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范文一：燃气锅炉烟气冷凝水过多如何处理？
燃气锅炉烟气冷凝水过多如何处理？
燃气锅炉在运行时特别是在冷炉启动时，锅炉尾部受热面及后烟箱处往往有烟气冷凝水产生，使得司炉工误认为是锅炉漏水。
烟气冷凝水的产生主要有两种原因：1）烟气中水蒸气在低于露点温度时冷凝成水；2）锅炉热效率高，排烟温度低。锅炉在额定负荷情况下排烟温度略高于烟气的露点温度，能够经济安全运行，但是锅炉在低负荷长期运行的情况下，烟气温度低于烟气露点温度，这时将有冷凝水从锅炉的尾部受热面流出，从后烟箱排出锅炉。
郑州锅炉股份有限公司提醒您：热水锅炉在运行时产生的冷凝水应该及时排出锅炉，因为如果冷凝水积聚过多将影响锅炉的正常运行，严重会引起后烟箱门盖和后烟箱法兰连接处漏水。具体措施包括：
1. 锅炉在后烟箱处设置冷凝水排出口
为了使冷凝水能够及时排出，该排出口接管一般不要设置阀门，应设置水封，以防烟气从该管逸出。
2. 烟箱出口设置接管
锅炉烟气排出烟箱进入烟囱后，由于烟囱的散热仍然在不断冷却，烟气中的水蒸气仍在不断地凝结在烟囱壁上，形成小水珠沿烟囱壁往下流，因此应在烟箱出口设置接管，使冷凝水能够排入地沟或任何排水系统。
燃气锅炉烟气冷凝水过多现象应该引起关注，虽然冷凝水产生是无法避免的，但过多冷凝水产生，势必会对锅炉的安全运行产生影响。
范文二：燃油燃气锅炉烟气脱硝
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研究报告长沙奥邦环保实业有限公司 二零一二年十月燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生(分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术;工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原SCR、选择性非催化还原SNCR、电子束法等;排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1(1低氮燃烧技术 由氮氧化物(NOx)形成原因可知对 NOx 的形成起决定作用的是燃烧区域 低的温度和过量空气量。 NOx 燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止 NOx 生成及降低其排放量的目的。对低 NOx 燃烧技术的要求是，在降低 NOx 的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制 NOx 排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉煤粉比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型 NOx 的生成降到最低，从而达到控制 NOx 排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于 5 10。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低 NOx 的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量一次风，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低 NOx 的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的 25,35。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 将 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行， 85左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的 NOx，在第二级燃烧区送入 15的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的 NOx 进行还原，同时抑制 NOx 的生成，可降低 NOx的排放量。1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx 的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化1.1.5 技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于,的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃用低挥发分的无烟煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物(NOx)排放。低氮燃烧器技术:主要通过降低火焰温度和氧含量减少NOx产生，可降低NOx生成量(30,60,。1.2烟气脱硝技术 在排放要求较高时，需采用烟气净化技术。目前应用较广的烟气脱硝技术有:选择性催化还原SCR法、选择性非催化还原SNCR法、同时脱硫脱硝如电子束法、活性焦还原法等。几种常用烟气脱硝技术的比较如下:1.2.1选择性催化还原SCR技术 SCR脱硝技术是在催化剂作用下，
用选择性还原剂氨或尿素将NOx还原为无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，NOx脱除效率80,90,。但投资和运行成本较高。SCR技术在德国、Et本、奥地利、丹麦、美国等国应用广泛，奥地利AEE、鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱氮公司拥有较好的SCR业绩。AEE公司于2001年投运的丹麦某电厂325MW机组脱氮效率达到95,。国内已经投运的SCR工程目前仅福建后石电厂600MW机组，由台塑美国公司独资兴建。1.2.2选择性非催化还原SNCR 选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温850,1050quotC处将还原剂氨或尿素均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。SNCR工艺不需催化荆，但需要较离反应温度;反应系统简单、投资较省、运行成本低;脱氨效率一般仅有20,40,，应用较少。1.2.3电子束法脱硫脱硝 电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气，产生的多种自由基在常温下将S02、NO等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝酸镀等。优点是同时脱硫脱硝去除率高;系统简单，建设费用是同等规模FGD的70--80,;不使用催化剂;副产物是出路较好的化肥。缺点是耗电量大，运行费用高;目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。成都热电厂采用日本荏原公司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量30万Nm3,h。1.2.4活性焦吸附法脱硫脱硝 烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态S02等产品，烟气中的NOx在加氨条件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。脱硫效率几乎达100,，脱硝率在80,以上，反应在100,200?低温进行，不需烟气升温装置;不存在吸附剂中毒;建设费用与电子柬法相当，运行费用约是电子柬法一半。活性焦吸附法是西德BFBergbau—Forschung公司在1967年开发，日本的三井矿山株公司改进后于1984年10月建立处理能力3万,Nrash一1的工业试验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率JL乎100,，脱氩率在80,以上。2.脱硝技术现状:2(1 SCR脱硝技术2.1.1概念 国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用还原剂氨或尿素与烟气中的氨氧化物反应，将NOx还原生为无害的氮气和水蒸气。根据催化剂种类不同，反应温度范围150,550quotC，燃煤电厂SCR催化剂温度一般为350。C左右。按反应器布置方式不同，分为高含尘SCR工艺和低含尘SCR工艺。2.1.2脱硝反应机理:SCR反应条件下的化学反应式为: 4NH3，4NO，O2,4N2，6H2O 在适当催化剂的作用下，对NO2也有还原去除作用: 4NH3，2NO2，O2,3N2，6H2O 6NO2 8NH3?7N212H2O2.1.3 SCR工艺流程 SCR系统包括烟道、SCR反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。其中，核心部分是SCR反应器。脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、制各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。氮气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池(再经由废水泵送至废水处理厂处理。流程如图所示三维视图2.1.4技术特点 SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。催化剂容易堵塞。由于含尘量高，必须防止催化剂堵塞，
