国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议
燃煤机组烟气脱硝设施建设和运行情况及存在问题浅析
1、燃煤机组烟气脱硝设施概况1.1燃煤机组烟气脱硝设施配置现状截止2012年6月，浙江省已经投运SCR烟气脱硝系统的燃煤机组共有19台，配置脱硝设施的机组容量为1432万KW,约占统调燃煤机组43%。
其中1000MW机组10台、660MW机组台、600MW机组4台、300MW机组1台，150MW机组2台。
19台脱硝设施中，7台为技改建设项目，其余12台为机组“三同时”建设设施。
1.2SCR脱硝设施建设和改造成本脱硝设施改造，属于重大技改项目，涉及审批、资金、场地、设备等很多因素，建设周期也相对较长。
一般6000MW及以上机组投资均在6000万元/台以上。
建设成本主要包括建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用。
其中，设备购置费是主要的成本项目，约占50%以上。
脱硝设施单位建设成本在70-150元/kw不等。
脱硝技术改造项目和同步建设项目成本差异较大，一般来说同步建设的成本较小，后期加装的项目成本较大。
近几年，投产的一些大机组脱硝设施基本上都为同步建设，其单位建设成本也呈逐步下降趋势，如浙江省内某燃煤电厂2*1000MW机组，脱硝设施同步建设，单位投资仅为59.21元/kw。
1.3燃煤机组脱硝设施运行成本测算脱硝设施的运行成本主要包括还原剂成本、催化剂成本、折旧费用、人工费用及其他费用。
其中，还原剂和催化剂成本占主要部分，一般占50%以上。
还原剂(如液氨或尿素)为耗费品，需要通过外购加工。
脱硝催化剂使用年限为2-3年，需要新更换或再生。
目前，浙江省电厂脱硝设施运行成本在0.0061-0.013元/(kw.h)大部分电厂脱硝设施运行成本在0.01元/(kw.h)以上。
1.4燃煤机组NOx单位电量平均排放绩效情况火电厂锅炉煤燃烧产生的NOx中，NO占90%，NO2占5%-10%。
一般为燃料中的氮化物在燃烧中氧化而成。
由于燃料中氮的分解温度低于煤粉的燃烧温度，在600-800度就会生产NOx，燃料生产的NOx一般占60%-80%。
国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议_王方群
国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议The present develop ment of flue gas den itrification technolog iesin domestic coal-fired pow er plants王方群1,杜云贵1,刘艺1,王小敏2(11中电投远达环保工程有限公司,重庆400060;21河北农业大学资源与环境科学学院,河北保定071001)摘要:介绍国内燃煤电厂NOx 排放现状和我国N Ox控制法规,以及国内燃煤电厂脱硝技术的研究和工程应用现状,并对我国烟气脱硝产业的发展提出了几点建议。
关键词:燃煤电厂;烟气脱硝;现状;建议Abstrac:t The p resen t NOx em ission situa ti o n,NOxcon tro lling l a w s and po lic i e s,the st a tus o f flue gas den itr ifica-ti o n techno l o g ies and its app lication in domestic coa l-fired pow er p lan t s w ere in troduced1Some suggestions on the deve l o pmen t o f flue gas den itra ti o n in ou r co un try we re pu t forward1Key words:coa l-fired po w er p l a n;t flue gas den itra ti o n;pre sent s ituation;suggestion中图分类号:X701.7文献标识码:B文章编号:1009-4032(2007)03-020-04NO x是大气中的主要污染物之一,它是由化石燃料与空气在高温燃烧时产生的,主要包括NO、NO2和N2O,其中NO占90%以上,NO2占5%~ 10%。
