氮氧化物50mg每立方米以下稳定运行经验分享与思考
如何控制垃圾焚烧发电烟气中的NOx污染排放
如何控制垃圾焚烧发电烟气中的NOx污染排放垃圾焚烧技术由于其自身特点，有望成为未来中国城市垃圾处置的主要方式。
而焚烧烟气中NOx污染的控制是垃圾焚烧技术得以广泛应用的重要前提。
目前处理NOx的主流方法为SNCR和低温SCR。
SNCR将复原剂直接喷入炉膛内，易操作，但脱硝效率较低。
低温SCR采用低温低尘布置，能耗小，但硫酸氢铵的生成制约了低温催化剂的广泛应用。
需进一步研发低温具有良好抗硫性能的催化剂，并在工程应用中优化反应器和脱硫工艺的设计，以减少NH4HSO4的生成，增加催化剂在线加热装置，从而延长催化剂的寿命。
图1. 垃圾焚烧发电示意图垃圾焚烧尾气中含有HCl、SOx、NOx、粉尘、二恶英和重金属等污染物。
垃圾焚烧烟气的污染物控制，能否满足GB18485-20**《生活垃圾焚烧污染控制标准》或EU2000/76/EC中规定的污染物排放限值要求，成为该技术趋于成熟并广泛应用的重要标志。
目前已建成的垃圾焚烧炉普遍采用的烟气净化工艺流程为“锅炉尾气出口+半干法+干法+布袋除尘器+SCR”，对环保要求比较高的厂区，会增加SNCR脱硝和湿法脱酸，消石灰被用作脱酸工艺半干法+干法的吸收剂。
近年来，为了后续SCR工艺的有效运行并降低SO2的排放浓度，也有采用NaHCO3作为脱酸吸收剂。
采用活性炭吸附二恶英和重金属，以布袋除尘器去除粉尘，以SNCR 和SCR联合去除NOx。
故各工艺的高效运行是垃圾焚烧技术得以广泛应用的技术前提。
一、垃圾焚烧过程中NOx生成机制目前，国内普遍采用的焚烧炉为机械炉排炉，因其对垃圾种类、含水率适应能力强、垃圾无需预处理、易于调节燃烧空气的供应及控制燃烧工况等特点，被广泛应用于垃圾焚烧系统。
在垃圾焚烧过程中，NOx的产生方式包括热力型NOx、燃料型NOx和瞬时型NOx三种。
热力型NOx由过量的O2及O与N2反应生成，温度和氧浓度是应的关键因素。
温度为1000℃时，NOx的浓度值接近于0，温度为1300℃时，NOx的浓度值为10×10-6，温度为1500℃时，NOx的浓度值为200×10-6。
球团厂氮氧化物超低排放改造方案讨论
氨作为还原剂来脱除氮氧化物。烟气中的氮氧化物一般由体积 浓度约 95% 的 NO 和 5% 的 NO2 组成。脱硝反应按照下面的基本 反应转化成分子态的氮气和水蒸气。
SCR 主要反应方程式如下 ： 4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O 4NH3+2NO2+O2 → 3N2+6H2O
1 改造要求及数据收集
理工艺装置，但无法满足超低排放要求 ；未建设有烟气脱硝装 置。随着环保排放要求的提高，原有除尘脱硫装置已不能完全胜 任，需根据新的排放要求对脱硫系统进行提效改造，新增氮氧化 物的净化装置，通过比选最终确定合理的工艺技术方案。
脱硝工艺选择。 2.1 方案一 ：SCR 脱硝工艺
目前球团烟气脱硝工艺受温度窗口选择的影响，均采用 SCR 脱硝工艺。由于 SCR 催化剂主要由碱金属组成，而球团烟气中含 水率高、HCL、SO2 含量高以及其他影响因素，在不去除 HCL、 SO2 等污染物的情况下，直接与通过催化剂去除烟气中 NOx，极 易使 SCR 催化剂失去活性。因此，脱硝必须与烟气温度相结合。
