；当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。当前各种催化剂活性成分大部分为WO3和V2O5。如果反应区温度太低，催化剂的活性降低，脱硝效率下降，则达不到脱硝的效果。催化剂按温度分为三类：高温催化剂345℃～590℃、中温催化剂260℃～380℃及低温催化剂80℃～300℃。目前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度在315℃～400℃。除了温度的影响，空气流速对催化剂性能的影响也是重中之重，烟气在SCR反应塔中的空塔速度是SCR 的一个关键设计参数，烟气体积流量与SCR反应塔中催化剂体积比值， 反映了烟气在SCR 反应塔内的滞留时间的长短。烟气的空塔速度越大，其停留时间越短。一般SCR 的脱硝效率将随烟气空塔速度的增大而降低。
另外，根据锅炉烟气中的粉尘浓度大小，SCR布置可设计为高粉尘浓度的及低粉尘浓度的，这两种工艺特点将影响到工程的技术路线及造价，如何选择设计是影响脱硝效率及设备可靠性的主要因素。
2.3 SNCR脱硝技术
SNCR技术是目前世界上除SCR法外应用最多的一种脱硝技术，全世界大约有300套SNCR装置应用于电厂锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其他燃烧装置。该技术脱除氮氧化物的机理简单，在反应温度为850-950℃条件下，利用氨或尿素等还原剂分解成的自由基NH3和NH2，将氮氧化物@还原为N2和H2O。
SCR工艺具有不改变原有炉型、投资费用较低、工程建设周期短等优点，主要设备为溶解系统、混合系统、输送系统、喷射系统及控制系统。但是氨逃逸率高，脱硝效率低，所以为了克服这些缺点，国内外一些电厂常把SNCR技术和SCR技术组合在一起应用，以达到脱硝目标。 3 循环流化床锅炉在超低排放中的探索
3.1 循环流化床锅炉的燃烧特点
循环流化床锅炉是燃料范围适应性较大的低污染清洁燃烧技术。其具有燃烧温度低850～900℃、烟气中污染气体排放浓度低等优点，在当今日益严峻的能源枯竭和生态保护要求下，在我国得到了迅速的发展目前机组最大等级为600MW。
在锅炉燃烧过程中，氮氧化物的生成可分为温度型氮氧化物（包括快速温度型）和燃料型氮氧化物。
温度型氮氧化物是指燃烧过程中空气含的氮气，在高温下（1500℃以上）产生的氮氧化物，它随温度的升高而急剧生成。另外，氧气的浓度越高，氮氧化物的生成量就越高。综上所述，影响温度型氮氧化物的生成量，主要影响因素是温度、氧气浓度和停留时间。CFB炉的燃烧温度在850～900，所以基本上没有温度型氮氧化物的产生。
燃料型氮氧化物是指燃料中的N，在燃烧过程中氧化而生成的氮氧化物，而燃料型氮氧化物的生成量只占煤中N的产物的60%，其余大部分为N2和NH3，且燃料型氮氧化物的生成温度范围在600～800℃。由于燃烧中碳粒子的存在及NH3的生成，它们又是氮氧化物的良好的还原剂，特别是在850～950℃范围内。
根据上述分析，要想降低氮氧化物的排放量，一（下转第143页）（上接第100页）是要控制低温燃烧（CFB炉的燃烧温度在850～900℃，正是脱硫的最理想的温度范围）；二是要采用分级燃烧。所谓分级燃烧，就是让燃料在床层中空气（即一次风）稍微不足的条件下燃烧（称为一级燃烧），这时由于空气不足，一次风只能供部分燃料燃烧，产生大量碳粒和NH3与烟气混合，进而将氮氧化物还原成H2、N2，这时再在床层上方适当位置送入二次风，以保证氮氧化物的分解反应充分完成（称为二级燃烧）。CFB炉则很好的满足了这些要求，从而使烟气中的氮氧化物含量在40～150mg/m3（而同煤种的PC炉，则在300～450mg/m3）。
3.2 循环流化床锅炉脱硝工艺选择分析
1）对于循环流化床锅炉来说，燃烧温度在850～900，所以基本上没有温度型氮氧化物的产生，只有燃料型氮氧化物产生，经过多层燃烧的燃烧方式，有很好的抑制氮氧化物的生成的作用，使锅炉的排放值更低，增加全容量的SCR脱硝方式将会增加较高的成本，是不经济的选择。因此，大型循环流化床锅炉可优化完善二次风等燃尽风配风方式，将锅炉内部就将一次燃烧区的氮氧化物还原一部分，降低60%～70%，再安装一套SNCR脱硝装置，降烟气氮氧化物降低65%～70%，最终排放将满足超低排放标准50/mg/m3。
