摘要：在NOx控制方面与发达国家相比我国燃煤电厂起步较晚，但随着国家一系列环保法律法规的陆续出台，NOx控制要求越来越高，脱硝控制技术近几年也得到了快速的推广和应用。本文主要介绍锅炉燃烧中NOx的产生原因以及预控处理NOx均值超标的几种方法，同时对我厂SCR投退及相应逻辑加以说明。
关键词：火电厂；NOx；污染治理
1概述
我国能源消费以煤为主，约有90%二氧化硫、67%氮氧化物、70%烟尘排放量来自煤的燃烧。其中燃煤锅炉等烟气排放污染最为突出。煤燃烧生成的NOx以NO为主（90％以上），其次为NO2。容易造成酸雨等危害，对人的健康也有很大影响。因此必须进行脱硝处理，治理措施主要分为燃烧过程控制和燃烧后烟气脱硝技术。前者包括低NOx燃烧、燃烧优化调整、再燃技术等。后者包括选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技术、联合烟气脱硝技术等。下面主要介绍NOx危害及锅炉燃烧中NOx的生成、预防、处理予以介绍，同时对我厂SCR脱硝技术予以简单介绍。
2氮氧化物及其危害
2.1氮氧化物种类
一般意义上的氮氧化物包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等，统称为NOx。其中，对大气造成污染的主要是NO、NO2和N2O。
2.2NOx对环境的危害
2.2.1引发酸雨和硝酸盐沉积
NOx排入大气后会发生如下反应:
生成的硝酸导致降雨的pH降低，当降雨的pH<5.6时，雨水呈酸性，被称为酸雨或硝酸盐沉降。
2.2.2引发光化学烟雾
NOx和碳氢化合物（hydrocarbons，CmHn）是引发光化学烟雾的主要物质。
光化学烟雾属于二次污染，大气中的NOx和碳氢化合物在强光照射下将发生如下反应：
造成近地面空气中O3和PAN（过氧化乙酰硝酸盐）浓度升高，危害对人的呼吸系统和动植物的发育。
2.2.3N2O对环境的危害
N2O是在燃烧的起始阶段形成的极其稳定的一种氮氧化物，可以在大气中存在上百年。可以破坏臭氧层，是一种危害很大的有害气体。
N2O、CFCS等物质在紫外线照射下使O3分解为O2：
3锅炉燃烧中NOx的产生途径
3.1热力型NOx：是空气中氮在高温（400℃以上）下氧化产生。
3.2快速型NOx：是由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生
成的CH自由基和空气中氮气反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成NOx。
3.3燃料型NOx：是燃料中含氮化合物在氧化生成的NOx，称为燃料型NOx。
这三种类型的NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的60~80%，热力型其次，快速型最少。
4降低燃烧生成NOx的方法
4.1燃料型NOx：在燃用挥发分较高的烟煤时，燃料型NOx含量较多，快速型NOx极少。燃料型NOx是空气中的氧与煤中氮元素热解产物发生反应生成NOx，燃料中氮并非全部转变为NOx，它存在一个转换率，要控制NOx的排放总量，可以采取如下措施控制：
4.1.1减少燃烧的过量空气系数；
4.1.2控制燃料与空气的前期混合；
4.1.3提高入炉的局部燃料浓度。
4.2热力型NOx：是燃烧时空气中的氮气和氧气在高温下生成NOx，产生的主要条件是高温使氮分子游离增强化学活性；然后是高的氧浓度，要减少热力型NOx的生成，可采取如下办法控制：
4.2.1减少燃烧最高温度区域范围；
4.2.2降低锅炉燃烧的峰值温度；
4.3降低燃烧的过量空气系数和局部氧浓度。
5NOx均值超标的原因及预防处理措施
5.1原因：
5.1.1CEMS显示异常；
5.1.2喷氨调门卡涩，喷氨量偏小；
5.1.3燃烧调整不当，氧量偏大；
5.1.4煤质变差；
5.1.5投用上层磨煤机；
5.1.6催化剂积灰；
5.1.7SCR入口烟温低低，催化剂活性降低；
5.1.8催化剂失效。
5.2处理措施：
5.2.1炉燃烧稳定、脱硝出入口NOx稳定，喷氨量等参数稳定情况下，脱硫出口NOx超标情况，一般判断为CEMS显示异常，联系检修检查处理。
5.2.2喷氨调门卡涩导致喷氨量偏小，NOx超标，可切至手动活动调门至正常，多次活动无效联系检修处理；在此过程中可增大正常侧调门开度或通过降低氧量等其它方法保持出口总NOx不超标。
