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摘要：随着国家对环保的严格要求，标准的不断提高，现有火力发电锅炉及燃气轮机组大多以选择性非催化还原（ SNCR）脱硝装置来满足NOx的排放要求。为充分了解现阶段燃煤锅炉SNCR脱硝技术应用情况，本论文对SNCR脱硝技术进行了研究并提出改进对策建议，满足环保新要求，实现氮氧化物超低排放。
关键词：脱硝技术;现状;对策建议;超低排放
山西是煤资源大省，因燃煤产生的S02、NOx等污染物是造成空气环境中酸雨和光化学烟雾的主要原因，同时也给自然环境和人类健康造成严重危害。本论文主要研究SNCR技术NOx污染物脱硝情况。GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》规定了现有火力发电锅炉及燃气轮机组NOx排放浓度限值为lOOmg/m3的[1]。2015年12月，环保部发布了“全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案”均要求和鼓励实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，氮氧化物排放浓度小于50mg/m3，）改造[2]。因此，火电厂燃煤烟气脱硝改造工作势在必行。
1SNCR脱硝技术及工艺组成
1.1 SNCR脱硝技术原理
SNCR是将还原剂（氨水或尿素溶液）喷入炉膛中特定的高温区域（ 850～1100℃），利用还原剂氨与烟气混合，将烟气中的NOx还原为无害的N2和H2O的一种脱硝技术[3]。
氨（NH3）作为还原剂反应过程化学反应式：
4N0+4NH3+02—4N2+6H20（主要反应）
2N02+4NH3+02—3N2+6H20
6N0+4NH3→5N2+6H20
6N02+8NH3+02→7N2+12H20
尿素（CO （NH2）2）作为还原剂反应过程化学反应式：
4N0+2CO （NH2） 2+02→4N2+2C02+4H20
CO （NH2） 2+H02→2NH3+C02
2N02+4NH3+02→3N2+6H20
1.2 SNCR脱硝工艺及组成
还原剂氨水由专用槽车运输进厂通过密封鹤管卸至氨水储罐内备用;还原剂尿素由汽车运输，人工拆袋投入卸料斗，进入注水溶解系统进行溶解，配成一定浓度的尿素溶液储存备用。SNCR脱硝系统组成：储存及制备系统（氨水或尿素溶液贮槽、输送泵、管道等）;在线稀释系统（泵、管道、混合器）;还原剂喷射系统（分配、雾化、计量）和控制仪表等主要装置所构成。
2 SNCR脱硝技术反应特征参数
SNCR脱硝过程中烟气反应温度、氨氮比、混合程度及停留时间是影响脱硝效率的主要反应特征参数。
2.2.1烟气反应温度：最佳反应窗口温度为850～1100℃。当烟气温度高于1100℃，NH3会被氧化为NO，可能会造成“氨逃逸”的增加并产生新的污染。
2.2.2混合程度及停留时间：烟气均匀混合，反应停留时间长达1S，可取得较好效果。喷嘴可控制还原剂液滴的粒径与分布、大液滴挥发、蒸发时间长且能渗透到更远的烟气，提高效率;反之烟气混合不均匀、停留接触时间短，脱除效率低下。
2.2.3氨氮比：最佳的氨氮摩尔比控制范围是NSR=1-2。当氨氮比从1.O提高到2.O的过程中，造成二次污染。
3 SNCR脱硝技术应用现状
