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烟气循环流化床干法脱硫技术在300MW大型火电机组上的应用福建龙净环保股份有限公司二OO四年十二月目录1. 前言 (1)2. 项目概况 (1)3. 煤质特性及烟气参数 (2)4. 榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍 (4)5. 主要设计参数 (5)6. 投运情况介绍 (6)7. 运行参数表 (8)8. 总结 (8)1.前言我国是燃煤大国，全国二氧化硫排放总量的90%由燃煤产生。
我国现有的3亿多千瓦发电机组中，约有2.4亿千瓦是火电机组，每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60％。
我国已连续多年SO2排放总量超过2000万吨，已成为世界上最大的排放国，二氧化硫的大量排放，是造成我国酸雨污染加重的首要原因，每年给国家造成的经济损失高达1000亿元以上。
因此，控制燃煤电厂二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点。
燃煤脱硫有三种方式，一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫技术，即烟气脱硫(FGD)。
由于燃烧前和炉内脱硫的效率率较低，难以达到较高的环保要求。
因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。
目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺，但由于湿法脱硫工艺的系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，在一些应用场合并不是一种最佳选择。
德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司最早在上世纪七十年代末开始研制一种能在一定的应用场合替代湿法脱硫工艺的，更为简洁脱硫工艺，他们率先将循环流化床工艺技术用于烟气脱硫，形成了一种有别于石灰石/石膏湿法的，全新的干法脱硫工艺。
经过近三十年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决了烟气循环流化床脱硫技术在负荷适应性、煤种适应性、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的问题，使烟气循环流化床脱硫（干法）技术得以成熟地进行工业应用。
龙净环保于2002年10月18日，在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。
CFB锅炉 SNCR脱硝技术常见问题分析与对策摘要：为了减少火电燃煤机组氮氧化物排放，本文介绍了循环流化床锅炉选择性非催化还原法以及脱硝系统原理和方法，针对该技术在CFB锅炉当中应用的问题进行分析，希望对该技术推广和应用提供帮助。
关键词：CFB锅炉；SNCR脱硝技术；问题；对策我国每年进行大量煤炭燃烧，在煤炭燃烧过程中也产生和排放了氮氧化物，这些有害物质对人体以及动植物都造成危害，还会对臭氧层造成破坏。
早在2011年我国发布了《火电厂大气污染物排放标准》，旨在解决火电厂燃煤污染物排放问题。
本文分析了国产330MWCFB锅炉SNCR脱硝法，讨论该脱硝法工艺特征，分析了应用期间出现脱销效率低、氨水耗量大、氨逃逸浓度高问题，之后提出改变喷枪布置位置、喷枪雾化效果优化、锅炉低氮燃烧优化等方法，研究证实CFB锅炉SNCR脱销技术有着显著优势，通过脱销处理能够达到环保要求。
