燃煤机组深度调峰脱硝性能提升技术分析

文摘其他 2024-09-18 08:08 陕西

燃煤发电是目前我国电力供应中不可或缺的一部分。然而，煤炭燃烧产生的氮氧化物（NOx）会诱发光化学烟雾、酸雨等问题，对生态系统以及人类健康造成危害。国家三部委联合发布了《火力发电厂节能减排升级改造行动计划（2014-2020年）》，要求燃煤机组出口NOx排放浓度不能超过50mg/m3。通常情况下燃煤机组同时采用低氮燃烧和烟气脱硝技术可以满足NOx排放浓度要求。当燃煤机组进行深度调峰时，锅炉燃烧稳定性变差，点火温度下降，脱硝系统的性能偏离正常运行条件，导致NOx超标。如何实现低负荷工况下NOx达标排放成为燃煤机组深度调峰时期面临的重要挑战。

Yin等探究了SCR装置温度和烟气流速优化改造效果，NOx排放量能够降低7.46%。王煜伟等针对某超超临界机组，比较了省煤器改造、热水再循环、宽温催化剂和0号高加等脱硝提效方案，并进行了机组省煤器水旁路和热水再循环的组合改造，实现了NOx超低排放。吴朝刚等对某循环流化床锅炉采用二次风分级和烟气再循环组合方式进行改造，满足超低排放要求。Cheng等分析了SCR与SNCR技术的优缺点，提出SCR+SNCR联合方案可提高脱硝效率和经济性。胡琦基于SNCR技术进行了SCR+SNCR联合脱硝改造，实现了机组在各个负荷下NOx达标排放。潘昊对某煤粉锅炉采用臭氧+SNCR联合脱硝技术，通过控制臭氧和尿素溶液的投加量，氮氧化物的出口浓度能够满足国家环保排放标准。虽然目前对煤粉锅炉或循环流化床锅炉全负荷脱硝已有改造案例，然而燃煤机组进行脱硝系统改造后在不同负荷下脱硝性能尚缺乏分析。本文从脱硝技术原理出发，重点探讨SCR和SNCR脱硝系统进行改造后，机组宽负荷范围内的脱硝效率和氮氧化物排放浓度，以期为燃煤机组全负荷脱硝改造技术路径的选择提供参考。

1 SCR脱硝系统

SCR脱硝装置大多处于锅炉省煤器与空预器之间。SCR脱硝利用化学反应，将尾气中的NOx和含有氨基的还原剂在有催化剂的条件下转化为N2和H2O，以此来减少NOx的排放。尿素是一种易储存易运输的化学品，价格相对较低，安全性也相对较高。尿素作为还原剂应用在煤粉炉中，的工艺流程如图1所示。目前，SCR脱硝反应过程中所需催化剂的适宜工作温度范围为300~420℃，同时催化剂活性在SCR脱硝系统中也有关键作用。当燃煤机组处于50%~60%负荷时，炉膛内燃烧温度降低导致省煤器出口烟温也随之降低，此时SCR脱硝装置的入口烟温可能达不到脱硝要求。入口烟温降低也会引起还原剂结晶、脱硝催化剂活性降低等一系列问题，影响机组的脱硝效果。为满足SCR脱硝系统在低负荷工况下的正常运行，需要对燃煤机组采取一些改造措施。具体改造方式主要从研发新型宽温催化剂，精准喷氨，从燃烧侧、烟气侧和给水侧提高脱硝装置入口烟温这三个方面进行。

1.1 催化剂侧

宽温脱硝催化剂可适应低温烟气，跟烟气侧和给水侧的改造相比，其优点是所需投资少，不影响机组运行安全，最重要的是能够将脱硝系统的温度范围扩宽到240~420℃。然而，在有低温烟气环境中使用的宽温催化剂可能会因为水的抑制、硫酸氢铵的沉淀以及复杂烟气中所含的有毒物质而失活，从而导致使用寿命缩短。提高宽温脱硝催化剂在低温下的活性和稳定性是在脱硝系统中的重点研究对象。

