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摘 要：影响燃煤锅炉NOx排放的因素有很多，包括炉型、煤种和运行工况等。而现有的脱硝工艺包括低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术（SNCR和SCR），各种技术的脱硝效率、投资成本和运行成本各不相同，在考虑现有排放标准和未来标准的修订情况下针对电站燃煤锅炉、工业燃煤锅炉和流化床锅炉选择合适的脱硝工艺非常重要。
关键词：燃煤锅炉；脱硝；低NOx燃烧；SNCR；SCR
1 燃煤锅炉脱硝技术介绍及其运用
目前，各主要工业发达国家用来控制电站燃煤锅炉NOx排放的技术措施可分为两大类：低NOx燃烧技术以及烟气净化技术。低NOx燃烧技术是通过对锅炉运行方式的改进调整来降低NOx的排放，而烟气净化技术主要有选择性无催化还原（Selective noncatalytic reduction，SNCR）和选择性催化还原（Selective catalytic reduction，SCR）两种。表1对各种脱硝工艺的效果与投资费用进行了比较。
1.1 低NOx燃烧器和OFA在中国的运用
各种各样的低NOx燃烧技术中，燃烬风技术（OFA）和低NOx燃烧器（LNB）被认为是最切实可行并在电站锅炉中得到了广泛应用。它们既可以单独使用也可以联合使用，这两种方法联合使用可以脱除高达50%的NOx。
低NOx燃烧技术的商业化改造最早在中国的运用是2003年江苏利港电厂1号、2号炉明确把NOx减排作为改造目的和考核指标。改造内容涉及到制粉系统、煤粉管道和燃烧系统。改造后各种磨机组合下NOx平均排放浓度为400mg/Nm3，比改造前下降了54%～68%。从2007年之后，低NOx燃烧技术的商业化改造项目开始多起来。
尽管低NOx燃烧技术改造对于燃用烟煤的锅炉效果很明显，可以达到或者接近国家排放标准，但对于贫煤和无烟煤锅炉，还应该考虑其它的烟气脱硝技术（SNCR和SCR），才能满足更严格的排放标准。
1.2 SNCR技术在中国的运用
SNCR技术是把氨基类还原剂（NH3或尿素），喷入炉膛温度为800～1 100℃的区域，选择性地将烟气中的NOx还原为N2，不同还原剂有不同的反应温度范围（温度窗口），NH3的温度窗口为850～1100℃，尿素为950～1100℃。
SNCR系统可以在低NOx燃烧技术的基础上降低NOx排放25%～40%，所以具有良好的工业前景。目前中国已经有江苏阚山电厂、利港电厂、北京国华热电厂、华能伊敏电厂、广东瑞明电厂采用了SNCR技术。
对于氨逃逸量一般要求小于5ppm，这决定了SNCR的脱硝效率不会太高，尤其随着炉膛容量增大，混合性能差，氨逃逸量会增大，脱硝效率低于40%。另外锅炉负荷波动频繁，温度窗口偏移大，自动无法投入。因此SNCR系统更适合中小燃煤锅炉或者改造空间受限的老机组，而且必须和其它脱硝技术组合在一起才能满足日益严格的排放标准。
1.3 SCR技术在中国的运用
SCR是以NH3作为还原剂在催化剂表面上将NOx还原为N2的脱硝工艺，脱硝效率最高可到90%以上。SCR系统在中国的应用最早是在福建后石电厂，到目前为止有上百台机组采用了SCR系统。SCR的工艺相对简单，除了有些关键技术上的区别，各个公司的技术基本上大同小异。
（1）氨制备系统，包括液氨系统和尿素系统。
（2）氨喷射和混合系统，包括日立公司的传统密集型喷淋格栅，奥地利ENVIRGY公司的静态混合叶片，FBE公司的涡流混合器和德国巴克杜尔的三角翼混合器等。
