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覆蓋范圍廣中國地域廣闊，共有31個省市自治區，部分省市之間相距幾千多公里，并且列車在運行過程中要通過多個鐵路局及集團公司的管轄區域，每個單位均有調度指揮及為車輛服務的部門及人員，所以通話對象不固定，這就需要一個統一的呼叫方式及規則，由聯合控制中心根據列車運行區間及位置確定呼叫路由及地址。這也是符合我國鐵路特得點的獨特通信方式。需要具備數據的傳輸功能列車無線電臺設備不僅需要語音傳送，還需要有傳輸數據的能力，應具備多功能的數據接口，可以傳輸列車運行所需的各種數據，交換信息，確保列車通信及監控的實時性和有效性。綜合性要求強鐵路運營所需支撐體系龐大，車務、機務、工務、電務、車輛等單位各司其職，對通信的需求也存在差異，這就要求無線通信設備具備很好的適應性，結合各部門需要開發相應功能。設備要有良好的綜合應用能力，一機多用，即能傳遞語音還能傳送數據，將列車信息根據需求傳遞到不同單位，各取所需，便于部門間聯動，提高統一協調能力。
鐵路移動通信系統介紹
GSM-R(GSMforRailway)為鐵路專用數字移動通信系統，和GSM網絡標準相似，是從歐洲引進的鐵路通信專用系統。GSM-R是基于GSM技術平臺，針對鐵路無線通信的特點，專門為鐵路設計的數字移動通信系統，提供特色的附能的高效綜合無線通信系統，并增加鐵路移動通信所需業務（組呼、群呼、強插、強拆、優先級別等功能），構成整體的解決方案。GSM-R同時還具備數字集群的功能，滿足列車高速運行時的無線通信要求，可以提供應急通信、無線列調等語音通信功能，安全可靠。GSM-R還是一個信息化的平臺，使得用戶可以在這個信息平臺上輕松開發各種各樣的鐵路應用。GSM-R通信系統主要由基站系統（BSS）、網絡系統（NSS）、管理系統（OSS）三大部分和移動終端設備組成。其中網絡系統包括移動交換系統、移動智能網系統、和分組交換無線業務系統，是GSM-R系統的核心組成部分，實現了與其他網絡的有機結合。GSM-R系統網絡結構圖4GSM－R技術的應用GSM－R系統不僅可以提供語音業務，還可以提供數據業務、智能業務。針對鐵路通信需求，GSM－R系統還提供了組呼叫、尋址、廣播呼叫、緊急呼叫等特殊方面的要求。
經過GSM－R網絡組成的數據鏈路傳送到車載無線通信設備，機車就能接收到調度下發的命令。調度命令是各級調度指揮人員向列車司機下達的書面指令，是列車運行指揮系統的重要組成部分。列車調度指揮：調度與司機之間的通話是行車通信系統的重要組成，負責指揮各種車輛的運行，保證機車司機、車站值班員、列車調度員之間以及車站值班員、機車司機、運轉車長之間的通信暢通，確保安全。機車同步控制：有時列車需要多個機車牽引，在運行過程中，兩臺機車之間包括加速、減速和制動等一系列行為必需同步操縱，利用本業務可實現機車間信息的傳遞和交換。列車自動控制：通過GSM－R提供車地之間雙向安全數據傳輸通道，接收由GPS或其他的定位工具提供的位置信息，控制列車運行，可代替以前的信號燈指示，保證列車運行安全。機車信號和監控信息傳送：實現車載設備和地面間的數據傳輸，提供機車信號和監控信息傳輸，儲存調車模式的相關信息，構成站場通信系統重要組成部分。列車停穩信息傳送:利用數據采集傳輸應用系統，可傳送列車是否停穩信息，提高車輛運行的安全性。車次號傳輸：車次號傳送是實現車輛調度指揮的重要一環，通過對列車車次號的自動跟蹤，實現調度中心對車輛運輸業務的監控機辦理。列車尾部監控數據傳輸：在列車行進當中，司機應當準時了解列車性能變化。列車監控系統可以提供車尾風壓數值，電池電壓情況，主風管風壓情況等等，實現對車輛狀態進行實時監控。區間無線通信：在區間作業可以使用GSM－R作業手持終端，包括機務、車務、工務、電務、公安等單位可根據需要進行內部的業務聯系，在有特殊情況時可與列車調度人員或其他用戶聯系，在遇到突發狀況時，還可通過無線終端直接與司機通話。旅客業務信息收集：每輛客車都與控制中心保持一條實時雙向數據傳輸通道，作為數據通信業務使用，與旅客相關的所有移動信息通過此通道進行傳輸，為旅客提供各種信息，增加旅客的便利性，提供各種人性化服務。
關鍵詞：大氣治理，脫硫脫硝，一體化技術
中圖分類號：TH162 文獻標識碼：A
1引言
我國自然資源分布的基本特點是富煤、貧油、少氣，決定了煤炭在我國一次能源中的重要地位短期內不會改變。根據《中國能源發展報告》提供的數據，2012年我國煤炭產量36.6億噸，其中50%以上用于燃煤鍋爐直接燃燒。預計到2020年我國發電用煤需求將可能上升到煤炭總產量的80％，每年將消耗約19.6～25.87億噸原煤。SO2、NOx作為最主要的大氣污染物，是導致酸雨破壞環境的主要因素，近年來燃煤電廠用于治理排放煙氣中SO2、NOx的建設和運行費用不斷增加，因此研究開發高效能、低價格的煙氣聯合脫硫脫硝一體化吸收工藝，有著極其重要的社會效益及經濟效益。
2 聯合脫硫脫硝技術
2.1 碳質材料吸附法
裝有活性炭的吸附塔吸附煙氣中的SO2，并催化氧化為吸附態硫酸后，與吸附塔中活性炭一同送入分離塔進行分離；然后煙氣進入二級再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被還原成N2和水；在分離塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高溫下熱解再生，并釋放出高濃度SO2。最新的活性炭纖維脫硫脫硝技術將活性炭制成直徑20微米左右的纖維狀，極大地增大了吸附面積，提高了吸附和催化能力，脫硫脫硝率可達90%左右[1]。
圖1 活性炭吸附法工藝流程圖
2.2 CuO吸收還原法
CuO吸收還原法通常使用負載型的CuO當作吸收劑，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脫硫脫硝原理是：往煙氣中注入一定量的NH3，將混合在一起的煙氣通過裝有CuO/AL2O3吸收劑的塔層時，CuO和SO2在氧化性環境下反應生成CuSO4，不過CuSO4和CuO對NH3進行還原NOx有著極高的催化性。吸收飽和后的吸附劑被送往再生塔再生，將再生的SO2進行回收[2]。其吸收還原工藝流程如圖2所示。
圖2 CuO吸附法工藝流程圖
3 同時脫硫脫硝技術
3.1 NOXSO工藝
NOxSO為一種干式、可再生脫除系統，能脫除掉高硫煤煙氣中的SO2與NOx。此工藝能被用于75MW及以上的電站及工業鍋爐高硫煤煙氣的脫硫脫硝。此工藝再生生成符合商業等級的單質硫，是一種附加值很高產品。對期望提高SO2與NOx脫除率的電廠及灰渣整體利用的電廠，該工藝有極強的競爭力[3]。
圖3 工藝流程圖
3.2電子束法
電子束法[4]即是一種將物理和化學理論綜合在一起的脫硫脫硝技術。借助高能電子束輻照煙氣，使其產生多種活性基團以氧化煙氣中的SO2與NOx，得到與，再注入煙氣中的NH3反應得到與。該煙氣脫硫脫硝工藝流程如圖4所示。
圖4 電子束法脫硫脫硝工藝流程圖
3.3 脈沖電暈等離子體法
脈沖電暈等離子體法可于單一的過程內同時脫除與；高能電子由電暈放電自身形成，不需要使用昂貴的電子槍，也無需輻射屏蔽，只用對當前的靜電除塵器進行稍微改變就能夠做到，且可將脫硫脫硝和飛灰收集功能集于一身。其設備簡單、操作簡單易懂，成本相比電子束照射法低得多。對煙氣進行脫硫脫硝一次性治理所消耗的能量比現有脫除任何一種氣體所要消耗的能量都要小得多,而且最終產品可以作肥料，沒有二次污染。在超窄脈沖反應時間中，電子得到了加速，不過對不產生自由基的慣性大的離子無加速，所以，此方法在節能方面有著極大的發展前景，其對電站鍋爐的安全運行不造成影響。所以，其發展成為當前國際上脫硫脫硝工藝研究的熱點[5]。其工藝流程如圖5 所示:
圖5 脈沖電暈等離子體法脫硫脫硝工藝流程圖
4 煙氣脫硫脫硝一體化實例應用
本案例是根據石灰石-石膏濕法煙氣脫硫脫硝工藝試驗，使變成極易為堿液所吸附的。因為珠海發電廠脫硫系統在脫硝進行前己經完成，只用增加脫硝裝置就行。而且脫硫脫硝一體化的重點在于的氧化，所以為實現脫硫脫硝一體化技術，深入研究分析氧化劑的試驗功效并確定初步工藝參數，為以后工業試驗及示范工程提供理論及試驗基礎，在珠海發電廠脫硫裝置同時進行了脫硝測量[6]。
4.1氧化劑的配制
氧化劑配制：在氧化劑配制槽中，注入適量水及濃度在50%的氧化劑，其主要成分是，攪拌均勻后配制濃度分別是39.5%、30%的氧化劑[7]。
4.2 測量儀器
煙氣分析儀:英國KANE公司生產的KANE940，性能是對、、的濃度以及煙氣溫度，環境溫度，煙道壓力等分析。煙氣連續分析儀：德國MRU公司生產的MGA-5，功能是連續測量：、、、、溫度、壓力等；并配備專用數據采集處理軟件MRU Online View，自定義采集時間間隔。
4.3 試驗裝置以及流程