目前，在较宽温度区间内仍然能有比较优秀的脱硝效率，且发展不错的催化剂是钒系催化剂。彭以以等在225~373℃的模拟烟气环境中，开发了适用于煤电和工业领域复杂烟气成分的新型宽温运行窗口的V-W-Mo-Ce-Fe/TiO2脱硝催化剂，其在低温烟气催化脱硝时表现出高活性，还具有抗磨损等优势。北京方信立华开发了一种工作温度在160~400℃之间的低温、高活性钒钛（V2O5-WO3/TiO2）催化剂，并应用于钢铁炼焦等领域。中国科学院化学工程研究所成功研发了V2O5-WO3/TiO2宽温催化剂，此催化剂在200~400℃温度范围内不仅表现出高活性水平，同时展示出耐磨性极佳、抗压强度优秀的特点。更值得一提的是，该催化剂还可实现原位再生，大大增加了使用寿命和经济性。Gong等人研究发现CeO2-ZrO2-TiO2复合氧化物催化剂在脱硝效率为90%时，其最适宜的温度区间为220~400℃。Li等通过电热合金对催化剂进行加热来扩宽V2O5-WO3/TiO2催化剂的适宜工作温度范围，通过对催化剂表面进行加热后，催化剂可以在100~400℃的烟气温度范围内脱硝效率能提高至90%以上。赵俊平等对某330MW发电厂的改造采用了前两层使用高温催化剂和底层为常规催化剂的组合。所选高温催化剂的温度适用范围为260~420℃，改造结果如表1所示。改造后，机组在30%~100%负荷下，脱硝效率能够不低于89%，可以满足NOx超低排放的需求。宽温脱硝催化剂的产业应用刚刚开始，未来研发高性能宽温脱硝催化剂、基于大数据开展宽温脱硝催化剂的选型设计、探索宽温脱硝催化剂原位或者离线再生方法、实施脱硝催化剂全寿命管理等将进一步推进宽温脱硝技术的推广应用。

1.2 精准喷氨

为保证NOx可以达标排放，在机组运行过程中普遍存在喷氨过量的问题。智能精细化喷氨技术有助于降低氨逃逸率和喷氨量，是实现SCR优化运行的趋势。刘国富对SCR精准喷氨系统，提出了对于机组所需喷氨量利用大数据预测进行了超前控制，经改造后SCR系统耗氨率降低约10.62%，出口NOx浓度分布偏差最大降低约83.08%。杨宇对某300MW亚临界机组进行了喷氨调整，经改造后，脱硝效率在30%负荷时，提升了约4%，同时也减少了液氨消耗量和局部氨逃逸量。金理鹏等采用预置喷氨量控制模型优化喷氨控制逻辑，对某1000MW机组进行试验，研究显示喷氨自动控制的快速性、准确性均得到明显提高。机组稳定工况下，SCR出口NOx浓度比投运前降低约5mg/m3，当机组负荷按照常规变化速率改变时，SCR出口NOx浓度比投运前降低约10mg/m3。彭志福等提出了一种全时段的喷氨方法，在考虑负荷系数的条件下，计算实际喷氨与所需喷氨的加权方差最小值，得到喷氨调节孔的变化系数来实现对喷氨的调整。调整前后脱硝系统的数据对比见表2。改造后50%负荷下可实现氮氧化物达标排放，并且氨逃逸浓度降低，也可以减少空预器堵塞风险和粉煤灰中氨质量分数，提高粉煤灰的利用率。

