摘要：本文介绍龙净SNCR、SCR、COA等三种烟气脱硝工艺的原理和技术特点，综合考虑燃煤锅炉NOX排放特点及不同脱硝工艺的技术特点，提出了针对煤粉锅炉、循环流化床锅炉等不同燃煤锅炉实现NOX小于50mg/Nm3的超洁净排放的最佳脱硝工艺路线。
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1. 前言
随着国内经济的快速发展，氮氧化物(NOx)的排放量迅速增加，严重污染了生态环境，已成为制约社会经济发展的重要因素之一。国家环境保护部2012-01-01颁布实施的《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2010》要求重点地区：燃煤锅炉氮氧化物排放浓度执行100mg/Nm3的排放限值;非重点地区：2003年12月31日之前建成投产或通过环评审批的燃煤锅炉氮氧化物排放浓度执行200mg/Nm3的限值，其它的执行100mg/Nm3的限值。
近年来，雾霾现象频发，环境问题日益突出。为了改善整体大气环境，珠三角、长三角、京津冀等许多重点地区再次大幅度提高了多种污染物的排放标准，纷纷提出了超洁净的排放要求，其中对氮氧化物的排放限值要求小于50mg/Nm3。
2. 燃煤锅炉NOX排放特点
燃煤电厂产生的氮氧化物产生机理主要包括两方面：一是燃烧时空气中的氮在高温下与氧气反应生成，称“热力型NOX”;二是来自燃料中固有的含氮化合物，称“燃料型NOX”。
总体说来，煤的挥发分越高，炉内生成的NOX越少。主要与以下因素有关：1)煤的挥发分高，着火性能好，炉膛温度和煤粉气流的着火温度较低，降低了燃料中N的转换率，从而降低了NOX的生成量;2)挥发分高，煤容易着火和燃尽，运行过程中常常采用较低的过量空气系数，同样可降低燃料中N的转换率;3)挥发分高，迅速燃烧的挥发分更多消耗掉煤粉气流着火阶段的氧气，增强了煤粉气流低温燃烧阶段的还原性气氛，生成的NOX部分被还原，减少了锅炉出口的NOX排放浓度。
燃煤的成分通常直接影响着锅炉的燃烧方式及锅炉型式的选择。其中“W”火焰锅炉为了保证难燃的无烟煤能够稳定的着火燃烧，炉膛温度可达1500℃以上，造成NOX排放浓度极高;而对于循环流化床锅炉燃烧温度(床温)一般在820~950℃之间，因此NOX排放浓度较低。
3. 龙净烟气脱硝工艺
燃煤锅炉NOx污染控制技术包括低氮燃烧和烟气脱硝等两类。其中，低氮燃烧技术具有投资和运行费用较低的特点;因此，燃煤锅炉在设计或改造时，首先应考虑配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生;但由于低氮燃烧对NOx控制效率有限(30%~50%)，单独采用低氮燃烧控制方式已无法满足日益提高的环保要求，几乎所有的燃煤锅炉都面临增设相应的烟气脱硝装置的情况。目前，龙净已成功商业化应用的烟气脱硝工艺主要包括以下三种：
1) 选择性非催化还原(SNCR)
选择性非催化还原(SNCR)工艺：主要是向850~1100℃范围内的高温烟气中喷入氨或尿素等还原剂，通过还原剂产生的氨自由基与烟气中的NOx反应，还原生成N2和H2O。其中温度区间、还原剂分布以及反应停留时间是决定脱硝效率高低的三个关键因素。
龙净针对不同项目特点将提供不同的解决方案。依托于成熟的CFD模拟和CKM计算，通过CFD及CKM进行炉内燃烧过程及脱硝过程的模拟的方式进行全方位、多手段的分析和验证，确定锅炉内各点温度分布、速度分布、烟气成分浓度分布等众多关键的工艺参数。从而确定最佳的还原剂喷射位置及调控方案。
龙净SNCR工艺的技术特点：
Ø 高效的脱除效率，CFB锅炉脱硝效率可达70%以上，煤粉锅炉脱硝效率可达40%以上;
Ø 成熟可靠的CFD模拟和CKM计算，针对不同的燃煤种类、还原剂种类、燃烧方式、炉型结构、锅炉负荷进行精准的模拟分析;
Ø 采用模块化集成与设计，设备安装检修方便。
2) 选择性催化还原(SCR)
选择性催化还原(SCR)工艺主要是在一定温度(280~420℃)和催化剂存在的情况下，向烟气中通入还原剂NH3，将烟气中的NOx还原为无害的氮气(N2)和水(H2O)。它是目前国内外应用最为成熟、业绩最多、脱除效率最高的烟气脱硝工艺。
龙净SCR工艺在国内外研究的基础上不断创新，形成了丰富的工程经验。根据不同项目锅炉特点、场地条件情况进行针对性优化设计。通过CFD流场数值模拟与物理模拟试验的相结合的方式进行全面分析，保证最佳的SCR反应器的结构，合理的烟道布置，高效的NH3-烟气混合器设计。
龙净SCR工艺的技术特点：
Ø CFD流场数值模拟与物理模拟试验的相结合的全面分析手段，保证最佳的SCR反应器的结构，合理的烟道布置，高效的NH3-烟气混合器设计;
Ø 催化剂选型优化设计，防止催化剂积灰，延长催化剂使用寿命;
Ø 完善的低氨逃逸率及SO2/SO3转化控制措施。
