隨著環保要求日益嚴格化，燃煤電廠煙氣中SO2、NOX、煙塵等污染物排放控制備受社會關注。我國于2011年頒布了GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》，其中明確規定了SO2、NOX、煙塵的排放限值[1-3]。2014年，發改能源[2014]2093號中對火電節能減排提出了更嚴格、明確的強制要求：

  東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值（即：基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。為積極響應國家政策，各燃煤發電機組均要對污染物控制系統進行優化升級改造，確保污染物排放濃度長期穩定超低達標排放。

  循環流化床機組本身燃燒溫度低，分級、分段燃燒等特點，使其產生的氮氧化物較少，一般采用SNCR脫硝技術即可使NOX的排放濃度滿足GB13223-2011對其規定排放要求，但并不能滿足最新NOX的超低排放要求（不高于50mg/m3）[2,3]。

  因此，針對CFB鍋爐本身特點，研究設計一種充分利用CFB鍋爐本身優勢，系統投資、運行、維護費用低，同時可長期穩定確保煙氣中氮氧化物排放濃度滿足超低排放要求的脫硝工藝具有重要意義。文中設計了一種適用于1060T/HCFB鍋爐的SNCR+SCR聯合脫硝工藝，可為國內同類型CFB鍋爐脫硝超低排放工程的改造、設計提供借鑒及指導作用。

1煙氣NOX主要脫除技術

  煙氣中NOX脫除技術均是通過在合適的溫度區域向煙氣中噴入還原劑，還原劑與煙氣中NOX發生化學反應，使NOX轉換為無害的氮氣和水[4-6]。

  目前應用在燃煤電站鍋爐上成熟的煙氣NOX脫除技術主要包括SNCR、SCR和SNCR+SCR聯合煙氣脫硝技術。

1.、1SNCR煙氣脫硝技術

  選擇性非催化還原技術（SNCR）是將尿素、NH3等還原劑噴至爐膛上部或分離器入口溫度為850～1100℃的區域，還原劑迅速熱分解成NH3并與煙氣中NOX進行選擇性反應，生成無害的N2和H2O。

  在無催化劑、溫度為850～1100℃條件下，尿素、NH3等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中NOx，基本上不與煙氣中的O2作用。若溫度過高，NH3則被氧化成NO。

  還原劑參加脫硝反應的溫度窗口至關重要。NH3反應的最佳溫度窗口為850～1100℃，當反應溫度過高，NH3會被氧化成NO，增加煙氣中NOX；反應溫度過低，氨逃逸增加，會使NOx還原率降低[6,7]。因此，SNCR法脫硝需注意氨逃逸對后續空預器設備、系統的影響。

  SNCR脫硝效率低，大機組上為25-50%，小機組上可達70-80%；無需添加催化劑，反應過程無SO3的轉化；對改造場地條件要求低，適用于改造條件有限、入口NOX含量低的脫硝工程使用。

1.2、SCR煙氣脫硝技術

  SCR脫硝技術與SNCR脫硝技術的化學反應原理相同，都是在煙氣中加入還原劑，在一定溫度下，還原劑與煙氣中NOX反應，生成無害的氮氣和水。

  SCR脫硝是在有催化劑（鐵、釩、鉻、鈷或鉬等堿金屬）的條件下，將還原劑NH3或尿素噴至溫度為300～400℃區域的煙道內使之與煙氣中NOX參加反應。

  SCR脫硝必須有催化劑反應模塊，若想保證催化劑具有較好的催化性能，必須具有300～400℃較佳的反應溫度窗口。根據鍋爐本身設計差異，催化劑反應模塊一般布置于省煤器與空預器間、一級省煤器和二級省煤器間或省煤器特定盤管間等具有較佳溫度窗口的區域。SCR脫硝效率為60%～90%；催化劑會增加SO3的轉化，硫酸氫銨的生成會造成空預器的堵塞、腐蝕等[6-8]。

  在SCR脫硝系統設計中，影響其運行的主要參數有：煙氣溫度、煙氣流速、煙道尺寸、煙氣微粒含量、逃逸氨濃度、SO2氧化率、催化劑活性等。同時還需考慮CFB鍋爐爐內脫硫飛灰中CaO對催化劑催化性能的影響。

1.3、SNCR+SCR聯合煙氣脫硝技術

  SNCR+SCR聯合脫硝技術是結合SNCR脫硝的低成本、占地小和SCR脫硝高脫硝效率的聯合脫硝技術，多用于改造工程中場地狹小的情況[7,8]。

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