循环流化床锅炉烟气脱硝方案研究 武振兴
循环流化床锅炉燃煤电厂脱硝技术探析
罗彬源 （ 梅州市总量控制和环保考核办公室 广东梅州 ５ １ ４ ０ ７ １ ）
７ ０ ％ ， 且存在还原剂消耗量大 ， 氨逃逸 量较大易造成二次 污染 等
不足之处 。 ２ ． ３ Ｓ ＮＣ Ｒ — Ｓ Ｃ Ｒ 混 合 法
《 国民经 济和社会发展第 十二个五年规划纲要》 中明确提 出 ， 到２ ０ １ ５ 年， 全 国氮氧化 物排放量要 比 ２ ０ １ ０年降低 １ ０ ％以上 。从 “ 十二五 ” 前三年国家环保部公布的减排数据看 ， ２ ０ １ １ 年氮氧化物 排放量 同 比上升 ５ ． ７ ４ ％， ２ ０ １ ２年同 比下 降 ２ ． ７ ７ ％， ２ ０ １ ３ 年初 步核 定 同 比下降 ４ ． ７ ２ ％， 前 三年未达到时 间进度要求 ， “ 十二五 ” 后两 年氮氧化物减排形势严峻 。作为氮氧化物排放大户的燃 煤电厂 ， 担负着氮氧化物减排 的重任 。２ ０ １ １ 年颁 布的《 火电厂大气污染物 排放 标准 》 （ Ｇ Ｂ １ ３ ２ ２ ３ — ２ ０ １ １ ） 中， 要求 自 ２ ０ １ ４年 ７月 １日起 燃煤 电厂氮氧化物排放浓度必须控制在 ｌ Ｏ ０ ｍ ｇ ／ ｍ （ 现有循环 流化床机 组控制在 ２ ０ ０ ｍ ｇ ／ ｍ ３ ，新建循环 流化床机组控制在 １ ０ ０ ｍ ｇ ／ ｍ ３ ） ， 客 观上推动 了燃煤电厂脱 硝设施 的建设运营工作 。
３循 环流 化床锅 炉燃 煤机 组脱硝 工艺 的选 择
Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法 和 Ｓ Ｃ Ｒ法的最重要 的区别 在于 Ｓ Ｃ Ｒ法 采用 了催 化 剂， 而循环循环流化床锅炉燃煤机 组存 在几个不适 宜采用催化 剂 的特点［ ｓ ｌ ： 首先是循环循环流化床锅炉燃煤适应性广 ， 含硫 率相对 较高， 并且过量空气 系数较 高 ， 导致 Ｓ Ｃ Ｒ反应器催化 剂产 生的化 合 物易对下游设备产 生堵 塞 ， 影响整体 系统的连续运 行 ； 其次是 循 环循 环流化床 锅炉采用炉 内脱硫技术 ， 而作为脱硫剂的石灰石 在炉膛 内煅烧产 生氧化钙 ，氧化 钙细颗粒 物随着烟气进 入反应 器， 容易产生催化剂 中毒 ， 使催 化剂失效 导致脱硝效率 的降低 ； 此 外， 由于循 环流化床锅 炉的布置与煤粉 炉不 同， 锅炉尾部 省煤器 下部空间通 常不够来布置 Ｓ Ｃ Ｒ反应器 ， 空间相对不足 。 循 环流化床锅炉燃煤机组 由于其本 身的低氮燃烧技术优势 ， 要 确保氮氧化物稳定 达标 排放 ， 仅需 约 ３ ０ ％～４ ０ ％的脱硝效率 即 可， 而 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法 完全符合这个要求 。将 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ技术应用于循环流 化床锅炉燃 煤机组 ， 不 需要采用催化 剂 ， 投资和运行 成本得到很 好 的控 制 。由于 作为 还 原剂 的氨最 佳 反应 温 度 区为 ８ ０ ０ ￣ Ｃ一 １ ２ ５ ０ ｏ Ｃ， 而循环流化床锅炉燃煤机组运行 中炉膛温度基本控制在 ８ ５ ０ ￣ Ｃ ９ ５ ０ ％之 间 ， 刚好 处于 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的最佳 反应温度 区 ， 使得还 原剂 和烟气在短 时间内得到充分 混合 ，保 证 了 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的脱硝效 率 。综上所述 ， 循环流化床锅炉燃煤机组采用 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法脱硝技术 ， 即经济可行 ， 又可使烟气 中的氮氧化物得到有效 去除。
