燃煤锅炉脱硝改造技术选择分析

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Selection of denitration Selection of denitration technology technology technology of coal of coal of coal--fired boiler fired boiler in in in modification works modification works modification works 摘要摘要 本文通过对比燃煤锅炉脱硝改造的各种技术，分析主要技术的应用可适用性，并通过实例说明如何选择合适的燃煤锅炉脱硝改造技术。

Abstract Abstract: In this paper, through the comparison of various De-NO x technology of coal-fired boiler，The article analyses the applicability of main technology, and explains how to select the appropriate denitration technology of coal-fired boiler in modification works.
关键词关键词 脱硝技术，改造工程，应用分析
Keywords:
Keywords: denitration technology; modification works; applied analysis 1 前言前言
随着社会经济的快速发展，工业企业污染物排放对环境的影响日益加剧。

经济发展与环境保护的矛盾日益突出。

为了适应国家可持续发展要求，构建和谐社会，国家对环保提出了更高的要求和标准，尤其对大气污染物的治理加大了力度。

随着我国脱硝政策的出台，电力系统首当其冲地成为脱硝减排的重点对象。

据统计[1]，每年有超过40%的氮氧化物排放来自发电厂。

因此，脱硝政策针对电力系统制定了严格的氮氧化物排放标准，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的氮氧化物排放标准为100mg/m 3，对于采用W 形火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批绵火力发电锅炉执行200mg/m 3，甚至低于美国和欧洲的排放标准[2]。

新排放标准的推出，引起了电力行业、环保从业人员以及电力行业各级领导的高度关注和重视。

各大电力集团新建机组都随主机配备了SCR 烟气脱硝装置。

对于那些已投运电厂基本上都需要进行低氮燃烧改造或加装脱硝装置。

与严格的排放指标相比，中国的电厂对燃煤锅炉的脱硝技术和性能的了解还处于相对初级阶段，对脱硝技术的选择，尤其是已投运机组的脱硝改造技术的选择应用以及投资运行成本等了解还不够全面。

本文通过老机组脱硝改造实例，对脱硝技术的选择进行分析,为燃煤电厂锅炉脱硝改造技术选择提供参考依据。

2 脱硝脱硝技术简介技术简介技术简介
国内外许多学者对燃煤锅炉NO x 脱除进行了广泛的研究，形成现有燃煤锅炉脱硝技术，主要包括低NO x 燃烧技术，循环流化床燃烧技术和烟气脱硝技术。

2.1低NO x 燃烧技术燃烧技术
低NO x 燃烧技术主要有低过量空气系数、空气分级燃烧、煤粉浓淡燃烧技术及三次风细粉再燃技术。

但在实际应用中低NO x 燃烧技术影响锅炉的安全或效率，存在一定的局限性，NO x 排放浓度
大约可控制在400mg/m3左右[3]。

循环化床燃烧技术
2.2循环化床燃烧技术
循环化床燃烧技术，使得煤在850℃左右燃烧，减少了热力NO x的生成来源（≥1527℃），NO x 排放可控制在100mg/m3以下[4]。

烟气脱硝技术
2.3烟气脱硝技术
燃烧后烟气脱硝技术较多，主要包括湿法烟气脱硝技术，干法烟气脱硝技术，微生物法以及烟气同时脱硫、脱硝技术。

2.3.1湿法烟气脱硝技术
湿法烟气脱硝技术，按吸收剂的种类可分为：水氧化吸收法、酸吸收法、碱液吸收法、氧化吸收法、液相还原吸收法、液相络合吸收法、液膜法等[5]。

吸收法是中小型企业广泛采用的NO x处理技术。

这几种湿法脱硝虽然效率很高，但系统复杂，而且用水量大并会生产水污染，因此，在燃煤锅炉上很少被采用。

湿法中只有络合吸收法比较适合于燃煤烟气脱NO x，然而，这种方法还处于试验阶段，距大型工业应用还有一定的距离。

2.3.2微生物法
微生物法的原理是，在适宜的脱氮菌并有外加碳源的情况下，以NO x为氮源，将其还原为无害的N2，而脱氮菌本身得到繁殖。

与一般的有机废气处理不同，用微生物法直接处理烟气中的NO x，存在明显的缺点。

主要原因是：由于烟气量很大，且烟气中的NO x主要以NO的形式存在，而NO 又基本不溶于水，无法进入到液相介质中，难以被微生物转化；另外，微生物的表面吸附能力较差，使得NO的实际净化率很低。