通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问题。反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03，再与烟气中的残留氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢铵。投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流程。2.1.5 SCR三种布置的特点布置形式 反应器位置 特点高尘布置 SCR反应器设置在省 烟气温度在催化剂反应的最佳范围， 烟气粉尘 煤器的下游和空气 高， 烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采 预热器和粉尘控制 用宽节距79 mm，每层催化剂上部安装吹灰器， 装置上游之间 防堵塞， SCR反应器底部设灰斗 。低尘布置 SCR反应器布置在高 烟气中飞灰相对较少， 催化剂的节距为47mm， 温型电除尘器ESP和 催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤 空预器APH之间 器旁路，对热效率有影响。尾部布置 SCR反应器布置在湿 烟气温度低 、需用天然气燃烧加热，增加操作 法脱硫装置(FGD) 费用。 的下游最普通的SCR工艺2 .1.5 SCR性能参数与工艺优化 SCR工艺的性能参数有:NOx脱除率:一般80,90,，可达到95,;氢逃逸率:逃逸的氨进入灰中(影响灰出售，氨逃逸率一般限制在l,2ppm;S02,s03转化率:一般应小于l,，由于逃逸的氨与s03反应生成硫酸氢铵对省煤器等造成腐蚀。通过计算机流体动力学CFD模拟可优化烟气速度分布、烟气与氨的均匀分布、反应温度、NH3,NOx比，以降低气流压损和氨逃逸率，优化SCR性能参数。 针对不同工程的烟气成分和含尘量等关键参数。通过催化剂选型优化，降低系统阻力的同时延长催化剂使用寿命，防 止催化剂积灰;在系统数值模拟的基础上，优化设计烟道布置、导流板布置、喷氨均布装 置以及氨空气混合装置，提高系统反应效率，降低氨耗量。2.1.6脱硝还原剂制备2.1.6.1尿素热解制氨技术 在SCR系统(选择性催化还原脱硝工艺)中，利用还原剂--氨气和NOx反应来达到脱硝的目的，目前成熟的还原剂制备工艺有液氨法、氨水法、尿素水解法、尿素热解法。 采用液氨法和氨水法制富乖辆哂泄ひ占虻ァ?芎牡汀?し奖愕忍氐悖喊焙桶彼际怯卸疚镏剩湓耸浜痛?娑际粲谥卮笪,赵矗哂薪洗蟮陌踩缦铡,褂靡喊狈ㄗ魑乖潦保谏杓瓢踩娣丁?耸湎呗沸砜伞??娴陌踩兰奂盎菲廊现さ戎С中晕募?谙喙毓芾聿棵沤形,栈肥褂玫羌牵?采用尿素制备还原剂时，从尿素的运输、储存及最终制成还原剂都非常安全，虽然工艺相对复杂、投资运行费用相对高，但能够确保氨来源的安全可靠。在较大城市、人口密集、和靠近饮用水源的地方，越来越多的电厂脱硝系统开始倾向于选用安全的尿素作为还原剂。该技术已应用于100MW,600MW机组脱硝装置，成功案例表明，该技术各项技术指标稳定可靠。 尿素热解制氨技术利用高温空气或烟气作为热源，将雾化的尿素水溶液迅速分解为氨气，低浓度的氨气作为还原剂进入烟道与烟气混合后进入SCR反应器，在催化剂的作用下将氮氧化物还原成无害的氮气和水。 尿素热解制氨系统一般包括尿素储备间、斗提机、尿素溶解罐和储罐、给料泵、尿素溶液循环传输装置、电加热器、计量分配装置、绝热分解室(内含喷射器)、控制装置等设备。 袋装尿素颗粒储存于尿素储备间，由斗提机输送到溶解罐里，用去离子水将干尿素溶解成质量浓度4060的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐。空预器提供的热一次风通过电加热装置(或直接采用空气加热，也可使用燃油、天然气、高温蒸汽等各种热源)加热到600?左右进入绝热分解室。尿素溶液经由循环传输装置、计量分配装置、雾化喷嘴等以雾化状态进入绝热分解室内高温下分解，生成和CO2，分解产物通
过氨气喷射格栅喷入脱硝系统前端烟道。控制装置保证还原剂的供应量满足锅炉不同负荷与脱硝效率要求。 2.1.6.2 技术特点: 使用安全的尿素，且易于运输和储存，无危险源建设、运行、管理的困扰;占地面积小，周围不需要大距离的防火安全间距;与尿素水解相比，投资与运行费用相当，但不需要压力容器，安全性更高;精确计量，调节控制容易，响应速度更快;分解完全，热解炉能将尿素溶液完全分解为还原剂;热源可根据现场实际情况选择性的组合。国内 SCR 项目投资估算 国内单位 KW 投资成本与脱硝率、运行费用表脱硝率 新机组投资成 新机组运行费 老机组投资成 老机组运行费 本 用 本 用() (元/KW) (元/kgNOX) (元/KW) (元/kgNOX)30 50 2.04.0 100 1.42.850 100 3.05.0 120 2.03.565 120 4.06.0 150
2.84.280 150 5.07.0 200 3.55.02.1.7 SCR 法工程应用实例 北京某热电厂新建两台 E 级254MW 燃气-蒸汽联合循环热电机组 北京某热电厂新建两台E 级254 MW 燃气-蒸汽联合循环热电机组配套进行SCR SelectiveCatalytic Reduction 法烟气脱硝装置建设燃机燃烧的天然气成分见表1 余热锅炉中烟气脱硝装置入口烟气参数见表2。表1 天然气成分 天然气成分 单位体积含量 CH4 96.120 C4H6 0.501 C3H8
0.118 C4H10 0.033 C5H12 0.012 CO2 2.600 N2 0.147 H2S mg/ Nm3 6.130 He
0.469表2 烟气脱硝装置入口烟气参数项 目 单位 数值烟气量 kg/ s 548198SCR 入口烟气温度 ? 354130SCR 前烟气静压 Pa 3114烟气成分O2 13.1689N2 75.1303Ar 0.883SO2 0H2O 6.1746CO2 3.1378NOX ppmvd 25 15 O22.1.7.1 性能要求本项目烟气脱硝装置主要性能要求见表3主要性能要求:序号 名称 单位 数值1 NOX 脱除率 ?502 NH3 逃逸率 ppm ?3 ppm3 SO2/ SO3 转化率 ?1 4 催化剂寿命 h ?24 0005 脱硝装置压力损失 Pa ?2502.1.7.2 工艺流程 目前常用的脱硝技术可分为燃烧过程中脱硝和燃烧后烟气脱硝燃烧过程中脱硝是在燃烧过程中抑制NOX 生成主要有分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等燃烧后烟气脱硝是对燃烧生成后的NOX 进行脱除即烟气脱硝技术主要有SCR 法和SNCR Selective Non -CatalyticReduction 法 工业应用中采用较多的是SCR 法烟气脱硝技术。经比较分析本项目脱硝方案选用SCR 法烟气脱硝工艺由于项目所在地位于北京市四环之内综合考虑还原剂的消耗量和不同还原剂的运输和安全成本本项目还原剂选用20 质量 浓度的氨水。本项目工艺流程见图 主要可分为还原剂供应系统和余热锅炉烟气系统。运氨槽车运来的20 浓度的氨水通过氨水卸载泵卸载到氨水储罐中储存氨水储罐中的氨水经氨水计量泵送到蒸发/ 混合器中被从催化剂层后抽取的再循环高温烟气蒸发并与再循环烟气混合后通过喷氨格栅均匀的喷入到余热锅炉催化剂层上游从燃机来的烟气经过余热锅炉第一级高温蒸发器换热模组后与喷氨格栅喷入的氨气混合通过催化剂层烟气中的NOX 在催化剂的作用下与NH3 发生还原反应生成无二次污染的N2和H2O 然后通过余热锅炉的第二级高温蒸发器和省煤器最后通过烟囱随烟气排放。2.1.7.3 主要设备选型 本项目余热锅炉烟气脱硝装置主要设备有氨水卸载泵、氨水储罐、氨水计量泵、蒸发/ 混合器、喷氨格栅、烟气再循环风机、催化剂等。各主要设备参数与功能见表4。2.1.7.4 运行情况 本项目脱硝装置随主机整体工程于2008 年3月上旬建成后于3 月底和4 月初对单个设备进行了调试并于2008 年4 月13 日锅炉机组启动后对1 炉脱硝装置进行了整体启动和调试脱硝装置一次启动成功运行各项参数均达到设计值脱硝效率达到了61.15 。2 炉于2008 年5 月14 日进行了启动脱硝系统运行稳定脱硝效率达到
61.11 。到目前为止本项目两台机组脱硝装置均运行良好.如果机组年利用小时数按3 500 h计算两台机组每年可减排NOX 约30818 t 可有效控制NOX 排放保护环境。 表4 主要设备参数与功能设备名称 参数 功能 备注氨水卸载泵 流量15 m3/ h 将氨水从槽车卸载到氨水 氨区共用 1用1备 储罐氨水储罐 有效容积25 m3 满足一台余热锅炉7 天 氨区共用 2 台 20 浓度氨水消耗量的储 存氨水计量泵 流量30,120 满足1 台锅炉不同负荷氨 氨区共用 1用1备 kg/ h 水供应量蒸发/ 混合器 700 ×5 000 mm 将20 浓度氨水蒸发并与 1 台/ 炉 再循环烟气混合喷氨格栅 在烟气通道截面按280 mm 间隔均布将氨与烟 气的混合气体均匀的喷入到余热锅炉内催化剂波纹板 孔径313 mm 加快NOX 与NH3 的反应速式 度脱除烟气中的NOX烟气再循环风 烟气量11 700 从催化剂层后抽取高温烟 1 用1 备/ 炉机 Nm3/ h 气将氨水蒸发2.1.7.5 经济分析 经济分析的目的是计算脱硝装置“折算每度电脱硝费用”。基于设计条件和性能要求本脱硝装置的主要费用包含初建费用、运行费用、设备维护费用、运行人员管理费用等各项费用说明如下。 初建费用包含脱硝装置首次建设的设备、催化剂、安装等各项工程费用不包含土地征用和使用费、运行费用包含脱硝装置运行的各项消耗费用主要包含电耗、还原剂消耗、压缩空气消耗、水耗、催化剂消耗等。对于水耗本脱硝装置使用20 浓度氨水通常不消耗水此处不计算水耗对于压缩空气本项目消耗量较少折算到运行费用的电耗中未单独列出对于催化剂消耗考虑到催化剂化学寿命为24 000 h 每隔6,7 年更换一层为消耗材料本经济分析将此项列入运行费用。设备维护费用包含脱硝装置所有设备的检修、更换配件和易损件等维护费用。运行人员管理费用包含脱硝装置运行维护人员的工资、福利等。本脱硝装置详细的经济分析表见表5。表5 经济分析表项目 单位 数值 备注 技术参数烟气量 kg/ s 548198SCR 入口烟气温度 ? 354130NOX 浓度 ppmvd 2515 O2NOX 脱除效率 5015 O2SO2/ SO3 转化率 1NH3 逃逸率 ppm 3催化剂耗量 m3 31 24 000 小时初建费用初建总费用 万元 736.12 含首装催化剂折算年均初建费用 万元/ 年 24.50运行费用年利用小时 数 h/ 年 3 500年氨水消耗量 t/ 年 315.40年氨水消耗费用 万元/ 年 47.30年电耗量 kWh/ 年 210 000年电耗量费用 万元/ 年 10.10年折算催化剂费用 万元/ 年 44.70年总运行费用 万元/ 年 102.20设备维护费用 万元/ 年 73.60运行人员管理费用 万元/ 年 24平均年总消耗费用 万元/ 年 224.30年发电量 kWh/ 年 700 000 000折算每度电脱硝用 分/ kWh 0.322.1.7.6 工程应用重点考虑 燃气余热锅炉SCR 法烟气脱硝与常规火电厂燃煤锅炉或工业锅炉SCR 法烟气脱硝工艺原理相同但由于余热锅炉脱硝用的催化剂布置在余热锅炉炉内工程设计还是有较大区别对于余热锅炉脱硝在工程设计时应重点考虑以下几个方面的内容。(1) 喷氨混合装置 喷氨混合装置的关键是要考虑氨气和烟气的混合另外还要考虑装置阻力问题。目前常用.