1.3 燃烧侧

燃烧侧脱硝改造可以从预热系统改造、助燃改造、制粉系统改造、煤种掺烧、精细化稳燃调整等方面来进行。

其中预热系统改造主要是通过回收烟气余热分别对燃烧室中的烟气以及锅炉给水进行预热，在提高燃烧效率的同时还能够提高脱硝装置的入口烟温。经过预热燃烧的煤粉粒径会减小，孔容积和比表面积也会增大有利于锅炉稳定燃烧。预热器内的高还原性气氛有利于预热过程中析出的大部分氮氧化物被还原成氮气，从而大大减少了燃烧室中NOx的产生。

助燃方式也可以减少烟气中氮氧化物中的含量，陈世田等对三种煤烟气中添加金属氧化物助燃剂后发现，随着金属氧化物的增加，烟气中氮氧化物的去除效率也有显著提高，通过在煤种中添加氧化铁渣、铬渣、钢渣、脱硫渣等金属氧化物，烟气中NOx的含量能够降低10%~25%。

机组深度调峰运行时，可以通过提高磨煤机出力加强制粉系统管理。林国辉等将低氮燃烧改造应用于布置有中间储仓制粉系统的锅炉机组后发现：将排粉风机出口乏气（三次风）通过乏气母管送入一次风母管，同时将原一次风作为二次风，采用缩腰式配风方式，不仅可以提高锅炉运行的热效率，同时也能降低NOx排放量。机组通过该技术优化改造，脱硝装置进口NOx浓度可以降低至268mg/m3，脱硝装置的喷氨量和氨逃逸均大幅下降。

煤种掺烧方案一般适用于燃用低挥发分煤质，该方案可以通过加强配煤管理、改善入炉煤质（例如掺烧高挥发分煤种）、储备优质煤种等措施提高锅炉燃烧稳定性和提高NOx转化率。闫碧晨通过研究循环流化床锅炉煤混烧过程中有关NOx生成与控制的规律研究发现，将煤种与石灰石掺混可以显著降低氮氧化物的排放浓度，减排率高达20%。

精细化调整主要通过调整炉膛内部含氧量、改变磨煤机运行方式、风煤比、燃烧器旋度、空气分级等指标来实现机组的低负荷稳定燃烧。Du等采用二次空气流与富燃料煤/空气流平行布置并参与煤粉燃烧的形式，实现了机组在33%额定负荷下的无油稳定燃烧，且该稳燃技术对煤粉的燃尽和NOx的转化有明显的改善。

1.4 烟气侧

1.4.1 省煤器分级

省煤器分级的原理是将省煤器分为二级，分别位于SCR装置的前后两端，来自回热系统的给水依次经过2级省煤器和1级省煤器后进入锅炉。给水与1级省煤器的热交换减少，所以SCR入口烟温因此提高。邹祥波等对某700MW燃煤机组分级改造后效果如表3所示，经改造后，SCR脱硝系统在低负荷状态下可以进行正常运行，且基本不影响锅炉尾部的热力分配。低负荷段的脱硝效率也有明显的提升，该厂的综合脱硝效率由76.7%提升至87.4%，且锅炉效率比改造前提升了0.02%，提升至94.49%。然而，要对省煤器进行改造，需要精确计算省煤器第一阶段的换热量，以便出口烟气温度不超过SCR装置的能力。这种改造方式存在SCR催化剂高温烧结的风险，并且投资成本高、改造难度大、工期长。

1.4.2 省煤器烟气旁路

烟气旁路的工作原理是将锅炉出口至省煤器入口区域的孔板打开，将省煤器前的高温烟气和省煤器出口的较低温烟气跟SCR系统入口前的烟气中混合来提高脱硝前的烟气温度，通过调整烟气旁通阀的开度抽取温度较高的烟道内的烟气来提高SCR入口烟温，弥补因负荷不足导致烟温过低的问题。周晓韡等对某1000MW机组进行了改造，前后排气温度的对比见表4。在15%负荷下，通过调整旁通阀，SCR装置入口烟温能够提高到300℃以上。省煤器的烟气旁路安装简单方便，可以灵活控制温度，但在低负荷时机组热效率会有所降低。