方案 A ：脱硫前 SNCR+ 高温 SCR 脱硝 将 SCR 脱硝装置布置于湿法脱硫装置前，在链篦机机头位 置、预热段根据烟气温度、氮氧化物的不同分布和梯度，分别设 置 SNCR、高温 SCR 装置，经过以上装置处理后，烟气所含氮氧 化物浓度可降至 50mg/Nm3 以下。 该脱硝工艺的主要优点 ： （1）投资省，造价低 ：该工艺充分利用球团生产烟气温度的 不同分布梯度，在不同温度区间设置脱硝装置，不需要额外增加 换热器、热风炉等设备，节省投资。 （2）运行费用低 ：该工艺充分利于球团生产过程中不同位 置的烟气温度，不需进行升温加热，节省煤气，减少电耗，总体 运行费用大大降低。 （3）占地面积小 ：该工艺只考虑 SCR 脱硝反应器占地及氨 区占地，不需考虑因 GGH、热风炉等占地面积，所需占地面积 小，可利用管束除尘器和高温风机之间场地。 该脱硝工艺的主要缺点 ： （1）烟气中粉尘浓度较高，对催化剂磨损大 ：SCR 脱硝装置 由于位于管束除尘之后，虽然烟气中大颗粒粉尘已去除，但粉尘 含量仍较高，对催化剂磨损较严重。 （2）粉尘中其他金属物质含量较高，影响催化剂性能 ：因粉 尘为球团生产过程中颗粒，球团颗粒中含有铬、镉等重金属，可能 会对催化剂性能影响较大，严重时可导致催化剂中毒，失去活性。 （3）预热段烟气温度范围较大，常规催化剂不适用 ：由于预 热段烟气渐度从 300℃ -450℃的区间范围，常规中高温催化剂在 300℃ -400℃范围，需考虑高温时，催化剂的耐受能力和性能。 方案 B ：脱硫后中高温 SCR 脱硝 脱硝装置布置于湿法脱硫装置后，采用 GGH 换热器，利用 脱硝后的 270℃ ~280℃的净烟气将烟气温度升至 220℃ ~250℃，
机组启动、正常运行时NOX的控制
机组启动、正常运行时NOX的控制随着国家环保标准的不断提高，以及环保监管力度的逐年增加，电力行业的环保问题受到了广泛的关注。
当前，无论是环保部门还是企业本身对的NOX排放都是非常重视，已经将机组出现环保超排等同于机组发生安全事故来对待。
目前，环保部门对NOX的超低考核标准是：每小时均＜50mg/m3。
以茶园电厂为例：茶园电厂NOX排放参数是直接接入环保部门监控系统，该系统是根据机组并网运行情况自动打点统计的，也就是说以机组并网为节点开始实时监控NOX排放浓度，一旦出现小时均值超标，则记一次环保超排。
机组启动过程中NOX的控制由于之前运行人员在开机过程中对NOX指标的控制方法掌握不足，调整不及时、不到位，多次出现过环保超排考核。
为此，我厂运行人员进行了分析总结，并结合环保部门的考核标准制定了以下措施来保证机组开机过程中NOX不出现超排考核。
一、针对环保部门的考核标准是：以机组并网开始，每小时均值＜50mg/m3，且无论是什么时段并网，只按整点进行打点考核。
我们首先采取了“整点之后并网，整点之前解列”的措施来降低机组启动过程中NOX超标时段的占比。
比如，我们选择08点01分并网，那么根据小时均值计算：从08点01分至09点整还有59分钟，只要通过调整燃烧，控制好剩余的时间不超排，那么就能满足小时均值不超排，就能保证机组不出现超排考核。
二、茶园电厂锅炉采用东方锅炉厂制造的DG2020/25.31-Π12型超临界变压直流锅炉，主要技术特征为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、W型火焰燃烧、固态连续排渣、尾部双烟道结构、露天岛式布置、全钢架、全悬吊结构Π型炉。
脱硝工艺采用选择性非催化还原法（SNCR）+选择性催化还原法（SCR），SNCR脱硝技术是以炉膛为反应器，将尿素还原剂喷入炉膛温度为850～1200℃的区域，在此温度区域内，尿素迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行选择性反应生成N2，实现脱除NOx的目的。
火电厂NOx调节经验交流