国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议
要 ： 文介 绍 了国内燃煤 电厂 氮氧化物 的排放现状和 氮氧化物 的控制 法规 ，以及 国内燃煤 电厂脱 本
硝技 术的研 究和 工程应 用现状 ，并对我 国烟 气脱硝技术 的发展提 出了建议 。
关键词 ： 燃煤 电厂 ； 气脱硝 ； 烟 氮氧化物
中图分类号 ： ７ １ Ｘ ０
ห้องสมุดไป่ตู้
文 献标志码 ： 文章编号 ：０ ６ ５ ７ （０ ７ １ ０ １ — ５ Ａ １０ － ３ ７ ２ ０ ）０ — ０ ８ ０
性气体污染物 。因此 ，控制火 电厂ＮＯ 排放对缓解我 国
Ｎ 放量不 断增 长的趋势 至关重要 。 Ｏ排
（ ）低 氮燃烧 器技术 （ｏ — Ｏ Ｂｒ ｒ，Ｌ Ｂ） １ Ｌｗ Ｎ ｕ ｅ ｎｓ Ｎｓ
采用低氮 燃烧器 技术 ，只需用低ＮＯ 燃烧器替换原 来 的燃烧 器 ，燃烧 系 统和炉 膛结 构无 需更 改 ，是在原 有炉 子上最容易实现 、最经济 的降低ＮＯ 排放 的技术 。
．５ 了修改 ，取消 了ＮＯ 指标 ，Ｎ Ｏ 二级标 准的年平均浓度 其中煤 电约６ ０ 亿千瓦。
限值 由０ ０ ｍｇ ｍ ．４ ／ 改为０ ０ ｍｇ ｍ Ｅ平均浓度 限值 ．８ ／ ； ｔ
专 家预 测 ，如果 按 目前的排放情 况 ，只控 制Ｓ Ｏ 排
由０ ０ ｍｇ ｍ 为０ １ ｍｇ ｍ ；小时平 均浓度 限值 由 ．８ ／ 改 ．２ ／ 放 ，而不采取有效措施控制ＮＯ 的排放 ，预计到２ １年 ００ ５ ７ 吨左 右 ，２ ５ ０ ０ ，火 电 ０ －２ ２ 年 １ ０ １ｍｇ ｍ 为０ ２ ｍｇ ｍ ．２ ／ 改 ．４ ／ ，即Ｎ Ｏ 的二级标准在原有 ＮＯ 排 放量 将 达 ８ ｏ ｉ
２ 世纪８ 年代 中期以后 ，随着我国 电力建设的迅速 量的总和。 ０ ０
国内外烟气脱硫脱硝技术的现状与展望(102)
烟气脱硫脱硝技术可以有效去除烟气中的硫氧化物和氮氧化物，减少酸雨和光化学烟雾等环境问题，是治理大气 污染的重要手段之一。
研究目的与意义
研究目的
分析国内外烟气脱硫脱硝技术的现状，探讨其发展趋势和未来研究方向，为相 关领域的研究和应用提供参考。
研究意义
通过对烟气脱硫脱硝技术的研究，有助于提高空气质量，保护生态环境和人类 健康，同时推动相关技术的创新和发展，促进工业的绿色可持续发展。
技术推广与应用
政策推动
国际交流与借鉴
政府将加大对烟气脱硫脱硝技术的推 广力度，通过政策引导和财政支持推 动技术的广泛应用。
加强国际交流与合作，学习借鉴国外 先进的烟气脱硫脱硝技术和管理经验， 促进技术的进步与发展。
企业合作与示范工程
企业将加强合作，共同推进烟气脱硫 脱硝技术的研发和应用，建设一批示 范工程，为技术的推广提供实践经验。
05
结论
研究成果总结
国内外烟气脱硫脱硝技术已取得显著成果，多种技术路线得到广泛应用，有效降低 了烟气中的硫氧化物和氮氧化物含量，减少了大气污染。
国内外研究者针对烟气脱硫脱硝技术进行了大量研究，不断优化技术参数和工艺流 程，提高了脱硫脱硝效率和稳定性。
新型烟气脱硫脱硝技术不断涌现，如活性炭吸附法、电子束处理法等，为烟气治理 提供了更多选择和可能性。
03
国外烟气脱硫脱硝技术 现状
活性炭吸附法
总结词
一种高效、低成本的烟气脱硫脱硝技术
详细描述
活性炭吸附法利用活性炭的吸附性能，吸附烟气中的SO2和 NOx，然后通过催化剂的作用将它们转化为无害的物质。该方 法具有较高的脱硫脱硝效率，且成本较低，适用于大规模的烟 气处理。
我国火电厂烟气脱硫现状及展望