一、SNCR脱硝技术概述当前火电燃煤机组烟气氮氧化物排放主要应用SCR法以及SNCR法进行控制，其中SNCR脱硝法无须使用催化剂，可在850-1150℃的烟气当中对一氧化氮直接还原，也就是将氨水、氨气、尿素稀释液等还原剂喷入炉塘区域，然后还原剂分解成氨气，并且和氮氧化物反应生成水和氮气。
在无催化剂作用下氨基还原剂能够还原成烟气中的一氧化氮，这种方法把炉塘或者尾部烟道作为反应器，对反应条件要求较高[1]。
整体来看，SNCR脱硝技术的运行维护成本低、投资少、改造工程量小，可以和其它脱销技术同时使用，所以在火电厂脱硝改造当中得到较多应用。
SNCR脱硝技术在煤粉炉应用时会受到炉膛尺寸、停留时间、反应温度条件等因素影响，并且还原剂利用率偏低，整体脱硝效率不足40%。
SNCR脱硝技术用于CFB锅炉后，这种锅炉具有氮氧化物排放少的特点，实践证实SNCR脱硝技术用于CFB锅炉时脱硝效率至少达到75%，能够达到环保要求。
二、330MWCFB锅炉脱硝系统介绍某国内330MWCFB锅炉SNCR脱硝系统将20%浓度氨水作为还原剂，该锅炉基本特征主要如下：（一）锅炉特点和脱销喷枪安装位置该330MWCFB锅炉为H型结构，锅炉两侧设置四个分离器，每个分离器配备一个外置床，并且露天布置单气包。
烟气循环流化床脱硫CFB-FGD技术简介1. 概况烟气循环流化床(CFB)脱硫技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，而且系统的烟气处理能力也比过去增大了，达到950,000Nm3/h，用于300MW机组的烟气脱硫系统。
目前，已达到工业化应用的主要有三种流程, 它们是：1.由德国Lurgi公司开发的烟气CFB脱硫技术；2.由德国Wulff公司在Lurgi技术基础上进行改进后的RCFB脱硫技术；3.由丹麦F.L.Smith公司开发的GSA烟气脱硫技术。
早在七十年代初，擅长于冶金工业工程建设的德国Lurgi公司就采用了烟气循环流化技术对炼铝设备的尾气进行处理。
八十年代中期，由于开始对环境质量的严格控制以及政府的有关法规的强行规定，德国的动力工业对烟气脱硫设备有了巨大的需求。
Lurgi公司在原来用于炼铝尾气处理的技术的基础上开发了一种新的适用于锅炉和其它燃烧设备的干法烟气脱硫工艺，即烟气循环流化床脱硫工艺。
这种工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，使吸收剂与烟气接触时间增加，一般可达30分钟以上，从而大大提高了吸收剂的利用效率。
这种工艺不但具有干法工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及脱硫副产品呈干态，因而易于处理或综合利用，而且能在很低的钙硫比的情况下(Ca/S=1.1-1.2)达到与湿法工艺相近的脱硫效率(95%)。
德国Wulff公司是一个成立较晚的设计和建造烟气CFB脱硫工程的小型企业。
它的创始人R. Graf原是Lurgi公司在烟气CFB脱硫技术开发方面的主要负责人。
脱离Lurgi公司后自建了Wulff公司，专门从事烟气CFB脱硫技术的开发工作，在Lurgi技术的基础上开发研制了一种叫做回流式烟气循环流化床的烟气CFB脱硫技术,对烟气CFB脱硫技术作了较大的改进，使之更加适用于动力工业(详见后)。
F.L.Smith公司是丹麦最大的工业企业，在水泥工业及散装物料输送机械制造方面享有很高的声誉。
循环流化床锅炉采用炉内干法和炉外湿法脱硫的应用作者：雷晓强张博来源：《中外企业家·下半月》 2014年第1期雷晓强张博（神华神东电力新疆米东热电厂，新疆乌鲁木齐830019）摘要：介绍了循环流化床炉内喷钙和石灰石/石膏湿法脱硫（FGD）现状、运行调整和系统维护，不断提高脱硫设施的安全、稳定、可靠性，更好地消化吸收国内外循环硫化床和 FGD 脱硫技术 ,为同类系统的国产化设计和脱硫系统的运行维护提供借鉴。