火电厂NOx调节经验交流摘要：随着国内电力环保排放标准越趋严格，国家要求燃煤机组总排放NOx 排放浓度小时均值不得高于50mg/Nm³，如果超排，属于环保违法事件。
作为我们运行人员，要时刻绷紧环保这根弦，要有如履薄冰、如临深渊的危机感，下面就如何在机组运行中控制NOx不超排进行经验分享。
关键词：NOx;煤量;二次风就660MW直流锅炉直吹式制粉系统进行分析：NOx生成与氧量富裕度、反应温度的高低、催化剂及电击（雷击闪电）等有关。
入炉煤含有加速NOx生成的催化剂，但运行人员无有效手段进行控制；NOx反应温度的高低有一点影响，但在机组330MW和满负荷时锅炉中心温度变化不大，只是锅炉火焰充满度发生变化，高负荷时整个炉膛高温区域扩大，影响NOx的生成量，如果其他条件满足，提高炉温NOx生成量呈指数变化；运行人员只有通过控制氧量的高低，达到控制NOx 生成量的目的。
一、机组负荷在450MW以下，生成的烟气量不大，基本上通过脱硝喷氨主路就能控制住，不需要开启旁路，有时候入口值虽然很高，但是烟气量不大，通过及时开启喷氨主路调门，提高水解器压力就能控制住。
（1）加负荷需要增启磨煤机时，要超前控制出口NOx。
暖磨煤机时，因有冷风进入炉膛，特别是下层磨煤机暖磨影响更大，进口NOx会大幅升高，暖磨风量越大影响越严重，建议暖磨时提前开启4%个左右喷氨调门，磨煤机热一次风门控制5%左右就可以（理论暖磨要求：当磨煤机出口温度达到启动要求时，控制此温度仍要再暖磨15分钟，以便把磨煤机各个部件暖透），可见小风量暖磨好处多多，既能控制进口氮化物，也对燃烧稳定有利。
启动磨煤机前根据出口NOx开大喷氨调门，同时增开一层燃尽风，开度至少60%以上，如果烟囱出口在40mg/m³以上，等降到40mg/m³以下再启磨煤机，磨煤机启动后应适当减少其他磨煤机煤量，保持总燃料量增加不多，变化5t/h-10t/h就行（为什么这样操作呢，启动磨煤机最低风量是65t/h，如果煤量十几吨持续时间长，煤风不匹配，大量一次风进入炉膛会引起氮化物快速升高，磨煤机设计是按照燃煤1t/h配1.5t/h一次风量，燃煤60t/h配一次风量90t/h，一次风量最大不超100t/h。
使氮氧化物浓度降低到50mg一下的措施
使氮氧化物浓度降低到50mg一下的措施氮氧化物是一种对环境和人类健康都有害的化学物质，它主要来源于工业排放、汽车尾气和燃烧过程中的排放。
高浓度的氮氧化物对于大气环境和人类健康都有着严重的影响，因此如何降低氮氧化物浓度成为了一个亟待解决的问题。
本文将从工业、交通和生活等方面探讨如何有效地降低氮氧化物浓度，使其达到50mg以下。
首先，我们可以从工业源头入手，采取一系列的措施来减少工业排放的氮氧化物。
首先是采用先进的污染治理技术，比如烟气脱硝技术，可以有效地减少工业排放的氮氧化物。
其次是加强对工业企业的监管和管理，建立完善的排放标准和监测系统，严格控制氮氧化物的排放。
另外，鼓励工业企业采用清洁能源替代传统的化石能源，比如使用天然气、风能和太阳能等清洁能源，以减少燃煤所产生的氮氧化物排放。
通过这些措施，可以有效地减少工业排放的氮氧化物，并达到使浓度降低到50mg以下的目标。
其次，交通尾气也是氮氧化物的重要来源，因此我们可以采取一系列措施来减少交通尾气的氮氧化物排放。
首先是推广新能源汽车，比如电动汽车和混合动力汽车，这些车辆在行驶过程中产生的氮氧化物要远远少于传统燃油汽车。
其次是加强尾气治理，采用先进的尾气净化技术，比如三元催化器和颗粒捕集器等设备，可以有效地减少汽车尾气中的氮氧化物排放。
另外，优化交通管理，减少拥堵和怠速，可以有效地降低汽车排放的氮氧化物。
通过这些措施，可以有效地减少交通尾气的氮氧化物排放，从而达到使浓度降低到50mg以下的目标。