三、未来烟气脱硫技术的研究方 向和应用前景
1、加强技术创新和研究开发
针对当前烟气脱硫技术存在的问题和不足，未来需要加强技术创新和研究开 发。一方面，研发新型高效的烟气脱硫技术，提高脱硫效率和净化程度；另一方 面，加强设备研发和工艺优化，提高设备的可靠性和使用寿命，降低运行成本。
2、多种脱硫技术联合应用
单一的烟气脱硫技术往往存在一定的局限性，难以满足不同火电厂的需求。 因此，未来可以探讨多种脱硫技术的联合应用，以达到更好的脱硫效果。例如， 可以将石灰石-石膏法与其它烟气脱硫技术相结合，充分发挥各自优势，提高整 体脱硫效果。
3、智能化和自动化控制
随着科技的不断进步，智能化和自动化控制技术在火电厂烟气脱硫中将会得 到更加广泛的应用。通过引入智能传感器、数据分析和优化算法等手段，实现对 烟气脱硫过程的实时监控和自动调节，提高脱硫效率和稳定性，降低人工干预成 本。
参考内容
关键词：火电厂，烟气脱硫，现 状，发展，火电厂烟气脱硫工艺成为了环保领域的 重要研究方向。我国作为世界上最大的能源消费国，火电厂数量众多，烟气脱硫 工艺的发展对我国环保事业和能源结构的优化具有重要意义。本次演示将概述我 国火电厂烟气脱硫工艺的现状，探讨其未来发展方向，以期为相关领域的研究和 实践提供参考。
4、绿色发展理念
未来烟气脱硫技术的发展需要更加注重绿色发展理念。在设备选材、工艺设 计、运行管理等方面要尽可能减少对环境的影响，努力实现零排放、低能耗、高 效率的绿色脱硫。同时，要注重开展副产物资源化利用研究，提高资源利用率， 实现循环经济。
结论
我国火电厂烟气脱硫在取得一定成绩的也面临着诸多问题和挑战。未来，需 要加强技术创新和研究开发，推动多种脱硫技术联合应用，实现智能化和自动化 控制，并秉承绿色发展理念，以推动我国火电厂烟气脱硫事业取得更加显著的成 果。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势燃煤电厂是目前我国主要的电力发电方式之一，但是燃煤电厂排放的烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，这些物质对环境和人体健康造成了严重的影响。
为了保护环境和改善大气质量，燃煤电厂必须进行烟气脱硫脱硝处理。
一体化技术是当前脱硫脱硝技术的发展趋势之一，本文将就燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的发展趋势进行分析。
一、烟气脱硫脱硝技术的发展现状目前，燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术主要包括石膏法脱硫、氨法脱硫，氨法脱硝等技术。
石膏法脱硫是目前应用最为广泛的脱硫技术，通过喷雾塔将烟气中的二氧化硫与石灰浆液反应生成石膏，从而实现脱硫。
氨法脱硝是目前应用最为成熟的脱硝技术，它通过在烟气中喷入氨气与氮氧化物反应生成氮和水，从而达到脱硝的目的。
当前，烟气脱硫脱硝技术已经比较成熟，但还存在着材料耗损严重、能耗较高、设备占地面积大等问题。
二、发展趋势及关键技术路线1. 一体化技术烟气脱硫脱硝一体化技术是将脱硫和脱硝设备整合在一起，通过优化设计和工艺调控，使脱硫脱硝设备能够实现协同工作，提高设备利用率、减少设备占地面积，并降低投资和运行成本。
一体化技术可以有效解决独立脱硫和脱硝设备之间的协同性问题，提高环保设备整体性能，是当前脱硫脱硝技术的发展方向。
2. 高效催化技术目前，氨法脱硝技术已经非常成熟，但其一次催化剂使用寿命短、能耗较高等问题亟待解决。
高效催化技术可以采用具有较高催化活性和稳定性的载体，提高催化剂的使用寿命，降低能耗，减少运行成本。
通过催化剂的改良设计和工艺参数的优化调控，提高脱硝效率，减少对环境的影响。
3. 低能耗脱硫技术当前，石膏法脱硫技术虽然应用广泛，但存在着石膏浆液配制和循环的能耗较高的问题，且脱硫效率不高。
低能耗脱硫技术可以通过对吸收剂的改进和工艺参数的优化，降低脱硫系统的能耗，同时提高脱硫效率，减少对环境的影响，是脱硫技术的发展趋势之一。