1.4.3 尾部烟气加热

尾部烟气加热的工作原理是在省煤器出口处增加烟气加热装置，利用其他热源产生的热量对省煤器尾部烟气加热，提高SCR装置的入口烟温。田舜尧对某350MW超临界机组利用燃烧秸秆提高尾部烟温。机组在50%负荷下，经过烟气补燃处理后，SCR反应器的入口烟温从初始的311.3℃成功提高至320.0℃，达到了SCR系统正常工作所要求的温度范围，排烟温度从104.4℃升高108.2℃，锅炉效率从92.55%降低到92.32%。祝志福等通过燃烧天然气放出的热量加热省煤器出口烟气，将处于30%~40%负荷的燃煤机组脱硝温度提高到283~303℃，可以满足其工作需求。通过天然气对尾部烟道补燃改造，极大地提高了机组的运行灵活性，但成本过高，且未完全燃烧的甲烷会影响后续的脱硫、除尘效率。

通过对锅炉烟气侧改造发现省煤器分级可以在较大范围内提高热效率，但设备复杂；烟气旁路操作灵活，但会有能量损失；尾部烟道加热技术可以提高燃烧效率，但运行成本较高，具体对比如表5所示。总体来说，省煤器烟气旁路适用负荷范围更广，更值得进一步研究，弥补其不足。

1.5 给水侧

1.5.1 省煤器给水旁路

给水旁路的原理是在燃煤机组回热系统和省煤器之间的给水管道上添加一个分支，使一部分给水能够绕过省煤器直接与省煤器出口的给水混合，随后进入锅炉。这种设计可以减少给水在省煤器中的热交换过程，从而提高省煤器出口烟气温度。王克等对某630MW机组进行省煤器给水旁路改造，改造效果如表6所示。省煤器给水旁路系统启用后，机组负荷在35%BMCR(Boiler Maximum Continuous Rating，BMCR)以上时，脱硝系统入口烟温能够达到320℃以上。低负荷时燃煤机组采取省煤器给水旁路，投资成本较低，改造工程量较小，然而，会导致锅炉效率略有降低，并且考虑到省煤器的主要换热热阻位于烟气侧，通过调节水侧来实现烟温的调节范围相对有限。因此，这种技术适用于需要将烟温提升不超过10℃的机组。

1.5.2 热水再循环

热水再循环的工作原理是在锅炉下降管适当位置安装再循环管，向省煤器入口供应热水，以减少省煤器的吸热，并确保SCR入口的烟气温度满足脱硝要求。徐嘉叶等对某600MW亚临界机组利用热水再循环进行脱硝改造，改造前后对比见表7。热水再循环的应用对于机组快速启动非常有益，它能够显著提升省煤器在低负荷条件下的效率。此方案投资改造简单，且以30%负荷为例，锅炉效率仅下降了0.59%。但同时可能改变汽水特性，导致省煤器内发生汽蚀；再循环水量随负荷变化需精确调节。

1.5.3 零号高加技术

零号高加技术的工作原理是在回热系统和省煤器之间的给水管道中添加一级“零号高压加热器”。利用这项技术，可以通过汽轮机高压缸辅助阀的接口从汽轮机中抽取蒸汽，并在机组低负荷时将抽取的蒸汽注入给水中。提高进入省煤器的给水温度，减少二者的热交换，提高省煤器的出口烟温。曹建文等将零号高加技术投运到660MW超超临界机组，结果如表8所示。经改造后SCR入口烟温有明显的提高，在超低负荷40%THA(turbine heat acceptance，THA)下，脱硝装置的入口烟温也能达到317℃左右，能够满足其正常运行。然而，该技术只适用于带有补汽阀的高压缸汽轮机组，并且在机组高负荷运行时投运零号高压加热器会使节流损失增大，煤耗增加，经济性较差。