循环流化床锅炉脱硝技术方案设计(详)
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。
SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。
而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。
两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。
两种方法的化学反应原理相同。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。
应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。
SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。
表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要，中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。
循环流化床锅炉烟气脱硝工艺
４ Ｎ Ｈ ３ ＋ ４ Ｎ Ｏ＋０ ２ ４ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０
①
６ Ｎ Ｏ ２ ＋８ Ｎ Ｈ ３ ７ Ｎ ２ ＋１ ２ Ｈ ２ ０ ４ Ｎ Ｈ ３ ＋２ Ｎ Ｏ ２ ＋０ ２ ＿３ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０ 在反应条件改变时 ，还可能发生 以下副反应 ：
４ ＮＨ３ ＋３ ０ ２ ２ Ｎ ２ ＋６ Ｈ２ ０ ＋１ ２ ６ ７ ． １ ｋ Ｊ
系统主要 由脱硝反应系统 、氨制备及氨储运系统和其他
随着 国家对 大气 污染物排放标准 的修改 ，对氮氧化 辅 助设备组成 。其 中脱 硝反应系统 由Ｓ Ｃ Ｒ 反应 器 、烟气 物 （ Ｎ Ｏ ）的减 排要求 趋严 ，现在必须 借助脱 硝设备来 系统 、喷氨系统 、静态混合器 、催化剂等组成 。 减排达标 。按 照 目前循环流化 床锅 炉的市场存有量及其
未来市场发展 预期 ，其脱硝任务 量很大 。本文结合工 程 度在 １ ５ ０ ％ ～１ １ ０ ％的范 围 ，在其 锅炉尾 部段 省煤 器与
３ 工业烟气脱 硝方式及其在循环流化 床锅 炉上的 到３ ０ ０ ℃ ～４ ２ ０ ％后将烟气引 出，通过烟道送进脱硝反应
应 用
３ ． １ 脱硝技 术
器 ，当烟气进入Ｓ Ｃ Ｒ 反 应器进 口烟道 时 ，与设 置在进 口 烟道上的喷氨格栅喷人的氨 （ 经空气稀释后的氨 ，一般
工业 窑炉烟气 Ｎ Ｏ 的脱 除方 法有 多种 ，主要 分湿 法 浓度为５ ％ ）混合 ，其通过氨气／ 空气 混合器 的辅 助作用 和干法两 大类 ，湿法脱硝 主要有稀 硝酸吸收法 、碱性 溶 达到充分混合均匀 的 目的 ，再通过烟道 中的静态混合器
流化床锅炉机组也 已达５ ０ 余 台，超过 了世界上其他 国家
循环流化床锅炉烟气脱硝案例分析
循环流化床锅炉烟气脱硝案例分析摘要：SNCR脱硝技术是当今主流的火电厂烟气脱硝技术，本文针对循环流化床锅炉脱硝改造进行案例分析，对现场情况、脱硝方案选择、工程实施等环节进行了阐述，最后分析了该方案的实施为企业带来的环境效益。
关键词：循环流化床锅炉；烟气脱硝；选择性非催化还原（SNCR）煤炭是我国主要的能源，目前及今后很长一段时间，我国以煤为主的能源结构不会有根本的改变。
我国消费的煤炭中，70%以上是以燃烧方式消耗的，燃煤电站是主力军，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中NOx是人为NOx源的主要来源。