SNCR脱硝装置以锅炉炉膛或旋风分离器烟气入口为主要反应器，投资费用较低。以大多数现有火力发电锅炉及燃气轮机组烟气脱硝选择性非催化还原脱硝（SNCR）为例，在实际工作应用中存在以下问题：①考虑到NH3损耗、泄漏等问题，设计效率为30-50%;②烟气反应过程温度低于850℃造成氨与NOx反应不完全;③喷头布置方式及还原剂液滴动量大小导致烟气混合不均匀;④工艺中氨的利用率不高，氨液的过量消耗会带来“氨穿透”，造成氨逃逸率高，一方面引起“二次污染”，另一方面当燃烧含硫量较高的燃料时，过量氨溢出会与硫反应生成（NH4）2S02，导致SNCR应用脱硝效率低下。由于SNCR脱硝技术的局限性无法满足环保新要求，必须与其他技术相结合才能实现超低排放50mg/m3以下，经综合分析，SNCR技术缺点大于优点，需对现有SNCR脱硝装置进行技术改造。
4对策与建议
针对SNCR-SCR工艺可在原有SNCR装置的基础上对后端锅炉省煤器与空气预热器之间的烟道进行SCR脱硝装置改造，实现SNCRSCR联合工艺。在进行后端SCR脱硝时，循环泵将还原剂溶液从储罐中抽出，氨水经蒸发器形成氨雾由喷氨格柵喷入;尿素溶液需经布置在锅炉喷射点附近的绝热分解室热解成氨，由SCR喷枪雾化后，以雾状喷入垂直段的水平烟道中，前端烟气中未脱除的NOx与逸出的氨在与后端SCR系统进行催化还原反应，生成氮气和水，从而达到脱硝目的。
选择性非催化还原（SNCR）系统运行稳定、成本低且脱硝效率较低，需配合其他脱硝技术共同使用方可实现超低排放。本论文将SNCR、SCR脱硝技术有效联合，不仅发挥了SNCR、SCR各自的技术优势，而且工艺成本也在两者之间，大大降低了单独使用SCR脱硝成本，适合旧机组改造及分阶段项目。现有火力发电厂SNCR-SCR联合工艺技术改造不光提高了脱硝效率实现超低排放而且还降低了企业运行成本。SNCR-SCR联合脱硝装置在成本、技术、效率上有积极的意义，同时也是将来脱硝技术发展的一个重要方向。
参考文献
[1]中华人民共和国环境保护部.火电厂大气污染物排放标准：GB13223 - 2011[S].
[2]中华人民共和国环境保护部。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案[R].2015 4 11
[3]赵凯1，康利生2，管辉尧1，李诗媛3，4循环流化床锅炉SNCR脱硝技术研究现状[J]《节能技术>第35卷，总第206期2017年11月.
关键词：脱硝技术;现状;对策建议;超低排放
山西是煤资源大省，因燃煤产生的S02、NOx等污染物是造成空气环境中酸雨和光化学烟雾的主要原因，同时也给自然环境和人类健康造成严重危害。本论文主要研究SNCR技术NOx污染物脱硝情况。GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》规定了现有火力发电锅炉及燃气轮机组NOx排放浓度限值为lOOmg/m3的[1]。2015年12月，环保部发布了“全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案”均要求和鼓励实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，氮氧化物排放浓度小于50mg/m3，）改造[2]。因此，火电厂燃煤烟气脱硝改造工作势在必行。
1SNCR脱硝技术及工艺组成
1.1 SNCR脱硝技术原理
SNCR是将还原剂（氨水或尿素溶液）喷入炉膛中特定的高温区域（ 850～1100℃），利用还原剂氨与烟气混合，将烟气中的NOx还原为无害的N2和H2O的一种脱硝技术[3]。
氨（NH3）作为还原剂反应过程化学反应式：
4N0+4NH3+02—4N2+6H20（主要反应）
2N02+4NH3+02—3N2+6H20
6N0+4NH3→5N2+6H20
6N02+8NH3+02→7N2+12H20
尿素（CO （NH2）2）作为还原剂反应过程化学反应式：
4N0+2CO （NH2） 2+02→4N2+2C02+4H20
CO （NH2） 2+H02→2NH3+C02