三、技术创新及应用前景目前，随着环保要求的日益严格，燃煤电厂对烟气脱硫脱硝技术的要求也越来越高，技术创新成为当前脱硫脱硝技术发展的关键。
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨摘要：根据我国目前的经济发展现状来看，火电厂烟气脱硫脱硝的处理是必须要重视起来的重点工作，如果不加以控制的话，不但会影响到人们的生活和健康，还会阻碍到我国社会经济的可持续发展。
因此，相关部门需要加大对脱硫脱硝技术的研发力度，要通过各项技术的应用，更好地保证人们的生活，推动我国社会的可持续发展。
关键词：烟气；脱硫脱硝技术；环保；前言火电厂发电主要是依靠燃烧，燃料燃烧的程度不同也会影响到排放烟气的成分和含量。
火电厂排放烟气主要包含的物质有二氧化硫、氮氧化物等，这些排放出来的物质如果不及时有效的处理，就会飘散到空气中，从而给大气环境带来很大的污染，而且还引发酸雨等自然灾害问题的出现。
1火电厂烟气脱硫脱硝技术应用1.1火电厂烟气脱硫技术(1)干法脱硫技术。
即通过固态的吸收剂来对二氧化硫进行吸附的技术。
目前我国经常使用的干法脱硫技术主要有：氧化物法和活性炭吸附法。
利用干法脱硫技术能有效地提高脱硫率。
而存在的问题是脱硫以后产生的物质是无法进行回收的，这也是干法脱硫技术的一大弊端。
(2)湿法脱硫技术。
湿法脱硫技术与上述干法脱硫技术正好相反，是采用液体吸收剂来实现脱硫的一种技术。
湿法脱硫技术与干法脱硫技术相比，脱硫效果会更好，脱硫效率可以高达90%甚至以上，是目前火电厂应用非常广泛的一种技术，而且对于湿法脱硫技术来说，还不需要火电厂投入很大的资金成本，在脱硫后的物质也会被应用起来，所以需要重点关注此脱硫技术的应用。
目前火电厂的脱硫技术来说常用的有以下几种：即石灰石-石膏烟气脱硫技术和海水脱硫技术。
其中石灰石-石膏烟气脱硫技术主要是利用石灰石来吸附烟气中的二氧化硫，不会投入很大的成本，而且脱硫以后所产生的石膏也能循环的使用，所以其经济效果很好。
而海水法烟气脱硫技术主要采用的是酸碱中和原理，即排放出来的二氧化硫和碱性的气体结合所产生的化学反应。
对于此项技术来说，应用成本也不是很高，操作起来也比较方便，所以也得到了广泛的应用。
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展摘要：近年来，我国风能和太阳能装机容量快速增加，燃煤电站需要承担更多的调峰调频任务。
因此燃煤电站将长期处于低负荷运行状态，这必然会影响机组脱硝系统的安全高效运行。
烟气脱硝技术具有技术成熟、脱硝效率高等优点，是当前燃煤电站广泛采用的烟气脱硝技术,该脱硝技术的最佳活性温度窗口在300～400℃范围内。
当燃煤机组处于低负荷运行状态时，SCR脱硝系统入口烟气温度较低，势必会造成脱硝效率的降低。
因此，国内外研究工作者提出了多种脱硝宽负荷运行方案，以提高燃煤机组在低负荷时的脱硝效率。
关键词：燃煤电厂；锅炉烟气；脱硝技术2021年，我国的燃煤发电量约占我国总发电量的54.56%。
为降低电厂排放物中的氮氧化物含量，燃煤电厂主要使用的脱硝技术有很多中。
很多技术都具有脱硝效率高、运行可靠、技术成熟等优点，但在实际运行过程中也存在脱硝效率低、烟道积灰严重和催化剂层磨损严重等问题。
在脱硝系统中，流场是否均匀将对喷氨效果、系统的脱硝效率和积灰问题起着决定性作用。
理想的流场不但可以提高脱硝效率，还可以延长催化剂的使用寿命。
1火电厂烟气脱硝的现状分析以前，火电厂所用的脱硝技术都要借助在分硝和分硫的方式下展开的，更加关注的是某一个位置烟气排放的治理工作，但是这种传统的脱硝技术并不适合大范围的应用，而且应用流程非常的复杂和繁琐。
因此，为了火电厂更好的工作和发展，需要结合火电厂的具体情况，加强对脱硝技术应用的研究，以此来实现节能环保的目标，更好地保护大气环境，推动我国社会经济的可持续发展。
目前火电厂应用范围最广泛的脱硝技术主要有以下几种，即湿法技术、半干法烟气技术、干法烟气技术、膜吸收法以及微生物法等等，同时，还包括还包含加氢脱硝、低温煅烧和氧气再循环等技术方法。