关键词：循环流化床锅炉；干法和湿法脱硫；应用中图分类号：TK229.8 文献标志码：A 文章编号：1000-8772（2014）03-0211-01一、循环流化床锅炉锅炉干法和湿法脱硫的应用神华神东电力公司新疆米东热电厂2台300WM 热电联产机组,电厂采用循环流化床炉内石灰石粉+炉外(FGD) 石灰石／石膏湿法烟气脱硫装置。
循环流化床的燃烧具有燃料适应性广、污染物排放少等优点，通过炉内掺烧石灰石粉，可以有效的调整炉膛出口SO2的排放。
进一步通过炉外(FGD) 石灰石／石膏湿法烟气脱硫装置，实现脱硫效率达98 %以上。
脱硫装置与发电机组单元匹配，#1、2FGD按锅炉100%全烟气量设计，脱硫效率98%以上。
笔者结合电厂脱硫装置运行情况和国内部分脱硫项目运行状况,就石灰石／石膏湿法烟气脱硫装置设备运行管理中的几个问题进行了讨论。
二、运行维护调整分析（一）炉内石灰石粉脱硫系统运行维护调整1.入炉石灰石粉量调整入炉石灰石粉采用自动给粉系统，通过调整改变入粉调节器，调整石灰石给料器频率。
但经常发生石灰石给料器卡塞及管道堵塞现象，主要是由于石灰石粉湿度较大或存在异物等，可适当改变进料石灰石粉的压缩空气干燥度及对石灰石粉进罐前的检查。
2.入炉配煤调整不同硫份的煤质燃烧后二氧化硫的变化差异很大。
将当煤质变化时，燃煤燃烧生成二氧化硫后，二氧化硫和煅烧后石灰石发生化学反应。
在此期间，由于缺乏任何入炉燃煤硫份的在线监控，仅通过炉膛出口的二氧化硫反馈量，判断是否增减石灰石粉量，将会造成二氧化硫瞬间偏大或偏小。
“循环流化床吸收塔（ CFB-FGD）”工艺进行烟气脱硫技术摘要：干法烟气脱硫装置所采用的技术是在引进国外先进的干法脱硫工艺循环流化床干法烟气脱硫（CFB-FGD）技术的基础上经不断完善、改进，形成了适合我国国情的干法脱硫技术，它具有结构简单、运行可靠、脱硫效率高（大于90%）、投资小的特点。
循环流化床烟气干法脱硫技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的唯一一种干法烟气脱硫技术。
关键词：干法烟气脱硫；循环流化床吸收塔（CFB-FGD）；烟气脱硫技术脱硫反应塔内的气固最大滑落速度是否能在不同的烟气负荷下始终得以保持不变，是衡量一个循环流化床干法脱硫工艺先进与否的一个重要指标，也是一个鉴别干法脱硫能否达到较高脱硫率的一个重要指标。
喷入的用于降低烟气温度的水[1]，以激烈湍动的、拥有巨大的表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分的蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动状态。
由于流化床中气固间良好的传热、传质效果[2]，绝大部分SO2得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃以上，因此排烟不需要再加热，同时系统无需采取特殊的防腐处理。
净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫除尘器[3]，再通过引风机排入烟囱。
经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣通过物料输送至脱硫灰仓内，再通过罐车运出厂外综合利用。