最后，生活中的一些行为也会对氮氧化物的浓度产生影响，因此我们可以从生活中入手，采取一些措施来减少氮氧化物的产生。
首先是减少燃烧活动，比如减少烧烤和燃放烟花等活动，尽量避免在室外进行烧烤和燃放烟花，可以有效地减少氮氧化物的排放。
其次是鼓励居民使用清洁能源，比如使用天然气和电力取暖，以减少燃煤所产生的氮氧化物排放。
另外，鼓励居民选择环保出行方式，比如步行、骑行和乘坐公共交通工具，减少汽车尾气的排放。
浅谈电厂氮氧化物调节及常见事故处理
科学技术创新2020.08浅谈电厂氮氧化物调节及常见事故处理刘志伟（江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司，江苏启东226200）1燃煤电厂超低排放现状当前我国大气污染状况依然十分严重，主要表现为煤烟型污染。
城市大气环境中总悬浮颗粒物浓度普遍超标；二氧化硫污染一直在较高水平；氮氧化物污染呈加重趋势。
为此2014年9月12日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源（2014）2093号），要求进一步提升煤电高效清洁发展水平。
新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。
东部地区：（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO 2、NOx 排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm 3）。
我厂锅炉采用改进型低NOx PM （Pollution Minimum ）主燃烧器和MACT （Mitsuibishi Advanced Combustion Technology ）型低NOx 分级送风燃烧系统。
我厂处于江苏省超低排放改造区域，执行排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO 2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm 3）。
2脱硝系统入口、出口调节影响脱硝系统入口NOx 含量大致在300m 3/h~400m 3/h 之间，影响入口NOx 含量的因素有很多，主要因素有一次风量、一次风压；二次风量、二次风小风门配风；不同煤种；制粉系统运行方式等；出口NOx 主要依靠喷氨调节。
2.1二次风系统；正常运行中脱硝装置入口NOx 值在低负荷时偏高，高负荷时偏低。
若氧进一步增大，NOx 的生成量还会有升高的趋势。
但实际上过大的氧量既不经济也不安全，造成引风机运行电流过大、机组整体电耗上升。
W火焰锅炉氮氧化物超标原因分析及对策
W火焰锅炉氮氧化物超标原因分析及对策摘要：W火焰锅炉的结构特殊，带来了烟气中氮氧化物浓度过高的问题。
随着环保要求的日益严格，稍有不慎就会造成排放超标。
本文从分析氮氧化物超标的原因入手，根据不同的情形采取相应的对策，从而保证锅炉达标排放。
关键词：W火焰；锅炉；氮氧化物；超标一、锅炉脱硝系统简介：某厂锅炉由美国福斯特•惠勒能源公司（FWEC）制造，其类型为亚临界、一次中间再热、双拱型单炉膛W型火焰、平衡通风、固态排渣、露天布置、自然循环汽包型燃煤锅炉。
锅炉烟气脱硝系统采用选择性非催化还原（SNCR）+选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺。
SNCR脱硝系统布置在炉膛上部屏式过热器区域，在炉膛850~1100℃这一狭窄的温度范围内，均匀地喷入尿素溶液，尿素分解后可选择性地还原烟气中的NOx，生成N2和H2O。