火电厂烟气脱硝是一个非常复杂、庞大的系统工程，其广泛应用给我国电力企业的发展带来了很大的挑战和发展机遇。
因为此项工程非常庞大和复杂，所以应用到的机械设备也是非常多的，除了特定设备需要从国外引进以外，大部分的机械设备都是国内企业完成的，而在这种情况下，也会在一定程度上带动我国相关产业的发展，有效促进了我国社会经济水平的提高。
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18中国环保产业 2007.1研究进展Research Progress王方群1，杜云贵1，刘 艺1，王小敏2（1.中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060；2.河北农业大学 资源与环境科学学院，河北 保定 071001）摘要:本文介绍了国内燃煤电厂氮氧化物的排放现状和氮氧化物的控制法规，以及国内燃煤电厂脱硝技术的研究和工程应用现状，并对我国烟气脱硝技术的发展提出了建议。
关键词:燃煤电厂;烟气脱硝;氮氧化物中图分类号:X701 文献标志码:A 文章编号:1006-5377（2007）01-0018-05国内燃煤电厂烟气脱硝1 我国燃煤电厂氮氧化物污染现状我国煤炭资源丰富，是世界上以煤炭为主要能源的国家之一，2005年煤炭消耗量为21.4亿吨，占国内能源消费总量的68.9%，这种以煤炭为主的能源结构决定了我国的电站建设必然以煤电机组为主，也决定了我国大气污染的主要特征为煤烟型污染。
据估算，全国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的90%、氮氧化物排放量的67%、二氧化碳排放量的70%都来自于煤炭燃烧。
20世纪80年代中期以后，随着我国电力建设的迅速发展，大气和酸雨污染日益严重。
特别是近年来，大城市NO x 污染严重，区域性NO x 污染逐渐加剧；同时，酸雨污染呈现出新的特征：NO 3-的相对贡献在增加，由以硫型为主向硫酸和硝酸复合型转变。
其主要原因在于，我国在控制SO 2排放的同时并没有有效地控制NO x 的排放。
2000年国家对《环境空气质量标准》进行了修改，取消了NO x 指标，NO 2二级标准的年平均浓度限值由0.04mg/m 3改为0.08mg/m 3；日平均浓度限值由0.08mg/m 3改为0.12mg/m 3；小时平均浓度限值由0.12mg/m 3改为0.24mg/m 3，即NO x 的二级标准在原有基础上几乎放宽了100%。
这次修改淡化了NO x 的污染状况，导致放松和忽视了对NO x 排放的控制。
氮氧化物不仅是导致酸雨形成的主要原因之一，也是造成光化学烟雾的根本原因，其产生的温室效应约是CO 2的200～300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO 2约高出33.3％；NO x 还可转化成为硝酸盐颗粒，形成PM 2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性。
在1999-2004年的六年中，我国火电NO x 排放总量增加235.7万吨，近乎是1987-1998年共12年间NO x 增长量的总和。
2004年底，我国发电装机规模已达4.4亿千瓦，其中火电机组3.2亿千瓦，约占73.7％，而火电装机中约95％为煤电机组。
2005年底，全国电力总装机规模达5.0亿千瓦。
根据我国“十一五”电力规划，“十一五”期间规划开工火电项目1.41亿千瓦，2010年发电装机容量达6.5亿千瓦左右，到2020年发电装机达9.5亿千瓦左右，其中煤电约6.05亿千瓦。
专家预测，如果按目前的排放情况，只控制SO 2排放，而不采取有效措施控制NO x 的排放，预计到2010年NO x 排放量将达850万吨左右，2015-2020年，火电NO x 排放总量将会超过SO 2，成为电力行业的第一大酸发展现状及建议19CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 2007.1研究进展Research Progress性气体污染物。