因此，直接用生物法处理烟气中NO x很难有实际应用前景。

采用生物法吸收处理NOx是近年来研究的热点之一，但这种方法目前还不成熟，要用于工业实践还需要做大量的研究工作。

2.3.3烟气同时脱硫、脱硝技术
目前，烟气同时脱硫、脱硝技术可以分为两大类：炉内燃烧过程的同时脱除技术和燃烧后烟气中的同时脱除技术。

其中燃烧后烟气脱硫、脱硝是今后进行大规模工业应用的重点。

燃烧后烟气脱硫、脱硝典型工艺有干法和湿法两种：干式工艺包括碱性喷雾干燥法、固相吸收和再生法以及吸收剂喷射法，高能化学辐射法等；湿式工艺主要是氧化/吸收法和铁的螯合物吸收法等。

炉内燃烧同时脱除技术，在燃烧过程中对NO x进行控制的同时，加入脱硫剂控制SO2，达到同时脱硫、脱硝的目的。

循环流化床燃烧技术及增压流化床燃烧、喷钙（石灰石）分段燃烧等都是基于这种原理；还有尿素净化工艺、石灰/尿素喷射工艺等都是吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术；此外，
催化光解分解法和锅炉排污水用于烟气脱硫、脱硝的技术属于新兴技术，目前还处于试验研究阶段。

2.3.4干法烟气脱硝技术
干法烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原脱硝技术（SCR）和选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）。

目前通行的烟气脱硝工艺中，选择性催化还原脱硝SCR技术由于最成熟可靠而成为燃煤电厂烟气脱硝的主导工艺[6]。

采用液NH3，氨水或尿素作为还原剂，在反应温度为300℃～450℃时，脱硝率可达70%～90%。

选择性非催化还原脱硝SNCR技术，是在锅炉炉膛内喷入的NH3、尿素等还原剂，在800～1250℃高温区进行选择性还原反应，其脱硝效率较低，在工业应用中一般只有40%～50%[7]。

SCR））法
选择性催化还原（（SCR
2.4选择性催化还原
选择性催化还原（select catalytic reduction, SCR）脱硝原理是在一定的温度和催化剂作用下，还原剂有选择地把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O。

还原剂可以是碳氢化合物（如甲烷、丙烯等）、氨、尿素等，工业应用的还原剂主要是氮，其次是尿素。

以氨为还原剂的SCR基本反应如下：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O (2.4-1)
4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O (2.4-2)
副反应如下：
2SO2+O2→2SO3 (2.4-3)
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4(2.4-4)
上面第一个反应是主要的，因为烟气中几乎95%的NO x以NO的形式存在[8]。

在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，即选择非催化还原(SNCR)。

通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低，并且可以 扩展到适合电厂实际使用的290℃～430℃范围。

催化剂有贵金属催化化剂和普通金属催化剂之分。

贵金属催化剂由于和SO2反应，并且昂贵，实际上不予采用。

普通催化剂效率是不太高，也比较贵，并且要求较高的温度（300℃～400℃）。

最常用的金属基催化剂含有氧化矾、氧化钼、氧化钨等。

SNCR））
选择性非催化还原脱硝技术（（SNCR
2.5选择性非催化还原脱硝技术
SNCR技术原理[9]是在无催化剂存在的条件下向炉内喷射化学还原剂使之与烟气中的NO x反应，将其还原成N2及H2O。

使用最广泛的还原剂为氨或者尿素。

还原剂在锅炉折焰角上方水平烟道处喷入，该处温度为900℃～1250℃，当NH3/NO x摩尔比为2～2.3时，脱硝效率为30%～50%。

氨（NH3）为还原剂其反应式为：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O (2.5-1)
尿素((NH4)2CO)为还原剂其反应式为：
(NH 4)2CO→2NH 2+CO (2.5-2)
NH 2+NO→N 2+H 2O (2.5-3)
CO+NO→N 2+CO 2 (2.5-4)
当温度过高时，会发生副反应，又会重新生成NO，反应式如下：
4NH 3+5O 2→4NO+6H 2O (2.5-5)
温度过低时，反应速度减慢，反应不完全，氨逃逸率高，造成新的污染，可见温度过高或过低都不利于对污染物排放的控制。