范文三：燃油燃气锅炉烟气脱硝
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案
研究报告
长沙奥邦环保实业有限公司
二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究
1 国 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术
空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。
该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25,35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。
1.1.3 燃料分级燃烧技术
该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。
1.1.4 烟气再循环技术
该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化
1.1.5技术局限
这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于,的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃用低挥发分的无烟煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物(NOx)排放。低氮燃烧器技术:主要通过降低火焰温度和氧含量减少NOx产生，可降低NOx生成量(30,60,。
1.2烟气脱硝技术
在排放要求较高时，需采用烟气净化技术。目前应用较广的烟气脱硝技术有:选择性催化还原(SCR)法、选择性非催化还原(SNCR)法、同时脱硫脱硝(如电子束法、活性焦还原法)等。几种常用烟气脱硝技术的比较如下:
1.2.1选择性催化还原(SCR)技术
SCR脱硝技术是在催化剂作用下，用选择性还原剂(氨或尿素)将NOx还原为无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，
,90,。但投资和运行成本较高。SCR技术在德国、Et本、奥NOx脱除效率80
地利、丹麦、美国等国应用广泛，奥地利AEE、鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱
氮公司拥有较好的SCR业绩。AEE公司于2001年投运的丹麦某电厂325MW机组脱氮效率达到95,。国内已经投运的SCR工程目前仅福建后石电厂600MW机组，由台塑美国公司独资兴建。
1.2.2选择性非催化还原(SNCR)
选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温850,1050"C处将还原剂(氨或尿素)均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。SNCR工艺不需催化荆，但需要较离反应温度;反应系统简单、投资较省、运行成本低;脱氨效率一般仅有20,40,，应用较少。
1.2.3电子束法脱硫脱硝
电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气，产生的多种自由基在常温下将S02、NO等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝酸镀等。优点是同时脱硫脱硝去除率高;系统简单，建设费用是同等规模FGD的70--80,;不使用催化剂;副产物是出路较好的化肥。缺点是耗电量大，运行费用高;目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。成都热电厂采用日本荏原公司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量30万Nm3,h。
1.2.4活性焦吸附法脱硫脱硝
烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态S02等产品，烟气中的NOx在加氨条件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。脱硫
效率几乎达100,，脱硝率在80,以上，反应在100,200?低温进行，不需烟气升温装置;不存在吸附剂中毒;建设费用与电子柬法相当，运行费用约是电子柬法一半。活性焦吸附法是西德BF(Bergbau—Forschung)公司在1967年开发，日本的三井矿山(株)公司改进后于1984年10月建立处理能力3万,Nrash一1的工业试验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率JL乎100,，脱氩率在80,以上。
2.脱硝技术现状:
2(1 SCR脱硝技术
2.1.1概念
国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用还原剂(氨或尿素)与烟气中的氨氧化物反应，将NOx还原生为无害的氮气和水蒸气。根据催化剂种类不同，反应温度范围150,550"C，燃煤电厂SCR催化剂温度一般为350。C左右。按反应器布置方式不同，分为高含尘SCR工艺和
低含尘SCR工艺。
2.1.2脱硝反应机理:
SCR反应条件下的化学反应式为:
4NH3，4NO，O2,4N2，6H2O
在适当催化剂的作用下，对NO2也有还原去除作用:
4NH3，2NO2，O2,3N2，6H2O 6NO2 + 8NH3?7N2+12H2O
2.1.3 SCR工艺流程
SCR系统包括烟道、SCR反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。其中，核心部分是SCR反应器。脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、制各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。氮气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池(再经由废水泵送至废水处理厂处理。
流程如图所示
三维视图
2.1.4技术特点
SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。催化剂容易堵塞。由于含尘量高，必须防止催化剂堵塞，通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问
题。反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03，再与烟气中的残留氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢铵。投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流程。
2.1.5 SCR三种布置的特点
最普通的SCR工艺
2 .1.5 SCR性能参数与工艺优化
SCR工艺的性能参数有:NOx脱除率:一般80,90,，可达到95,; 氢逃逸率:逃逸的氨进入灰中(影响灰出售，氨逃逸率一般限制在l,2ppm; S02,s03转化率:一般应小于l,，由于逃逸的氨与s03反应生成硫酸氢铵对省煤器等造成腐蚀。通过计算机流体动力学(CFD)模拟可优化烟气速度分布、烟气与氨的均匀分布、反应温度、NH3,NOx比，以降低气流压损和氨逃逸率，优化SCR性能参数。
针对不同工程的烟气成分和含尘量等关键参数。通过催化剂选型优化，降低系统阻力的同时延长催化剂使用寿命，防 止催化剂积灰;在系统数值模拟的基础上，优化设计烟道布置、导流板布置、喷氨均布装 置以及氨空气混合装置，提高系统反应效率，降低氨耗量。
2.1.6脱硝还原剂制备
2.1.6.1尿素热解制氨技术
在SCR系统(选择性催化还原脱硝工艺)中，利用还原剂--氨气和NOx
反应来
达到脱硝的目的，目前成熟的还原剂制备工艺有液氨法、氨水法、尿素水解法、尿素热解法。
采用液氨法和氨水法制备还原剂具有工艺简单、能耗低、维护方便等特点，但液氨和氨水都是有毒物质，其运输和储存都属于重大危险源，具有较大的安全风险。使用液氨法作为还原剂时，在设计安全规范、运输线路许可、储存的安全评价及环评认证等支持性文件，并在相关管理部门进行危险化学品使用登记; 采用尿素制备还原剂时，从尿素的运输、储存及最终制成还原剂都非常安全，虽然工艺相对复杂、投资运行费用相对高，但能够确保氨来源的安全可靠。在较大城市、人口密集、和靠近饮用水源的地方，越来越多的电厂脱硝系统开始倾向于选用安全的尿素作为还原剂。该技术已应用于100MW,600MW机组脱硝装置，成功案例表明，该技术各项技术指标稳定可靠。