因此，控制火电厂NO x 排放对缓解我国NO x 排放量不断增长的趋势至关重要。
2 燃煤电厂氮氧化物控制法规国家环境保护总局和国家质量监督检验检疫总局2003年12月23日发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）（2004年1月1日实施）。
该标准分3个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求，规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置的空间，液态排渣煤粉炉执行Vdaf＜10％的氮氧化物排放浓度限值。
不同时期火电厂氮氧化物的最高允许排放浓度值见下表。
北京市锅炉污染物综合排放标准（DB11/139-2002）规定，新建燃煤锅炉（＞45.5MW）氮氧化物排放限值为250mg/m 3。
为满足北京市2008年绿色奥运要求，北京市还将修订此标准，进一步严格NO x 的排放限值。
根据国家计委、财政部、国家环保总局、国家经贸委2003年31号令《排污费征收标准管理办法》（2003年7月1日实施），氮氧化物排污费自2004年7月开始征收，标准为0.63元/kg。
3 燃煤电厂氮氧化物控制技术及应用现状目前氮氧化物控制技术主要分为两种，一种是在燃烧过程中控制NO x 的产生，主要有低氮燃烧技术、循环流化床洁净燃烧技术（CFBC）、整体煤气化联合循环（IGCC）洁净煤发电技术等。
另一种是烟气脱硝技术，使NO x 在形成后被净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）等成熟技术。
3.1控制燃烧过程中NO x 的生成3.1.1 低NO x 燃烧技术我国低NO x 燃烧技术开始于20世纪80年代，主要有低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术。
低氮燃烧技术工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NO x 排放标准。
（1）低氮燃烧器技术（Low-NO x Burners，LNBs）采用低氮燃烧器技术，只需用低NO x 燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构无需更改，是在原有炉子上最容易实现、最经济的降低NO x 排放的技术。
但单靠这种技术无法满足更严格的排放标准，所以，LNBs技术常与其他NO x 控制技术联合使用。
目前国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNBs技术，对现有100～300MW机组也开始进行LNBs技术改造。
北京市政府在2000年第五阶段控制大气污染的措施中，要求全市火电厂的煤粉锅炉配备低氮燃烧器，目前已全部安装，测试结果表明，最高可降低30％～40％的氮氧化物排放。
（2）空气分级燃烧技术空气分级燃烧技术是将燃烧所需的空气分级送入炉内， 使燃料在炉内分级分段燃烧。
该技术通过降低锅炉主燃烧区的氧气浓度，使其α< 1火焰中心的燃烧速度和温度降低，从而减少主燃烧区NO x 的生成量。
强耦合式燃尽风系统（CCOFA）和分离式燃尽风系统（SOFA）是空气垂直分级的燃烧技术，它们分别通过与现有燃烧系统端部出风口相毗邻和隔一段距离设置燃尽风口，把燃烧需要的一部分空气送入炉膛，实现二次燃烧。
该技术可减排NO x 20％～50%，但需要对现有供风系统和炉膛进行部分改造。
目前，我国已立项攻关CCOFA和SOFA技术。
（3）再燃技术再燃技术是将锅炉炉膛分成三个区域：主燃区、再燃区和燃尽区。