1.5.4 流量置换

省煤器流量置换改造的基本原理是通过引导部分给水直接从省煤器出口集箱进入，减少流经省煤器的给水量。随后，将省煤器出口处的热水引至省煤器进口，提高省煤器进口水温，减少其吸热量，以提高省煤器出口烟温。李莎等对某600MW机组利用省煤器流量置换进行脱硝改造，在35%负荷下的改造数据如表9所示。研究显示，在35%~100%负荷范围内，脱硝系统利用循环泵以恒定的旁路给水流量进行部分热水循环后，可以确保省煤器出口处的烟气温度在任何负荷下都能稳定地达到310℃以上，以满足电厂对脱硝的要求。流量置换对直流锅炉的负荷适应性差，而且很难根据省煤器出口的流量来控制热水循环泵的流量计数，因此相应的工作量会急剧增加，低负荷工况锅炉的效率会下降。

对锅炉给水侧改造发现，给水旁路技术对烟温调节范围较小；热水再循环可以明显改善锅炉热效率，然而需要注意氧溶解问题；零号高加技术在低负荷下投运，烟温提高效果明显但是改造过程复杂，高负荷运行不适用；流量置换技术能够满足锅炉在全负荷下的脱硝要求，并且不会影响到省煤器其他受热面的安全，对以后机组低负荷脱硝有很好的参考作用。具体对比如下表10所示，选择适合的技术应综合考虑实际运行条件、投资成本和能源消耗等因素。

2 SNCR脱硝系统

选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术，是把还原剂喷入炉内温度为850~1150℃的区域，利用含有氨基的还原剂选择性的把烟气中的NOx还原为N2和H2O，实现清洁高效的脱硝过程。具体流程如图2所示。SNCR技术一般可以满足锅炉在50%~100%负荷下NOx超低排放的要求。但是在负荷继续降低的情况下，会导致NOx排放超标。

2.1 烟气再循环

在低负荷工况下，烟气再循环技术能够使再循环的烟气与新鲜的燃料和空气在循环流化床锅炉中进行混合燃烧，此时，燃烧温度会降低，炉膛内氧气浓度也会降低导致炉内处于还原状态，不利于氮氧化物的生成。张思海等将烟气再循环技术应用于某330MW亚临界循环流化床锅炉机组，研究发现，低负荷情况下，使用烟气再循环技术可以显著减少一次风量，同时再循环的烟气还能够提供热量提高炉膛出口的烟气温度，对SNCR脱硝系统尤为有利。在30%工况下，通过改造后，再循环的烟气量增加102kNm3/h后，炉内氨的质量流量还有NOx出口浓度分别从0.21m3/h降至0、从41.5mg/Nm3降到39.4mg/Nm3，这也证明烟气再循环对循环流化床锅炉烟气中NOx的减排有显著作用。

2.2 喷枪调整

对于循环流化床锅炉的SNCR烟气脱硝过程而言，需要根据炉内脱硝反应的合理温度范围，锅炉燃烧特性还有机组实际情况来选择合适的喷枪安装位置和数量。刘彬等对SNCR工艺中的喷枪参数进行了研究，对喷抢提出了10种布置方案，分别开启水平烟道内侧和外侧，或者两侧都开，并且对两侧的喷枪数量也进行了调整。研究表明，为了实现低氮排放，喷枪应该根据机组实际情况布置在水平烟道的内侧和外侧。另外，当喷枪流速较高时能够小幅提高脱硝效率但也会加剧氨逃逸，所以较为合适的流速范围为10~20m/s。为提高SNCR效率，降低还原剂的浪费，辛胜伟等采用喷枪调整方法对某300MW循环流化床锅炉机组脱硝改造，具体措施包括在循环流化床分离器的进口烟道外部和顶部分别安装1支和5支喷枪，同时对尿素溶液的喷射粒度、尿素流量以及喷枪喷嘴做了相应调整，改造后的运行参数如表11所示。在100%、70%和50%负荷下，锅炉出口NOx排放浓度满足超低排放要求。