尿素热解制氨技术利用高温空气或烟气作为热源，将雾化的尿素水溶液迅速分解为氨气，低浓度的氨气作为还原剂进入烟道与烟气混合后进入SCR反应器，在催化剂的作用下将氮氧化物还原成无害的氮气和水。
尿素热解制氨系统一般包括尿素储备间、斗提机、尿素溶解罐和储罐、给料泵、尿素溶液循环传输装置、电加热器、计量分配装置、绝热分解室(内含喷射器)、控制装置等设备。
袋装尿素颗粒储存于尿素储备间，由斗提机输送到溶解罐里，用去离子水将干尿素溶解成质量浓度40%~60%的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐。空预器提供的热一次风通过电加热装置(或直接采用空气加热，也可使用燃油、天然气、高温蒸汽等各种热源)加热到600?左右进入绝热分解室。尿素溶液经由循环传输装置、计量分配装置、雾化喷嘴等以雾化状态进入绝热分解室内高温下分解，生成NH3、H2O和CO2，分解产物通过氨气喷射格栅喷入脱硝系统前端烟道。控制装置保证还原剂的供应量满足锅炉不同负荷与脱硝效率要求。
2.1.6.2技术特点:
使用安全的尿素，且易于运输和储存，无危险源建设、运行、管理的困扰;占地面积小，周围不需要大距离的防火安全间距;与尿素水解相比，投资与运行费用相当，但不需要压力容器，安全性更高;精确计量，调节控制容易，响应速度更快;分解完全，热解炉能将尿素溶液完全分解为还原剂;热源可根据现场实际情况选择性的组合。
国内SCR项目投资估算
国内单位KW投资成本与脱硝率、运行费用表
(254 MW) 燃气-蒸汽 2.1.7 SCR法工程应用实例 北京某热电厂新建两台E 级
联合循环热电机组
北京某热电厂新建两台E 级(254 MW) 燃气-蒸汽联合循环热电机组,配套进行SCR ( SelectiveCatalytic Reduction) 法烟气脱硝装置建设,燃机燃烧的天然气成分见表1 ,余热锅炉中烟气脱硝装置入口烟气参数见表2。 表1 天然气成分
表2 烟气脱硝装置入口烟气参数
2.1.7.1 性能要求
本项目烟气脱硝装置主要性能要求见表3主要性能要求:
2.1.7.2 工艺流程
目前常用的脱硝技术可分为燃烧过程中脱硝和燃烧后烟气脱硝,燃烧过程中脱硝是在燃烧过程中抑制NOX 生成,主要有分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等;燃烧后烟气脱硝是对燃烧生成后的NOX 进行脱除,即烟气脱硝技术,主要有SCR 法和SNCR (Selective Non -Catalytic Reduction)
法, 工业应用中采用较多的是SCR 法烟气脱硝技术。经比较分析,本项目脱硝方
案选用SCR 法烟气脱硝工艺,由于项目所在地位于北京市四环之内,综合考虑还原剂的消耗量和不同还原剂的运输和安全成本,本项目还原剂选用20 %(质量) 浓度的氨水。本项目工艺流程见图
主要可分为还原剂供应系统和余热锅炉烟气系统。运氨槽车运来的20 %浓度的氨水通过氨水卸载泵卸载到氨水储罐中储存,氨水储罐中的氨水经氨水计量泵送到蒸发/ 混合器中被从催化剂层后抽取的再循环高温烟气蒸发并与再循环烟气混合后通过喷氨格栅均匀的喷入到余热锅炉催化剂层上游;从燃机来的烟气经过余热锅炉第一级高温蒸发器换热模组后与喷氨格栅喷入的氨气混合通过催化剂层,烟气中的NOX 在催化剂的作用下,与NH3 发生还原反应,生成无二次污染的N2和H2O ,然后通过余热锅炉的第二级高温蒸发器和省煤器,最后通过烟囱随烟气排放。
2.1.7.3 主要设备选型
本项目余热锅炉烟气脱硝装置主要设备有氨水卸载泵、氨水储罐、氨水计量泵、蒸发/ 混合器、喷氨格栅、烟气再循环风机、催化剂等。各主要设备参数 与功能见表4。
2.1.7.4 运行情况
本项目脱硝装置随主机整体工程于2008 年3月上旬建成后于3 月底和4 月初对单个设备进行了调试,并于2008 年4 月13 日锅炉机组启动后对1 #炉脱硝装置进行了整体启动和调试,脱硝装置一次启动成功运行,各项参数均达到设计值,脱硝效率达到了61.15 %。2 # 炉于2008 年5 月14 日进行了启动,脱硝系统运行稳定,脱硝效率达到61.11 %。到目前为止,本项目两台机组脱硝装置均运行良好.如果机组年利用小时数按3 500 h计算,两台机组每年可减排NOX 约30818 t ,可有效控制NOX 排放,保护环境。
表4 主要设备参数与功能
2.1.7.5 经济分析
经济分析的目的是计算脱硝装置“折算每度电脱硝费用”。基于设计条件和性能要求,本脱硝装置的主要费用包含初建费用、运行费用、设备维护费用、运行人员管理费用等,各项费用说明如下。
初建费用包含脱硝装置首次建设的设备、催化剂、安装等各项工程费用,不包含土地征用和使用费、运行费用包含脱硝装置运行的各项消耗费用,主要包含电耗、还原剂消耗、压缩空气消耗、水耗、催化剂消耗等。对于水耗,本脱硝装置使用
20 %浓度氨水,通常不消耗水,此处不计算水耗;对于压缩空气,本项目消耗量较少,折算到运行费用的电耗中,未单独列出;对于催化剂消耗,考虑到催化剂化学寿命为24 000 h ,每隔6,7 年更换一层为消耗材料,本经济分析将此项列入运行费用。设备维护费用包含脱硝装置所有设备的检修、更换配件和易损件等维护费用。运行人员管理费用包含脱硝装置运行维护人员的工资、福利等。本脱硝装置详细的经济分析表见表5。 表5 经济分析表
2.1.7.6 工程应用重点考虑
燃气余热锅炉SCR 法烟气脱硝与常规火电厂燃煤锅炉或工业锅炉SCR 法烟气脱硝工艺原理相同,但由于余热锅炉脱硝用的催化剂布置在余热锅炉炉内,工程设计还是有较大区别,对于余热锅炉脱硝在工程设计时应重点考虑以下几个方面的内容。
(1) 喷氨混合装置
喷氨混合装置的关键是要考虑氨气和烟气的混合,另外还要考虑装置阻力问题。目前常用于烟气脱硝的喷氨混合装置主要有涡流混合装置、静态混合器和喷氨格栅。涡流混合装置要求的混合距离较大,且引起的烟气阻力较大;静态混合器混合距离较小,但引起的烟气阻力大;喷氨格栅可根据混合距离的远近布置喷
嘴的数量,此方法易于设计且混合阻力小,为余热锅炉脱硝混合装置的最佳选择方案。
(2)喷氨装置的位置
根据余热锅炉结构型式,喷氨装置可布置在锅炉入口喇叭口段,也可布置在炉内催化剂前的换热模组之间。喷氨装置布置在入口喇叭口段可节约炉内混合空间,减少喷嘴数量,但对喷氨装置的材质要求高,且氨分布调整困难。喷氨装置布置在炉内催化剂前的换热模组之间时,对喷氨装置的材料要求较低,氨分布易于调整,能较好的满足机组负荷波动的影响,但要求喷氨装置与催化剂之间有一定的混合距离,加长了炉内烟道。对于不同的余热锅炉型式,脱硝装置设计时应进行综合比较,合理选取喷氨格栅布置位置。
(3)催化剂选型
催化剂从其型式上主要分为平板式、波纹板式和蜂窝式,不同类型的催化剂有其各自的特点,燃气余热锅炉的烟气条件较好,烟气比较清洁,适合于选用比表面积大、活性高的催化剂。另外,烟气系统阻力对燃气余热锅炉也很重要,对于催化剂的选型也要考虑催化剂层阻力大小。综合比较,催化剂可优先选用波纹板式或蜂窝式。
2.2 SNCR脱硝技术
2.2.1 SNCR技术
SNCR工艺技术，又称为热力脱硝技术。最初由美国的Exxo rl公司发明，并于1974年在日本成功的工业化应用。SNCR是一种不用催化剂，在850?’1100?炉膛温度区域内，喷入还原剂氨或尿素与NOx反应，迅速生成无害的N2和H20的过程进行脱硝。一般SNCR技术脱硝率约30一50,。
SNCR技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。这种技术的不足之处就是NOx的脱除效率不高，氨逃逸比较高。所以单独使用SNCR技术受到了一些限制。但对于中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。
因不使用催化剂，不会导致S02,S03氧化，造成堵塞或腐蚀的机会最低，没有压力损失;NH3逃逸在10,15ppm[2]。通常在炉膛内喷射还原剂，但还原NOX
的反应对于温度条件非常敏感，反应温度窗口的选择是SNCR还原NOx效率高低的关键之一，温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等差数。最佳的反应温度窗的温度范围为850,1150?;当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。SNCR工艺技术的关键就在于，还原剂喷入系统必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，即尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制获得较小的氨逃
逸。
SNCR工艺喷氨示意图