在循环流化床吸收塔中，Ca（OH）2与烟气中的SO2和几乎全部的SO3，HCl，HF等，完成化学反应，主要化学反应方程式如下：Ca(OH)2+ SO2=CaSO3·1/2 H2O +1/2 H2OCa(OH)2+ SO3=CaSO4·1/2 H2O +1/2 H2OCaSO3·1/2 H2O+ 1/2O2=CaSO4·1/2 H2OCa(OH)2+ CO2=CaCO3 + H2OCa(OH)2+ 2HCl=CaCl2·2H2O（～75℃）（强吸潮性物料）2Ca(OH)2+ 2HCl=CaCl2·Ca(OH)2·2H2O（＞120℃）Ca(OH)2+ 2HF=CaF2 + 2H2O（从上述化学反应方程式可以看出，Ca(OH)2应尽量避免在75℃左右与HCl 反应）具有以下工艺及结构特点：1）去除重金属、有机污染物等有害物质利用吸附剂及塔内物料的巨大比表面积，使烟气中的重金属、有机污染物（主要是二噁英（PCDD）和呋喃（PCDF））等大部分被去除。
脱硫脱硝几种方式的探讨新版《火力发电厂大气污染物排放标准》的实施，要求各个燃煤电厂必须采用高效的脱硫脱硝方式才能达到国家的环保标准。
新标准如下所示：从如上表中可以看出，我厂需要达到的标准为：烟尘30，二氧化硫200，氮氧化物100。
而现今我厂的排放指标最大值大概为烟尘42，二氧化硫1500，氮氧化物280；平均值大概为烟尘38，二氧化硫1200，氮氧化物220(二氧化硫的数据为不掺烧石灰石的数据)。
所以根据国家排放的标准，我厂还需要做一系列后续的工作。
针对目前电厂普遍采用的几种脱硫脱硝方式，我进行了一系列相关的比较，如若有错误之处请各位予以指正。
一、皮带输送1、实施方案(1)脱硫方案此方式就是我厂普遍采用的方式。
具体实施方案为：将石灰石子（平均粒径为10mm左右）在煤场被均匀地掺入即将送入炉膛的燃煤中，一般每个运行班一次。
掺入比例需按照燃用煤质的发热量及含硫量，按钙硫比2.5计算。
在煤场掺入石灰石子的燃煤用输煤皮带运送至破碎机，石灰石子和原煤一起被破碎成平均粒径为1.4mm粒子，煤粒开始分别由各个给煤口从前墙送入炉膛下部的密相区内。
(2)脱硝方案炉内脱硝的关键在于炉膛中燃烧温度的控制，避免床温大幅度的波动。
所以床温建议控制在950℃以下。
然而根据我厂两台炉的运行情况，要想低床温运行，负荷必须大量降低，这与我厂的经济效益是相悖的，所以必须增加炉内的受热面或者对锅炉进行相应的改造来提高蒸汽温度从而降低床温。
(3)除尘方案如果采用皮带输送石灰石的方法脱硫，同时保证烟尘含量在30以下，就必须将电除尘改为电布联合除尘器，即将四电场改为布袋，其余三个电厂保持电除尘不变(可参照电冶公司改造方案)。
2、此方式的优缺点(1)优点：此种脱硫脱硝的方式占地空间小，投资成本最为低廉，不需要增加太多的辅助设备。
(2)缺点：<1>炉内床温不容易控制。
氮氧化物对床温的感应最为明显，床温的大幅度波动会造成氮氧化物排放的不均匀性，导致排放超标。
SNCR脱硝+炉内脱硫技术原理及其存在的问题发表时间：2015-05-18T14:55:39.670Z 来源：《工程管理前沿》2015年第5期供稿 作者： 张会良[导读] 某工程建设2*150t/h机组，配套建设脱硫岛装置对2*150t/h炉后烟气进行脱硫、脱硝。张会良 （太原锅炉集团电力工程有限公司 山西太原 030008） 摘要：我国大型火电厂烟气脱硫主要采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，该技术脱硫效率高，但系统复杂、投资较大、占地面积大、运行成本较高。新建小型燃煤锅炉的二氧化硫和氮氧化物（以NO2计）的排放均应控制在100 mg/m3以内，这就要求燃煤锅炉必须肩负污染物排放控制与生态保护的环境责任，并肩负应对气候变化的历史责任，SNCR脱硝+炉内脱硫技术在此方面就发挥了重大作用。 关键词：CFB锅炉；脱硫脱硝技术原理；问题 1.