2）成本分析
通过对具有代表性的燃煤电厂进行的脱硝情况调研，认为新建烟气脱硝装置的初始投资成本主要由3个部分构成：（1）脱硝装置建设安装费用；（2）配风优化费用；（3）氨贮存和管道建设费用。后期运行时还将增加原剂购买费用。
2014年部分地区颁布的新标准规定重点区域的氮氧化物排放限值为50mg/m3，根据调研得到的相关数据对我国已运行电厂的烟气脱硝技术的投资费用进行了计算，每台锅炉SNCR装置费用约2000～3000万元，配风优化改造费用约1000～1500万元。
4 总结与展望
《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2014对火电厂氮氧化物的排放已做出严格限制规定，部分省针对区域的污染情况及经济发展情况，又制定了更严格的排放标准――超低排放，因此企业的环保排放不但要满足国家标准更要符合产业政策，相对于以前的粗放型、污染型经济已经不满足现在的社会形势。企业要想生存、要发展就必须考虑环保要求，企业不管是建设新项目还是对原有的设备进行改造，一定要有前瞻性，而对于大型的循环流化床锅炉电厂来说，一方面改造要有效果，另一方面，改造的投入要合理，采用优化二次风加SNCR的改造方式，是利用锅炉燃烧特性的一种方式，能够满足使用要求，并为企业节约大量资金。
[责任编辑：刘展]
锅炉脱硝氨逃逸(六)
火电厂脱硝运行常见问题分析
【摘 要】我国空气环境污染物中氮氧化合物占主要成分，氮氧化合物主要是电厂燃煤火力发电机排放的，因此电厂的脱硝装置非常重要，关系着空气的质量，影响着人们的健康。本文作者结合工作经历，对电厂脱硝运行中常见的问题进行简要分析。 【关键词】电厂脱硝；氨逃逸；“爆米花”灰
烟气脱硝是火电厂控制污染排放的重要手段，是在烟气脱硫之后的又一重要领域。火电厂中氮氧化合物排放是空气污染的主要来源，因此掌握电厂脱硝原理，掌握脱硝技术对改善环境质量，加强电厂运营具有重要意义。
1 电厂脱硝原理
电厂燃烧产生的氮氧化合物主要是一氧化氮和二氧化氮，这些氮氧化合物在空气中与雨水融合后会生成硝酸雨，酸雨对建筑、环境、人类健康具有巨大危害，造成一定的经济损失，所以电厂脱硝处理非常重要。电厂脱硝原理主要是对燃烧的预处理、燃烧时技术改进以及燃烧后处理。燃烧前处理主要是脱氮处理，减少燃烧物中的含氮量，进而减少产生的氮氧化合物产物。燃烧技术分为很多种，有低氧燃烧、废气循环燃烧、注入蒸汽式、二次燃烧等，在燃烧过程中降低氮氧化合物的含量。燃烧后处理主要是烟气脱硝，也就是说在燃烧中产生的氮氧化合物进行处理。
2 常见的几种脱硝技术
2.1 选择催化还原技术
选择催化还原技术又叫SCR技术，是当前使用相对较为广泛的技术方法。该技术的主要特点是不产生副产物，不会导致二次污染，装置结构相对简单，脱硝效率能够达到90%以上，安全可靠，维护方便等。[1]SCR技术的原理是在使用催化剂的前提下，将温度升高到280～420℃之间，在烟气中喷入还原剂氨气，将氮氧化合物还原成氮气和水。选择催化还原技术是20世纪90年代发明的，在日本、英国、德国等广泛应用。此前，我国也主要应用该技术进行烟气脱硝，主要的设备设施都是进口的，技术也是从国外引进的。[2]
2.2 SNCR技术
SNCR技术与选择催化技术方法相似，主要是在高温条件下向烟气中喷射氨气或尿素等还原剂，将一氧化氮还原成氮气，其脱硝率一般可达到30%到50%。在还原剂选择方面，也有在尿素中添加碳酸氢氨作为还原剂原料的做法，主要是作为一种增强剂，这种方法也叫脱一氧化氮法，是由浙江大学研究出来的，也叫NOxOUT法。与SCR技术相比，SNCR技术中的还原剂选择尿素具有以下优点：尿素不易挥发，自身无毒，是一种性质稳定的固体，运输和储存要比液氨更加方便和安全。SNCR技术具有较高的经济优势，该技术能够以最低改造成本满足国家火力发电厂现阶段氮氧化合物排放控制的要求，在现代中小型锅炉脱硝技术中发展前景较为广阔。
2.3 低氮氧化合物燃烧器脱硝技术