与SCR技术相比，SNCR技术没有SCR技术所用的昂贵的脱硝催化剂，其技术优势就在于投资与运行成本少，SO2/SO3转化率小。SNCR的缺点是脱硝效率相对较低，通常大型锅炉的SNCR脱硝效率在40%以下。
2.2.2 SNCR脱硝技术的特点
使用安全的尿素还原剂，不产生液体或固体的废料;设备采用模块化结构，安装简便，建设周期短; 所占空间极小，锅炉SNCR喷射区可以全部布置在锅炉平台上; 喷射是多层次的，并且随负载及操作指令自动控制; 对煤种变化不敏感;
适用: 煤、石油、天然气、水泥窑、垃圾炉等; NOx脱除效率25~50%，某些炉型可以更高;投资少，运行成本低; 适用于脱硝效率要求不高的机组，特别适用于机组脱硝改造工程; 在机组排放要求较高时，具有与LNB+OFA和SCR技术结合的手段。
2.2.3 SNCR脱硝技术在中小型工业锅炉中的应用
以广州某纺织印染有限公司75T,h燃煤锅炉SNCR脱硝改造
2.2.3.1 工艺选定
对于NOx的减排控制，可以根据Nox的产生过程，采用锅炉燃烧优化调整和燃烧后尾部烟气处理(SNCR)相结合的方式对烟气中的含氮气体进行净化处理。
2.2.3.2工艺性能参数描述
(1)影响脱硝效果的主要因素在SNCR技术设计和应用中，影响脱硝效果的主要因素包括:尿索和NO。反应的停留时间、反应区内的温度、基线NO。浓度、喷射区域CO浓度、还原剂的分布均匀性、氨逃逸等。
(2)保证脱硝效果的措施采用新型还原剂注入器，使用压缩空气作为雾化介质，液滴尺寸合理、分布均匀，与烟气中的NO。混合良好;结合锅炉的燃烧温度分布及喷射区的CO浓度，对燃烧装置内烟气流动和温度场进行电脑模拟，选取适于反应的温度区域，在这些温度区域选取适量的点安装喷射器以保证在适当的温度处喷人还原剂;通过精确的计算，严格控制喷入炉膛的还原剂量，减少剐反应(降低氨逃逸的目的。
2.2.3.3工艺说明
(1)还原剂制备储存系统还原剂:脱硝系统采用固体尿素颗粒现场配制成的40,(wt)尿素水溶液作为还原剂，经稀释后的尿素溶液喷入锅炉烟气中进行脱硝反应。尿素(NH2)2CO喷人炉内后，与NO的反应机理如下:
(NH2)2CO---*NH3+HNCO NH3+OH--*NH2+H20
NH2+NO--*N2+H20 HNCO+H—-NH2+CO
CO+02-+C02 总的反应式为:
(NH2)2CO+2NO+02=N2+C02+2H20
尿素溶解水及稀释水:喷人炉膛的尿素是溶液状的，作为溶剂的水应是具有软化水质量的纯水。
尿素溶解热源:尿素在水溶液中的溶解过程属于吸热过程，在溶解过程中需要吸收大垃的热量。
尿素站:尿素存储系统、尿素溶液配制系统和尿素溶液储存系统集中布置，共同组成尿素供应站(简称为尿素站)。
它的主要设备包括:台斗式提升机、尿素溶解罐、尿素溶液储罐、尿素溶液输
送泵、立式高压离心输送泵。在尿素站内完成40,尿素溶液的配制、40,尿素溶液的储存。
(2)尿素溶液循环系统尿素溶液循环系统是指尿素溶液储罐内储存的尿素溶液经立式高压离心输送泵输送至SNCR脱硝系统，回流液自动返回尿素溶液储罐的系统。
(3)稀释,计量模块稀释计量模块为SNCB系统提供定量的还原剂和调节压力。模块包括多级离心泵，用于计量的调节阀和电磁流量计，用于控制压力的控制阀和压力传送器等。模块采用PLC进行控制，控制信息上传到脱硝上位机。
(4)分配模块分配模块由一个自由基座、空气压力调节器、还原剂流量表、手动喷射区隔断阀及仪表组成，用来控制每个喷枪的雾化,冷却空气、混合的化学剂和冷却水的流量。空气、混合的化学剂可以在此模块上进行调节，使得混合液达到最适宜的雾化效果，取得最佳的NO。还原效果。
(5)炉前喷射系统炉前喷射系统由两层喷射层(共7个喷射器)组成。喷射层均布置在炉膛燃烧区上部和炉膛出口处，以适应锅炉负荷变化引起的炉膛烟气温度变化，使尿素溶液在最佳反应温度窗口喷入炉膛。每个喷射器插入炉膛的地方均设套管固定，当喷射器不投运时，可以方便的将喷射器从炉膛退出避免高温受热。
(6)电气控制系统脱硝电气控制系统采用独立的控制系统，由脱硝上位机、
数据通讯网络、控制器及现场仪表所组成;系统又分为公用配置控制系统和脱硝工艺控制系统。公用配置控制系统可实现脱硝尿素溶液高流量循环组件、尿素溶液配料、输送过程的自动控制。
2.2.3.3实施效果
该纺织印染有限公司SNCR脱硝改造项目是属于广东省首批采用选择性非催化还原技术对中小型工业锅炉进行脱硝降氮的项目。项目已完成168小时试运行，并通过当地环保部门竣工验收。竣工验收监测数据表明通过采用SNCR脱硝改造，能够将NOx的排放浓度控制在]50mg,m3以下(环境温度:31(5?。100(50kPa)。
2.2.4.SNCR法影响NOx还原率的因素
虽然SNCR方法从原理讲上比较简单，但在实际的应用中有许多因素影响到NOx的还原率。主要的因素有四个:
2.2.4.1还原剂喷入点的选择
喷人点必须保证使还原剂进人炉膛内适宜反应的温度区间(900 --1 100"C)。温度高，还原剂被氧化成Nox，烟气中的NOx含量不减少反而增加;温度低，反应不充分。造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。图为美国环保署Daniel C Mussatti等人做的NOx还原率与反应温度和停留时间的关系的实验结果。
2.2.4.2合适的停留时间
因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。从图2可以看出:停留时间从lOOms增加到500ms，NOx最大还原率从70,上升到了93,左右。
2.2.4.3适当的NH3,NOx摩尔比
NH3,NOx摩尔比对N0x还原率的影响也很大。根据化学反应方程，NH3,NOx摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，NHa,NO，摩尔比一般控制在1(0,2(0之间，最大不要超过2(5。NH3,NOx摩尔比过大，虽然有利于NOx还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。
图为NOx还原率与NH3,NOx;摩尔比的关系图，从中可以看出，当NH3,
，随NH3,NOx摩尔比增加NOx还原率显著增加，但NH3NOx摩尔比小于2
,NOx摩尔比大于2后，增加就很少。
图为NOx还原率与氨逃逸率的关系图，可以看出，NH3,NOx摩尔比增加,NH3x还原率增加，但氨逃逸率也增加了。
2.2.4(4还原剂和烟气的充分混合
两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的，NH3
,NO摩尔比下得到较高的Nq还原率的基本条件之一。
只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的难度。国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NO。还原率只有25,,40,。
图为美国环保署Daniel C(Mussatti等人所做的NOx还原率与锅炉容量之间关系的统计结果。从中可以看出，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。以上四个方面的因素都涉及到了SNCR还原剂的喷射系统，所以
在SNCR中还原剂的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。
2.2.5 SNCR工艺的经济性分析
SNCR工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成本和运行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改
15,kW之间，造。对于电站锅炉，投资成本依据NOx排放浓度的不同在$5,假如考虑到电厂辅机系统的改造，最大的投资成本要达到$ 20,kW。对相同型式的锅炉，平均投资成本随着锅炉尺寸的增加而减少。由于具体情况不同N0x
,2 000,t之间。对于电站锅炉来说，影响脱除成本的因的脱除成本大概在$400
素有:烟气中的NOx的含量、要求的脱除率、锅炉尺寸、容量因子、热效率、改造的难易程度和工程设备的使用寿命。用均化成本表示的SNCR的成本大概在0(5,3(5mill
,kW?h(美厘,千瓦时)之间。表1为国外电厂已运行SNCR脱硝技术经济指标。
为了最大的减少对锅炉正常运行的影响，SNCR系统的准备安装可在6,8周内完成，然后利用计划内3天停炉时间彻底完成。
2.2.6 SNCR技术在各国的应用
