指标，选择单元方案，协同实现煤层燃过程的NOx经济高效控制。单元技术包括如下内容：
Ⅰ）煤层燃过程N元素前移途径改变技术
研究表明，煤中的含氮结构相对比较稳定，对于高挥发分煤，主要的氮析出一般在温度高于950℃时才会发生，此时煤己失重10%。在温度低于700℃时，基本没有HCN和NH3等前驱产物析出，焦油氮是主要的氮析出物。在高温下脱除挥发分时，氮的释放速率大于其余挥发分，导致焦炭中的N/C比小于原煤中的N/C比。
在挥发分热解过程中，燃料中的氮一部分随挥发分析出，这部分氮被称为挥发分氮；而另一部分留在焦炭中，被称为焦炭氮。燃料中的氮在挥发分和焦炭中的分配比例受多种因素的影响，主要包括：煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平。
对于低阶煤，氮组分的析出远慢于挥发分的析出，这主要是由于在低阶煤热解早期水分和小分子热解产物的迅速析出。对于中等煤阶的煤种，氮析出速率基本与挥发分析出速率相同；而对于高阶煤如低挥发分的贫煤和无烟煤，氮的析出速率反而要快于煤的失重速率。由于煤脱除挥发分的程度随温度升高不断增大，初级脱挥发分放出的焦油等物质，其含氮量与原煤接近；次级脱挥发分放出甲烷、氢气等气体，导致半焦N/C比升高；而随热解温度进一步升高，挥发分氮大量析出，导致煤焦N/C比趋于下降。
基于上述理论研究，提出了与关键参数：煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平等关联的N元素前移途径改变技术。通过匹配调整上述关键参数，实现煤层燃过程的自主低NOx排放过程。
Ⅱ）低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术
针对燃料型NOx控制机理的研究已开展了近半个世纪，有试验表明，HCN是热解首先析出的物质，而NH3则在焦炭氧化及低阶煤的高温热解过程中析出。煤热解过程中释放的HCN量很少，但其余含N组分在高化学当量比气氛下会迅速转化为HCN。因此可以认为煤在高温主燃烧区域燃烧过程中，HCN是最稳定的含N产物。具体过程如下：
N2 + O O2 + N N + OH NO + N NO + O NO + H
O2 HCN 燃料N NH3 NO NO
N2
可以看出，燃料N首先以HCN和NH3的形式析出，在氧化性气氛下被氧化成NO；如果在还原性气氛下，HCN和NH3起到还原作用而将NO还原成N2；同时NO也可以在焦炭的表面被还原成N2。HCN是进一步反应生成NO还是N2主要取决于反应气氛下的化学当量比。如果在富燃料气氛下，且保证充足的反应时间，燃料N会生成少量的NO和大量的N2。
基于上述理论研究，提出了协同考虑煤层燃过程燃尽与低NOx生成的“低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术”。
Ⅲ）气固异相催化还原NOx技术
图5为煤燃烧或气化过程中N组分的反应机理示意图。煤在热解的过程中，挥发分N会生成中间产物HCN和NHi(R1)，然后中间产物会被氧化为NOx (R2)或把NOx还原为N2(R3)，而焦炭N在燃烧或者气化过程中则会被氧化为NOx (R4)。值得一提的是，NOx (高温下主要是NO)在焦炭表面又会被还原为N2(R5)。
+挥+热XN +O2,++焦 图5 煤燃烧/气化过程中NOx生成和还原的反应示意图
基于上述理论研究，采用固定床催化反应与气固流态化催化反应耦合实现的“气固异相催化还原NOx技术”，利用层燃炉内丰富的焦炭颗粒催化表面，在适宜的条件下，实现对已经生成的NOx的还原控制。
Ⅳ）空气分级与再燃结合技术
针对不同技术选择，可以将空气分级与再燃技术相结合，共同实现高低NOX排放控制指标。
各工艺的技术方法分析
根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制燃煤锅炉NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，脱硝工艺的技术路线的选择可根据以下几个方面综合考虑：
（1）NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求。 （2）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠。
（3）根据工程的实际情况，尽量减少脱硝装置建设的初投资、将来的维护费用。 （4）脱硝剂要有稳定可靠的来源。 （5）脱硝装置占地，布置应合理。 （6）脱硝装置的国产化率。
（7）脱硝工艺脱硝还原剂、水、能源等消耗少，尽量减少运行费用。
常用的烟气脱硝法是SNCR和SCR。SNCR法系统简单，不需要催化剂，投资和运行费用较低，NOx脱除效率中等（30%~70%），改造方便，系统占地面积小，但是对温度和流动有一定的要求。SCR法需要使用昂贵的SCR催化剂和建设单独的SCR反应器，投资成本较高，催化剂容易老化或中毒，所以要定期更换，一般三年左右就要更换，运行成本高，而且形成的硫酸氢铵容易对设备造成腐蚀和堵塞。
烟气脱硝技术及经济比较 技术名称 还原剂 反应温度 反应器 SCR 液氨、尿素溶液、氨水 300~400 需要建设 SNCR 液氨、尿素溶液、氨水 850~1100 不需要 技术名称 催化剂 脱硝效率 还原剂喷射位置 SO2/SO3转化 NH3逃逸 对空气预热器影响 系统压损 燃料影响 锅炉影响 占地面积 投资 运行费用 SCR 需要，且定期更换，价格贵 80~90% 多选择于省煤器与SCR反应器之间的烟道内 会 3~5ppm SNCR 不需要 30~70% 炉膛或锅炉出口 无 5~10ppm NH3与SO3易形成NH4HSO4，造无促进的氧化，造成堵塞或腐蚀的几成堵塞或腐蚀 1000pa左右 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会钝化催化剂 受省煤器出口烟气温度影响 大 高 高 率小 无 无 受炉膛内烟流及温度分布情形影响 小 低 低 从上表可以看出，SCR法无论从初投资还是运行费用上，都将远高于SNCR法。 根据上述分析，我公司根据用户设备的实际情况、工作现场及运行成本分析和操作的情况建议在本项目中采用选择性非催化还原法(SNCR)作为主要脱硝工艺进行实施，保证脱硝效率在67%以上。
3 SNCR工艺技术方案设计指导思想和原则
① 工艺符合环保部门减排核算要求； ② 选择氨水溶液做脱硝剂；
③ 根据企业现场情况采取切实可行的工艺流程和装备结构，以最小的改造费用和运行费用投入、确保烟气脱硝达标；
④ 建成后的脱硝系统应能以最优化的工艺实现最大的社会效益和经济效益；
⑤ 选用先进、可靠的SNCR脱硝工艺方法，在确保脱硝效率的同时有效的保障系统运行的经济性与安全性；
⑥ 充分结合用户的客观条件和要求，因地制宜，最大程度利用现有资源和有限场地空间，优化结合，制定具有针对性，切合实际的技术方案；
⑦ 在重视设备使用寿命长、高效性的同时，在设备的整个系统布置上紧凑、合理、美观，工艺流程简捷。
工艺说明书