所以温度的控制至关重要。

该工艺不需要催化剂，但脱硝效率低，同时高温喷射对锅炉受热面的安全有一定影响。

2.6 SNCR 2.6 SNCR--SCR 混合法混合法
SNCR-SCR 混合法结合了SCR 技术高效和SNCR 技术低成本的物点，其通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统先将还原剂喷入炉膛，还原剂在高温下与烟气中NO x 发生非催化还原反应，实现初步脱硝。

然后未反应完的还原剂进入反应器进一步脱硝。

SNCR-SCR 混合法可利用前部逃逸的还原剂作为后部SCR 的还原剂，从而可使脱硝效率逐步升高最终可达80%以上。

我国较早实施锅炉烟气脱硝工程的燃煤电厂如表1所示。

表1：我国已经实施的燃煤电厂锅炉脱硝工程 项目
技术来源 漳州后石电厂6×600MW
中鼎&日立SCR 江苏太仓电厂2×600MW
江苏苏源SCR 厦门嵩屿电厂4×300MW
上海电气&IHI SCR 广州怛运热电厂扩建工程2×300MW
东锅&鲁奇SCR 江苏徐州阚山发电厂2×600MW
NPCC&美国FTI SCR/SNCR 国华宁海电厂1×600MW
浙江融智&日立SCR 广东台山电厂1×600MW
浙江融智，Topsoe SCR 国华北京第一热电厂4×100MW
浙江融智，低氮燃烧+SNCR/SCR 混合技术 大唐北京高井发电厂4×100MW+4×50MW 国电龙源，低氮燃烧&SCR 技术
京能热电厂4×200MW
国电龙源+哈工大，清华同方，低氮燃烧+SCR 广州市旺隆热电2×420t/h+2×100MW
美国阿美那，低氮燃烧+SCR 3 SCR SCR、、SNCR 工艺的工艺的技术优势技术优势技术优势
3.1选择性催化还原选择性催化还原（（SCR SCR））技术的优缺点技术的优缺点：：
SCR 技术主要优点有以下几方面：
（1）反应温度较低，通常在300℃～450℃；
（2）脱硝率高，可达85%以上；
（3）工艺设备紧凑，运行可靠；
（4）还原后的氮气无二次污染。

但也存在一些明显的缺点：
（1）烟气成分复杂，其中一些成分使催化剂中毒；
（2）高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；
（3）SCR 投资与运行费用也较高。

3.2 选择性非催化还原选择性非催化还原（（SNCR SNCR））技术缺技术缺优点优点优点：：
(1)系统简单，不需要改变现有锅炉的设备设置，而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽，氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，系统结构比较简单；
(2)系统投资小，相对于SCR 没有催化剂等投入，投资小；
(3)阻力小，对锅炉的正常运行影响较小；
(4)系统占地面积小，需要较小的氨或尿素储槽，可放置于锅炉钢架之上而不需要额外的占地预算。

但SNCR 也存在着明显的缺点，如脱硝效率低，脱硝剂喷射不均匀，导致NH 3逃逸率较高，对下游设备造成负面影响。

3.33.3 SCR SCR、、SNCR 以及SNCR SNCR--SCR 脱硝工艺特性比较脱硝工艺特性比较
SCR、SNCR 以及SNCR-SCR 脱硝工艺特性如表2所示。

表2：SCR、SNCR 以及SNCR-SCR 脱硝工艺特性表 主要工艺特性
SCR 法 SNCR SNCR-SCR 混合法 还原剂
NH 3或尿素 尿素或NH 3 尿素或NH 3 反应温度/℃
320~400 850~1250 前段850~1250，后段320~400 催化剂及其成
分
TiO 2,V 2O 5,WO 3 不使用 后段加装少量催化剂，TiO 2,V 2O 5,WO 3 脱硝效率/%
70~90 大型机组25~40，小机组配LNB,OFA 可达80 40~90 SO 2/SO 3转化
率
SO 2/SO 3转化率较高 无SO 2/SO 3转化 SO 2/SO 3转化率较SCR 低 NH3逃逸
/µL·L -1
3~5 5~10 3~5 对空气预热器
影响
NH 3与SO 3易形成NH 4HSO 4，造成堵塞或腐蚀 造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低 造成堵塞或腐蚀的机会较SCR 低 系统压力损失 催化剂会造成较大的压力
损失，一般大于980Pa 无 催化剂用量较SCR 小，产生的压力损失相对较低，一般为
390~590Pa
燃料的影响 高灰分磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化
无影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属
氧化物会使催化剂钝化
锅炉影响 受省煤器出口烟气温度的
影响
受炉膛内烟气流速、温度分布及NO X 分布的影响 受炉膛内烟气流速温度分布及NO x 分布的影响 占地空间 较大，需要增加大型催化
剂反应器和供氨或尿素系
统
小，无需增加催化化剂反应器 较小，需要增加一小型催化剂反应器，无需增设供氨或尿素系统 使用业绩 多数大型机组成功运行 多数大型机组成功运行
多数大型机组成功运行
由上表可以看出，SCR 技术成熟，运行可靠，便于维护，对NO X 脱除效率要求较高时经济性较好；SNCR 占地面积较小，无需增加催化剂反应器，成本较低；SNCR-SCR 混合法结合了SCR 和SNCR 两种工艺的有利特点，能够节省催化剂的使用量，降低一定的装置成本和占地空间。