SNCR是一项成熟的技术。1974年在日本首次投入商业应用，到目前为止，全世界大约有300套SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它燃烧装置。在美国，SNCR的首次商业应用是1988年南加州的一家石油精炼厂的锅炉。到今天，SNCR的商业应用以及全尺度的示范工程已经运用于燃用各种燃料的所有类型的锅炉中，其中有30个电站锅炉应用了SNCR技术，容量总共约为7100MW， 其中有5个机组的容量超过了600MW，最大容量达到了640MW。在德国，sNcR主要应用予的市政废物焚烧炉上。此外20多个燃烧重油的快装锅炉也使用了SNCR。在瑞典，Linkoping P1地区的供热站的燃煤锅炉使用SNCR，烟气中的NOx含量为300 --350×10-6时可降低65,的排放。在捷克，1992年以来，为了满足新的环境标准的要求，5个燃煤锅炉安装了SNCR系统。在韩国，1999年9月韩国电力公司的250MW的B,W对冲燃烧燃煤锅炉上安装了SNCR，在烟气中的NO。含量为400X10-6时，还原率为40,，氨逃逸率为15×10-6。在中国台湾，中钢公司动力工厂的一个55MW的美国CE公司燃煤锅炉安装了SNCR，在烟气中NOx含量为300×10-6时可得到43,
的还原率，同时氨的逃逸小于10×10-6。
2.2.7 SNCR的应用中可能出现的问题
?SNCR工艺中氨的利用率不高，为了还原NO;必然使用过量的氨，容易形成过量的氨逃逸。氨的逃逸造成环境的污染并形成氨盐可能堵塞和腐蚀下游设备。
?形成温室气体N2O,研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N2O。
?如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的CO排放。这是因为低温尿素溶液喷人炉膛内的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致CO排放的增加。
?在锅炉过热器前大于800?的炉膛位置喷人低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧，引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。
2.3 SNCR技术与其它技术的联合应用
由于电站锅炉炉膛尺寸大及负荷变化，造成单独使用SNCR的NOx脱除效率低(<50,)，而氨的逃逸却较高(>10×10)，所以目前国外大型电站锅炉单独使用SNCR的不多，绝大部分是SNCR技术和其他脱硝技术的联合应用。 _6
2.3.1 SNCR/SCR混合脱硝技术(SNCR/SCR Hybrid Process)
氨逃逸率的要求限制了SNCR的脱硝效率，但在SNCR,SCR系统里，SNCR所产生的氨可以作为下游SCR的还原剂，由SCR进一步脱除NO，，同时减少了SCR的催化剂使用量，降低了成本。在美国南加州使用该系统的燃煤锅炉的NOx;脱除率可达到70,92,，在新泽西州液态排渣燃煤锅炉可达到90,，氨逃逸在2×10-6以下。
SCR和SNCR相同，都是在一定温度下，加入烟气中的氨或尿素溶液等与NOx 发生还原反应，生成无害的氮气和水，不同之处是前者有催化剂的参与，而催化
1 100?降至300,400? 剂的参与降低了反应温度窗(由不加催化剂时的800,
或更低)，并提高了反应效率。
传统SNCR/SCR混合法工艺具有两个反应区，通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，首先将还原剂喷人第一个反应区——锅炉炉膛，在高温下尿素溶液与烟气中NO 发生非催化还原反应，实现初步脱氮;并且在锅炉高温下产生的逃逸氨与
锅炉烟气混合，进入第二个反应区——SCR反应器，在催化剂的作用下，氨气和NOx进行化学还原反应，生成无害的氮气和水。
SNCR/SCR混合脱硝技术则是在传统的混合法工艺基础上，采用特殊的尿素喷射布置设计和流场混合技术，能更好地控制SNCR段尿素喷射方式，改善SNCR逃逸氨的分布，降低还原剂的消耗量，对NOx终端排放值的检测与控制也更加灵敏，可以有效消除传统混合法经常出现左右两侧烟气NOx排放的不平衡的现象，达到脱硝过程高效低耗的目的，是一种改进型混合脱硝工艺。
2.3.1改进型的混合法工艺相对传统的混合法工艺的主要区别: 通过尿素补充喷射器补充后端SCR氨需量的不足，因此SNCR的氨逃逸率可以要求较小，从而降低整个混合工艺的还原剂消耗量。SCR的脱硝效率的设计不受氨逃逸量的限制，真正实现超过SCR脱硝效率的设计极限值，使得
SNCR/SCR混合应用后的脱硝效率可以达到更高，可以使用在诸如W型火焰的锅炉上。 采用特殊的流场混合器/导流板设计，使烟气/氨气在较短的烟道内进行混合，设计施工容易实现。对NOx终端排放值进行自动调节的控制方法更有效。
2.3.2改进型混合法工艺与SCR工艺对比的特点:
改进型混合工艺可获得与SCR工艺一样甚至更高的脱硝率，且工程造价和运行成本更低;有效减少催化剂用量，且催化剂的寿命一般为3,5年，之后就必须进行再生或更换，因此混合法可明显减少催化剂的回收处理量; 不需要设置静态混合器、AIG，无需加长烟道，催化剂用量减少也使得反应器体积小，因此混合法脱硝对空间适应性强，适用于很多空间受限制的改造项目; 脱硝系统阻力小，系统压降将大大减小，从而减少了引风机改造的工作量，也降低了运行费用;由于减少了催化剂使用量，SO2/SO3转化所引起的腐蚀和ABS阻塞问题明显减少;前端SNCR的设计无需考虑氨逃逸，有助于提高SNCR阶段的脱硝效率;尿素溶液可以直接喷射进入锅炉，不需要尿素热解、尿素水解等复杂的还原剂分解系统，降低工程建造成本，并减少占地，降低安全隐患.
2.3.2 SNCR和低NO。燃烧器的联合应用
2001年的美国的一份政府科技报告称:B&w公司和其他两个研究机构正联合开发一种适用于大多数煤种的超低NOx燃烧器和SNCR的联合脱硝技术，它的运行和建设成本约为SCR的一半，但NO，的排放可达到SCR的标准。
2.3.3 SNCR和再燃烧技术的联合应用
在燃料富集的条件下再燃烧，可造成还原气氛还原烟气中的NOx,在再燃烧的燃尽过程中，燃烧温度低于正常的燃烧温度，可以使相当的一部分NOx还原成N2。在美国威斯康星州电力公司的620MW的燃煤锅炉上应用SNCR和再燃烧技术，达到了56,的NOx还原率。在PSE&G Mercer Station的两个320MW的煤粉锅炉使用该技术达到了60,的NOx还原率。
2.4电子束氨法烟气脱硫脱硝技术
电子束氨法烟气脱硫脱硝技术是我国核技术在环保领域的典型应用，是军转民工作的重要成果。该技术利用电子加速器产生的电子束辐照含二氧化硫和氮氧化物的烟气，同时投加氨脱除剂，实现对烟气中二氧化硫和氮氧化物脱，EA-FGD技术实现了硫氮资源的综合利用和自然生态循环，是一项绿色的资源化综合利用
烟气净化技术，代表了烟气脱硫技术的发展方向。EA-FGD技术可广泛应用于燃煤电站、化工、冶金、建材等行业。
2.4.1工艺原理
EA-FGD 技术是利用~1MeV的电子束对经过降温增湿的烟气进行辐射，使烟气中的O2、N2、H2O 等成分生成多种强氧化性自由基OH、N、H2O、O和H等，氧气烟气中的SO2和NH4NO2，主要技术原理见下图。
电子束氨法烟气脱硫脱硝技术原理图
2.4.2工艺流程
EA-FGD技术采用烟气调质、加氨、电子束辐射和副产物收集的工艺流程，装置主要由烟气调质塔、电子加速器、副产物收集器、氨站、控制系统和辅助装置
构成。烟气通过烟气调质塔调节烟气的温度和湿度，然后流经反应器，在反应器中，烟气中SO2和NO2在电子加速器产生的电子束作用下，同NH3反应得到去除。副产物收集器收集生成的硫酸氨和硝酸氨微粒，净化后烟气经由原烟囱排放，脱硫剂氨由氨站提供，整个装置在DCS控制系统的管理下工作
2.4.3、技术特点
(1) 高效率脱硫脱硝一体装置，能同时脱除烟气中95%以上的二氧化硫和高达70%的氮氧化物，无需另建脱除氮氧化物的装置，节省占地;
(2) 不产生废水、废渣等二次污染物，避免了其它脱硫技术处理废水和固体废弃物的建设投资和运行费用;
(3) 副产物是硫酸铵和硝酸铵，可用作优质化肥，实现了氮硫资源的综合利用和自然生态循环;
(4) 是一种较为经济的烟气脱硫脱硝方法，更适用于高硫煤机组脱硫，煤炭含硫量越高运行费用越低。如果计算副产物收益及使用高硫煤节约费用，其运行费用极低甚至可以抵消运行费用;
(5) 烟气变化的负荷跟踪能力强，能在数分钟内自动调整装置系统的工作状态，满足电站调峰和机组工况变化范围宽等情况的需要。
3.工程实例
4.数据分析
4.1.NOx排放值的计算和换算方法
换算为参考氧量(1ppm=2.05mg/m3)
参考氧量下的NOx=[NOx]X{21-O2，参考值}/{21-[O2,测量值]}
式中[NOx]——测得的NOx(NO+NO2)浓度，ppm;
[O2,测量值]——测得的O2浓度，%
O2，参考值——参考O2浓度，%，一般取6%O2浓度
4.2国内技术经济分析
我国对脱硝进行技术经济评价立法的研究处于探索期。到目前为止，还未形成完整的得到权威部门认可的烟气脱硝经济评价规则。对电厂N0;排放造成的经济损失估算也还没有建立一套完整的数据收集分析系统。
年费用?