測量是在珠海發電廠脫硫裝置上進行的。脫硝裝置安裝在脫硫系統前部的煙道中，將煙氣注入到脫硫塔之前進行脫硝試驗。試驗過程和部分現場試驗裝置如下圖所示[8]：
圖5 脫硫同時脫硝測量示意圖
試驗中，煙氣由珠海發電廠總煙道設置的旁路煙道引出，由擋板門4控制煙氣流量。氧化劑從氧化劑泵注入管道，由閥門1和流量計一起控制氧化劑總流量，之后將氧化劑分成兩個支路從噴嘴逆流注入到煙道和煙氣中進行混合。在2、3處由各自的閥門開關控制前后兩支路，其中2處為前閥門，控制前支路；3處為后閥門，控制后支路，前后支路都安裝有兩個噴嘴。煙氣在6處同氧化劑發生反應后，經由圖中5、7煙氣測點煙氣分析儀連續記錄試驗前、后不同時間煙氣中、、等濃度變化，分析確定最佳試驗參數。之后將煙氣引入脫硫系統[9]。
4.4 測量結果分析
在珠海發電廠脫硫同時脫硝測量中[10]:
（1）氧化度同氧化劑注入煙道的方式有關。逆流是最宜的氧化劑注入方式，所以，工業試驗中脫硝劑最宜采用逆流注入方式。
（2）試驗加入氧化劑后，氧化劑脫硝效果效果，可在工作應用中深入分析研究；50%氧化劑試驗中，氧化度最高可達60%左右。
（3）試驗中，首先，濃度為50%的氧化劑氧化度最高；其次，整體上濃度在39.5%的氧化劑氧化度高于30%濃度氧化劑的氧化度。有條件情況下，以后的具體應用中應最宜選用濃度為50%的氧化劑。但出于經濟性和試驗效果的考慮，工業應用中普遍選用濃度為35%的氧化劑。
5 結論
燃煤電廠脫硫脫硝技術為一項涉及多個學科領域的綜合性技術，為了減少燃煤排放煙氣中與對大氣的污染。其一，改進燃燒技術抑制其生成；其二，應加強對排煙中與的煙氣脫除工藝設計。當前，煙氣脫硫脫硝技術是降低煙氣中的與最為有效的方法，尤其是電子束法、脈沖等離子體法等應用更是大大地促進了煙氣脫除工藝的發展。雖然相應方法有著很多優點，但還不完善，均還處在推廣階段。所以，研究開發高效能、低價格的煙氣聯合脫硫脫硝一體化吸收/催化劑，研發新的脫硫脫銷裝置及脫硫脫銷工藝是科研人員工作的方向。
參考文獻
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關鍵詞：超低排放；SCR；脫硝效率；氨逃逸
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.02.050
1 引言
河北衡豐發電有限責任公司#1-4機組于2013年進行了低氮燃燒器+SCR技術脫硝項目改造，2015年對鍋爐原配套SCR脫硝裝置除保留原有兩層催化劑的基礎上，又增加了第三層催化劑。脫硝工藝采用選擇性催化還原法，從鍋爐省煤器來的煙氣，經SCR中的多層催化劑將煙氣中的部分NOx催化還原為N2和H2O。
2 SCR脫硝控制系統概述
2.1 氨區氨氣出口壓力控制
氨系統投入運行后，通過蒸發器氨液入口調節閥控制氨氣出口壓力，為單回路控制。考慮實際變負荷時氨氣流量變化較大，為了維持壓力穩定，在控制回路中加入了主蒸汽流量指令信號的前饋作用，以實現優先調節壓力，完善其后的氨流量控制。
2.2 氨氣流量和出口NOx濃度控制
SCR煙氣脫硝控制系統利用NH3/NOx摩爾比提供所需要的氨氣流量，使用煙氣進口NOx濃度和煙氣流量（用主蒸汽流量信號計算）的乘積得到。基本的NOx含量，再乘以NH3/NOx摩爾比便可得到氨氣理論量，出口NOx濃度控制對NH3/NOx摩爾比加以修正（對氨氣需求量的修正）并參與控制，最終得到氨氣流量的目標設定值。SCR控制系統根據計算得出的氨氣需求量信號通過控制氨氣閥開度，實現脫硝自動控制。
3 SCR系統運行中存在的問題
脫硝噴氨自動調節系統自投產以來時常出現跟蹤慢、過調的現象，造成NOx超標、氨逃逸升高等問題，影響了機組的可靠性以及經濟性。
3.1 噴氨自動調節效果差
因噴氨自動調節的噴氨理論值計算根據反應器入口的工況，存在一定的不及時性、調門特性存在一定的死區、SCR脫硝反應過程所需一定的時間等原因造成的延時滯后。在實際應用中采用這種控制策略容易造成超調過調、系統震蕩，造成環保數據超標或氨逃逸過量。
3.2 鍋爐SCR出口NOx與脫硫進口NOx存在偏差 。
脫硝裝置在設計階段雖然安裝了導流板，進行煙氣流場優化，但由于調試階段對噴氨格柵調整不均勻。在鍋爐實際運行中脫硫進口NOx值與SCR出口NOx值存在偏差。出口濃度分布均勻性差，除了煙氣流場不穩定外，噴氨的不均勻性是主要原因。
4 SCR系統噴氨自調效果差原因
4.1 SCR噴氨量控制系統屬于大遲延系統
在保證探頭、氣纜、分析儀表等測量環節均運行正常情況下，對于A、B側出入口NOx，在就地探頭處將至CEMS小間的取樣氣纜管拔掉，對于A、B側的出口NOx，純遲延時間約180秒左右；對于A、B側的入口NOx，純遲延時間約190秒左右。
4.2 SCR噴氨量控制系統具有非線性
由于受脫硝反應器催化劑特性的復雜影響，即使在鍋爐負荷已確定的條件下，出口NOx濃度也會有較大波動。噴氨量控制系統屬于非線性的控制系統。
4.3 SCR入口NOx波動大
對于投入ADS機組而言，當鍋爐負荷增加時，由于燃料量與風量變化不協調，由過量空氣系數減小抑制了燃料型NOx生成。但是，隨著鍋爐燃煤量的增加，爐膛溫度升高增加了熱力型入口NOx的生成。因此，入口NOx濃度變化與機組負荷變化密切相關，且負荷變化越快，入口NOx濃度變化也越劇烈。
4.4 啟停制粉系統對入口NOx影響
在啟動制粉系統時會造成反應區入口煙氣溫度偏高，溫度升高使得NH3和O2的反應加劇，會導致煙氣中NOx增加；低負荷或停運一套風機時會造成入口煙氣溫度偏低，所以啟停制粉系統會對入口NOx濃度造成一定波動。
4.5 CEMS儀表標定影響
CEMS儀表標定時間長達10分鐘，標定期間SCR入口NOx參數每分鐘波動200-300 mg/m3 。
5 SCR系統自調控制改進
將參與控制的控制量如出口氮氧化物設定值、噴氨量、調門開度反饋、脫硝進出口氮氧化物濃度、機組負荷、總風量等實時運行參數通過DCS系統對噴氨調閥進行控制。單從供氨調閥的自動回路優化效果不佳。考慮從協調控制入手，降低脫硝反應器入口NOx含量的突變。為減少AGC方式下，小負荷段工況下燃料量頻繁加減造成入口NOx的波動，負荷變動在20MW以內協調控制回路中取消負荷變化前饋參數。
5.1 煙氣流量修正
目前用單側引風機電流與左、右兩側引風機電流和之比與主蒸汽流量生成的函數得出，此函數由不同負荷時氨氣流量、出口和入口NOx計算得出。
5.2 出口、入口NOx標定情況處理
現場最初設計出口、入口NOx自動標定間隔為2個小時，將出口、入口NOx吹掃間隔修改為4小時。由于每次吹掃時數據保持10分鐘不變，須采取合適的策略來保證吹掃時出口NOx控制的及時性，在出口NOx標定吹掃時主調輸出跟蹤脫硫側NOx調節。在入口NOx標定吹掃時采用對側數值調節。之前我們已將SCR出口NOx與脫硫靜煙NOx標定和SCR入口左、右兩側NOx標定時間錯開。
5.3 噴氨流量的準確性
（1）在實際氨流量頻繁堵塞無法測量時，使用氨調門開度和氨母管壓力建立模擬噴氨流量控制邏輯。（2）為盡量減少流量計的堵塞可能性，在流量計前加濾網，并定期清理；（3）增加調門及流量計旁路，定期校驗流量計；（4）冬季時氨氣管路增加一段至鍋爐外部煙道加熱，其中氨氣管道安裝旁路閥門，保證氨氣出口溫度可調，對后部閥門、流量計運行無影響。
5.4 主回路被調量的修正
判斷出口NOx實測值與出口NOx設定值的偏差的變化方向及變化速度，當偏差較大超過某一值且偏差變化速度較快時，主調變積分時間和比例系數運行。
5.5 影響入口NOx前饋信號
為了達到更好的控制效果，需要選取前饋量提前反應入口NOx濃度的變化。所以，入口NOx濃度的預測值整定至關重要。
（1）啟停制粉系統時對入口NOx影響值的預測。在啟停制粉系統時，入口NOx波動較大。選取四臺排粉機的運行信號，把排粉機電流變化轉化為氨流量理論值提前增加或減少一定的數值來預測入口NOx的變化。
（1）氧量前饋對入口NOx值的預測。當判斷氧量變化率較大時，提前噴氨或者減氨。由于氧量的超前（近2分鐘時間），可以提前克服入口NOx大副度變化時引起的出口NOx超標。
6 應用效果
從上圖可知，當機組負荷從210MW（16：30）升至251MW（16：36）時，入口NOx從741mg/m3升至892 mg/m3，出口NOx一直在設定值96 mg/m3附近波動，最高至145 mg/m3，可見在機組升負荷工況下出口NOx控制穩定。
7 結束語
SCR脫硝噴氨系統控制策略充分考慮機組負荷變化、磨啟停、儀表標定等外部影響因素。實際運行參數說明，在系統儀表校驗標定、快速變負荷、啟停制粉系統等工況下，出口NOx濃度均可得到很好的控制。降低了運行人員的勞動強度，解決了噴氨自動常規PID控制超調量大、系統震蕩的難題。也解決了脫硝系統過量噴氨的問題，每天可節約液氨1噸左右，同時減輕了空預器堵塞情況。
參考文獻：
[1]王飛.600MW機組煙氣脫硝工程方案選擇及設計優化[D].華北電力大學碩士學位論文，2013.