（3）催化剂有蜂窝、板式和波纹板三种类型，主要的供应商包括日立（板式）、Argillon（蜂窝和板式）、日立造船（波纹板）、托普索（波纹板）、远达、凯瑞特、龙源、青岛华拓、中天环保、瑞基等。
2 燃煤锅炉脱硝工艺的选择
对于燃煤锅炉脱硝工艺选择要从脱硝工艺的工程投资和脱硝效率综合考虑，包括煤种的变化、现场空间和周围还原剂的来源及运行成本等因素。所以对于电站燃煤锅炉、工业锅炉和流化床锅炉应该采用不同的技术路线。
2.1 电站燃煤锅炉的脱硝工艺选择
从表1的比较中可以看出采用低NOx燃烧技术是脱硝工艺的首选，目的是降低净化装置入口的NOx浓度，以达到减少初投资和运行费用的目的。
在此基础上再考虑其它的脱硝工艺。通过上述分析比较，建议电站燃煤锅炉脱硝工艺的技术路线如下：
（1）老电厂优先采用用低NOx燃烧技术改造，燃用烟煤锅炉在现场条件允许下增加SCR系统或SNCR系统，而对贫煤或无烟煤锅炉，直接增加SCR系统。
（2）新电厂应优先选用低NOx燃烧系统，加装或预留SCR系统。考虑排放标准的不断修正，应该考虑多种脱硝技术的组合，保持机组排放的领先性。
2.2 工业燃煤锅炉的脱硝工艺选择
我国的燃煤工业锅炉多以链条炉排锅炉为主，容量小而且分散，一般NOx排放为300～500mg/m3。和电站燃煤锅炉相比，工业锅炉的减排是个难点，采用SNCR技术，但锅炉没有足够的温度空间，针对锅炉负荷变化调整非常困难，而采用尾部的SCR技术，尽管可以达到很高的脱硝效率，但成本太高。另外，这两个技术都需要采用液氨系统或者尿素系统，要求很高的控制水平，而现有的工业锅炉普遍运行水平都不高，操作不当容易引起氨泄漏和氨逃逸偏大的风险。因此，如何根据现有的水平寻找一种简单有效的降低NOx排放的手段，烟气再循环技术和CCS（Clean combustion system）燃烧技术被证明是可以降低NOx排放的有效手段。
（1）烟气再循环技术的运用。
烟气再循环技术是将烟气从锅炉尾部烟道引出并与送风机出口的空气混合进入风室，循环烟气中的一部分烟气则进入上部的OFA 喷口，这样可以降低过量空气系数15%～20%。另外，可以对燃烬风喷口进行改造，增大燃烬风的穿透能力以改善炉膛内的混合，也可以设置单独的燃烬风风机和采用变频技术，使调节更加灵活。从理论上来说，烟气循环量越大，炉膛出口含氧量越低，NOx排放量就越低，但考虑到烟气再循环对锅炉效率的影响，一般烟气循环量控制在35%以下。在国内某35t/h燃煤链条锅炉进行烟气再循环改造，通过对改造前后的对比测试表明，过量空气系数从2.63降低到1.75，NOx排放从347.08降低到140.97mg/Nm3，减少了59.4%。
（2）CCS燃烧系统。
CCS燃烧技术揉和了气化炉、燃气锅炉以及OFA的技术，对传统工业锅炉的进煤斗和炉排进行改造，安装一个气化室，煤粉和石灰石的混合物从气化室的顶部进入，由于缺氧和高温环境下，燃料N被转化为N2，气化产生的CO和H2到燃烧室与通过OFA喷入的空气混合燃烧充分。最终排放值可以控制到100～200mg/Nm3 左右。
2.3 流化床锅炉的脱硝工艺选择
与煤粉锅炉相比，流化床锅炉本身是一种洁净煤燃烧技术，由于燃烧温度低，加上采用了分级燃烧，NOx的排放量低于300mg/Nm3，在现有的排放标准下是不需要采用其它的脱硝工艺。如果未来要求排放小于100mg/Nm3，可以考虑采用SNCR或者SCR工艺。
3 结论
本文对燃煤锅炉的主要脱硝技术进行介绍，包括在中国的运用情况，根据现有的排放标准对燃煤锅炉脱硝工艺的选择提出如下建议：
