燃煤烟气是二氧化硫和氮氧化物的最主要来源，对生态环境影响极大。火电厂作为主要的氮氧化物排放源，需要采用有效的脱硝方法减少NOx的排放。
随着“超低排放”在全国范围内的推广，对脱硝技术提出了新的要求。本文结合CFB锅炉超低排放改造实例，对组合式脱硝的创新应用进行了相应研究。
1引言
燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO₂及微量N₂O组成，其中NO含量超过90%，NO₂约占5~10%，N₂O只有1%左右。
NOx理论上有三条生成途径：
一是燃料型NOx，燃料中的氮化物在煤粉火焰前端被氧化而成，所占NOx比例超过 80~90%;
二是热力型NOx，助燃空气中的N₂在燃烧后期1300℃以上的温度下被氧化而成;
三是瞬态型NOx，由分子氮在火焰前沿的早期阶段生成，所占NOx比例很小。目前，NOx控制技术主要有炉内低氮燃烧技术和炉外烟气脱硝技术两种。
2炉内低氮燃烧技术
由NOx的形成条件可知，对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过剩空气量。因此，通过控制燃烧区域的温度和空气量，可达到阻止NOx生成及降低其排放的目的。
CFB属于低温燃烧(一般将料层温度控制在850℃-950℃之间)，NOx排放浓度一般低于煤粉炉。一般在CFB低温燃烧条件下，温度每降低10℃，NOx的排放量平均减少20mg/m3。因此，降低料床温度是降低CFB氮氧化物排放浓度根本保证。
一般可以通过二次风重新布局 、低氧运行模式、增设烟气再循环和提高循环灰分离效率、给煤方式的改造等方式控制CFB来料床温度，从而达到减少NOx的排放量的目的。
3炉外烟气脱硝技术
炉外烟气脱硝技术主要有以下两种：选择性催化还原(SCR)技术，选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝 。
3.1 选择性催化还原(SCR)技术
SCR技术原理是把还原剂喷入锅炉下游300~400℃的烟道内，在催化剂作用下，将烟气中NOx还原成无害的N₂和H₂O。脱硝效率可以高达95%，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，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。
受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺可分为高灰型、低灰型和尾部型等三种：
高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适(300~400℃)，经济性最高;
低灰型SCR与尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。目前，大部分机组安装了SCR装置，均采用高灰型布置工艺。
高灰型SCR脱硝系统可分为催化剂系统、还原剂系统、吹灰系统、氨喷射系统、SCR反应器系统等。
3.2 选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝
SNCR技术是将氨基还原剂(如氨气、氨水、尿素)溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH₃(以液氨为还原剂的SNCR系统喷入炉膛的是气相氨，不需热解)，在850~1050℃温度区域(通常为锅炉对流换热区)和没有催化剂的条件下，NH₃与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N₂与H₂O。SNCR工艺比较简洁，也是十分成熟的脱硝技术，相对SCR而言，脱硝效率偏低。但是，由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用。目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率非常低。
4某电厂脱硝超低排放改造实例
山西某电厂1、2号机组(2×330MW)采用2台循环流化床锅炉。脱硝系统后期建设，采用选择性非催化还原技术(SNCR)工艺，采用尿素为脱硝还原剂，于2013年12月完成投运。该系统脱硝效率≥50%，出口NOx排放浓度≤100 mg/Nm3。目前NOx排放浓度不能满足超低排放小于50mg/ Nm3的要求，因此需要进行超低排放改造。
本方案采用组合脱硝(即低氮燃烧+SNCR+SCR)的方式来降低NOx的排放。首先通过炉内低氮燃烧改造将锅炉出口NOx降至200 mg/Nm3，然后通过优化改造现有SNCR系统，将烟气中NOx进一步降至70 mg/Nm3，最后通过加装SCR系统，达到超低排放烟NOx含量≯40 mg/m3的要求。
第一步，炉内低氮燃烧技术
采用CFB低氮燃烧改造技术降低锅炉燃烧过程中产生的NOx浓度，改造后可将锅炉出口NOx浓度从最初的300mg/Nm3降至200mg/Nm3。
第二步，优化改造SNCR系统
通过更换SNCR喷枪为双流体喷枪，喷嘴采用雾化喷嘴，增加脱硝喷枪灯方法优化改造原有的SNCR系统，将烟气中NOx含量进一步降低至70mg/Nm3，脱硝效率为65%。
第三步，新建SCR系统
新建SCR系统，最终将NOx由70mg/Nm3脱至≯40 mg/Nm3 ，此时SCR脱硝效率为42.86%。
采用组合式脱硝较仅采用SCR脱硝催化剂加装量少，因此可将SCR装置放于锅炉尾部烟道中。由于反应温度及安装空间的限制，SCR催化剂将安装在二级省煤器出口至一级省煤器入口之间烟道，烟气挡板门上下空间各1.8米。节省了空间，降低了成本。
5结论
通过该电厂在 300MW(设计煤种)、240MW、300MW(近期煤种)、165MW 工况下脱硝系统的各项性能指标见下表。
表1 性能试验记录表
通过改造后性能试验，采用组合式脱硝系统，可以通过对SNCRHE SCR的控制，来满足锅炉运行时烟气中NOx含量达标的要求，且能有较低的造价和良好的经济效益。因此，采用组合式脱硝方式在CFB锅炉超低排放改造中可行，且可以进行推广。