SNCR系统较为简单，不受机组燃料和负荷变化的影响，喷枪分六层布置（前墙四层，后墙两层），共54支。
SCR脱硝系统布置在空预器入口，催化剂为3+1层布置，喷入反应器的气体为经空气稀释后氨气，将烟气中NOx还原成N2和H2O。
二、锅炉烟气NOx的产生机理目前锅炉燃烧产生的NOx主要包括一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），其中NO占90%，NO2占5%～10%，因此，燃煤电厂NOx的排放量主要取决于NO。
燃烧过程中所产生的NOx量与煤炭燃烧方式、燃烧温度、过量空气系数和烟气在炉内停留时间等因素密切相关，煤炭燃烧产生NOx的主要机理有以下三个方面。
1.热力型NOx热力型NOx是由空气中氮在高温条件下氧化而成，生成量的多少主要取决于温度，NOx生成量随温度增高而增大，当温度低于1350℃时，几乎不生成热力型NOx，随着反应温度的升高，其反应速率按指数规律增加，当温度大于1500℃时，每增加100℃，反应速率增大6～7倍。
随着O2浓度和温度的增高，NOx生成量存在一个最大值。
因此，尽量避免出现氧浓度峰值和温度峰值是减少热力型NOx生成的有效措施。
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验为了调高脱硝系统效率，在满足环保超低排放标准的前提下，减少喷氨量、降低氨逃逸率、降低空预器堵塞风险，对某电厂超临界2×700MW燃煤机组脱硝系统进行喷氨优化调整试验。
通过调整喷氨手动门开度，合理调节SCR喷氨量，使SCR脱硝系统出口氮氧化物浓度分布的均匀性得到改善，降低了局部氨逃逸峰值，降低了空预器堵塞的风险。
随着火电厂最新大气污染排放标准的颁布及煤电节能减排升级与改造行动计划的实施，燃煤电厂必须更加严格地控制烟气中NO x的排放量。
选择性催化还原（SCR）脱硝技术因脱硝效率高且运行稳定可靠，而被广泛应用于燃煤电厂。
脱硝效率、喷氨量大小和氨气逃逸率是衡量SCR脱硝系统运行是否良好的重要依据。
电厂在实际运行过程中，由于负荷、锅炉燃烧工况、煤种、喷氨格栅阀门开度、烟道流场均匀性、吹扫间隔时间等因素均会影响SCR脱硝效率和氨逃逸率。
逃逸氨在空预器中会生成黏性的硫酸铵或硫酸氢铵，减小空预器流通截面，造成空预器堵灰。
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的经济性而且显著降低锅炉安全性，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。
目前燃煤电厂可以选择新型的SCR脱硝系统喷氨格栅类型、布置方式及改造喷氨管，调整喷氨量和喷复均匀性，改进催化剂入口氨氮比，优化烟气导流板布置、烟气流速的均布性，或研发与应用烟气脱硝系统自动控制技术。
通过提升自控系统稳定性和可靠性等措施，可提高SCR脱硝系统出口NO x分布均匀性，防止局部氨选逸超标，减轻空预器堵灰、腐蚀、运行阻力等问题。
某厂由于投产时间早，投产时由于国家环保要求不高，脱硝系统按出口氮氧化物排污浓度200mg/m3设计。
随着国家环保要求的提升，为满足发改能源〔2014〕2093号文件《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的要求，该厂将氮氧化物排放浓度稳定的控制到50mg/m3以下，该厂进行了SCR烟气脱硝提效改造，主要是加装5号炉第三层及6号炉第二层催化剂来达到NO x浓度超低排放。
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