因此，实现NOx排放的有效控制，是实现国家减排任务的重要工作。
1 循环流化床锅炉在燃烧中的优点（1）燃料来源广泛，CFB锅炉独特的燃烧工作方式使得CFB锅炉几乎可以使用所有固体燃料并能够达到很高的燃烧效率。
这使得CFB锅炉能够充分利用劣质燃料，对我国能源的综合利用有着重要意义。
（2）高效脱硫脱硝。
向炉内投入石灰石等脱硫剂、向烟气中投入氨基脱硝剂可以达到深度脱硫与脱硝的目的。
（3）负荷调节范围广，CFB锅炉的负荷调节范围在30%～110%。
这非常适合用于热电厂或调峰电厂。
（4）灰渣综合利用效果好，CFB锅炉燃烧温度低，灰渣不会黏结和软化，活性好。
有利于灰渣的废物利用。
2循环流化床锅炉烟气脱硝案例分析2.1 企业烟气NOx排放现状某循环流化床锅炉电厂建有两台超高压、一次中间再热480t/hCFB锅炉，机组年发电量16亿kwh。
供电煤耗为379g/kwh，锅炉热效率为91%。
现需要对锅炉进行脱硝改造，存在问题如下。
（1）锅炉烟气尚未进行脱硝处理，经测量NOx排放约为80-150mg/m3；（2）场地受限，设备改造空间有限；（3）该电厂位于市区附近，人口较稠密。
2.2 脱硝改造设计该公司根据自身特点，结合现场实际情况，最终选择了SNCR脱硝工艺，其特点如下：在适合的温度窗口即高温区域（800～1100℃）均匀喷入氨水或尿素溶液来实现NOx的脱除。
大型循环流化床锅炉SNCR脱硝提效分析
大型循环流化床锅炉SNCR脱硝提效分析2016-04-06孟庆杭循环流化床发电SNCR 脱硝技术具有投资少、运行成本低、锅炉改运小等优势，在各类锅炉中得到应用。
循环流化床锅炉的旋风分离器在烟气的滞留时间、还原剂混合等方面均优于其他炉型。
本文以1150t /h 超临界循环流化床锅炉为模型，探讨选择合适的还原剂，提高脱硝效率，使烟气中NOx排放达到国家新限值的要求。
1脱硝效率影响因素分析还原剂种类、反应温度、反应时间、还原剂混合、氨氮比是影响循环流化床锅炉SNCR 脱硝效率的重要因素。
因此从这4 个方面探讨对SNCR脱硝效率的影响。
SNCR 脱硝系统的最佳反应条件是温度880～ 1100 ℃之间，反应时间大于0. 4 s。
分离器区域烟气温度在850 ～ 950 ℃之间，区域内温度基本保持不变。
经过实测和流场计算，烟气在分离器的平均滞留时间大于1 s，超过最佳反应停留时间0. 6 s，具备充分反应的条件，因此循环流化床锅炉旋风分离器进口烟道是最合适的还原剂注射点。
氨氮比与氨逃逸量是正比关系，即氨氮比增大时，脱硝效率提高，但氨逃逸量增大，并且脱硝效率的提高速率随氨氮比的增大而降低，因此提高氨氮比并不能从根本上解决SNCR 脱硝效率偏低的问题。
以下重点分析不同还原剂对脱硝效率及炉效的影响。
2SNCR 脱硝还原剂分析脱硝的还原剂均是含氮的物质，目前最为广泛的有液氨、氨水、尿素3 种。
液氨，分子式NH3，易溶于水，爆炸极限为16% ～ 25%，有毒，对人体有腐蚀性，应存储在专用库房，大量存放需要获得安监和消防部门许可。
作为还原剂优点: 以气体形式喷入，对炉后烟气流速和排烟温度影响最小，不会产生湿壁现象，对浇筑料无损伤; 以液体的形式储存，占用体积小。
缺点: 有毒、可燃、可爆，存储和使用安全防护高，存储罐和输运管道需要特别处理。
氨水即氨的水溶液，分子式NH3·H2O，容易挥发逸出，有一定的毒性。
其腐蚀性较强，储运、使用时有一定的操作安全要求，工业用氨水通常为20%或25%浓度。
生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术分析与应用
生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术分析与应用随着社会对环保越来越重视，锅炉烟气超低排放已经在全国范围内推广实行。
生物质直燃发电供汽过程中的氮氧化物排放不可忽略。
针对生物质直燃循环流化床锅炉SCR脱硝过程中烟气温度低、碱金属和飞灰含量高的问题，从SCR催化剂配方、脱硝反应器优化设计、脱硝系统集成优化和智能管理等几个方而开展研究，最终研究成果应用于130t/h高温高压生物质循环流化床锅炉。