（1）电站燃煤锅炉应优先采用低NOx燃烧技术，对烟煤锅炉可以采用LNB+OFA+SNCR或者LNB+OFA+SCR的组合技术，而对于贫煤和无烟煤锅炉采用LNB+OFA+SCR的组合技术；（2）工业燃煤锅炉可以采用烟气再循环和CCS这样的低成本高效的技术；（3）流化床锅炉暂时还不需要采用额外的脱硝手段；（4）应该科学制定（修订）燃煤锅炉排放标准，循序渐进，保证中国脱硝环保产业的有序良性的发展。
关键词：燃煤锅炉；脱硝；低NOx燃烧；SNCR；SCR
1 燃煤锅炉脱硝技术介绍及其运用
目前，各主要工业发达国家用来控制电站燃煤锅炉NOx排放的技术措施可分为两大类：低NOx燃烧技术以及烟气净化技术。低NOx燃烧技术是通过对锅炉运行方式的改进调整来降低NOx的排放，而烟气净化技术主要有选择性无催化还原（Selective noncatalytic reduction，SNCR）和选择性催化还原（Selective catalytic reduction，SCR）两种。表1对各种脱硝工艺的效果与投资费用进行了比较。
1.1 低NOx燃烧器和OFA在中国的运用
各种各样的低NOx燃烧技术中，燃烬风技术（OFA）和低NOx燃烧器（LNB）被认为是最切实可行并在电站锅炉中得到了广泛应用。它们既可以单独使用也可以联合使用，这两种方法联合使用可以脱除高达50%的NOx。
低NOx燃烧技术的商业化改造最早在中国的运用是2003年江苏利港电厂1号、2号炉明确把NOx减排作为改造目的和考核指标。改造内容涉及到制粉系统、煤粉管道和燃烧系统。改造后各种磨机组合下NOx平均排放浓度为400mg/Nm3，比改造前下降了54%～68%。从2007年之后，低NOx燃烧技术的商业化改造项目开始多起来。
尽管低NOx燃烧技术改造对于燃用烟煤的锅炉效果很明显，可以达到或者接近国家排放标准，但对于贫煤和无烟煤锅炉，还应该考虑其它的烟气脱硝技术（SNCR和SCR），才能满足更严格的排放标准。
1.2 SNCR技术在中国的运用
SNCR技术是把氨基类还原剂（NH3或尿素），喷入炉膛温度为800～1 100℃的区域，选择性地将烟气中的NOx还原为N2，不同还原剂有不同的反应温度范围（温度窗口），NH3的温度窗口为850～1100℃，尿素为950～1100℃。
SNCR系统可以在低NOx燃烧技术的基础上降低NOx排放25%～40%，所以具有良好的工业前景。目前中国已经有江苏阚山电厂、利港电厂、北京国华热电厂、华能伊敏电厂、广东瑞明电厂采用了SNCR技术。
对于氨逃逸量一般要求小于5ppm，这决定了SNCR的脱硝效率不会太高，尤其随着炉膛容量增大，混合性能差，氨逃逸量会增大，脱硝效率低于40%。另外锅炉负荷波动频繁，温度窗口偏移大，自动无法投入。因此SNCR系统更适合中小燃煤锅炉或者改造空间受限的老机组，而且必须和其它脱硝技术组合在一起才能满足日益严格的排放标准。
1.3 SCR技术在中国的运用
SCR是以NH3作为还原剂在催化剂表面上将NOx还原为N2的脱硝工艺，脱硝效率最高可到90%以上。SCR系统在中国的应用最早是在福建后石电厂，到目前为止有上百台机组采用了SCR系统。SCR的工艺相对简单，除了有些关键技术上的区别，各个公司的技术基本上大同小异。
（1）氨制备系统，包括液氨系统和尿素系统。
（2）氨喷射和混合系统，包括日立公司的传统密集型喷淋格栅，奥地利ENVIRGY公司的静态混合叶片，FBE公司的涡流混合器和德国巴克杜尔的三角翼混合器等。
（3）催化剂有蜂窝、板式和波纹板三种类型，主要的供应商包括日立（板式）、Argillon（蜂窝和板式）、日立造船（波纹板）、托普索（波纹板）、远达、凯瑞特、龙源、青岛华拓、中天环保、瑞基等。
2 燃煤锅炉脱硝工艺的选择