工程概况 某工程建设2*150t/h机组，配套建设脱硫岛装置对2*150t/h炉后烟气进行脱硫、脱硝。锅炉型式为TG-150/9.81-14，锅炉最大连续蒸发量为150t/h，过热器出口蒸汽压力为9.81MPa，过热器出口蒸汽温度为540度。对于高硫煤，用石灰石作添加剂可实现炉内脱硫，氨水或尿素作还原剂可实现炉内脱硝，效率可达95%以上，通过控制炉膛温度和分级燃烧可以实现低NOX排放。近年来，CFB锅炉作为一种环保型锅炉在工业生产中被广泛应用。 2.循环流化床烟气脱硫技术原理 目前，烟气脱硫脱硝技术目前已经很成熟，因其系统简单，便于操作，价格低廉，应用很广泛，尤其在蒸发量小的锅炉比较占优势。烟气脱硫（FGD）是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法。
基本原理是：钙基脱硫剂是循环流化床锅炉内燃烧过程中脱硫的最为广泛应用的脱硫剂，它不仅来源广，价格低，更重要的是具有较好的低温反应活性和产物的抗高温分解性能。 钙基脱硫剂在循环流化床燃烧过程中脱硫的主要反应 （1）脱硫剂的热分解反应:CaCO3→CaO+CO2－178.4 kJ/mol （2）脱硫反应:CaO＋SO2→CaSO3 （3）氧化反应:CaSO3＋1/2O2 →CaSO4＋501.1 kJ/mol 其中，（1）反应表明，石灰石等钙基脱硫剂必须热解成CaO才能有效固硫。这就是石灰石煅烧过程。石灰石煅烧温度非常重要，温度低于800℃则煅烧程度低，高于930℃则使产生的CaO晶格发生变化，尤其是孔隙变小或烧结堵塞，使CaO反应表面积变小因而降低反应活性。一般在850～910℃之间为最佳煅烧温度。（2）、（3）反应式，是CaO的固硫反应和氧化反应，产生亚硫酸钙和较稳定的硫酸钙。
循环流化床干法脱硫+COA脱硝技术 在CFB炉上的应用 董晨光 （山东齐鲁石化工程有限公司，山东 淄博 255400） 摘要 xxx公司三台CFB炉前期经过SNCR改造，烟气中NOx浓度≤100mg/Nm3；脱硫采用炉内加钙方式，烟
气中SO2浓度≤200mg/Nm3；本次改造采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术，使烟气中NOx浓度≤50mg/Nm3，SO2浓度≤35mg/Nm3，从而满足天然气锅炉排放标准之要求。
关键词 CFB锅炉；SNCR脱硝；循环流化床干法脱硫；COA协同氧化脱硝
一 引言 XXX公司现有3台额定出力为240t/h高温高压循环流化床燃煤锅炉，于2006年建成投产。2014年，公司对该三台CFB炉进行了SNCR脱硝改造，使锅炉烟气中NOx浓度值降低到100mg/Nm3以下。锅炉脱硫采用炉内加钙方式，脱硫效率90%左右，锅炉烟气中SO2浓度低于200mg/Nm3，基本满足了《火电厂大气污染排放标准》[1]（一般地区）和《山东省区域性大气污染物综合排放标准》[2]第三时段规定的要求。 然而，随着环保标准的不断升级，该三台CFB炉的烟气污染物排放浓度不能达到国家标准《火电厂大气污染排放标准》重点地区特别排放限值、《山东省区域性大气污染物综合排放标准》第四时段（2020年1月起）、“天然气锅炉排放标准”的要求。因此，对该三台CFB锅炉采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术改造，使烟气中NOx浓度≤50mg/Nm3，SO2浓度≤35mg/Nm3，以满足新环保标准之要求。
二 循环流化床干法脱硫