实践说明，SCR脱硝系统能够将NOx排放水平控制在50mg/m3以下，脱硝效率超过80%氨逃逸浓度低于2.3mg/m3，满足超低排放要求。
20**年9月，某省印发《某省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》，提出到20**年底，现有地方热电厂必须按要求开展烟气超低排放改造，新建、改建机组必须同步建设烟气超低排放治理设施，到达超低排放限值要求，其中规定NOx的排放限值为50mg/m3。
在此规定下，生物质直燃供热发电厂也需要配套烟气超低排放治理设施。
多年来人们对生物质的认识一直存在误区，对于生物质燃料来说，除了最为显著的CO2零排放特性，人们往往认为生物质燃料具有较低的氮含量。
而实际上，大部分生物质中的氮含量为0.5%～1.5%，与煤炭中的氮含量大体相近。
生物质燃料在燃烧过程中不可防止的会排放氮氧化物，己经有较多的研究说明生物质在燃烧过程中的氮氧化物排放不可忽略。
但是生物质锅炉受燃料特性等因素的影响，烟气温度低、碱金属和飞灰含量高。
如果采用燃煤机组上常用的选择性催化复原法(SCR)+选择性非催化复原法(SNCR)深度脱硝法，催化反应温度不够，还容易出现催化剂中毒、脱硝装置堵塞磨蚀等问题，最终造成NOx排放超标。
针对这一问题，文中将从生物质锅炉烟气脱硝技术研究、工程实践与运行调整这3个方面开展阐述。
1生物质锅炉脱硝技术研究与应用***新嘉爱斯热电公司建有1台130t/h高温高压生物质循环流化床锅炉，配套25MW汽轮发电机组。
循环流化床锅炉脱硫脱销工程设计方案
×××××××××公司2台90T/H循环流化床锅炉脱硫、脱硝工程设计方案2014 年07月目录第一章总论 (1)1.1 概述 (4)1.2 项目建设的必要性 (4)1.3 工程条件概述 (5)1.3.1 厂址位置及自然条件 (5)1.3.2 设计参数（单台锅炉） (5)1.4 锅炉烟气脱硫、脱硝处理技术确定 (5)1.5 项目范围 (6)1.6 主要技术原则 (6)第二章工艺方案设计； (6)2.1 工艺设计说明 (6)2.1.1 设计原则 (6)2.1.2 工艺方案的确定 (6)2.1.3 执行的法规、标准和规范 (7)2.2 工艺原理及流程说明 (8)2.3 主要工艺设备一览表 (10)2.4 原料要求 (11)第三章装置布置设计 (11)第四章设备设计 (11)4.1 非标设备的设计制作 (11)4.1.1 执行的法规、标准和规范 (11)4.1.2设备的设计、制造、检验与验收 (12)4.1.3设备的设计原则和特点 (12)4.1.4设备材料的选用原则 (13)4.1.5结构设计 (13)4.2 主要设备的介绍 (13)4.3 定型设备的选型 (14)4.3.3 引风机 (14)第五章供电设计 (14)5.1 设计范围 (14)5.2 设计所依据的主要标准规范 (14)5.3 系统负荷 (14)5.4 主要设备选择 (15)5.5 电缆设施 (114)5.6 中性点接地方式及电压等级 (15)5.7 电气接线 (15)5.8 车间低压动力及照明 (15)5.9 环境特征 (15)5.10 主要用电设备选型 (16)5.11 低压用电设备的操作和保护 (16)5.12 检修电源 (16)5.13 照明 (16)5.14 配电线路 (16)5.15 防静电、防雷及接地 (116)5.16 主要节能措施 (17)5.17 电气主要负荷表 (17)第六章仪表及自动控制 (17)6.1 测量控制系统设置的原则 (117)6.2 自动化水平 (117)6.3 热工自动化功能 (118)6.4 热工自动化设备选择 (118)6.4.1 分散控制系统 (118)6.4.2 变送器 (19)6.4.3 执行器 (19)6.4.4 特殊仪表 (19)6.5 电源和气源 (19)6.5.1 电源 (19)6.5.2 