吴小勇等对某锅炉喷枪系统重新布置，将SNCR喷枪布置于分离器出口中心筒上部烟道处，结果表明，锅炉经喷枪调整后的脱硝效率约为60%，氮氧化物出口浓度不超过50mg/Nm3。具体数据对比如表12所示。经上所述，当SNCR技术在低负荷下的脱硝效率受到喷枪位置和数量的影响时，通过合理调整，可以更好地实现氨水或尿素溶液与烟气的混合，提高脱硝效率。

2.3 宽温助燃剂

循环流化床脱硝反应的最佳温度区间为850～950℃，此时SNCR的效率最高可达到70%。锅炉处于低负荷时，添加助剂（H2、H2O2、钠盐等）和活性还原剂（铵盐、水合肼、尿素肼、活性氨等）不仅可以减少氨逸出，还可以提高脱硝反应的活性。将生物油作为添加剂，可以拓宽脱硝反应温度范围，提高NOx的转化率。在900℃下，5wt%的生物油能够使SNCR系统适宜的工作温度区间从210.25℃扩大至262.43℃，反应所需的还原温度也从944.04℃降低至881.93℃，机组脱硝效率提高21%。

3 联合脱硝技术

耦合多种脱硝技术可提高燃煤机组在低负荷下的脱硝效率。SNCR+SCR联合脱硝在炉膛内壁布置喷氨装置，利用SCR和SNCR不同的工作温度区间，分别在两个反应区实现NOx的去除。这种联合脱硝技术可以充分发挥二者的优势，提高脱硝效率，但是设备空间需求大，操作较为复杂。

臭氧脱硝技术适用于60~130℃的低温烟气。主要是利用臭氧的强氧化性将低价态氮氧化物氧化为高价态氮氧化物，然后溶于水生成硝酸盐，最终用洗涤器中和吸收，以此来脱硝。臭氧脱硝技术具有改造成本低、NOx脱除效率高、可同时脱除多种污染物及可灵活调节等优点。SNCR+臭氧脱硝联合技术通过提高臭氧浓度来提高NH3和NOx的反应速度，从而提高SNCR脱硝的效率。剩余未完全脱除的氮氧化物则通过后面的臭氧氧化和湿法脱硫中和洗涤吸收来满足氮氧化物的超低排放，同时还需要确保臭氧与氨气之间的适当配比。臭氧氧化脱硝技术通过扩大SCR反应的温度范围，增强其反应速率。氧化脱硝可以提高SCR的效率和选择性。二者联合脱硝可减少氨逃逸，实现NOx超低排放，然而该联合技术还需要解决硝酸根盐的问题，并降低操作复杂性。

3.1 SNCR与SCR联合脱硝技术应用

3.1.1 循环流化床锅炉改造

胡刚等对某2×350MW超临界循环流化床锅炉进行SNCR+SCR联合脱硝改造。相关实验结果见表13，在30%~100%负荷范围内，机组脱硝效率可达到75%以上，NOx排放浓度均低于35mg/Nm3。机组宽负荷运行时，采用该联合脱硝技术，可以显示出良好的脱硝效果，实现NOx超低排放。

3.1.2 煤粉锅炉改造

周英贵对300MW煤粉炉进行了SCR+SNCR联合脱硝的试验研究，结果如表14所示。通过对比分析发现，使用该联合脱硝技术可以提高脱硝效率，而且在不同负荷下，NOx排放浓度均符合国家标准。而且采用SCR+SNCR联合脱硝技术的投资费用约为SCR技术的三分之一，能有效降低投资成本。