对于燃煤锅炉脱硝工艺选择要从脱硝工艺的工程投资和脱硝效率综合考虑，包括煤种的变化、现场空间和周围还原剂的来源及运行成本等因素。所以对于电站燃煤锅炉、工业锅炉和流化床锅炉应该采用不同的技术路线。
2.1 电站燃煤锅炉的脱硝工艺选择
从表1的比较中可以看出采用低NOx燃烧技术是脱硝工艺的首选，目的是降低净化装置入口的NOx浓度，以达到减少初投资和运行费用的目的。
在此基础上再考虑其它的脱硝工艺。通过上述分析比较，建议电站燃煤锅炉脱硝工艺的技术路线如下：
（1）老电厂优先采用用低NOx燃烧技术改造，燃用烟煤锅炉在现场条件允许下增加SCR系统或SNCR系统，而对贫煤或无烟煤锅炉，直接增加SCR系统。
（2）新电厂应优先选用低NOx燃烧系统，加装或预留SCR系统。考虑排放标准的不断修正，应该考虑多种脱硝技术的组合，保持机组排放的领先性。
2.2 工业燃煤锅炉的脱硝工艺选择
我国的燃煤工业锅炉多以链条炉排锅炉为主，容量小而且分散，一般NOx排放为300～500mg/m3。和电站燃煤锅炉相比，工业锅炉的减排是个难点，采用SNCR技术，但锅炉没有足够的温度空间，针对锅炉负荷变化调整非常困难，而采用尾部的SCR技术，尽管可以达到很高的脱硝效率，但成本太高。另外，这两个技术都需要采用液氨系统或者尿素系统，要求很高的控制水平，而现有的工业锅炉普遍运行水平都不高，操作不当容易引起氨泄漏和氨逃逸偏大的风险。因此，如何根据现有的水平寻找一种简单有效的降低NOx排放的手段，烟气再循环技术和CCS（Clean combustion system）燃烧技术被证明是可以降低NOx排放的有效手段。
（1）烟气再循环技术的运用。
烟气再循环技术是将烟气从锅炉尾部烟道引出并与送风机出口的空气混合进入风室，循环烟气中的一部分烟气则进入上部的OFA 喷口，这样可以降低过量空气系数15%～20%。另外，可以对燃烬风喷口进行改造，增大燃烬风的穿透能力以改善炉膛内的混合，也可以设置单独的燃烬风风机和采用变频技术，使调节更加灵活。从理论上来说，烟气循环量越大，炉膛出口含氧量越低，NOx排放量就越低，但考虑到烟气再循环对锅炉效率的影响，一般烟气循环量控制在35%以下。在国内某35t/h燃煤链条锅炉进行烟气再循环改造，通过对改造前后的对比测试表明，过量空气系数从2.63降低到1.75，NOx排放从347.08降低到140.97mg/Nm3，减少了59.4%。
（2）CCS燃烧系统。
CCS燃烧技术揉和了气化炉、燃气锅炉以及OFA的技术，对传统工业锅炉的进煤斗和炉排进行改造，安装一个气化室，煤粉和石灰石的混合物从气化室的顶部进入，由于缺氧和高温环境下，燃料N被转化为N2，气化产生的CO和H2到燃烧室与通过OFA喷入的空气混合燃烧充分。最终排放值可以控制到100～200mg/Nm3 左右。
2.3 流化床锅炉的脱硝工艺选择
与煤粉锅炉相比，流化床锅炉本身是一种洁净煤燃烧技术，由于燃烧温度低，加上采用了分级燃烧，NOx的排放量低于300mg/Nm3，在现有的排放标准下是不需要采用其它的脱硝工艺。如果未来要求排放小于100mg/Nm3，可以考虑采用SNCR或者SCR工艺。
3 结论
本文对燃煤锅炉的主要脱硝技术进行介绍，包括在中国的运用情况，根据现有的排放标准对燃煤锅炉脱硝工艺的选择提出如下建议：
（1）电站燃煤锅炉应优先采用低NOx燃烧技术，对烟煤锅炉可以采用LNB+OFA+SNCR或者LNB+OFA+SCR的组合技术，而对于贫煤和无烟煤锅炉采用LNB+OFA+SCR的组合技术；（2）工业燃煤锅炉可以采用烟气再循环和CCS这样的低成本高效的技术；（3）流化床锅炉暂时还不需要采用额外的脱硝手段；（4）应该科学制定（修订）燃煤锅炉排放标准，循序渐进，保证中国脱硝环保产业的有序良性的发展。