气源 (20)6.6 仪表选型 (20)6.7 电缆敷设 (21)6.8 取压管线 (21)6.9 管件的连接形式 (21)6.10 防腐防爆防护措施 (21)6.11 标准规范 (21)第七章土建 (21)7.1 建筑结构 (21)7.1.2 溶液循环槽 (22)7.1.3 塔 (22)7.1.7 烟道支架 (22)7.2 标准图的选用 (22)7.2.1 地方标准图 (22)7.2.2 国家标准 (22)7.3 设计规范 (23)7.3.1 建筑规范 (23)7.3.2 结构规范 (24)7.4 材料 (24)7.4.1 混凝土 (24)7.4.2 钢材 (24)7.4.3 砖及砂浆 (24)7.5 建筑设计 (25)7.5.1 钢结构防腐 (25)7.6 结构设计 (25)7.6.1 荷载 (25)7.6.2 地基处理 (25)7.6.3 基础 (25)7.6.4 设备基础 (25)7.6.5 钢结构 (26)第八章环保、消防、安全及劳动保护 (26)8.1 环境保护 (26)8.1.1 设计依据 (26)8.1.2 本项目主要污染物排放 (26)8.2 消防 (27)8.2.1 设计依据 (27)8.2.2 设计原则 (27)8.2.3 工程的火灾危险性分析 (27)8.2.4 设计中采取的消防设施 (27)8.3 安全 (27)8.3.1 设计依据 (27)8.3.3 劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施 (28)8.4 劳动保护 (28)8.4.1 设计依据 (28)第九章生产组织及人员编制 (28)9.1 生产组织 (28)第一章总论1.1 概述本项目是×××××××××××××两台90t/h循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝工程项目。
循环流化床锅炉烟气脱硝工程设计方案解析
75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案一、项目概况1.1项目概述根据企业锅炉规模3台75t/h两用一备、烟气NO X的浓度≤200mg/Nm3及要求排放浓度≤100mg/Nm3的实际，为在保证排放浓度达标前提下，实现投资省、运行费用低，经过方案比选，推荐选择性非催化还原法（SNCR）作为脱硝工艺，还原剂选择氨水。
二、设计参数：三、SNCR脱硝部分4.1、脱硝设计原则：1、在业主给定的要求和条件下，综合考虑采用先进工艺、技术、设备、材料、投资经济性等因素，在确保烟气处理效果的前提下，以较少的投资，取得较大的社会、环境和经济效益；2、处理系统总体规划布局要合理、美观，流程顺畅、平面紧凑，节省用地；3、充分利用现有的条件和现有设备进行设计，尽量不影响生产，施工期要短；4、按现有场地条件设计脱硝系统，力求流程合理，操作维护简便；5、设备和材料具有运行稳定性和耐腐蚀性能。
6、为今后企业可持续性发展着想，选用的设备和材料具有实用性，价格适宜；脱硝工艺选用技术成熟、设备运行可靠，使用寿命较长（易损件除外）。
4.2、脱硝设计工艺：SNCR系统主要包括氨水及去盐水储存系统、在线稀释系统、喷射系统和电气控制系统四部分。
氨水及去盐水储存系统实现氨水及去盐水的储存功能，然后由在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放浓度情况在线稀释成所需的喷射量，送入喷射系统。
喷射系统实现各喷枪的氨水分配、雾化喷射和计量，还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求。
整套电气控制系统调节方便、灵活、可靠，在设备间、喷点现场及控制室均能联动控制。
氨水储存区与其它设备、厂房等要有一定的安全防火距离，并在适当位置设置室外防火栓，设有防雷、防电接地装置。
4.3、脱硝工艺简述本脱硝系统可用液氨、氨水和尿素做还原剂，考虑到客户对还原剂原材料的供应、运输、储存等因素，本项目拟设计采用氨水作为还原剂。
