随着环保要求日益严格化，燃煤电厂烟气中SO2、NOX、烟尘等污染物排放控制备受社会关注。我国于2011年颁布了GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，其中明确规定了SO2、NOX、烟尘的排放限值[1-3]。2014年，发改能源[2014]2093号中对火电节能减排提出了更严格、明确的强制要求：
东部地区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：基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。为积极响应国家政策，各燃煤发电机组均要对污染物控制系统进行优化升级改造，确保污染物排放浓度长期稳定超低达标排放。
循环流化床机组本身燃烧温度低，分级、分段燃烧等特点，使其产生的氮氧化物较少，一般采用SNCR脱硝技术即可使NOX的排放浓度满足GB13223-2011对其规定排放要求，但并不能满足最新NOX的超低排放要求（不高于50mg/m3）[2,3]。
因此，针对CFB锅炉本身特点，研究设计一种充分利用CFB锅炉本身优势，系统投资、运行、维护费用低，同时可长期稳定确保烟气中氮氧化物排放浓度满足超低排放要求的脱硝工艺具有重要意义。文中设计了一种适用于1060T/HCFB锅炉的SNCR+SCR联合脱硝工艺，可为国内同类型CFB锅炉脱硝超低排放工程的改造、设计提供借鉴及指导作用。
1烟气NOX主要脱除技术
烟气中NOX脱除技术均是通过在合适的温度区域向烟气中喷入还原剂，还原剂与烟气中NOX发生化学反应，使NOX转换为无害的氮气和水[4-6]。
目前应用在燃煤电站锅炉上成熟的烟气NOX脱除技术主要包括SNCR、SCR和SNCR+SCR联合烟气脱硝技术。
1.、1SNCR烟气脱硝技术
选择性非催化还原技术（SNCR）是将尿素、NH3等还原剂喷至炉膛上部或分离器入口温度为850～1100℃的区域，还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中NOX进行选择性反应，生成无害的N2和H2O。
在无催化剂、温度为850～1100℃条件下，尿素、NH3等氨基还原剂可选择性地还原烟气中NOx，基本上不与烟气中的O2作用。若温度过高，NH3则被氧化成NO。
还原剂参加脱硝反应的温度窗口至关重要。NH3反应的最佳温度窗口为850～1100℃，当反应温度过高，NH3会被氧化成NO，增加烟气中NOX；反应温度过低，氨逃逸增加，会使NOx还原率降低[6,7]。因此，SNCR法脱硝需注意氨逃逸对后续空预器设备、系统的影响。
SNCR脱硝效率低，大机组上为25-50%，小机组上可达70-80%；无需添加催化剂，反应过程无SO3的转化；对改造场地条件要求低，适用于改造条件有限、入口NOX含量低的脱硝工程使用。
1.2、SCR烟气脱硝技术
SCR脱硝技术与SNCR脱硝技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂，在一定温度下，还原剂与烟气中NOX反应，生成无害的氮气和水。
SCR脱硝是在有催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等碱金属）的条件下，将还原剂NH3或尿素喷至温度为300～400℃区域的烟道内使之与烟气中NOX参加反应。
SCR脱硝必须有催化剂反应模块，若想保证催化剂具有较好的催化性能，必须具有300～400℃较佳的反应温度窗口。根据锅炉本身设计差异，催化剂反应模块一般布置于省煤器与空预器间、一级省煤器和二级省煤器间或省煤器特定盘管间等具有较佳温度窗口的区域。SCR脱硝效率为60%～90%；催化剂会增加SO3的转化，硫酸氢铵的生成会造成空预器的堵塞、腐蚀等[6-8]。
在SCR脱硝系统设计中，影响其运行的主要参数有：烟气温度、烟气流速、烟道尺寸、烟气微粒含量、逃逸氨浓度、SO2氧化率、催化剂活性等。同时还需考虑CFB锅炉炉内脱硫飞灰中CaO对催化剂催化性能的影响。
1.3、SNCR+SCR联合烟气脱硝技术
SNCR+SCR联合脱硝技术是结合SNCR脱硝的低成本、占地小和SCR脱硝高脱硝效率的联合脱硝技术，多用于改造工程中场地狭小的情况[7,8]。
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