【關鍵詞】煙氣脫硝技術；火電廠項目；應用
煙氣脫硝技術種類較多，通常大型火電廠會選擇選擇性催化還原煙氣脫硝技術（英文全稱：Selective Catalytic Reduction；簡稱“SCR”），或者選擇性非催化還原煙氣脫硝技術（英文全稱：Selective non-Catalytic Reduction，簡稱“SNCR”），且應用效果良好。中國火電廠常用技術較為成熟的選擇性催化還原煙氣脫硝技術，其脫硝效率高，且不會造成空氣環境的二次污染而被火電廠所應用。
一、SCR煙氣脫硝技術
（一）技術原理
SCR煙氣脫硝技術原理為SCR的催化還原技術。火電廠排煙氣中所含有的氮氧化合物可以與NH3發生化學反應，但是需要在300℃～400℃的高溫條件及催化劑的作用下完成，所產生的物質為水和惰性氣體氮氣。兩種產物并不需要采取特殊的技術處理方式而起到阻止氮氧化合物與外界物質發生化學反應后，形成有毒氣體。氮氧化合物在有氧條件對產生如下反應：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環境中出現化學反應的時候，催化劑所發揮的作用是不容忽視的。
該項技術在實際工作中的運用，是根據火電廠排放煙氣中所含有的有毒氣體成分選擇催化劑，將促成成分確定下來。使用催化劑的過程中，根據對煙氣成分的分析選用恰當的催化劑，通常催化劑的使用形式為三種，板式催化劑、蜂窩式催化劑和波紋板催化劑。蜂窩式催化劑適用于火電廠排放的煙氣中有毒氣體濃度過高的催化還原使用，其可以發揮氮氧化合物和氧氣接觸面擴大的作用，從而提高脫硝技術效率。具體應用中，要注意催化劑的用量以及使用形式，以獲得最優的催化效果。
（二）SCR煙氣脫硝技術應用中的催化劑還原工藝
SCR煙氣脫硝技術應用中，催化劑很容易呈現出老化跡象，由于其活性具有時間限制，所以催化劑的老化會使其催化作用下降。因此，在使用的過程中，要注意有效時間，以對催化劑及時更換。催化劑在使用中，隨著時間的延長會減緩催化速度，為了避免催化劑一次性更換量過大，要避免使用單層催化劑。
二、火電廠煙氣脫硝技術的應用
（一）SCR脫硝技術的工藝系統
SCR脫硝技術的工藝系統由三個部分組成，即SCR反應器、氨氣的存儲系統和氨氣注入系統。其中SCR反應器配置由輔助系統，氨氣的存儲系統在發揮存儲功能的同時，還要對氨氣進行技術處理。
氨氣通常是液態存在，進入到蒸發器之中汽化為氨氣，經過空氣的稀釋后，注入到反應器中。以對煙氣中的脫硝反應起到一定的催化作用。為了促進煙氣的疏導，反應器中的煙氣輸送管道應采用固定床平行通道設計，通過將裝置的布局以優化，是氣態的氨氣與氮氧化合物充分融合，隨著接觸面的擴大，氨氣的還原功能得以充分分發揮，從而反應效率有所提升。
（二）SCR脫硝技術的應用
中國的火電廠所采用的SCR脫硝技術引自國外先進的脫硝技術，其中，催化劑引自奧地利，液態氨引自法國，而煙氣脫硝設備則引自德國。多種先進脫硝技術的引入，對中國相對滯后的脫硝技術以補充，使得火電廠的脫硝效率快速提高。從脫硝技術的應用程度來看，首先應用與大型的火電廠，并逐漸地將脫硝經驗向小型火電廠延伸，使得中國火電廠的整體煙氣脫硝水平有所提升。
（三）SCR脫硝裝置的應用
火電廠的SCR脫硝裝置主體部分由反應器和氮氧化物脫除劑制備兩大部分構成。反應器的作用是通過將含NOX的煙氣中中注入NH3，使得氮氧化物氣體還原。其基本的作用，是為了滿足化學反應對溫度的要求，加入催化劑使化學反應被活化。
脫硝系統的運行，可以達到67.2%以上的脫硝效率，且具有較高的運行可靠性，極少有氨氣泄漏出來。從環境保護的考慮，SCR脫硝裝置安裝有配套設備，可以是脫硝效率超過90%，其技術可靠性可以滿足火電廠運行需求。
（四）SCR脫硝裝置及火電廠鍋爐以及輔助設備的影響
SCR脫硝裝置中，脫氮設備與鍋爐以及輔機之間存在著較大的關聯，會對空氣預熱器以及引風機的設計產生一定的影響。
1. 空氣預熱器
空氣預熱器的作用是促進鍋爐的熱交換能力，使能量消耗有所降低。當SCR脫硝裝置處于正常運行狀態的時候，反應器內會存在著殘余物，包括NH3、SO3與水的化學反應形成硫酸氫銨。該物質在230℃的環境中會由氣態液化，不僅腐蝕性強，而且很容易粘結在傳熱元件表面，對于冷段和溫段產生強腐蝕作用，且會吸附大量灰塵，造成空氣預熱器堵塞。在SCR催化劑的作用下，煙氣中的部分SO2會被轉化為SO3，不僅增加了冷端腐蝕度，而且導致了空氣預熱器堵塞。為了避免這一現象出現，在熱元件的選用上，可以選擇高吹灰通透性的波形，以提高清灰效果。
2. 引風機
引風機加裝了SCR脫硝裝置之后，增加了風機的壓頭，導致反應器以及彎頭部位的阻力達到了1000帕。對空氣預熱器重新選型，阻力可以達到500帕，此時，引風機的壓頭就會增加到1500帕。
三、煙氣脫硝技術的改進措施
煙氣脫硝技術的改進首先是設備的改進。火電廠要促進設備更替，就要投入大量的資金，其中國提供部分資金，火電廠還需要加大環境保護專項資金，以使設備更換壓力得到緩解。
煙氣脫硝技術的運行過程中，要強化各項管理工作，特別是監管職責要落實到位，促進脫硝系統與環境保護機構之間的結合，實施火電廠脫硝的正規化管理。
關于火電廠的煙氣脫硝技術，除了應用國外的先進技術之外，還要根據中國火電廠的運行特點建立研究課題，創建研發機構一創新技術。基于煙氣脫硝技術較高的研究難度，以及其應用領域中所創造的價值，研發機構建立之初需要政府給予部分扶持，使脫硝電價系統快速地建立起來，并強化宣傳力度，以對火電廠脫硝系統的應用以鼓勵。
結語
綜上所述，中國社會經濟快速發展，火電廠的運行效率有所提升，所釋放出來的氮氧化合物逐漸劇增，嚴重危害了大氣環境。為了改善生態環境，火電廠引進了煙氣脫硝技術，以對火電廠運行中所釋放的氮氧化合物以有效控制。
參考文獻
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關鍵詞：煙氣除塵；脫硝；脫硫；電廠；應用
中圖分類號： F407.6文獻標識碼： A
引言：
在我國的電能結構中，基于燃煤的火力發電是主要發電方式，可占據整個電能裝機容量的百分之七十以上。但是在提升能源供給的同時，如果不及時采取有效的技術和方法對燃煤電廠的氮氧化物排放進行控制則會對我們的生活環境帶來的巨大的負面影響。為消除這種影響必須采用更加高效的煤燃燒技術和煙氣除塵脫硝脫硫技術來降低發電過程中生成的氮氧化物。
1.干法煙氣脫硝脫硫技術在電廠的應用
所謂干法煙氣脫硫，是指脫硫的最終產物是干態的。主要有爐內噴鈣尾部增濕活化、荷電干式噴射脫硫法（CSDI法）、電子束照射法(EBA）、脈沖電暈法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下對爐內噴鈣加尾部增濕活化、吸收劑噴射、活性焦炭法作簡單分析。
1.1爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，使脫硫的效率大大提高。該工藝的吸收劑多以石灰石粉為主，石灰石粉由氣力噴入爐膛850-1150℃溫度區，石灰石受熱分解為二氧化碳和氧化鈣，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由于反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成Ca(OH)2進而與煙氣中的二氧化硫反應，進而再次脫除二氧化硫。當Ca/S為2.5及以上時，系統脫硫率可達到65%-80%。
在煙氣進行脫硫，因為增濕水的加入煙氣溫度下降（只有55-60℃，一般控制出口煙氣溫度高于露點10-15℃，增濕水由于煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的反應產物和吸收劑呈干燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。同時在脫硫過程對吸收劑的利用率很低，脫硫副產物是以不穩定的亞硫酸鈣為主的脫硫灰，使副產物的綜合利用受到影響。
南京下關發電廠2×125MW機組全套引進芬蘭IVO公司的LIFAC工藝技術，鍋爐的含硫量為0.92%，設計脫硫效率為75%。目前，兩臺脫硫試驗裝置已投入商業運行，運行的穩定性及可靠性均較高。
1.2吸收劑噴射同時脫硫脫硝技術
1.2.1爐膛石灰（石）/尿素噴射工藝
爐膛石灰（石）/尿素噴射同時脫硫脫硝工藝由俄羅斯門捷列夫化學工藝學院等單位聯合開發。該工藝將爐膛噴鈣和選擇非催化還原（SNCR）結合起來，實現同時脫除煙氣中的二氧化硫和氮氧化物。噴射漿液由尿素溶液和各種鈣基吸收劑組成，總含固量為30%，pH值為5～9，與干Ca(OH)2吸收劑噴射方法相比，漿液噴射增強了SO2的脫除，這可能是由于吸收劑磨得更細、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然氣燃燒裝置進行了大量的試驗研究[18]。該工藝由于煙氣處理量太小，不能滿足工業應用的要求，因而還有待改進。