4 SCR SCR、、SNCR 工艺在脱工艺在脱硝硝改造中改造中的应用的应用的应用
欧美的发电锅炉多为前墙式，前后墙式和四角切向等形式，中国也建造了不和燃烧劣质煤的循环流化床和燃烧烟煤的W 型锅炉。

不论是哪种形式的锅炉，脱硝改造技术都可分为燃烧改造和烟气脱硝改造两种形式。

燃烧改造是指改变炉膛内的燃烧工况，通常包括安装低氮燃烧器（LNB）、应用燃尽风（OFA）以及应用再燃技术。

燃烧改造的优点是改造和运行成本低，所以，被美国国家环境保护局定为最佳改造技术之一，中国也将低氮燃烧定为首要改造手段。

墙式炉和四角切向炉的燃烧改造一般能达到的脱硝率如图1所示，具体可达到的脱硝率受煤种、锅炉设计和NO x 质量分数初始值等影响。

在排放标准严格的区域，单一的燃烧改造已不能满足达标的要求，于是综合应用燃烧改造，例如安装LNB 并应用OFA 和再燃技术可达到可观的脱硝率。

图1：采用各种脱硝改造技术后的NO x 排放量[10]
烟气脱硝中SCR 的脱硝率可达到90%，但是SCR 对空间场地有一定的要求，投资和运行成本远远高于燃烧改造。

相较SCR，SNCR 的脱硝率（25%～45%）低，但成本也相对较低。

SNCR 和SCR 耦合，或与燃烧改造综合应用，可在较低的成本下达到高效率。

神华国华北京一热锅炉为哈尔滨锅炉厂制造，锅炉为单炉膛、自然循环、固态排渣、Π形布，膜式水冷壁，四角切圆燃烧。

全钢构架、双排柱悬吊结构、紧身封闭、管式预热器、平衡通风。

锅
炉原设计煤种为晋北煤，校核煤种为山西大同混煤，2000年锅炉燃烧煤种改为神华煤，针对锅炉结焦问题进行了相应的喷燃器改造。

锅炉的主要设计参数、设计煤种特性和烟气参数如下表3所示。

表3：锅炉主要设计参数
主要参数 数值
烟气量/(m3·h-1) 382318
上级省煤器出口温度/℃ 401
上级空预器出口温度/℃ 320
下级空预器出口烟温/℃ 134
NOx浓度（6%O2）/mg·m-3200
由于北京一热属于老厂改造，综合比较各种脱硝技术，该脱硝改造受限于现场条件，低NO x改造工程分三步进行。

第一步已进行了燃烧器的改造，把NO x的生成量控制在350mg/m3以内；第二步加装SNCR装置，NO x排放量又降到200mg/m3，在这样的基础上要把NOx排放量降到100mg/m3以下，进行第三步安装SCR脱硝装置。

燃烧器改造
4.1燃烧器改造
针对神华烟煤与准格尔煤混煤易于燃烧的特点，为兼顾NO x排放控制与降低灰飞可燃物含量，在2006-2007年度锅炉实施了燃烧器改造工作。

锅炉燃烧器经改造后采用了燃料（煤粉）再燃技术。

改造后的燃烧系统具有如下特点：
（1）每角共有五层二次风喷口，三层一次风喷口，二层乏气风喷口。

自下而上分别为二次风、一次风、二次风、一次风、乏气风、乏气风、一次风、下层OFA及上层OFA。

（2）三层一次风喷口均为可调撞击式水平浓淡直流燃烧器，底层燃煤器喷口带稳燃钝体。

三层燃烧器燃用相同细度的煤粉。

（3）每台钢球磨煤机对应一层乏气喷口，磨煤机停动时，开启冷却风。

（4）燃烧系统在高度方向分成三个区域：下二层一次风、下三层二次及二层乏气风构成富氧燃烧的主燃烧器区域，约75%的煤粉在富氧条件下燃烧；顶层一次风构成欠氧燃烧的煤粉再燃NO x还原区域，约25%的煤粉在欠氧条件下燃烧；顶部二层二次风构成富氧燃烬区，使未完全燃烧产物在1.15的过剩空气系统下充分燃烧。