系统配置一套氨水储存系统，三台锅炉共用，氨水储罐上安装有液封防真空装置、排气氨吸收装置及超温保护喷淋冷却装置。
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循环流化床锅炉烟气脱硝方案研究武振兴
摘要：煤炭是我国的主要一次能源，2016年能源消费总量中煤炭占比高达62%。
我国的煤炭资源中，高灰分、高硫分、低发热量劣质煤占有较大比例，对劣质煤
进行资源化利用是我国能源和环境领域面临的难题之一。
循环流化床（circulating fluidized bed，CFB）锅炉由于具有极高的燃烧稳定性和广泛的燃料适应性，能实
现劣质煤的有效利用。
关键词：循环流化床；锅炉烟气；脱硝方案；研究
引言
燃煤电力行业多采用石灰石-石膏法、循环流化床法等以钙基为脱硫剂的传统
烟气脱硫技术，且基于超低排放政策的压力，电力行业已研究出多种脱硫增效技
术及改造路线，目前脱硫市场已趋于饱和。
1SCＲ脱硝技术
脱硝技术一般分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝和燃烧后脱硝。
燃烧后脱硝即
烟气脱硝，与NO的氧化、还原及吸附的特性有关。
SCＲ技术最早于上世纪70年代用于日本电站锅炉的NOx控制，其原理是把氨基还原剂喷入锅炉下游300～400℃的烟道内，在催化剂作用下，利用氨基还原剂的选择性将烟气中NOx还原
成无害的N2和H2O。
SCＲ是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是
新建机组还是在役机组改造，绝大部分燃煤锅炉都可以安装SCＲ装置。
典型的烟
气脱硝SCＲ工艺具有如下特点:
(1)脱硝效率可以高达90%以上，NOx排放浓度可控制到50mg/m3(标准状态，干基，6%O2)以下;(2)催化剂是工艺关键设备。
催化剂在与烟气接触过程中，受到
气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3～4年增加或更换一层催化剂。
对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属
元素，需要谨慎处理;(3)反应器内烟气垂直向下流速约4～4．5m/s，催化剂通道
内烟气速度约5～7m/s。
300MW机组对应的每台SCＲ反应器截面积分别约80～
90m2;(4)脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约700～1000Pa，需提高引风机压
头;(5)SCＲ系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的
逃逸氨气，二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵，易恶化空预器冷端的
堵塞和腐蚀，需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。
2选择性非催化还原技术脱硝原理
选择性非催化还原技术是将氨水等还原剂直接喷入炉膛内，在800～1050℃
的高温下与烟气中的NOx反应生成N2和H2O。
在无催化剂作用下，氨基还原剂
可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用。
NH3还原NOx的
主要反应:4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O。
不同还原剂有不同的反应温度范围，NH3
的反应最佳温度区间为850～950℃。
温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原
率降低;反应温度过低时，氨逃逸增加，不仅使NOx还原率降低，而且逃逸的氨