1.2.2整體干式SO2/NOx排放控制工藝
整體干式SO2/NOx排放控制工藝采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃燒器，這些燃燒器通過在缺氧環境下噴入部分煤和空氣來抑制氮氧化物的生成。過剩空氣的引入是為了完成燃燒過程，以及進一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃燒器預計可減少50%的氮氧化物排放，而且在通入過剩空氣后可減少70%以上的NOx排放。無論是整體聯用干式SO2/NOx排放控制系統，還是單個技術，都可應用于電廠或工業鍋爐上，主要適用于較老的中小型機組。
1.3活性焦炭脫硫脫硝一體化新技術
活性焦炭脫硫脫硝一體化新技術（CSCR）是利用活性焦炭同時脫硫脫硝的一體式處理技術。它的反應處理過程在吸收塔內進行，能夠一步處理達到脫硫脫硝的處理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔內將吸附的污染物進行析出，活性焦炭可再生循環使用，損耗小，損耗的粉末送回鍋爐作燃料繼續使用。其中活性焦炭是這一處理過程的關鍵和重要的因素，它既作為優良的吸附劑，又是催化劑與催化劑載體。脫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劑，通過氨，一氧化氮或二氧化氮發生催化還原反應而去除。
活性焦炭吸收塔分為兩部分，煙氣由下部往上部升，活性炭在重力作用下從上部往下部降，與煙氣進行逆流接觸。煙氣從空氣預熱器中出來的溫度在（120-160）℃之間，該溫度區域是該工藝的最佳溫度，能達到最高的脫除率。
煙氣首先進入吸收塔下部，在這一段二氧化硫（SO2）被脫除，然后煙氣進入上面部分，噴入氨與氮氧化物（NOX）反應脫硝。飽含二氧化硫的焦炭從吸收塔底部排放出來通過震動篩，不合大小尺寸的焦炭催化劑在進入解吸塔之前被篩選出來。經過篩選的活性焦炭再被送到解吸塔頂部，利用價值較低的活性焦炭被送回到燃煤鍋爐中，重新作為燃料供應。
活性焦炭解吸塔包括三個主要的區域：上層區域是加熱區，中間部分是熱解吸區，下面是冷卻區。
天然氣燃燒器用來加熱通過換熱器間接與活性焦炭接觸的空氣，被加熱的空氣和燃料煙氣一起送到煙囪，并排入大氣。在解吸塔的底部，空氣從20℃被加熱到250℃，接著天然氣燃燒器繼續將空氣加熱到550℃，這部分空氣將在解吸塔的上部被冷卻到150℃。
2.我國燃煤電廠煙氣脫硝現狀
（1）在脫硝裝置建設方面來看，我國已建脫硝機組在2008年已超過1億千瓦。這種建設現狀是由政府規定的氮氧化物排放標準與燃煤機組建設時的環境影響評價審批共同作用形成的。這說明燃煤電廠煙氣脫硝已經成為我國經濟發展和環境保護所需要重點考慮的問題之一。
（2）在脫硝工藝選擇方面來看，我國絕大部分燃煤機組所使用的脫硝工藝為SCR方法，這種方法實現結構簡單、脫硝效率可以超過90%，且不會在脫硝過程中生成副產物，因而不會形成二次污染，是國際中應用最為廣泛的脫硝方法。統計數據表明，基于SCR工藝的煙氣脫硝機組占我國總脫硝機組的比例超過90%。
（3）在SCR煙氣脫硝技術設計與承包方面來看，現代煙氣脫硝市場中，我國國內的承包商基本已經具備了脫硝系統的設計、建造、調試與運營能力，可基本滿足國內燃煤電廠的煙氣脫硝系統建設需求。
（4）在SCR關鍵技術和設備方面來看，雖然我國大部分燃煤電廠仍舊以引進國外先進技術為主，但是在引進的同時同樣注意在其基礎上進行消化、吸收和創新，部分企業或公司還開發了具有自主知識產權的SCR關鍵技術。在相關設備研發方面，可實現國產的設備有液氨還原劑系統、噴氨格柵設備、靜態混合器設備等，但是諸如尿素水熱解系統、聲波吹灰器、關鍵儀器儀表等還未實現國產化。
（5）在產業化管理方面來看，政府正在逐漸加大對煙氣脫硝的管理力度，而企業也正在按照相關要求制定和執行相關的自律規范，但是總體來說我國的煙氣脫硝管理仍處于初級階段，還需要在借鑒國外先進管理經驗的同時結合我國國情制定符合我國發展要求的產業管理制度。
3.煙氣脫硫脫硝技術的發展趨勢
（1）在研究煙氣同時脫硫脫硝技術的同時，理論研究將會更加深入，如反應機理和反應動力學等等，為該項技術走出實驗室階段，實現工業化提供充分的理論和堅實的依據。
（2）目前，國內外的研究主要集中于煙氣同時脫硫脫硝技術這方面則集中在干法上，在以后的研究中，研究人員則加強研究濕法同時脫硫脫硝技術，為今后鍋爐技術改造節約大量資金，減少投資金額，降低投資風險，以避免不必要的浪費。
（3）研究任何一項煙氣脫硫脫硝技術，都要結合我國國情。因此，應主要研發能夠在中小型鍋爐上廣泛應用的高效、低耗、能易操作的同時脫硫脫硝技術。
4.結語
近年來，我國電廠的煙氣脫硫脫硝技術得到了很大的提升，但是它尚處于推廣階段，存在很多問題。因此，研發新型脫硫脫硝技術與設備，不斷完善應用現有技術，開發更經濟的、更有效的、更低廉的煙氣脫硫脫硝技術是科研人員工作的方向。
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目前，我國的發電機組絕大多數為燃煤機組，而以燃煤為主的電力生產所造成的環境污染是制約電力工業發展的一個重要因素。其中氮氧化物（NOx）是繼粉塵和硫氧化物（SOx）之后燃煤電站環保治理的重點，因此根據相關環境法律法規的要求，需要在燃煤鍋爐尾部加裝脫硝裝置。煙氣脫硝應用較多的是選擇性催化還原法（SCR）、選擇性非催化還原法（SNCR）及SNCR/SCR聯合技術，由于高的還原率及技術的廣泛使用，選擇性催化還原（SCR）已成為目前國內外電站煙氣脫硝的主流技術。但在安裝及運行維護中有很多漏洞和問題存在。
本文介紹了大唐國際臨汾熱電關于脫硝安裝、維護以及催化劑選用中所出現問題的解決方案，并在此基礎上重點分析基建過程中脫硝系統的建設方案。
關鍵詞：氮氧化物，SCR，基建安裝，系統，運行維護，常見問題
中圖分類號：TB857+.3 文獻標識碼：A 文章編號：
一 緒論
1.1選題背景和意義
為防止鍋爐內燃煤燃燒后產生過多的氮氧化物污染環境，應進行脫硝處理將氮氧化物還原為無污染產物。統計數據顯示，我國氮氧化物排放量最大的是火電行業，占到38%左右。據中國環保產業協會組織的《中國火電廠氮氧化物排放控制技術方案研究報告》的統計分析，2007年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬噸，比2003年的597.3萬噸增加了近40.6％，約占全國氮氧化物排放量的35％～40％。據專家預測，隨著國民經濟發展、人口增長和城市化進程的加快，中國氮氧化物排放量將繼續增長。若無控制，氮氧化物排放量在2020年將達到3000萬噸，給我國大氣環境帶來巨大的威脅。
煙氣脫硝（SCR）已成為各大火電廠重要研究課題之一，但在脫硝運行及維護方面欠缺經驗，現在以大唐國際臨汾熱電有限責任公司脫硝系統作為研究基礎，對脫硝基建及維護做出研究。
1.2 國內外研究現狀
SCR工藝是目前大規模投入商業應用并能滿足最嚴厲的環保排放要求的脫硝工藝，NOx脫除率能夠達到90％以上[3]。具有無副產物、不形成二次污染, 裝置結構簡單, 運行可靠, 便于維護等優點，因而得到了廣泛應用。SCR脫硝系統最早在20世紀70年代晚期日本的工業鍋爐機組和電站機組中得到應用，在歐洲和美國，SCR脫硝系統也得到了十分廣泛的應用。我國SCR技術研究開始于上世紀90年代。早在1995年臺中電廠5～8號4x550MW機組就安裝了SCR脫硝裝置，大陸第一臺脫硝裝置是福建后石電廠的1～6號6x600MWSCR脫硝裝置，自1999年起陸續投運。典型的燃煤電廠SCR煙氣脫硝系統采用氨（NH3）作為還原介質，主要由供氨與噴氨系統、催化劑（反應塔）、煙氣管道與控制系統等組成[4]。在催化劑及氧氣存在的條件下，NOx與還原劑發生反應，被分解成無害的氮氣和水。其基本的反應方程式為：
可以作為還原劑的有NH3，CO，H2，還有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作為還原劑對NOx的脫除效率是最高的[5]。
1.3 主要研究內容
本論文的主要內容是深入探討并分析電站脫硝系統的安裝及其維護。在研究本公司脫硝系統近2年的運行經驗基礎上，總結電站脫硝系統維護的特點及難點，側重分析電站脫硝系統常見的問題，以及預防和解決方案。
二 山西大唐國際臨汾熱電脫硝系統介紹
2.1SCR法煙氣脫硝的選型
2.1.1SCR法煙氣脫硝的技術要求
（1） 采用選擇性催化還原脫硝（SCR）工藝。
（2） SCR煙氣脫硝系統采用高灰段布置方式，即SCR反應器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預熱器之間。
（3） 設置SCR反應器煙氣旁路。