主燃区供入全部燃料的70％～90%，采用常规的低过剩空气系数（α≤1.2）燃烧生成NO x ；与主燃区相邻的再燃区，只供给10％～30%的燃料，而不供入空气，从而形成很强的还原性气氛（α为0.8～0.9），使在主燃区中生成的NO x 在再燃区被还原成N 2分子；燃尽区只供入燃尽风，在正常的过剩空气（α=1.1）的条件下，使未燃烧的CO和飞灰中的炭燃烧完全。
为了减少未完全燃烧的损失，通常采用天然气或平均粒径小于43微米的超细煤粉（Micronized Coal）作为再燃燃料。
采用超细煤粉作为再燃燃料的技术称为再燃技术（MCR）。
我国气体和液体燃料较为缺乏，一般选择超细煤粉作为再燃燃料，NO x 脱除率一般为40%，最高达50%。
采用此技术，需要对原燃烧和制粉系统及炉子作较大改造。
我国哈尔滨工业大学燃烧工程研究所承担国家火力发电锅炉机组氮氧化物最高允许排放浓度表第1时段第2时段第3时段2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日Vdaf＜10%10%≤Vdaf≤20%Vdaf＞20%15001300110011006506501100650450实施时间燃煤锅炉不同时段20中国环保产业 2007.1研究进展Research Progress863能源技术领域重点项目“超细化煤粉再燃低NO x 燃烧技术研究”，开发了具有自主知识产权的MCR技术，该技术可降低NO x 排放至300mg/m 3（烟煤锅炉）或350mg/m 3（褐煤锅炉）以下，达到我国目前的大气污染物排放标准。
该技术已成功应用于内蒙古元宝山发电厂600MW机组示范工程。
3.1.2 循环流化床燃烧技术（Circulating Fluidized Bed Combustion，CFBC）CFBC技术采用沸腾状燃烧方式，具有燃烧效率高、燃料适应性好、SO 2和NO x 污染物排放量低等特点。
我国自上世纪80～90年代开始循环流化床技术研究，通过自主研发和技术引进，目前已全面掌握了该清洁燃煤技术。
目前我国循环流化床锅炉容量覆盖35～1000t/h的锅炉。
首台国产135MW循环流化床于2004年投运，至今已有十余台在运行，国产化循环流化床在150MW容量以下已经实现了产业化。
首台国产200MW循环流化床也于2006年投运。
首台国产300MW循环流化床机组于2006年6月初通过168小时试运行。
首台国产330MW循环流化床工程已于2006年5月启动，拟于2008年初投运。
科技部863项目支持研发的国产世界单机容量最大的600MW超临界循环流化床示范电站，已经完成方案设计，将在“十一五”期间实现示范工程。
目前我国循环流化床总安装容量达5000万kW， 居世界第一，相当于我国2004年全国总装机容量的12％。
加上近年即将投运的循环床，总装机容量将达到55GW，占2004年我国燃煤机组总装机容量的17％，已为我国燃煤电站降低了12％的NO x 排放。
3.1.3 整体煤气化联合循环洁净煤（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）发电技术IGCC发电技术是将煤气化与联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。
IGCC发电技术将煤炭气化，产生出低热值的合成气，经净化后进入燃气轮机做功。
该技术将固体燃料转化成清洁的气体燃料，既具有联合循环的优点—高效率，又解决了燃煤所带来的环境问题，具有燃料适应性广、热效率高、对环境污染小、废物利用的条件好、多联产和节水等优点，因此成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。
1992年我国开始IGCC示范项目的可行性研究，1999年国家计委批准在山东烟台电厂建设300MW IGCC示范电站，项目于2003年12月启动，是“十一五”期间烟台市重点建设项目。
我国正在规划建设的项目还有上海2×400MW IGCC电站、广东汕头电厂IGCC技改项目、河北超化3×120MW IGCC电站、 辽宁阜新IGCC热、电、煤气三联供项目等。