会造成新的环境污染。
为了确保锅炉烟气中NOx的脱除效果，选择从炉膛的上部
出口加入脱硝还原剂。
选择性非催化还原脱硝主要由稀氨水制备与存储系统、稀
氨水输送系统、控制分配系统、空气喷射系统、烟气系统、脱硝反应系统、电气
控制系统等组成。
采用合成氨生产过程中产生的稀氨水或液氨球罐上部的气氨按
相关安全规程用冷脱盐水在稀氨水储罐内配制的质量分数为10%～15%的稀氨水
作为脱硝还原剂，经稀氨水泵加压后送至氨水喷枪，利用0．5～0．7MPa的压缩空气将稀氨水雾化后喷入锅炉内与烟气中的NOx进行反应。
3中国烟气脱硫技术进展
中国对烟气脱硫技术的研究始于20世纪50年代，主要是针对有色金属冶炼
等行业高浓度SO2（>3%，体积分数）烟气，而对于电厂、钢铁等行业低浓度
SO2的脱除尚未有工业应用案例。
20世纪70年代起，中国开始加大对电力行业
脱硫技术的研究，但多未能实现工业化应用。
自此中国开始引进国外先进设备及
技术，1978年南化公司从日本引进氨-硫铵法脱硫装置；1992年重庆九龙电力公
司引进日本三菱重工的石灰石-石膏法技术，并在华能珞璜电厂安装设备运行；随
后中国又相继引进了日本的旋转喷雾法及电子束法、芬兰奥斯龙的循环流化床法、挪威ABB公司的海水脱硫法等。
这些技术的引进为中国脱硫市场的快速发展奠定
了坚实的基础。
在引进国外核心技术的同时，中国相关高校、研究单位、环保公
司也在相关技术国产化的研发方面不断探索，取得了典型成果：西南电力设计院
等开发了喷雾干燥法，并于四川白马电厂完成中试，脱硫率为80%，每年可减排
二氧化硫3300t；上海原子核研究所等开发了电子束法并完成10000Nm3/h试验
装置；清华大学、东南大学热能工程研究分别完成了循环流化床法小试、中试等。
截至2014年底，中国已投运的燃煤机组中石灰石-石膏法占比约92%，海水法、
氨法、循环流化床法及其他脱硫方法分别占比约3%、2%、2%和1%。
4CFB燃烧过程的气体污染物排放控制
在CFB定态设计理论中，采用流态速度-循环量二维图谱，能够科学地指导CFB锅炉设计，使得CFB锅炉的设计实现了定量化。
最近的研究表明，CFB流态
仅仅定量描述是不够的，同时还需要一个指标表征流态的质量水平。
经过比较分析，表征流态质量的最简单的参数是床料颗粒的直径，因为床料颗粒直径这个指
标既是循环系统性能和操作条件的结果，又是影响CFB燃烧行为的原因。
从而可
将CFB定态设计理论二维图谱发展到以粒度作为第三轴的三维，将CFB锅炉的流
态设计从单纯的“数量”设计发展到“数量”设计“质量”设计。
（1）循环流化床燃烧的炉内高效脱硫超低排放是660MW超超临界CFB锅炉工程必须达到的基本条件。
该污染控制的立足点是炉内高效脱硫和低氮燃烧。
CFB燃烧中，进入炉膛的石灰石受热分解，生成多孔的CaO[18]；进入炉膛的燃料受热发生热解、着火、燃烧、燃尽，其中的硫转化为SO2。
SO2扩散到CaO外表
面和内孔表面，被CaO化学吸附捕集下来，形成摩尔体积比CaO更大的CaSO3
或CaSO4，引发孔隙直径减小直至完全堵死。
脱硫产物层厚度仅仅为几十微米，
因此石灰石的利用率有限，石灰石颗粒越小，脱硫反应的表面积越大，脱硫能力
越强。
（2）基于低氮燃烧的NOx控制CFB燃烧，NOx原始排放低于200mg/m3。
我国强行执行超低排放，NOx50mg/m3，CFB锅炉面临极大挑战。
CFB锅炉
800~900℃低温燃烧，排放的NOx主要是燃料型。
床料颗粒的粒度直接影响了密
相区燃料颗粒和稀相区燃料颗粒获得氧气的条件，床料粒径减小，燃烧的还原性
气氛越浓[16,26-27]，抑制了燃料NOx的生成。
结束语
循环流化床(CFB)锅炉具有燃料适应性广、燃烧效率高、污染物排放低、结构
简单、运行灵活等诸多优势，在国内外得到广泛应用，特别是大型循环流化床锅
炉的发展和应用在近年来尤为迅速。
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