（一）工艺原理 烟气循环流化床干法脱硫技术主要是根据循环流化床理论，使吸收剂在吸收塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO2充分接触反应来实现脱硫。系统以消石灰粉（Ca(OH)2）作脱硫吸收剂，以锅炉飞灰、消石灰等混合物作循环物料，在反应器内直接喷水增湿，使循环物料生成一定大小的带有一定量水分的颗粒，这样在反应器中由于颗粒的水分蒸发与水分吸附和固体颗粒之间强烈接触摩擦，使反应器中气、固、液三相之间具有极大的反应活性和反应表面积，可有效去除SO2、HCl、二噁英与其它有害物质。 固体物料经袋式除尘器收集，再由空气斜槽回送至反应器，使未反应的吸收剂反复循环，故使得吸收剂在反应器内的停留时间延长，从而提高了吸收剂的利用率，降低了运行成本。其主要反应化学方程式如下： SO2+H2O→H2SO3 Ca(OH)2+H2SO3→CaSO3+2H2O CaSO3+1/2O2→CaSO4
（二）工艺系统 循环流化床干法脱硫系统由预电除尘器系统、干法脱硫塔、塔后除尘器、灰循环系统、吸收剂储存及输送系统、脱硫灰库及输灰、工艺水、压缩空气系统等组成，采用1炉1塔脱硫方案。主要的工艺系统组成如图1所示：
图1循环流化床干法烟气脱硫工艺示意图 1.预电除尘器系统 预电除尘器由两大部分组成，一部分是产生高压直流电的高压电源装置和维持电除尘器正常运行必不可少的低压控制系统；另一部分是电除尘器本体，它是对烟气进行净化的装置。
2.干法脱硫塔 烟气通过脱硫塔底部的文丘里管加速，进入干法脱硫塔体，物料在塔体里气流的作用下产生激烈的湍动与混合，与气流充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；脱硫塔顶部结构进一步强化了絮状物的返回，进一步提高了塔内颗粒的床层密度，使得床层内的Ca/S比高达50以上。这样循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，为实现高脱硫率提供了根本的保证。
图2 吸收塔示意图 3.塔后除尘器 烟气由进口烟道进入过滤室，粉尘被阻留在滤袋表面，净化后的气体经滤袋口（花板孔上）进入净气室，由出风道经引风机排至烟囱。除尘器周期性地对滤袋清灰，清灰喷吹时，粉尘振落掉入灰斗，除尘器底部灰斗中的灰经空气斜槽分两路排出。考虑到烟气的组分特殊，酸露点较高，故在除尘器灰斗外设有蒸汽加热和保温，在停炉、开车和环境温度较低情况下启动，保证布袋除尘器本体内壁不至于出现酸结露和板结现象。烟气经布袋除尘器除尘后，由引风机引至烟囱排放。
4.灰循环系统 为提高吸收剂Ca(OH)2的利用率及脱硫效率，保证系统正常运行，设有灰循环系统。根据反应器中烟尘的浓度和脱硫效率来调节循环倍率。布袋除尘器灰斗中的灰经灰斗底部空气斜槽流化后分两部分输送：一部分为循环灰，经流量控制阀调节循环灰量由空气斜槽输送至反应器内，与烟气充分混合继续参加反应，循环利用；另一部分为外排灰，经手动插板阀输送至中间灰仓，通过仓泵输送至灰库。 循环灰空气斜槽的送风由流化风机供给，并通过蒸汽加热器加热，达到运行所需温度。
5.吸收剂储存及输送系统 吸收剂存储及输送系统包括生石灰仓、消化器、消石灰仓、称重设备、给料设备、喷射器、罗茨风机等。
6.脱硫灰库及输灰系统 工艺产生的干态脱硫灰采用正压密相仓泵输送至脱硫灰库。三台炉共用一套脱硫灰库系统。 三 COA协同氧化脱硝
（一）工艺原理 COA脱硝技术是以特有的循环流化床反应器内激烈湍动的、拥有巨大的表面积的吸附剂颗粒作为载体，通过额外添加强氧化剂亚氯酸钠，增强烟气中难溶于水的NO转化为NO2机率，并最终与钙基吸收剂反应脱除。其主要反应化学方程式如下： NaClO2 + NO → NO2 + NaCl NO2 + NaClO2 + Ca(OH)2 → Ca(NO3)2 + NaCl + H2O