（4） 脫硝裝置處理100%煙氣量，防止催化劑金屬中毒。
（5） SCR反應器采用蜂窩式催化劑。
（6）火災報警及消防控制系統納入全廠火災報警和消防控制系統。
（7） 反應器安裝飛灰吹掃裝置，采用聲波吹灰。
（8） SCR煙氣脫硝系統的還原劑采用液氨。全廠2臺鍋爐的脫硝系統共用一個還原劑儲存與供應系；液氨蒸發采用蒸汽加熱方式。
（9） 氨區公用系統的控制系統采用PLC控制系統，機組側煙氣脫硝裝置的控制系統接入各臺機組DCS。
（10） 煙氣脫硝系統的公用系統按全廠2臺鍋爐設計。
（11） 在脫硝反應器進、出口安裝實時監測裝置，具有就地和遠方監測顯示功能，監測的項目包括：NOx、O2、差壓等。
（12） 氨區帶電的所有設備均應防爆防腐蝕，以提高控制系統的可靠性。
（13） 在鍋爐正常負荷范圍內煙氣脫硝效率均不低于75%。
（14） NH3逃逸量應控制在3ppm以下，SO2向SO3的氧化率小于1%。
（15） 脫硝裝置可用率不小于98%，壽命為30年。
（16）脫硝裝置系統，包括進口煙道、出口煙道及反應器本體總阻力應小于900Pa。
SCR煙氣脫硝系統采用氨氣（NH3）作為還原介質，國外較多使用無水液氨。基本原理是把符合要求的氨氣噴入到煙道中，與原煙氣充分混合后進入反應塔，在催化劑的作用下，并在有氧氣存在的條件下，選擇性的與煙氣中的NOx（主要是NO、NO2）發生化學反應，生成無害的氮氣（N2）和水（H2O）。
2.1.2臨汾熱電脫硝系統選型條件
表1－2 煤質分析資料
灰成份分析表
鍋爐點火及助燃用油，采用0號輕柴油，油質的特性數據見下表1-3：
表1-3 油質的特性數據表
表1－4脫硝系統入口煙氣參數
表1-5鍋爐BMCR工況脫硝系統入口煙氣中污染物成分（標準狀態，干基，6％含氧量）
2.1.2.1臨汾熱電脫硝催化劑性能及要求
設計基本條件
每臺鍋爐配置2臺SCR反應器；
煙氣垂直向下通過催化塊層；
反應器安裝飛灰吹掃裝置，采用聲波吹灰。
在反應器第一層催化劑的上部條件是：
速度最大偏差：平均值的±10%
溫度最大偏差：平均值的±10℃
氨氮摩爾比的最大偏差：平均值的±5%
煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）：±10°
催化劑的物理化學特性
選用釩鈦鎢催化劑，主要成分有二氧化鈦（TiO2）、五氧化二釩（V2O5）、三氧化鎢（WO3）等；
針對電廠鍋爐特點，催化劑設計應考慮采取防堵塞和防中毒的技術措施；
催化劑的型式：蜂窩式。
催化劑應整體成型；
催化劑節距一般應大于8.0mm；
催化劑壁厚一般應大于1.0mm。
催化劑的性能
催化劑能在鍋爐任何正常的負荷下運行；
催化劑能滿足煙氣溫度不高于400℃的情況下長期運行，同時能承受運行溫度450℃不少于5小時的考驗，而不產生任何損壞；
在達到要求的脫硝效率同時，能有效防止鍋爐飛灰在催化劑中發生粘污、堵塞及中毒現象發生。
催化劑化學壽命大于24000運行小時，機械壽命大于50000小時，并可再生利用。
根據設計條件優化設計催化劑，使其在任何工況條件下滿足脫硝效率達到75%以上，氨的逃逸率控制在3ppm以內，SO2氧化生成SO3的轉化率控制在1%以內。
對蜂窩式催化劑，催化劑的上端部采取耐磨措施。
催化劑設計應考慮燃料中含有的任何微量元素可能導致的催化劑中毒。并說明所采取防止催化劑中毒的有效措施。
在加裝新的催化劑之前，催化劑體積應滿足性能保證中關于脫硝效率和氨的逃逸率等的要求。預留加裝催化劑的空間（一層）。
催化劑模塊設計
催化劑應采用模塊化、標準化設計。催化劑各層模塊一般應規格統一、具有互換性以減少更換催化劑的時間。
催化劑模塊必須設計有效防止煙氣短路的密封系統，密封裝置的壽命不低于催化劑的壽命；
每層催化劑層都應安裝可拆卸的測試塊，每8個模塊至少應有1個測試塊，均勻布置。
2.1.2.2催化劑
三SCR脫硝系統維護
3.1SCR反應區易發缺陷1
缺陷內容：臨汾熱電于5月份停爐檢修，對脫硝反應區進行檢查時發現大面積支撐柱、反應區墻壁磨損。
缺陷描述：檢查中發現反應區A/B兩側主支撐柱迎風側磨損成菱形；斜拉輔助支撐靠近風道底部迎風面完全磨損，管子僅剩半根，完全喪失支撐作用。
墻壁磨損穿孔：
缺陷分析：鍋爐爐膛到脫硝島入口處橫截面積突然減小，呈類似喇叭口形狀。根據Q=SV，煙氣總量一定，當煙氣經過橫截面積較小部位時流速將增快。當煙氣流速在9-40m/s范圍內時，磨損與煙氣流速的3.3-4次方成正比。因此脫硝反應區內磨損情況要比鍋爐內嚴重的多。我廠2號機組2012年7月停爐檢查時亦有此問題出現。
解決方案：脫硝反應區基建過程中或機組大小修時，將脫硝內支撐柱迎風面加不銹鋼防磨瓦（或寬角鐵）；脫硝內壁做防磨處理。大小修時進行檢查并做好記錄。
3.2SCR反應區易發缺陷2
缺陷內容：SCR反應區內導流板嚴重磨損
缺陷描述：SCR反應區內大量導流板磨損，特別是導流板中間部位，上下部已全部磨光。
缺陷分析：由脫硝反應區到導流板處橫截面積突然大量減小，約為原面積的1/3，煙氣流速進一步加快。
根據公式：E=Cημω3τ
E-管壁表面磨損量，g/m3
ω-灰粒速度，可近視等于煙氣速度，m/s
μ-煙氣流含塵粒濃度g/m3
η-灰粒撞擊在圓管表面的撞擊率
τ-煙氣流含塵粒濃度，作用的時間
C-引入比例系數，與灰粒的磨損性能、金屬材料抗磨性能、受熱面結果有關系
由以上分析可知，導流板處的煙氣磨損量為SCR反應區入口的27倍。
解決方案：基建期間將導流板迎風側及表面做防磨處理，適當調整導流板處橫截面積（設計允許范圍內）。大小修定期檢查，補損壞及掉落的防磨材料。
3.3SCR反應區易發缺陷3
缺陷內容：2號機組2012年5月-2012年7月期間，液氨平均消耗量突然開始增大，且呈逐漸增強趨勢。
缺陷描述：臨汾熱電2號機組7月份停爐檢修，在SCR反應區A/B側檢查中，發現部分噴氨管道磨損泄漏，噴嘴破裂，致使大量氨氣在未到達反映位置時壓力已經突然驟減。為達到煙氣脫硝標準，只能大量投入液氨。
缺陷分析：首先液氨具有較強腐蝕性，對管道內部的腐蝕十分嚴重。由于脫硝反應區在脫硫之前，有部分氨氣與煙氣中SOX反應，生成硫酸氫銨。硫酸氫銨易潮解。易溶于水，幾乎不溶于乙醇、丙酮和吡啶，其水溶液呈強酸性。當噴氨管道內較為濕潤時，對管道本身腐蝕性極大。
其次噴氨管道及噴嘴位于導流板正上方，此處煙氣流速極快，高速煙氣直接對噴氨管道及噴嘴進行沖刷，成為加速噴氨管道磨損的另一大元兇。
處理方案：
基建過程中加裝稀釋風除濕設施，盡可能減少混合氣體中的含水量；
保證液氨、氨氣純度；
基建或機組檢修時再噴氨管道迎風側加裝防磨護瓦，保護管道；
機組大小修時定期更換噴氨管道防磨瓦，并做好記錄。
3.4SCR反應區易發缺陷4
缺陷內容：脫硝反應區內催化劑局部損壞，并呈逐漸擴大趨勢。
缺陷描述：脫硝反應區分上下2層催化劑，部分催化劑頂端出現破損現象，經過一段時間運行，破損范圍明顯增大。
缺陷分析：雜物及大塊積灰掉落可導致催化劑頂端局部損壞，當催化劑頂部損壞時，部分催化劑碎塊堵塞原催化劑內部通道，對煙氣起到了阻擋作用。煙氣在阻擋區域附近形成渦流，對附近催化劑外壁產生吹損，長時間運行后破損區域必然逐漸增大。
解決方案：基建期間在催化劑頂端增加保護網。運行過程中經常對催化劑進行檢查，如發現損壞及時進行更換。若條件不允許更換，應立即對催化劑頂部用鋼板進行封堵，防止催化劑損壞進一步擴大。
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關鍵詞：燃煤鍋爐，脫硝改造，脫NOx，策略
0 前言
據《中國火電廠氮氧化物排放控制技術方案研究報告》統計，2009年火電廠排放的NOx總量已增至860萬噸，比2003年的597.3萬噸增加了43.9%，約占全國NOx排放總量的35%～40%。國內權威機構研究分析表明，電源結構方面今后相當長的時間內將繼續維持燃煤機組的格局。按照目前的排放控制水平，到2020年，我國火電廠排放的氮氧化物將達到1250萬噸，電站鍋爐成為主要的大氣污染固定排放源之一。
2012年國家環境保護部正式頒布了《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），對于電廠煙塵、SO2及NOx物的排放有了更加嚴格的要求，要求現有火電廠污染物排放在2014年7月1日起需滿足二氧化硫小于200毫克/立方米、氮氧化物小于200毫克/立方米、煙塵小于30毫克/立方米限值指標。
本文針對某廠200 MW燃煤鍋爐脫硝改造問題，基于鍋爐燃燒狀況、燃煤狀況、NOx排放水平等現狀，根據NOx減排目標對脫硝改造方案進行技術論證，評估鍋爐脫硝技術改造的最佳方案，研究結果可為該廠的脫硝改造決策提供可靠依據。
1 設備概況
1.1 鍋爐形式及燃煤種情況
