【摘 要】本文以作者工作的公司为例，主要介绍#1#2锅炉SNCR脱硝技术的工作原理，以及锅炉烟气脱硝改造经验，自控运行控制及运行注意事项。锅炉脱硝改造后，烟气的NOx浓度排放明显下降，满足了国家倡导低碳经济、节能减排工作要求。
　　【关键词】脱硝技术；自动控制；节能减排
　　前言
　　近些年来，随着我国社会经济的快速发展，国内能源的消耗量也在逐年增加，随之而来的是NOx排放量的增长，给大气环境带来了高度污染。NOx排放控制有两种途径，一是控制原始的NOx的生成量；二是采用有效的烟气NOx脱除技术。在燃煤电站NOx排放的控制方面，国内建立了一批烟气脱硝工程，不断加大NOx排放的控制力度，NOx排放的增长势头已基本得到了控制，NOx排放总量将不断降低。根据环保部门发布的GBl3223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，从2012年1月1日开始，国内所有新建火电机组NOx排放量要求达到100mg/m?以下，为了满足国家减排新要求，所有的新建机组都有安装脱销装置，同时，现役机组的脱硝改造势在必行。
　　1 概述
　　我公司属于国家级重点节能环保型电厂，于2010年投入使用两台320MW循环流化床机组。我公司严格按照国家环保部门对烟气NOx要求，对1号、2号锅炉进行脱硝改造，每台锅炉配置炉内烟气脱硝一套，采用“一对一”方式，公用系统按2台炉设置。脱硝系统采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，还原剂为尿素，脱硝效率≥52%，即NOx排放浓度低于175mg/m3（6%O2，干烟气）。
　　2 SNCR烟气脱硝技术原理
　　SNCR脱硝是目前主流的烟气脱硝技术之一，该工艺是在800℃～1250℃温度范围内，采用氨水、尿素等还原剂选择性地还原烟气中的NOx，实现NOx的脱除，该脱硝工艺无需催化剂。
　　3 脱硝系统的控制要点
　　按环保相关规定要求，采用单独的分散控制系统（DCS）。将锅炉尾部烟道的NOx作为反馈值，控制喷入炉内还原剂量，同时相应调整稀释水的流量，使得还原剂量加稀释水量等于喷枪喷射量并保持恒定，使得NOx质量浓度不高于100mg/m3，氨逃逸质量浓度不高于8mg/m3。系统整体处于自动模式下运行。锅炉负荷变动幅度大时，SNCR系统可处于手动模式下运行。
　　4 我公司SNCR脱硝系统情况
　　4.1 我公司根据现场情况：#1#2锅炉烟气脱硝选择SNCR脱硝工艺，主要有以下原因：
　　（1）流化床锅炉NOx排放浓度通常较低，统计改造前6个月的NOx浓度，最大值350mg/m3，最小值70mg/m3，前6个月的平均值124mg/m3，根据现阶段对NOx浓度排放要求小于200mg/m3，我公司NOx浓度基本在合格范围内。（2）机组在不同负荷下运行时（180MW～320MW），炉膛出口烟温（即旋风分离器入口烟道温度）为863～919℃；分离器出口烟温840～956℃，满足SNCR脱硝反应需要。（3）经济性好：由于该反应是靠锅炉内的高温驱动的，因此投资成本和运行成本比SCR低。（4）我公司脱硝系统属于改造项目，SNCR脱硝工艺占地少，设备简单，不需单独设置反应器，改造方便实用。（5）这种脱销技术对锅炉的各种运行参数没有什么太大的影响，同时也不需要进行锅炉燃烧设备及受热面方面的改动。
　　4.2 主要设备参数及设计情况
　　（1）主要参数。烟气流量：1138152（干基，6%）Nm3/h烟气温度：900℃含氧量：3.2%；锅炉脱硝系统改造后主要指标：NOx浓度：45-170mg/Nm3；NH3逃逸量：1.2-6.5mg/Nm3；脱硝效率：≥52%；
　　（2）脱硝自动控制系统及运行。为方便运行操作，同时有效控制烟气NOX排放量，该脱硝系采用DCS监控。#1#2炉脱硝工艺炉区反应控制系统所需IO点各为40点，不再设立单独DCS控制柜，分别进入1、2号机组DCS控制（上海新华XDC-800系统）；尿素站等公用系统设备的控制系统单独设置一个远程控制柜（南京科远V3系统），配置1对冗余控制器（DPU），机柜布置在尿素站附近综合泵房辅控DCS远程机房内，以光纤通讯方式进入辅控DCS控制网络。1号、2号炉脱硝系统画面、参数显示能按照国家环保部门最新文件要求，完成脱硝环保数据上传。

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