图3 COA协同氧化吸收工艺流程 本COA脱硝系统采用脱硝溶液喷射的液相脱硝方式，通过分段协同使用，形成双级氧化机制，提高了系统的脱硝效率和稳定性，降低脱硝的运行成本。其中第一级脱硝溶液喷射装置设置于吸收塔入口烟道，在烟气进入吸收塔前完成部分预氧化功能，第二级脱硝溶液喷射装置设置于吸收塔锥形段，进一步提高氧化效率，并在吸收塔内完成最终的吸收反应。脱硝系统可根据入口氮氧化物浓度情况单独开启一级脱硝溶液喷射装置，也可同时开启两级脱硝喷射装置，进一步提高脱硝效率。
（二）工艺系统 COA脱硝工艺系统主要由脱硝剂进料模块、脱硝溶液制备与存储模块、脱硝溶液输送及喷射模块等组成。主体设备集中布置于干法烟气脱硫系统旁空地的脱硝间内，在脱硝间内完成脱硝剂的进料及脱硝溶液配制。每台炉设置一套COA脱硝系统。
1.脱硝剂进料模块 脱硝剂输送至脱硝溶液搅拌罐设置的脱硝剂进料缓冲罐。脱硝剂输送采用真空进料方式，真空进料装置通过系统内形成的真空吸力来传送颗粒和粉末状物料的无尘密闭管道输送设备，通过利用管路与环境空间形成的气压差，使管道内气体流动，带动粉状物料在管道内完成密闭输送。脱硝剂进料模块采用就地PLC控制模式，实现脱硝剂的进料输送。
2. 脱硝溶液制备与存储模块 设置1台脱硝溶液搅拌罐。脱硝溶液给料泵设置2台，1用1备。 通过脱硝剂进料模块输送来的脱硝剂于脱硝溶液搅拌罐内配制成一定浓度的脱硝溶液，配制完成后通过脱硝溶液给料泵输送至脱硝溶液存储罐内待用。
3. 脱硝溶液输送及喷射模块 设置1台脱硝溶液存储罐。脱硝溶液输送泵设置2台，1用1备。 脱硝专用的双流体式水喷枪独特设计，确保脱硝溶液最佳雾化及覆盖效果。 脱硝溶液喷入量主要是根据装置出口NOx排放要求进行控制，脱硝溶液输送泵为变频泵，可通过排放浓度要求相应调整输送泵频率。
四 脱硫脱硝效果 XXX公司3台额定出力为240t/h高温高压循环流化床燃煤锅炉超洁净排放改造工程正在进行，其中1号炉已实现整套系统试投运，经测试：循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术改造投运后，1号炉NOx值由80 mg/Nm3下降到36 mg/Nm3，SO2值由200 mg/Nm3下降到20 mg/Nm3，见图4； a） 改造前后NOx浓度值 b）改造前后SO2浓度值 图4 循环流化床干法脱硫+COA脱硝改造前后NOx、SO2浓度变化
五 结论 循环流化床干法烟气脱硫技术[3-4]是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，兼有干法与湿法的一些特点，其既具有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又具有干法无污水排放、脱硫后产物易于处理的好处，设备可靠性高，运行费用较低。COA脱硝技术[5-6]适用于烟气循环流化床干法脱硫工艺，只需要在脱硫装置上预留接口，即可在脱硫装置运行的同时进行脱硝。同时由于该三台CFB锅炉前期已实施SNCR脱硝技术改造，COA脱硝技术完全能够达到预期的脱硝效果，并且设备简单，改造工程量小。因此,对于前期已实施过SNCR脱硝改造的CFB锅炉，采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术，可节省投资及运行费用，有效降低锅炉烟气中NOx、SO2的排放质量浓度。 本文通过工程实践证明，采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术，将XXX公司额定出力为240t/h高温高压循环流化床燃煤锅炉烟气NOx排放质量浓度从80 mg/Nm3降低至36 mg/Nm3左右，SO2排放质量浓度由200 mg/Nm3下降到20 mg/Nm3左右，从而达到“天然气锅炉排放标准”的要求。
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