某廠#5鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的HG-680/13.7-YM2型爐，中間再熱、自然循環、單爐膛、全懸吊露天布置、平衡通風、燃燒系統四角布置、切圓燃燒、固態排渣燃煤汽包爐，全鋼構架，露天布置。制粉系統為中速磨正壓直吹式，5臺ZGM80N型磨煤機對應5層燃燒器。鍋爐設計煤種為貴州盤江煙煤，近兩年電廠機組燃用現在燃用煤種較雜，為適應煤炭市場，目前經常摻燒高揮發分、高硫份、高灰份、低熱值、低灰溶點的煤種，實際用煤種（如硫份、氮份、熱值等）與原電廠設計煤種存在一定差異，下表為該廠2011年全年實際運行煤種煤質成分的基礎上，按平均值折合了煤質，與及波動的數據。主力煤種印尼煤和山西煙煤。
2 NOx生成、控制機理及控制技術
2.1 NOx生成、控制機理
煤在燃燒過程中產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，統稱為NOx。煤在燃燒過程中NOx的生成量和排放量與煤的燃燒方式，特別是燃燒溫度、燃燒配風方式和過量空氣系數等燃燒條件密切相關。氮氧化物的生成途徑有以下三個：
熱力型NOx （Thermal NOx）。燃料型NOx （Fuel NOx）。快速型NOx （Prompt NOx）。
三種NOx在煤燃燒過程中的生成情況很不相同。快速型NOx所占比例不到5%；在溫度超過1600℃時，熱力型NOx的比例一般占總量30%以下，通常煤粉鍋爐的燃燒溫度大部分在1500℃以下，故對常規燃煤鍋爐而言，NOx主要是通過燃料型的生成途徑而產生的。因此，控制和減少NOx在煤燃燒過程中的產生，主要是抑制燃料型NOx的生成，并創造還原條件，使一部分生成的NOx還原為N2。
2.2 NOx排放控制技術
燃煤鍋爐的NOx控制主要為爐內低NOx燃燒技術和爐后煙氣脫硝技術兩類。爐內低NOx燃燒技術主要通過控制燃燒氣氛，利用欠氧燃燒生成的HCN與NH3等中間產物來抑制與還原已經生成的NOx。對于爐膛出口煙氣中的NOx，可在合適的溫度條件或催化劑作用下，通過往煙氣中噴射氨基還原劑，將NOx還原成N2和H2O。
2.2.1 爐內低氮燃燒技術
2.2.2 爐后煙氣脫硝技術
2.2.2.1選擇性催化還原脫硝技術（SCR）
2.2.2.2選擇性非催化還原（SNCR）/SCR混合技術
SNCR/SCR 混合法使用SNCR 尿素還原劑，利用在爐膛內的多余氨逃逸，有效地利用在后端較小體積的催化劑上。如此，加大了 SNCR 脫硝效率和還原劑利用率，同時減少SCR催化劑的使用容積量。減低SCR 的催化劑負擔可以減少飛灰、壓差、磨損、SO3 的問題。并且，混合法亦有占地空間小，成本低，在低負荷時，可僅操作SNCR，避免空預器（A/H ）受硫酸氫氨（ABS）阻塞，以及使用安全尿素還原劑的優點。
在現有的眾多的NOx 控制技術中，SCR是最成功應用的方法，其技術成熟，脫硝效率高，因而得到廣泛的應用。安裝SCR裝置，會對下游煙道設備產生負面影響，需要進行改造：SCR裝置將增加煙道阻力約1 kPa，需要增加引風機壓頭；煙氣中的SO2轉化成SO3，空預器入口煙氣中的SO3濃度增加，與逃逸的NH3反應生成高粘性的NH4HSO4，會加劇空預器冷端受熱面的堵塞，需要對空預器受熱面型式與材質進行改造。
經過多年研究與發展，燃煤鍋爐的NOx控制技術已經比較成熟，國內外廣泛采用的NOx控制技術主要有：爐內低氮燃燒技術（低NOx燃燒器、空氣分級）、選擇性催化還原（selective catalytic reduction，SCR）、選擇性非催化還原（selective noncatalytic reduction，SNCR）等。根據NOx控制要求不同，這些技術既可單獨使用也可組合使用。
3 脫NOx改造方案
綜上述NOx排放控制技術比較，針對現場實測#5鍋爐出口的NOx排放濃度約為400～700mg/Nm3的情況。考慮未來煤種變化帶來的影響，并考慮應對未來更為嚴格的環保排放標準，在本文中以150 mg/m3作為減排目標，進行脫硝改造可行性研究。從技術、現場、造價等方面分析，采用單一的NOx排放控制技術是不理想的，采用低NOx燃燒器+爐后煙氣脫硝技術是改造方向，在充分兼顧現場、造價、鍋爐效率的基礎上，將低NOx燃燒器改造后的NOx排放濃度保證值暫定為450mg/Nm3，通過燃燒調整，爭取實際運行排放值達到350mg/Nm3以下。為了達到控制目標，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個方案：
方案1，對現有的燃燒系統進行濃淡燃燒器+空氣分級燃燒（OFA），將NOx排放濃度降低至450 mg/m3；同時采用SCR煙氣脫硝技術，進一步將NOx排放濃度降至150 mg/m3。
方案2，對現有的燃燒器進行濃淡燃燒器改造，將NOx排放濃度降低至450 mg/m3；同時采用SCR煙氣脫硝技術，進一步將NOx排放濃度降至150 mg/m3。
4 可行性分析
4.1 低NOx燃燒器改造可行性分析及對鍋爐影響
該爐1，2次風間隔布置，燃燒器區域的煤粉基本上處于富氧燃燒，是NOx生成濃度大首要因素，對燃燒器進行改造是必要的。鍋爐目前的運行情況存在：實際運行過程中再熱器存在一定的超溫的現象，兩側的煙溫偏差比較大，平均>100℃；鍋爐燃燒器和冷灰斗附近存在一定程度的結渣。利用本次脫硝改造機會，在爐內燃燒器系統改造同時，解決鍋爐目前存在的問題，一舉兩得。
4.1.1 燃料
該廠機組燃用現在燃用煤種較雜，為適應煤炭市場，目前經常摻燒高揮發分、高硫份、高灰份、低熱值、低灰溶點的煤種。因此，爐內低NOx燃燒改造時，必須考慮燃燒系統對煤種的適應性，同時兼顧防結渣、腐蝕與燃燼。
4.1.2 燃燒器改造
從眾多成功的改造實例看，低NOx燃燒改造的整體高度可維持在原有水平。燃燒器是低NOx燃燒系統的關鍵部件，它在煤粉燃燒初期所營造出的欠氧燃燒區域大小及欠氧程度決定了燃料型NOx的控制水平。為提高煤粉燃燒初期的NOx控制與燃燼能力，需要采用技術先進、有良好使用業績燃燒器。低NOx燃燒改造NOx排放濃度保證值定為450mg/Nm3容易達到。
4.1.3 空氣分級
在燃燒器上方布置緊湊分離型燃燼風是爐內脫硝改造的最主要手段，深度空氣分級與較長的還原區停留時間，有利于提高NOx控制效果。從收集的資料認為新增燃盡風裝置在角區標高24600～26000區間，一般認為上層燃燒器出口至屏底的高度>15m（#5約為15m）為宜，具備條件。
空氣分級燃燒會延遲煤粉燃燒，抬高爐膛火焰中心高度，可能導致超溫或燃燼程度降低等問題。因此，在采用空氣分級燃燒技術時，應考慮燃燼風的穿透能力和覆蓋程度，采取措施強化燃燼風與來流煙氣的混合，提高后期燃燼。
4.1.4 燃盡風箱、燃盡風道改造
燃盡風道取自二次風熱風道配風箱。
4.2 加裝SCR可行性分析及對鍋爐運行影響
4.2.1 加裝SCR裝置
根據脫硝改造后出口NOx濃度不高于150mg/m3，低NOx燃燒器改造后NOx排放濃度控制在450mg/Nm3以內，SCR的效率只達到70%就輕易達到目標，改造造價低，又適合現場偏窄小的空間。
4.2.2 脫硝還原劑
煙氣脫硝SCR工藝的還原劑為氨氣，氨氣可直接來源于液氨，也可通過尿素間接制備。以液氨為原料的煙氣脫硝還原劑工藝使用較為普遍。本廠現有#7機組液氨儲存及氨供應系統是按照2×600MW進行設計及建設，其設置了兩個體積為56 m3的液氨儲存罐，目前實際只建成一臺1×600MW機組運行，利用現有的液氨儲存存設備，投資進一步減少。
4.2.3 催化劑
SCR工藝普遍采用氧化鈦基催化劑，載體TiO2含量約80%～90%，主要活性材料V2O5含量約1%～2%，其他化學成分（WO3或MoO3）約占3%～7%。本工程擬用蜂窩式催化劑。不同型式催化劑的物理特性比較見表5。
4.2.4 SCR裝置煙氣旁路設置分析
國內外大多數SCR供貨商所設計的系統不設置SCR旁路，因為：在鍋爐任何運行條件下，鍋爐煙氣穿過催化劑是可以接受的，只是在SCR噴氨運行狀態下，需嚴格遵守SCR最高運行溫度和SCR最低運行溫度限制。如果不運行脫氮系統，僅停止噴氨即可。
因此，SCR裝置可不設置煙氣旁路。本工程按不設置煙氣旁路設計。
5 結束語
根據可行性分析結果，本工程采用方案一的改造方案。改造后既可以實現NOx減排，在低氮燃燒器改造的同時，布置燃盡風噴口設計為具有上下和水平擺動功能，從而有效防止爐膛出口過大的旋轉殘余和避免爐膛出口之后左右兩側煙氣量偏差過大；下部二次風采用不等切圓的偏轉二次風系統，防止鍋爐水冷壁的結渣和高溫腐蝕等。解決鍋爐目前存在的汽溫不足及燃燒器磨損嚴重等問題。
在進行SCR脫硝改造的同時，對鍋爐現有空預器進行改造，本工程因該爐引風機、增壓風機有余量不需要改造。鍋爐鋼架、鍋爐基礎和電除塵器校核計算及補強等工作。
#5爐煙氣脫硝改造完成后，實測NOx排放為80--120 mg/m3，每年的最大減排量可以達到 2100 t，具有良好的環保和社會效益。
[1]參考文獻：GB 13223―2011， 火電廠大氣污染物排放標準.