燃烧器改造后，经过鉴定试验，锅炉NO x排放达到了350mg/m3以下。

改造后锅炉额定负荷下效率92.59%，效率高于改造前。

脱硝改造
4.2SNCR脱硝改造
在燃烧器改造的基础上，2007年实施了SNCR改造。

SNCR系统主要包括尿素溶液配制、在线
稀释、喷射和监测四部分。

尿素溶液配制系统实现尿素储存、溶液配制和溶液储存的功能，然后由在线稀释系统根据锅炉运行情况和NO x排放浓度情况在线稀释成所需的浓度，送入喷射系统。

喷射系统实现各喷射层的尿素溶液分配、雾化喷射和计量。

监测系统由在线氨分析仪与NO x分析仪构成。

在炉膛燃烧区域上部和炉膛出口1000℃～1150℃烟气温度区域，分四层布置了49支墙式尿素溶液喷射器（由下至上分别为L1~L4层）。

其中，前墙和侧墙喷射器分别布置在32m，28.5m，26m，23.5m标高处，后墙喷射器布置在27.95m，26m和23.5m标高处。

现场测试期间投入使用的L3和L4层喷射器的分布及编号如图2和图3所示。

图2：L3层氨枪布置示意图 图3：L4层氨枪布置示意图 尿素溶液喷射器又称流体雾化墙式喷嘴，采用蒸汽雾化低浓度尿素溶液，尿素溶液压力约0.3～0.6MPa，雾化蒸汽压力约为0.3～0.7MPa。

所有的墙式喷射器配有推进与缩回机构，每层喷射器可单独控制。

每层喷射器母管均配有一个供液压力监测表和溶液流量计量表。

SNCR改造后，锅炉NO x排放达到了200mg/m3，氨逃逸率小于5×10-6。

改造
4.34.3 SCR改造
在SNCR改造完成的基础上，2008年实施了SCR改造。

由于锅炉尾部烟道布置所限，无法在尾部加装旁路烟道设置氨区，本次改造对锅炉的高温段省煤器进行了更换。

通过将光管省煤器更换为H型省煤器，在省煤器换热量不变的前提下缩小了体积，节约的空间用于装设SCR催化剂。

SCR工艺流程如图4所示。

图4：SCR脱硝改造工艺流程图
该工艺的特点是充分利用了省煤器改造节约的空间，对锅炉的整体结构影响较小，装设的催化
剂数量较小，对锅炉运行影响较小。

未设置专用的喷氨设施，利用原有SNCR 系统逃逸的氨进行脱硝，在提高整体脱硝效率的同时，降低了氨逃逸率。

SCR 脱硝系统主要由反应器、催化剂、吹灰系统、测量控制系统等组成，在本次改造中，设置了催化剂89m 3，有一定备用容量。

通过SCR 改造，锅炉NO x 排放达到100mg/m 3以下。

通过三步改造，锅炉最终排放指标达到了北京市环保标准。

5 SCR SCR、、SNCR 技术技术存在的主要问题存在的主要问题存在的主要问题及改造注意事项及改造注意事项及改造注意事项
5.1 SCR 5.1 SCR、、SNCR 技术存在的主要问题技术存在的主要问题
5.1.1 SCR 技术存在的主要问题
（1）催化剂失活
催化剂活性丧失主要原因是由于在SCR 装置在实际运行过程中,由于烟气中的某些成分引起催化剂中毒、烟气温度过高造成催化剂烧结、由于飞灰的撞击造成催化剂的磨蚀等。

（2）SO 2/ SO 3转化
催化剂中的V 2O 5不仅是重要的活性成分,具有较高的脱硝效率,但同时也能促进SO 2向SO 3转化, 当烟气温度降低到232℃以下且有水蒸气存在时，SO 3会与喷入的NH 3反应生成硫酸铵，沉积在催化剂表面，造成催化剂堵塞。

当烟气通过空气预热器被冷却，温度降至110℃以下时,，SO 3与水反应全部生成H 2SO 4，烟气中的H 2SO 4蒸汽浓度是影响烟气酸露点的决定因素之一，即使其含量很少，烟气酸露点也会急剧上升。