低氮氧化合物燃烧技术原理主要是根据氮氧化合物生产的机制，通过燃料分级、燃烧空气分级燃烧、烟气再循环、低氮氧化合物燃烧器等方法，主要是通过减少燃烧中氮氧化合物的生成来实现脱硝的。该技术的主要优点是方法简单，投资成本较小，运行维护的费用相对较低，是一项经济、实用、效果较好的技术。该技术能够对大部分的锅炉和煤种进行设计优化和改造，而且改造效果较好，大幅度的减少循环污染，从长远发展角度来讲，该技术比较适合我国目前电力行业发展的状况，具有相当广阔的发展前景。
3 SCR技术中常见问题及处理
下面结合本人的工作经历（广西防城港电厂，2*630MW），列举一些脱硝系统运行中会碰到的问题和解决方法。
3.1 氨逃逸值不准
氨逃逸值准确性一直是火电厂脱硝系统的普遍问题，影响测量的有以下几方面原因：取样烟气代表性、测量方式的影响、测量仪表准确性等。
我厂原先的氨逃逸表为斜对角安装，从运行情况看，测点位置流经的烟气不具备代表性，导致测量值不准确，无法作为运行喷氨量调整的依据。而喷氨不均匀，氨逃逸高，生成的NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质，会附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性，同时还会对下游设备造成危害，堵塞空预器。为此，必须设法解决氨逃逸值的测量问题，提高准确性。
经过对多家电厂进行考察，决定采用烟道对穿的方式，使用英国仕富梅的仪表。设备投运后，其测量值基本能够反映喷氨情况，喷氨量与氨逃逸值趋势一致，实时性较好，没有测量滞后。当然，要想提高准确性，必须要增加取样点的数量，从实际效果看，测点越多，测得的数据就越具有代表性，但投资也会成倍提升。
3.2 催化剂堵塞
催化剂堵塞的原因有很多：烟道进水受潮、吹灰效果差、吹灰器有死角、大颗粒灰（俗称爆米花灰）堵塞，以及流场不均匀等，均会造成催化剂的积灰堵塞。
而我厂除了流畅不均匀外，其他可能造成催化剂堵塞的原因都碰到了。由于烟道焊接质量不良，催化剂层进水受潮，再加上吹灰器死角及“爆米花”灰的堵塞，造成我厂约有15%的催化剂模块堵塞。脱硝效率下降10%左右，氨逃逸从2ppm上涨到4ppm。而且未堵塞的模块也会因烟气流速上升而加剧磨损和失去活性。因此堵塞催化剂的清理工作迫在眉睫。
根据厂家的建议，先拆除催化剂表面的防护网，清理掉表面的积灰，然后用大功率吸尘器，吸走催化剂孔洞内的浮灰，再使用压缩空气对催化剂的正、反两面进行反复吹扫。经过处理后，效果仍不明显，原因是孔洞内的灰已板结，无法清理，如使用工具会造成催化剂脆弱的结构破损。最终，我们聘请专业的催化剂再生公司，对催化剂进行化学方式的清堵（注：不是活性再生）。清堵完成后，我们又进行了喷氨优化实验，使喷氨更均匀。系统投运后，脱硝效率恢复到堵塞前的水平，烟气阻力降低，氨逃逸下降到3ppm以下，效果明显。
3.3 液氨管道堵塞
我厂脱硝系统投运1年多以来，液氨蒸发器入口调节门频繁堵塞，解体检查除了有油泥外，还有锈蚀物、化学结晶物等等。经过分析，我厂今年负荷不高，蒸发器液氨进口调节门长时间处于小开度状态（10%以内），而该调节门整个阀芯的长度仅为2厘米左右，在微小开度下，设备、管道内的锈蚀物、液氨生产过程中遗留下来的油泥等杂质，很容易在此处沉积，造成堵塞。查明原因后，我们采取了一系列措施。很大程度上降低了堵塞的频率：
（1）对液氨储罐进行定期排污。
（2）加强液氨进厂前的化学监督工作，避免使用不合格、杂质成分多的液氨。
（3）在液氨管道上装设滤网，定期清理。
4 结语
电厂脱硝系统是火力发电厂重要的环保设施之一，自从我国颁布实行更严格的火电厂烟气污染物标准后，SCR脱硝技术进一步得到发展。而前期投运脱硝装置的火电厂，普遍都面临着更换催化剂的巨额资金压力，因此催化剂的再生技术又得到了蓬勃的发展。相信随着环保标准的日益严格，火电厂的脱硝技术也会逐渐成熟、完善。
【参考文献】
[1]费俊，孙锐，张晓辉，张勇，孙绍增，秦裕琨.不同燃烧条件下煤粉锅炉 NO_x排放特性的试验研究[J].动力工程，2013（09）.
[2]伍昌鸿，李德暖，刘业雄，邱建平，杨顺强.300MW机组锅炉低氮燃烧的改[J].广东电力，2012（03）.
[责任编辑：许丽]
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