汽輪機與燃氣輪機
正彎靜葉和直葉靜葉透平級氣動性能的對比分析王建錄 孔祥林 劉網扣 崔琦 張兆鶴 (5)
300MW機組低壓轉子葉片斷裂的故障診斷及振動分析范春生 (10)
彎葉片對壓氣機靜葉根部間隙泄漏流動的影響杜鑫 王松濤 王仲奇 (16)
自動控制與監測診斷
直接型自適應模糊控制器的設計及其在汽溫控制中的應用牛培峰 孟凡東 陳貴林 馬巨海 王懷寶 張君 竇春霞 (22)
鍋爐燃燒系統的自適應預測函數控制王文蘭 趙永艷 (27)
循環流化床鍋爐汽溫自抗擾控制器的優化設計王子杰 黃宇 韓璞 王東風 (31)
無
環保型火電機組與創新型環保裝備研討會征文 (30)
投稿須知 (F0003)
賀信陸燕蓀 (I0001)
書法作品 (I0002)
熱烈祝賀《動力工程學報》出版發行 (I0003)
環境科學
石灰漿液荷電霧化脫硫的化學反應動力學研究陳匯龍 李慶利 鄭捷慶 趙英春 王貞濤 陳萍 (36)
介質阻擋放電中煙氣相對濕度對脫硫脫硝的影響尹水娥 孫保民 高旭東 肖海平 (41)
石灰石煅燒及其產物碳酸化特性的試驗研究尚建宇 宋春常 王春波 盧廣 王松嶺 (47)
氣相沉積制備V2O5-WO3/TiO2催化劑及其脫硝性能的研究楊眉 劉清才 薛屺 王小紅 高英 (52)
基于鐵礦石載氧體加壓煤化學鏈燃燒的試驗研究楊一超 肖睿 宋啟磊 鄭文廣 (56)
新能源
1MW塔式太陽能電站換熱網絡的動態模擬李顯 朱天宇 徐小韻 (63)
能源系統工程
三電平變頻器水冷散熱器溫度場的計算與分析石書華 李守法 張海燕 逯乾鵬 梁安江 李建功 (68)
基于結構理論的燃料價格波動對火電機組熱經濟性的影響研究王文歡 潘衛國 張寞 胡國新 (73)
材料科學
核級管道異種鋼焊接缺陷的性質、成因及解決對策
（火用）分析與鍋爐設計董厚忱 (1)
鄒縣發電廠6號鍋爐再熱器熱偏差的改造措施劉恩生 吳安 胡興勝 曹漢鼎 (6)
中儲式制粉系統鍋爐摻燒褐煤技術的研究馬金鳳 吳景興 鄒天舒 冷杰 陳海耿 (14)
鍋爐燃燒調整對NOx排放和鍋爐效率影響的試驗研究王學棟 欒濤 程林 胡志宏 (19)
循環流化床鍋爐3種典型布風板風帽阻力特性的試驗馮冰瀟 繆正清 潘家泉 于忠義 張民 鄭殿斌 (24)
褲衩腿結構循環流化床鍋爐床料不平衡現象的數值模擬李金晶 李燕 劉樹清 岳光溪 李政 (28)
鍋爐在線燃燒優化技術的開發及應用梁紹華 李秋白 黃磊 魯松林 趙恒斌 岑可法 (33)
通過煤粉濃縮預熱低NOx燃燒器實現高溫空氣燃燒技術的研究張海 賈臻 毛健雄 呂俊復 劉青 (36)
兩類過熱器壁溫分布特性的仿真研究初云濤 周懷春 梁倩 (40)
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基于機組負荷-壓力動態模型的燃煤發熱量實時計算方法劉鑫屏 田亮 曾德良 劉吉臻 (50)
一種多層輻射能信號融合處理的新算法楊超 周懷春 (54)
無
《動力工程》2007年第6期Ei收錄論文 (27)
中國動力工程學會透平專委會2008年度學術研討會征文 (63)
中國動力工程學會第四屆青年學術年會征文 (116)
中國動力工程學會第八屆三次編輯出版工作委員會代表工作會議在哈爾濱舉行 (141)
中國動力工程學會編輯出版工作委員會 期刊聯合征訂 (168)
投稿須知 (F0003)
《動力工程》 (F0004)
汽輪機和燃氣輪機
跨音軸流壓氣機動葉的三維彎掠設計研究毛明明 宋彥萍 王仲奇 (58)
噴霧增濕法在直接空冷系統中的應用趙文升 王松嶺 荊有印 陳繼軍 張繼斌 (64)
大直徑負壓排汽管道系統內流場的數值模擬石磊 石祥彬 李星 周云山 (68)
微型燃氣輪機向心透平的設計和研究沈景鳳 姚福生 王志遠 (71)
自動控制與監測診斷
基于Rough Set理論的典型振動故障診斷李建蘭 黃樹紅 張燕平 (76)
提高傳感器故障檢測能力的研究邱天 劉吉臻 (80)
工程熱物理
自然樣條型彎葉片生成方法及其在冷卻風扇中的應用王企鯤 陳康民 (84)
基于高速立體視覺系統的粒子三維運動研究張強 王飛 黃群星 嚴建華 池涌 岑可法 (90)
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采用不等徑結構自激振蕩流熱管實現強化傳熱商福民 劉登瀛 冼海珍 楊勇平 杜小澤 陳國華 (100)
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自然風對空冷凝汽器換熱效率影響的數值模擬周蘭欣 白中華 李衛華 張學鐳 李慧君 (104)
加裝導流裝置的凝汽器喉部流場的三維數值模擬曹麗華 李勇 張仲彬 孟芳群 曹祖慶 (108)
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臭氧氧化結合化學吸收同時脫硫脫硝的研究——石灰石漿液吸收特性理論分析魏林生 周俊虎 王智化 岑可法 (112)
基于鈣基吸收劑的循環煅燒／碳酸化反應吸收CO2的試驗研究李英杰 趙長遂 (117)
煤粉再燃過程對煤焦異相還原NO的影響盧平 徐生榮 祝秀明 (122)
高堿灰渣燒結反應的化學熱力學平衡計算俞海淼 曹欣玉 周俊虎 岑可法 (128)
直流雙陽極等離子體特性的研究潘新潮 嚴建華 馬增益 屠昕 岑可法 (132)
濕法煙氣脫硫存在SO3^2-時石灰石的活性研究郭瑞堂 高翔 丁紅蕾 駱仲泱 倪明江 岑可法 (137)
選擇性催化還原煙氣脫硝反應器的變工況運行分析董建勛 李永華 馮兆興 王松嶺 李辰飛 (142)
能源系統工程
世界與中國發電量和裝機容量的預測模型史清 姚秀平 (147)
整體煤氣化聯合循環系統中采用獨立或整體化空氣分離裝置的探討高健 倪維斗 李政 (152)
通過聯產甲醇提高整體煤氣化聯合循環系統的變負荷性能馮靜 倪維斗 李政 (157)
樺甸油頁巖及半焦孔結構的特性分析孫佰仲 王擎 李少華 王海剛 孫保民 (163)
含表面裂紋T型葉根應力強度因子的數值計算王立清 蓋秉政 (169)
600MW機組排汽管道內濕蒸汽的數值模擬石磊 張東黎 陳俊麗 李國棟 (172)
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汽輪機排汽焓動態在線計算模型的研究閆順林 徐鴻 李永華 王俊有 (181)
扇形噴孔氣膜冷卻流場的大渦模擬郭婷婷 鄒曉輝 劉建紅 李少華 (185)
高速旋轉光滑面迷宮密封內流動和傳熱特性的研究晏鑫 李軍 豐鎮平 (190)
微型燃氣輪機向心透平的性能試驗鄧清華 倪平 豐鎮平 (195)
微型燃氣輪機表面式回熱器的應力分析張冬潔 王軍偉 梁紅俠 曾敏 王秋旺 (200)
鍋爐技術
大容量余熱鍋爐汽包水位的建模分析王強 曹小玲 蘇明 (205)
新型內直流外旋流燃燒器流場特性的研究周懷春 魏新利 (210)
汽包鍋爐蓄熱系數的定量分析劉鑫屏 田亮 趙征 劉吉臻 (216)
吹灰對鍋爐對流受熱面傳熱熵產影響的試驗研究朱予東 閻維平 張婷 (221)
自動控制與監測診斷
電站設備易損件壽命評定與壽命管理技術的研究 史進淵 鄒軍 沈海華 李偉農 孫堅 鄧志成 楊宇 (225)
ALSTOM氣化爐的模糊增益調度預測控制吳科 呂劍虹 向文國 (229)
應用諧振腔微擾法在線測量發電機的氫氣濕度田松峰 張倩 韓中合 楊昆 (238)
激光數碼全息技術在兩相流三維空間速度測量中的應用浦興國 浦世亮 袁鎮福 岑可法 (242)
應用電容層析成像法測量煤粉濃度的研究孫猛 劉石 雷兢 劉靖 (246)
無
中國動力工程學會鍋爐專委會2008年度學術研討會征文 (237)
《動力工程》 (F0004)
工程熱物理
油頁巖流化燃燒過程中表面特性的變化孫佰仲 周明正 劉洪鵬 王擎 關曉輝 李少華 (250)
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環境科學
溫度及氧含量對煤氣再燃還原NOx的影響孫紹增 錢琳 王志強 曹華麗 秦裕琨 (265)
電廠除塵器的改造方案原永濤 齊立強 張欒英 劉金榮 劉靖 (270)
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垃圾焚燒飛灰的熔融固化實驗潘新潮 嚴建華 馬增益 屠昕 王勤 岑可法 (284)
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能源系統工程
整體煤氣化聯合循環系統的可靠性分析與設計李政 曹江 何芬 黃河 倪維斗 (314)
基于統一基準的整體煤氣化聯合循環系統效率分析劉廣建 李政 倪維斗 (321)
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一種低NOx旋流燃燒器流場特性的研究林正春 范衛東 李友誼 李月華 康凱 屈昌文 章明川 (355)
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130t／h高溫、高壓煤泥水煤漿鍋爐的設計和調試程軍 周俊虎 黃鎮宇 劉建忠 楊衛娟 岑可法 (367)