3.2 臭氧联合脱硝技术应用

宋刚等对某300MW循环流化床锅炉进行了SNCR+臭氧联合脱硝技术的试验研究。研究表明，臭氧氧化脱硝在0~40%负荷范围内脱硝率达到80%左右，当负荷继续上升，炉内温度也会随之上升，当达到SNCR脱硝所需要的温度时，单凭SNCR技术脱硝效率同样也能达到80%。但负荷继续上升时，燃烧温度过高，导致氮氧化物急剧增加，此时就需要同时采用这两种方式来提高机组脱硝效率。SNCR+臭氧氧化联合脱硝一方面能够解决SNCR技术导致的氨逃逸过高的问题，另一方面，当床温过高时，仅靠SNCR难以满足脱硝要求，此时联合脱硝就能弥补这个不足。

臭氧辅助SCR脱硝在250℃时脱硝效率从改造前的56.84%提高到改造后的88.25%。通常在100~250℃内，NOx的氧化效率相对较高，而臭氧在温度逐渐上升的过程中会开始分解，所以其利用率会下降，NOx的转化率随之降低。唐海荣对某200MW燃煤机组采用“SNCR+SCR+臭氧氧化”三种脱硝方式进行联合改造。通过前期SNCR+SCR的联合脱硝，在50%~75%负荷内，成功将臭氧反应器入口的NOx浓度降低至80~140mg/Nm3。当锅炉负荷过低时，SNCR和SCR脱硝效率出现严重下降，可以通过增加臭氧投加量来提高尾部的脱硝效率，补足二者的效率缺口，此时臭氧脱硝系统出口NOx浓度可以降低至50mg/Nm3以下，且能够保持稳定。

4 结论

双碳目标下，燃煤机组参与深度调峰是推动构建新型电⼒系统的重要举措。此时燃煤电厂低负荷运行已成为常态，本文总结分析了燃煤机组在低负荷下分别进行SCR、SNCR以及联合脱硝技术改造的原理与应用效果，主要结论如下：

（1）SCR脱硝系统进行高性能宽温脱硝催化剂替代和智能精细化喷氨是实现SCR优化运行的趋势，值得关注的是电热合金包埋的新型宽温催化剂在烟气温度低至100℃显示出较高的脱硝性能和抗水稳定性。在提高烟气温度的改造方案中，尾部烟气加热技术能够满足15%负荷下的氮氧化物排放要求，但其运行成本过高；适应性最广的是烟气旁路技术，其安装简单，便于控制；未来有潜力的是流量置换技术，能够结合给水和热水再循环两种技术，能够满足锅炉在全负荷下的脱硝要求，但对直流锅炉有限制，实际应用中可根据机组条件进行选择。

（2）SNCR脱硝系统改造方案中烟气再循环能够有效降低NOx排放浓度，但增加了系统复杂性和能耗；喷枪调整可改善燃烧过程的稳定性和还能降低NOx排放，但需要精确的调整和监测；宽温助燃剂可以针对锅炉不同条件调整反应温度，提高脱硝效率。

（3）采用多种烟气脱硝技术的联合方法可以有效增强低负荷下燃煤机组的脱硝效率。其中，SCR+SNCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉中取得了显著成效。在机组负荷为30%和40%时，脱硝效率分别提高了61.6%和36.4%，满足了NOx排放的要求。在煤粉锅炉中采用联合脱硝技术不仅可以提高脱硝效率，还能降低投资成本并减少设备堵塞的风险。此外，当使用臭氧氧化技术与SNCR联合脱硝技术时，可在机组负荷超过90%时弥补SNCR脱硝能力的不足，从而实现NOx超低排放。同时，臭氧氧化技术分别与二者联合脱硝时，可以充分发挥各自的优势，提高脱硝效率，并增强机组的负荷适应性。

文献信息

李月娥,吴彦丽,郑立星,等.燃煤机组深度调峰脱硝性能提升技术分析[J/OL].洁净煤技术:1-16[2024-06-19].https://doi.org/10.13226/j.issn.1006-6772.23072402.

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