当温度降低到酸露点以下时，就会有硫酸液滴析出，造成空气预热器的冷端受热面结露、腐蚀、堵灰。

SCR 装置中SO 2/ SO 3转化率一般要求限制在1 %以下。

（3）NH 3的逃逸
在SCR 系统中，催化剂是分层布置的，而NH 3的泄漏是由于分布不均造成的。

当SCR 反应器内多余的未参加反应的NH 3与SO 3的体积浓度比超过2∶1时，在水蒸气的作用下生成NH 4HSO 4。

NH 4HSO 4是一种粘附性很强并具有较强腐蚀性的物质，具有极强的吸附性，造成大量灰分沉降在空预器换热元件表面和卡在层间，引起堵塞，使空预器阻力上升。

同时NH 3过剩导致了飞灰化学性质发生了改变，飞灰质量变差，再利用性降低，运行成本提高。

在SCR 装置中，NH 3的逃逸一般要求控制在3 ppm 以下。

5.1.2 SNCR 技术存在的主要问题
（1）SNCR 工艺中氨的利用率不高，为了还原NO x 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。

（2）形成温室气体N 2O，研究表明，用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N 2O。

（3）如果运行控制不当，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
喷入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。

（4）在锅炉过热器前大于800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液，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。

（5）喷孔水冷壁腐蚀，在SNCR喷射系统中，喷射器采用炉侧厂用高压蒸汽作为雾化介质，雾化蒸汽压力为0.6～0.9MPa，喷头采用螺纹连接，喷射器靠近喷头附近有尿素液滴间断滴落，尿素液滴直接滴落到喷射器下方的水冷壁上并开成连续液膜，因炉内高温环境，液膜中水分蒸发尿素分解出的甲铵含量升高（甲铵溶液具有很强的腐蚀性）并不断腐蚀水冷壁管以致泄漏。

燃煤锅炉脱硝改造注意事项
5.2燃煤锅炉脱硝改造注意事项
在脱硝改造项目中，业主和技术供应方的重点一般放在脱硝率上。

空气分层的燃烧改造技术所以达到的脱硝率与主燃区的化学当量比有直接的联系，低氮燃烧和OFA技术都是要通过减小主燃区的空燃比来达到脱硝的效果，直接带来的影响是CO和飞灰未燃碳的增加。

因而，脱硝的关键和重点应该放在如何在脱硝的同时控制可燃物的排放。

主燃区燃烧的完全程度在很在程度上影响SNCR的性能，从主燃区释放的CO，其质量分数超过1×10-4就会大幅度降低SNCR的脱硝率，因而在同时进行燃烧改造和加装SNCR系统时，要注意OFA 的设计，尽可能减小在SNCR温度窗口CO质量分数，使得总体的脱硝效果达到最优。

在役机组NO x减排进行改造应特别注意改造顺序以及主辅机之间协同改造问题，主要包括两方面：改造低氮燃烧器，低氮燃烧方式优化调整以及SNCR或SCR脱硝技术经济性问题；改造过程中由于标准变化导致的除尘器改造以及引风机、空气预热器等相关辅助系统改造问题。

5.2.1与机组主设备协同改造策略问题
建议对早期燃烧器进行技术、经济性比较，如果某些早期燃烧器被替代后NO x有明显降低，燃烧效率有所提高，由于改造费用为一次性费用，涉及运行维护上的成本比例不大，建议进行更换。

而对于近几年安装的低氮燃烧器，若没有较明显的升级换代，则不必更，但也需进行经济性、降低氮氧化物浓度及成本回收时间、机组剩余寿命等综合考虑。

低氮燃烧方式优化调整，是降低氮氧化物投入产出比较好的措施。

该调整只需要在技术指导下进行优化与调整，基本没有改造成本，并且对降低NO x质量浓度和提高锅炉效率均有较好的效益。

如果原有机组排放NO x质量浓度较高，NO x 质量浓度需要降低三分之一以上，如果NO x质量浓度靠SCR脱硝系统脱除，会使SCR的初始投资大幅增加，且每年的还原剂运行成本也会提高。

5.2.2辅助设备协同改造问题
SCR设备改造时，应同时进行空预器冷端及引风机的改造工作。

然而，由于新标准要求的烟尘排放标准提高，部分电厂需进行布袋或电袋复合式除尘器的改造工作，此时由于系统总阻力的增加。