棉稈循環流化床稀相區傳熱系數的試驗研究孫志翱 金保升 章名耀 劉仁平 張華鋼 (371)
汽輪機與燃氣輪機
汽輪機轉子系統穩態熱振動特性的研究朱向哲 袁惠群 張連祥 (377)
直接空冷凝汽器仿真模型的研究閻秦 徐二樹 楊勇平 馬良玉 王兵樹 (381)
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環境風對直接空冷系統塔下熱回流影響的試驗研究趙萬里 劉沛清 (390)
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自動控制與監測診斷
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轉子振動信號同步整周期重采樣方法的研究胡勁松 楊世錫 (408)
利用電容層析成像法測量氣力輸送中的煤粉流量孫猛 劉石 雷兢 李志宏 (411)
工程熱物理
氣化爐液池內單個高溫氣泡傳熱、傳質的數值模擬吳晅 李鐵 袁竹林 (415)
環境科學
富氧型高活性吸收劑同時脫硫脫硝脫汞的實驗研究劉松濤 趙毅 汪黎東 藏振遠 (420)
酸性NaClO2溶液同時脫硫、脫硝的試驗研究劉鳳 趙毅 王亞君 汪黎東 (425)
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不同反應氣氛下燃料氮的析出規律董小瑞 劉漢濤 張翼 王永征 路春美 (438)
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汽輪機和燃氣輪機
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大機組實現快速甩負荷的現實性和技術分析馮偉忠 (532)
大型風力發電機組的前饋模糊-PI變槳距控制高峰 徐大平 呂躍剛 (537)
基于過程的旋轉機械振動故障定量診斷方法陳非 黃樹紅 張燕平 高偉 (543)
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電站機組數據倉庫的建設及其關鍵技術蹇浪 付忠廣 劉剛 中鵬飛 鄭玲 (552)
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600MW汽輪機組再熱主汽閥門閥桿的熱脹及其影響時兵 金燁 (573)
溫度和壓力對旋風分離器內氣相流場的綜合影響萬古軍 孫國剛 魏耀東 時銘顯 (579)
一種新型空氣預熱器及其性能分析李建鋒 郝峰 郝繼紅 齊娜 冀慧敏 楊迪 (585)
橫向風對直接空冷系統影響的數值模擬呂燕 熊揚恒 李坤 (589)
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減壓管狀態對混流式水輪機流場的影響梁武科 董彥同 趙道利 馬薇 石峯 劉曉峰 王慶永 (600)
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中國整體煤氣化聯合循環電廠的經濟性估算模型黃河 何芬 李政 倪維斗 何建坤 張希良 麻林巍 (633)
以甲烷重整方式利用氣化煤氣顯熱的甲醇-電多聯產系統高健 倪維斗 李政 (639)
關鍵詞：物料循環量 燃料特性 循環倍率
中圖分類號：TK229文獻標識碼： A
引言
物料循環量是循環流化床鍋爐設計、運行中的一個非常重要的參數，該參數對鍋爐的流體動力特性、燃燒特性、傳熱特性以及變工況特性影響很大。
物料循環量的定量表述一般采用三種方法。第一種方法采用循環倍率的概念，其定義如下：
R=FS/FC
R：循環倍率；
FS：循環物料量，kg/h；
FC：投煤量，kg/h；
采用循環倍率最大的優點是直觀，計算比較方便，并可對循環流化床鍋爐進行大致的分類，目前它被廣泛地應用在循環物料量的定量描述中。但采用循環倍率的概念也有其不足之處，首先同一容量的鍋爐由于燃煤品質不同，投煤量也不相同，這樣在同樣的固體顆粒循環量下循環倍率也不相同。其次，在采用脫硫劑時其物料循環量也與投煤量相比，則從概念上不盡合理。第三，由于許多燃用優質煤的循環流化床鍋爐，需添加惰性物料，作為循環物料，而這一部分也與投煤量相關聯，因此也不盡合理。所以近年來許多人采用第二種方法，即用單位床層面積上的物料循環量來直接描述，即GS。第三種方法是，確定的循環倍率為床內上升段中采用循環技術與不采用循環技術時的灰量之比。目前一般采用第一種和第二種方法。
上面所說的物料循環量主要是指外部物料循環量，即通過返料機構送回床層的物料量，實際上在循環流化床鍋爐中，有很大的內循環量。內循環量主要取決于床內構件及流體動力特性。
下面討論的物料循環量一般是指外部物料循環量。內循環物料量考慮起來比較困難，但內循環在提高脫硫、燃燒的效率方面，其影響與外循環基本上是相同的，對平衡床內溫度的影響與外循環不盡相同，但有一點是非常明顯的，即內循環增大后，外循環可以適當的降低一些。
在不考慮爐內燃燒脫硫時，循環倍率在實際鍋爐中可根據各段的灰平衡以及分離器的效率來確定。
二、運行參數對確定物料循環量的影響
（一）燃料特性對確定物料循環量的影響
燃料特性對確定物料循環量有很大的影響。一般認為，對燃料熱值高的煤循環倍率也高，但對揮發分高的煤，則可取較小的循環倍率。但這只是一個總的原則，由于各制造廠本身選取的循環倍率值相差甚大，目前很難給出一個適合各種類型鍋爐的循環倍率值。但對于Circofluid型循環流化床鍋爐，Bob等提出燃料發熱量越高，灰分越低，水份越高，選取的循環倍率也越高。
（二）熱風溫度及回送物料溫度對循環倍率的影響
熱風溫度變化時，如果循環物料的回送溫度及循環倍率均不變，則床層溫度會提高。如果考慮床層溫度固定在脫硫最佳溫度或某一定值時，此時應增加循環倍率，從而保持床溫一定。
提高循環物料回送溫度時，如果其他參數不變，則根據床內熱量平衡，床層溫度會提高，此時若要保證床層溫度維持在一定值，則應提高循環倍率。
三、物料循環量的變化對運行的影響
（一）物料循環量對燃燒的影響
物料循環量增大時對床內燃燒的影響，主要體現在一下幾個方面。首先是物料循環量增加，使理論燃燒溫度下降，特別是當循環物料溫度較低時尤為如此。其次，由于固體物料的再循環而使燃料在爐內的停留時間增加，從而使燃燒效率提高。當然如果燃燒效率已經很高，再增加循環物料量對燃燒效率的影響就會很小。第三，物料循環使整個燃燒溫度趨于均勻，相應的也降低了燃燒室內的溫度，這樣使脫硫和脫硝可以控制最佳反應溫度，但對于冉阿少則降低了反應速度，燃燒處于動力燃燒工況。
（二）物料循環量對熱量分配的影響
當循環物料回送溫度低于550℃時，省煤器應布置在分離器的前后，當回送溫度大于550℃時，省煤器可單級布置于分離器之后，回送溫度低于730℃以前，對過熱器的影響不很明顯，過熱器僅需雙級布置；但當回送溫度大于730℃以后，過熱器經常布置成三級，其中一級布置在分離器后的對流豎井中；當回送溫度上升時，爐膛部分的吸熱增加；當回送溫度高于850℃時，對流區段也就不復存在。
（三）物料循環量與變負荷的關系
對于循環流化床鍋爐，改變循環倍率即可滿足負荷變化的要求。降低循環倍率可使理論燃燒溫度上升，從而可以彌補由于在低負荷時相當于正常負荷時過大的水冷壁受熱面而造成的煙氣過度冷卻。同時，也可以降低水冷壁的傳熱系數，從而使爐膛出口溫度不變。在正常負荷下，保持循環倍率設計值運行，隨著負荷的下降，循環倍率也隨著下降，到達到1/3~1/4負荷時，循環流化床鍋爐按鼓泡流化床方式運行，物料循環量為零。此時可以保證汽溫、汽壓在允許的范圍內。只要適當調節物料循環量，循環流化床鍋爐就有很好的負荷適應能力和良好的汽溫調節性能。
（四）物料循環量對脫硫、脫硝的影響
在循環流化床鍋爐中，Ga/S摩爾比一般為1.5~2.0。在循環物料中部分是未與SOX反應的CaO顆粒，因此物料循環量增加，則送入床內的CaO量也隨之增加，這樣就會使脫硫率增大。如果脫硫率一定，則Ga/S摩爾比明顯的降低。
固體物料在爐內循環，使爐內的碳濃度增加，從而加強了NO與焦炭的反應，并使NO排放量下降。固體顆粒物料循環量的變化還會對循環流化床的流體動力特性，如固體顆粒濃度分布、壓力分布，固體顆粒在爐內的停留時間以及壁面熱流濃度，傳熱傳質特性等影響。
四、有利循環倍率的確定方法
在循環流化床鍋爐中，固體顆粒物料循環量增加，會使鍋爐的燃燒效率、脫硫效率提高。由于床內固體顆粒濃度增加也會使傳熱系數增加，同時物料循環量的變化會影響床內的稀、濃相的熱量平衡及熱量分配，但同時物料循環量的增加又會增加床層總阻力，增加風機電耗。如果在固體顆粒循環回路中還布置有直接沖刷的管束，則物料循環量增加還會使磨損的可能性增大。所以說，有利的循環倍率應該是考慮了燃燒、脫硫、脫硝、傳熱、熱平衡、風機能耗、磨損等因素的一個綜合參數。
參考文獻：
1、羅傳奎，駱中泱、李絢天等。循環流化床最優循環倍率的確定。中國工程熱物理年會。94年燃燒學術會議論文集。
2、溫龍，李軍。大容量循環床鍋爐設計初探。動力工程。1991.Vol.11.No2:1