2N02+4NH3+02→3N2+6H20
1.2 SNCR脱硝工艺及组成
还原剂氨水由专用槽车运输进厂通过密封鹤管卸至氨水储罐内备用;还原剂尿素由汽车运输，人工拆袋投入卸料斗，进入注水溶解系统进行溶解，配成一定浓度的尿素溶液储存备用。SNCR脱硝系统组成：储存及制备系统（氨水或尿素溶液贮槽、输送泵、管道等）;在线稀释系统（泵、管道、混合器）;还原剂喷射系统（分配、雾化、计量）和控制仪表等主要装置所构成。
2 SNCR脱硝技术反应特征参数
SNCR脱硝过程中烟气反应温度、氨氮比、混合程度及停留时间是影响脱硝效率的主要反应特征参数。
2.2.1烟气反应温度：最佳反应窗口温度为850～1100℃。当烟气温度高于1100℃，NH3会被氧化为NO，可能会造成“氨逃逸”的增加并产生新的污染。
2.2.2混合程度及停留时间：烟气均匀混合，反应停留时间长达1S，可取得较好效果。喷嘴可控制还原剂液滴的粒径与分布、大液滴挥发、蒸发时间长且能渗透到更远的烟气，提高效率;反之烟气混合不均匀、停留接触时间短，脱除效率低下。
2.2.3氨氮比：最佳的氨氮摩尔比控制范围是NSR=1-2。当氨氮比从1.O提高到2.O的过程中，造成二次污染。
3 SNCR脱硝技术应用现状
SNCR脱硝装置以锅炉炉膛或旋风分离器烟气入口为主要反应器，投资费用较低。以大多数现有火力发电锅炉及燃气轮机组烟气脱硝选择性非催化还原脱硝（SNCR）为例，在实际工作应用中存在以下问题：①考虑到NH3损耗、泄漏等问题，设计效率为30-50%;②烟气反应过程温度低于850℃造成氨与NOx反应不完全;③喷头布置方式及还原剂液滴动量大小导致烟气混合不均匀;④工艺中氨的利用率不高，氨液的过量消耗会带来“氨穿透”，造成氨逃逸率高，一方面引起“二次污染”，另一方面当燃烧含硫量较高的燃料时，过量氨溢出会与硫反应生成（NH4）2S02，导致SNCR应用脱硝效率低下。由于SNCR脱硝技术的局限性无法满足环保新要求，必须与其他技术相结合才能实现超低排放50mg/m3以下，经综合分析，SNCR技术缺点大于优点，需对现有SNCR脱硝装置进行技术改造。
4对策与建议
针对SNCR-SCR工艺可在原有SNCR装置的基础上对后端锅炉省煤器与空气预热器之间的烟道进行SCR脱硝装置改造，实现SNCRSCR联合工艺。在进行后端SCR脱硝时，循环泵将还原剂溶液从储罐中抽出，氨水经蒸发器形成氨雾由喷氨格柵喷入;尿素溶液需经布置在锅炉喷射点附近的绝热分解室热解成氨，由SCR喷枪雾化后，以雾状喷入垂直段的水平烟道中，前端烟气中未脱除的NOx与逸出的氨在与后端SCR系统进行催化还原反应，生成氮气和水，从而达到脱硝目的。
选择性非催化还原（SNCR）系统运行稳定、成本低且脱硝效率较低，需配合其他脱硝技术共同使用方可实现超低排放。本论文将SNCR、SCR脱硝技术有效联合，不仅发挥了SNCR、SCR各自的技术优势，而且工艺成本也在两者之间，大大降低了单独使用SCR脱硝成本，适合旧机组改造及分阶段项目。现有火力发电厂SNCR-SCR联合工艺技术改造不光提高了脱硝效率实现超低排放而且还降低了企业运行成本。SNCR-SCR联合脱硝装置在成本、技术、效率上有积极的意义，同时也是将来脱硝技术发展的一个重要方向。
参考文献
[1]中华人民共和国环境保护部.火电厂大气污染物排放标准：GB13223 - 2011[S].
[2]中华人民共和国环境保护部。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案[R].2015 4 11
[3]赵凯1，康利生2，管辉尧1，李诗媛3，4循环流化床锅炉SNCR脱硝技术研究现状[J]《节能技术>第35卷，总第206期2017年11月.