式中:K为脱硝装置整个投资周期的动态投资额;S为年运行费;G为资金回
收因子，
，其与银行利率和装置的经济寿命相关(使用时必须认真考虑;n为经济寿命期;i为银行平均贷款利率;P为年收入,
脱除每吨N0。的费用
式中N为年脱除NOx的总吨数。
由此只需知道装置的投资额、年运行费用及经济寿命期内的平均贷款利率(就可以对不同的烟气脱硝技术进行较准确的定量化技术经济比较。动态投资与静态投资相比(考虑了资金的时间价值(使计算结果与实际情况更吻合。它主要包括工程建设费和建设期贷款利息。工程建设费包括设备购置、建筑工程、设备安装的工程费(包括对空气预热器的改造)、基本预备费等。
年运行费用主要包括人工费、用电费、大修费、还原剂消耗(通过化学反应平衡方程计算)及催化剂更换费用。
范文四：燃气锅炉事故处理
燃气锅炉事故处理
1. 锅炉满水现象及处理
现象：1.汽包水位计高于水位上极限或看不见水位。 2. 电接点水位计呈全绿色。
3. 水位警报器发出预警信号和高水位信号灯亮。 4. 过热蒸汽温度下降，含盐量增加，蒸汽含水量增大。 5. 给水量不正常的大于蒸发量。 6. 严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处向外冒汽。
原因： 1. 运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误判断、误操作。 2. 水位计水连管、汽连管、水位计各个旋塞堵塞或结构不合理，造成假水位。 3. 水位计放水旋塞或水旋塞漏水，使水位指示不准，造成假水位。 4. 自动给水阀调整门失灵。 5. 给水压力突然升高。 6. 负荷突然降低未及时调整给水量。锅炉满水的预防 :1. 严格执行锅炉运行规程，不间断地监视电接点水位计及水位表，进行电接点水位计与汽包水位计对照，确保各水位指示正确。 2. 经常保持锅炉给水自动调整器、水位表及电接点水位计灵敏，准确的工作，若有缺陷或指示不正确，应及时与热工联系，进行消除。
处理： 1. 打开水位计的放水旋塞，当水位表中出现水位并很快下降，是轻度满水，则应立即关小给水调整门，打开事故放水门，使汽包水位迅速至可见水位；若水位表中看不见水位汽包是严重满水，这时应立即打开事故放水位，通知汽机注意蒸汽温度，若汽温呈急剧下降趋势，应通知汽机进行疏水，锅炉立即停运。 2. 在发生增水时，停止汽包上水或上水量调至较小时应打开再循环阀门。 3. 严重满水事故发生后，应当找开过热器口各联箱疏水门，以缓解低温蒸汽对设备的损坏。 4. 停炉后采用处理方法，水位恢复正常，汽水系统经检查正常时，可以启动锅炉。
2. 锅炉缺水现象及处理
现象： 1. 汽包水位低于最低允许水位，严重时看不见水位。 2. 水位警报器发出声响和低水位信号灯亮。 3. 过热蒸汽温度升高。 4. 电接点水位计呈全红色。 5. 锅炉排烟温度升高。 6. 给水量不正常的小于蒸汽流量。 7. 严重缺水时，可以在锅炉近旁嗅到焦味。 8. 从火孔内可以看到水冷壁管烧红，甚至管子爆破，这时给水量会大于蒸汽流量。
原因： 1. 运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。 2. 自动给水调整失灵。 3. 锅炉给水阀及逆止阀发生故障。 4. 锅炉打排污管道、排污阀出现严重泄漏未及时发现。 5. 给水泵发生故障造成给水压力下降，锅炉负增加未及时调整。 6. 水冷壁或者煤器管破裂。
处理： 1. 当锅炉汽压和给水压力正常，而汽包水位降至最低允许水位时，应采取下列措施： 1) 进行汽包各水位计的对照与清洗，以检查指示是否正确。 2) 将自动装置退出必为手动上水。 3) 开大给水门加强上水。 2. 当锅炉水位从水位计中消失时，可采取下元列措施 1) 进行汽包的叫水，其操作程序为： A. 先开启水位表的放水旋塞 B. 后关闭水位表的气旋塞 C. 再关闭水位表的放水旋塞，一关一开重复几次，此时应注意水位表内是否出现水位。 D. 最后开启气旋塞，关闭放水旋塞 2) 经叫水后，水位表中出现水位时，可增加给水使水位恢复正常，注意不要把水上过头。 3) 经叫水后，水位表中不出现水位时，严禁向锅炉上水，必须立即紧急停炉。
汽水沸腾的现象及处理
现象： 1. 气包水位表内水位剧烈波动，没有明显的水位线，有时看不请真实
的水位线。 2. 蒸汽温度下降，含盐量增加。 3. 严重时，蒸汽管路发生水冲击，法兰处冒气。
原因： 1. 炉水质量不符合要求。 2. 没有进行连续排污或未按规定进行定期排污。 3. 升压供气时，开启主气门过快。 4. 锅炉负荷增加过急。 5. 锅炉严重超负荷运行。 6. 锅炉突然出现严重泄漏。
处理： 1. 减弱燃烧，减少锅炉蒸发量，降低负荷。 2. 全开连续排污，适当开启下锅筒定期排污，同时加强给水。 3. 开启过热器，蒸汽管路和集箱疏水。
4. 通知化验对锅水、蒸汽进行取样分析。 5. 炉水质量未改善前，不允许增加负荷。 6. 故障消除后冲洗汽包水位计。
4.水冷壁爆管现象及处理
现象： 1. 爆管不严重时，可以听到汽水喷射响声，严重爆管时，有显著的爆破声。 2. 燃烧室、炉膛内由负压突变为正压，水位和压力迅速下降。 3. 排烟温度降低。 4. 炉膛温度下降，燃烧不稳定，甚至灭火。 5. 引风机电流增大，负荷增大。
原因： 1. 锅炉给水质量不符合标准，水质量不符合标准，水质监督不严格，引起管子内结垢腐蚀。 2. 锅炉在安装或检修是杂物未清扫干净，造成管子内堵塞使水循环破坏。 3. 管子内水垢脱落“搭桥”，造成水循环不良。 4. 管子材质不良或有严重缺陷。 5. 燃烧器火焰角度不好，造成管子局部过热。 6. 安装不良造成管子不能自由膨胀，使胀口松动裂纹。 7. 给水温度过低或温度变化频繁，产生有害应力，造成胀口松动或产生裂纹。 8.未对锅炉进行除氧。处理： 1. 若泄漏不严重，尚能维持水位的，可报告上级领导，降低负荷，请示停炉时间。 2. 严重爆管时，立即紧急停炉，只保留引风机运行。 3. 在进行给水情况下，经加强给水仍在水位计中看不到水位时，应立即停止给水。 4. 炉内蒸汽消除后，可退出引风机运行。
5.过热器管损坏现象及处理
现象：1. 过热器部位有蒸汽喷射声。 2. 蒸汽流量不正常地小于给水流量。 3. 严重时汽压下降。 4. 炉膛负压不正常的减小甚至出现正压。 5. 过热器后烟温降低。 6. 过热器出口蒸汽温度发生较大的变化。 7. 引风机负荷增大，电流升高。
原因： 1. 蒸汽品质不好使过热器管内结垢。 2. 过热器处烟气偏流，使局部过热器管热量集中过热损坏。 3. 过热器内有杂物堵塞。 4. 过热器管材质不良或长期限在高温下使用，管材发生蠕变。三、过热器管损坏的处理： 1. 轻微泄漏时，适当降低负荷，允许在短时间内运行。 2. 严重泄漏时，应立即紧急停炉，避免事故扩大。 3. 保留引风机运行以排除炉内蒸汽。
6.省煤器损坏现象及处理
现象： 1.省煤器部位有泄漏声。 2. 省煤器处烟气温度降低，烟囱出现灰白色或白色烟锅炉水位下降， 3. 给水量不正常地大于蒸汽流量 。
原因：1. 给水未进行除氧造成管内壁腐蚀， 2. 间断给水造成省煤器温度和压力变化比较频繁，忽冷忽热造成金属疲劳， 3. 省煤器管被异物堵塞过热。 5. 省煤器在安装、检修质量较差，材质不符合要求。
处理： 1. 泄漏较轻不影响汽包水位情况下，适当降低锅炉蒸发量，请示停炉时间， 2. 严重泄漏时，应立即紧急停炉， 3. 引风机继续运行排净烟道内的蒸汽。
7.汽包水位计损坏