5.2.3燃烧调整不当导致的NOx超标应维持燃烧稳定，适当降低锅炉氧量以降低脱硝入口NOx。
5.2.4运行应实时了解各煤仓煤质情况，避免因煤质变化引起的NOx大幅波动造成出口均值超标。燃用较差煤质磨煤机时脱硝入口NOx会偏大，甚至导致出口NOx超标，这时应适当降低劣煤磨煤量，并配合降氧量、开大上层风门挡板等方法维持NOx合格稳定。
6我厂脱销投运要求及逻辑
6.1脱硝系统运行要求
6.1.1脱硝投退，根据SCR入口烟温及时操作，做好投退记录。
6.1.2引风机启动后，稀释风机保持连续运行。
6.1.3脱硝系统投退前，应与项目部化学专业氨区值班员做好联系，联系电话7058、7031。
6.1.4氮氧化物排放以脱硫出口为准，脱硫出口NOx按80~100mg/Nm3控制，并确保SCR出口NOx不小于50mg/Nm3，并与脱硫出口NOx分析对照，超标时应分析原因，并做好记录，以备环保局检查。
6.1.5SCR出口、脱硫出口NOx偏差大于30mg/Nm3，应检查分析原因。因表计偏差造成的脱硫出口NOx超标，及时通知环保主管。
6.1.6SCR入口NOx高于对应负荷设计值时，要及时进行调整，减小脱硝压力，避免排放超标。
6.1.7监视氨逃逸表，控制氨逃逸≯3ppm。根据喷氨调门开度结合氨逃逸表数值、变化趋势综合分析判断，同时注意AB两侧对照分析。在喷氨量异常增大、喷氨调门开度大时，氨逃逸量有增大趋势时适当减小喷氨量观察。
6.1.8脱硝定期工作按要求执行；SCR声波吹灰连续运行，蒸汽吹灰定期投入；空预器吹灰热端每班1次，冷端每班3次。
6.2SCR反应器跳闸逻辑
6.2.1锅炉MFT；
6.2.2供氨压力＜0.1MPa与上A侧或B侧氨气流量小于50kg/h，延时5min；
6.2.3两台稀释风机均停延时2秒；
6.2.4对应反应器侧稀释空气流量＜4500Nm3/h,延时10s；
6.2.5对应反应器侧入口烟气温度＜290℃，延时5s；
6.2.6对应反应器侧入口烟气温度＞420℃，延时5s；
6.2.7对应侧空预器跳闸，延时35s。
7单侧空预器跳闸后及恢复时保证脱硝投入率分析
7.1在现有系统下单侧预热器跳闸后及恢复时保证脱硝投入率的分析：
7.1.1参数分析：
（1）负荷300MW，风量1160T/H，煤量143T/H。
出口NOx值可在正常范围内任意调整。
（2）、假设A预热器跳闸，B侧单侧通烟气量情况如下：
（3）A侧预热器通10%烟气量情况：
7.1.2A预热器恢复情况分析：
（1）若单侧通烟气出口NOx可控制50mg/Nm3，此时出口NOx为53+50=103mg/Nm3。
根据分析情况看，在正常情况下，两侧脱硝投入喷氨量可控制较小，同时可以提前上好煤，调整燃烧方式，入口NOx仍有较大调整余地，理论上应能满足要求。氨空比方面，现在一台稀释风机运行且其出口门还在节流状态运行，所以通过开大出口门、启动备用风机运行应能满足氨空比在正常范围内。
（2）根据分析情况看，恢复过程出口NOx应能控制在正常范围内，主要需考虑以下三个问题：
a.单侧通烟气是否能维持出口NOx50mg/Nm3或最低可维持多少。
b.能否通过控制烟气挡板使烟气量从0线性上升，是否稳定。
c.若烟气量可以从0线性上升且稳定，A预热器恢复时最小通多少烟气量可将其脱硝入口烟温提起，满足催化剂运行要求。
7.2通过系统的改造以满足要求：
7.2.1改造方案：拆除原A、B侧脱硝入口烟气挡板，增加A、B侧脱硝出口空预器入口烟气挡板，在脱硝出口、空预器烟气入口挡板前增加A、B侧脱硝联络挡板。
7.2.2运行情况分析：改造后若单台空预器跳闸，跳闸侧烟气可经过跳闸侧脱硝系统在空预器入口烟气挡板前汇入运行侧，降低了运行侧脱硝系统的负荷，另外在单台空预器跳闸后恢复过程中避免了NOx暂时超标的情况发生。同时有效避免了单侧通烟气时氨气过喷、氨空比太大对空预器以及后面烟道造成堵塞及腐蚀的情况。
8结论
NOx的排放引发的环境问题已给人体健康和生态环境造成巨大威胁。NOx可通过皮肤接触和摄入被污染的食品进入消化道，对人体造成危害，也可以通过呼吸道吸入人体，给人体造成更为严重的伤害。
本文阐述了燃烧过程NOx的产生机理，以及燃烧过程中几种主要的烟气脱硝技术。并对可能造成NOx超标的原因及预防处理措施予以介绍说明，同时对预热器跳闸后如何保证脱销投入率的情况进行了分析。
原标题：600MW机组NOx超标的原因分析及预防处理