循环氧化吸收(COA)工艺是龙净在LJD循环流化床烟气脱硫系统协同脱硝基础上，成功开发的具有自主知识产权的一项低温脱硝技术。基本机理是以龙净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，通过额外添加的脱硝剂的氧化作用，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。
在第一代COA低温脱硝技术基础上，通过示范性工程的建设和中试研究，进一步发展形成了更为高效经济的第二代低温脱硝技术——Hybrid COA低温脱硝技术。该工艺相较于原有COA低温脱硝技术而言，最大的优化在于设置了脱硝剂双相添加以及分段氧化的工艺方案。通过液相添加剂和固相添加剂的分段协同使用，形成双级氧化机制，提高了系统的脱硝效率和稳定性，同时极大提升了脱硝剂的使用效率，从而降低了脱硝的运行成本。
龙净COA协同脱硝工艺的技术特点：
Ø 与LJD循环流化床烟气脱硫装置协同作用，大大降低设备投资以及运行维护费用;
Ø 液固两相添加、双级氧化吸收机理;
Ø 可提高脱硫效率，辅助脱除重金属(特别是汞)及二噁英等污染物。
表2 三种烟气脱硝工艺技术特点
4. 不同燃煤锅炉的工艺路线选择
从表1可知，对于不同锅炉型式和燃烧煤种，其NOX排放浓度差异较大。因此，烟气脱硝工艺选择上应遵循“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”的原则，综合各不同脱硝工艺的技术特点，确定最为合理、合适的烟气脱硝工艺或联合脱硝工艺。
1) 煤粉锅炉
煤粉锅炉NOX排放浓度较高，即使经过低氮燃烧改造，出口NOX排放浓度也可达350mg/Nm3以上。综合三种不同的烟气脱硝工艺分析，SCR凭借最佳的脱除效率及较好的适应性成为煤粉锅炉烟气脱硝工艺的首选。在理想的条件下，单独的SCR工艺即可实现NOX排放浓度小于50mg/Nm3的要求，但在锅炉出口初始NOX排放浓度较高的情况下，则须采用SNCR/SCR联合脱硝工艺。在SCR基础上增加的SNCR工艺不仅使得炉膛出口初始NOX浓度较低，同时还可以利用SNCR工艺逃逸的氨作为还原剂在SCR反应器内得到充分利用，技术及经济性最为合理。
最佳工艺路线：SCR(三层)或SNCR/SCR(二层)
图7 天富北项目SCR运行主界面DCS画面
(反应器A入口NOx浓度290.5mg/Nm3，反应器A出口NOx浓度32.4mg/Nm3，脱硝效率88.85%;
反应器B入口NOx浓度266.8mg/Nm3，反应器B出口NOx浓度32.7mg/Nm3，脱硝效率87.76%)
2) 大中型CFB锅炉
CFB锅炉烟气采用炉内脱硫方式，不仅存在粉尘浓度较高，容易造成催化剂堵塞的问题;而且炉内脱硫煅烧产生的CaO会对催化剂产生一定毒化作用;并不适合采用SCR工艺。然而，CFB锅炉炉膛烟气出口温度与SNCR工艺的反应温度范围正好吻合;且旋风分离器中的烟气流场的情况十分有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合，有效的停留时间可以达到1秒以上。因此，CFB锅炉的特别适合采用SNCR烟气脱硝工艺;但考虑到煤种变化及负荷变化的影响，NOX排放浓度依然可能达到300mg/Nm3。单级SNCR工艺已较难实现较低的排放标准，为满足NOX浓度排放小于50mg/Nm3。龙净建议采用SNCR+COA的联合脱硝工艺。
最佳工艺路线：SNCR+COA联合脱硝工艺。
图8 广州石化项目运行主界面DCS画面
(锅炉出口初始NOx浓度~320mg/Nm3，脱硝系统出口NOx浓度25.9mg/Nm3，两级脱硝效率~91.9%)
3) 小型CFB锅炉
小型CFB锅炉由于燃烧温度较低，其旋风分离器入口烟温通常低于800℃。与常规的的CFB锅炉相比，SNCR工艺失去了最合适的喷入位置，反应温度区间、反应停留时间、还原剂分布的均匀性很难达到一个理想状态，脱硝效率无法保证。但由于CFB锅炉NOX排放浓度仅为120~200mg/Nm3，若采用LJD循环流化床烟气脱硫系统，其自身已具备一定脱硝功能，此时配套COA脱硝工艺，只需加入少量的脱硝添加剂即可满足NOX的较低排放，整个工艺路线简单经济。。
最佳工艺路线：COA。
图9 新阳热电项目运行主界面DCS画面
(入口NOx浓度203.2mg/Nm3，出口NOx浓度68.9mg/Nm3，脱硝效率66.8%)
5. 结束语
不同锅炉型式和燃烧煤种的NOX排放浓度差异较大，在烟气脱硝工艺选择上应遵循“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”的原则。龙净在一系列的工程实践中，可根据不同项目的实际情况选择合适、合理的烟气脱硝工艺或不同组合形式的联合协同控制方案，已实现1+1>2的效果，最终保证系统出口NOX浓度的超洁净排放。