原因： 1. 温度的骤然变化使水位计玻璃管炸裂。 2. 玻璃管质量差，存在微裂的缺陷。 3. 运行人员误碰撞。 4. 水位计构件质量低劣。
处理： 1. 锅炉汽包若有两个或两个以上水位计，只损坏一只可继续运行，并将损坏水位解列，解列程序为先关闭水气旋塞，而后开启放水门。 2. 锅炉汽包水位计全部损坏，具备下列条件者，允许锅炉继续进行2小时： 1) 电接点水位计指示正确，并在4小时内与汽包水位计校对过 2) 给水自动调节动作灵敏可靠 3) 水位警报可靠若不具备以上条件者，应立即停炉。
8.锅炉超压处理
现象： 1. 气压急剧上升，超过许可工作压力，安全阀动作。 2. 超压报警信号动作。 3. 蒸汽流量减少，蒸汽温度升高等。
原因： 1. 用气设备发生故障突然停止用汽。 2. 运行人员操作失误。 3. 压力表批示不准确或电动主汽门误动作。
处理： 1. 保护水位、减弱燃烧。 2. 若安全阀不能自动排汽时，可人工启动安全阀，打开对空排汽门。 3. 加强给水和排污，降低锅内温度。 4. 检查超压原因和本体设备有无损坏，再决定停炉或恢复运行。
9. 锅炉炉膛、烟道爆炸和尾部烟道燃烧事故
现象： 1. 锅炉排烟温度剧烈升高。 2. 空气预热器热网温度不正常的升高。 3. 烟道、炉膛内负压严重变化，甚至出现正压。 4. 烟囱冒出液烟、火星、火焰。
5. 锅炉防爆门动作，并伴有沉闷的响声。 6. 爆炸剧烈时，防爆门全部冲开，炉墙砌体炸飞、倒塌，炉顶掀开，钢架可能变形损坏。
原因： 1. 锅炉炉膛、烟道内存有可燃性气体未被抽尽，与空气形成爆炸混合物，遇到明火燃爆。 2. 配分不当或配分不合理，燃气未完全燃烧，随烟气带入烟道，一旦具备燃烧条件，造成二次燃烧。 3. 锅炉长期低负荷运行，炉温过低，烟气流速过低，烟道内易积存大量可燃物。 4. 工作人员点火时没有按照先通风，再点火的操作程序启动锅炉，当一次点火失败后，没有排除炉膛外的可燃气体再次点火。 5. 运行中，某一或全部煤气电磁阀误动作或误操作，造成燃烧系统某一燃烧器或全部燃烧器灭火，阀门未关严，造成燃气大量漏入高温炉膛运行人员未及时发现进行处理。
预防： 1. 严格按照燃气锅炉的点火程序点火 2. 加强燃气调整，使燃气充分完全燃烧 3. 加强责任心，减少杜绝误操作现象四． 处理 1. 如发现爆燃。排烟温度升高等应迅速查明原因采取措施 2. 对锅炉发生严重爆燃事故，造成设备人员伤亡的，应立即组织人员进行抢救伤亡人员→切断电源、燃料源→灭火→保护事故现场→向上级领导报告并组织事故调查。
10.锅炉水冲击事故
蒸汽管道内发生水冲击原因： 1.在外送蒸汽前，未进行暖管疏水或疏水不彻底。
2.锅炉高水位运行，增加负荷过急，锅炉满水或发生汽水共腾，蒸汽将大量的水带入到管道中。
处理： 1、供汽时，若有水击现象，应停止供汽加强疏水、暖管。 2、锅炉不允许高水位运行，在满水或汽水共腾现象出现时，按规程执行操作。 3、蒸汽管道发生水击，无论是何原因，都必须加强疏水。
汽包内发生水击原因：汽包水位偏低，使给水管暴露于蒸汽空间处理：保持正常水位，提高进水温度。降低进水压力。
省煤器内发生水击原因 ：1. 锅炉点火时未排尽空气 2. 省煤气再循环门开关错误，造成省煤器汽化 3. 水温过低处理： 1. 提高给水温度 2. 检查给水系
统阀门开关是否正确 3. 若点火时发生水击，增加上水与放水的频次，并适当延长点火升压时间。
11.厂用电中断
现象： 1. 所有转动机械电压。电流指示为零 2. 照明灭，事故照明动作投入 3. 仪表全部无指示。 4. 气压有可能迅速升高。安全阀动作。
处理： 1. 首先切断燃气系统各阀门，并认真校对确认 2. 开启省煤气再启动循环门 3. 执行紧急停炉操作程序 。
12. 风机故障
引、送风机故障现象： 1. 电流表指示摆动或突降至零。 2. 风机有不正常摩擦声及回响。 3. 轴承温度过高 4. 风机振动，串轴过大。
原因： 1. 叶片长期受空气.烟气冲刷磨损，腐蚀，造成转子出现动不平衡 2. 地脚螺栓松动 3. 基础出现裂缝，沉降。 4. 润滑系统出现问题，造成轴承损坏。
5. 安装检修质量不好。
处理： 1. 如遇下列情况应立即停运风机 a风机发生强烈振动和摩擦 .b风机轴承温度不正常的升高，采取措施仍继续升高时 .c 电机温度较高，超过允许值且在周围嗅到焦糊味时 .d 电气系统故障，不能立即解决的 .2. 风机出现震动。磨擦。有金属撞击声不致引起设备损坏时，可降低风机出力，使其继续运行并加强监控，若能在运行中把故障清除应应立即采取措施恢复一次若不成功立即联系司炉工及电器人员。
13.锅炉熄火事故
现象：1.炉膛负压突然增大。2.由观火孔看不到火焰。3.汽温汽压下降。4.汽温汽压和蒸汽流量都不同程度的下降。5
原因：1.锅炉负荷较低，不利于新进燃气的着火和稳定燃烧。2.燃气性质发生变化或短时中断。3.燃烧室负压太大，火焰被拉断。4.炉管爆破致使大量汽水喷人炉内。
处理：发现灭火后立即停止向炉内供应燃气，将所有自动改为手动，减少给水并保持汽包在低水位，以防重新点火后满水，增大引风吹扫炉膛。
范文五：燃气锅炉烟气余热回收的特点
燃气锅炉烟气余热回收的特点
天然气在燃烧后会放出大量的热量，但是这些热量对于传统燃气锅炉来说可以利用的热能只有一部分，有很多热量的白白浪费掉。一般情况下普通燃天然气锅炉的排烟温度一般在120～200℃，这些烟气含有8%～15%的显热和11%的水蒸气潜热。很多市民都有印象，一到冬天，锅炉房周围烟雾缭绕，这是因为天然气中含有大量氢元素，燃烧产生大量水蒸气。排烟温度较高时，水蒸气遇室外冷空气后凝结，随着烟气排放，形成“白烟”。加装了烟气冷凝器的燃气余热回收设备主要目的就是通过冷凝器把烟气中的水蒸气变成凝结水，最大限度地回收烟气中含有的潜热和显热，使回收热量后排烟温度可降至25℃左右，如排烟温度从160℃降至25℃，意味着中间135℃所产生的热量可被回收利用，节能能源。烟气余热回收具有以下的特点：精彩内容，尽在百度攻略：https://gl.baidu.com
一、在采暖季
燃气锅炉的烟气首先通过一级热回收换热器，120℃～200℃的烟气和换热器内的采暖回水发生热交换，将采暖回水加热至50℃～60℃并入供热管网，同时烟气温度降为60℃～80℃；经过一级热回收降温的烟气再通过二级热回收，热量被双热源热泵的15℃～20℃热源冷水所吸收，大量的潜热被吸收，最后排出20℃～25℃的烟气。这时双热源热
泵工作在水源工况状态，产生50℃～60℃的热水可提供生活热水或并入供热管用。精彩内容，尽在百度攻略：https://gl.baidu.com
二、在非采暖季
双热源热泵机组工作在空气源工况状态，吸收空气中的能量，产生55℃的热水提供作生活热水。
三、烟气热回收方案在其他方面的意义精彩内容，尽在百度攻略：https://gl.baidu.com
（一）节水。在热量回收的同时，产生大量的冷凝水，每蒸吨每小时产生100kg冷凝水，这些水经过燃烧，含少量酸性物质，经过碱中和及过滤，可用于锅炉补水或其他工业用途 (以10吨的锅炉为例，年运行时间150天计，全年可回收水3600吨) 。
（二）减排。天然气中烟气的有害成分主要是水蒸气、一氧化氮和二氧化氮。其中一氧化氮通过氧化可转化为二氧化氮，二氧化氮溶解于冷凝水中，可大大降低燃气锅炉烟气排放中的有害成分，是一个简单高效，低成本的燃气锅炉脱硝模式。
燃气锅炉烟气余热回收具有节能、节水、减排三个方面重大意义。精彩内容，尽在百度攻略：https://gl.baidu.com
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