燃煤电厂脱硝技术的分析比较
燃煤锅炉脱硝技术介绍
燃煤锅炉脱硝技术介绍摘要: 随着环保法律法规和限制标准的越来越严格，传统的单一脱硝技术如低氮燃烧器（LNB）、燃烬风技术（OFA）、选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等，不一定能满足未来越来越严格的环保要求，本文对比几种燃煤锅炉脱硝技术，分析了主要应用技术的可适用性。
关键词：燃煤锅炉；脱硝；SCR ；SNCR；LNB1、脱硝技术介绍燃煤锅炉脱硝技术一般分炉内脱氮和尾部脱氮两类，炉内脱氮技术主要通过控制燃烧温度、降低空预器温度、降低空气过量系数、空气分级燃烧以及燃料分级燃烧等方法来进行脱氮，但是脱硝效率较低；尾部脱硝主要通过选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）来进行脱氮，该法效率相对炉内脱氮较高，下文对个别炉内脱氮技术和尾部脱硝技术进行单独介绍。
1.1 炉内脱硝技术低氮燃烧器（LNB）是国家政策明确作为首选的燃煤锅炉NOx控制技术，它从源头对NOx进行控制，而且投入相对其他技术少，系统复杂性较低，也没有其他后续运行费用，是较为经济的NOx控制技术。
LNB按照燃烧技术和原理分，一般具有空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气在循环三大类，在此基础上，发展出了多种低氮燃烧器，如双调风低NOx燃烧器、PM直流式低NOx燃烧器等等。
在大型锅炉中常采用顶部燃烬风技术（OFA），即将一部分风从主燃烧器上部空气喷口送入炉膛来实现空气分级燃烧，一般燃烬风的布置方式按与主燃烧器大风箱是否连在一起而分为两类。
国外采用OFA技术已经有将近30年的历史，一般采用的风量较大，可达总风量的20%~30%，可使NOx降低约20%~35%。
在燃烬风基础上，也发展出了一些新的技术如高速燃烬风技术，其主要区别是通过增压风机来提高风速，使燃烬风具有更强的穿透力以及能与炉膛内的烟气充分混合，从而提高燃烧效率。
除了上述的低氮燃烧技术外，还有烟气再循环、再燃烧以及其他的燃烧调整技术来控制NOx的排放，表一所示为各种低氮燃烧技术的脱硝效果以及投资费用对比表，从表中可以看出，OFA、FGA和LNB是相对性价比较高的三种技术，而再燃烧的投入非常大，是其他技术的5~6倍，而脱硝效果相差却不大，因此，OFA、FGA和LNB也是目前工业燃煤锅炉使用较为频繁的低NOx控制技术。
尿素热解制氨脱硝改造在燃煤电厂中运用浅析
尿素热解制氨脱硝改造在燃煤电厂中运用浅析2国家能源集团浙江电力公司，浙江杭州，310000）摘要：火电机组运行排放烟气中含有的NOX需要通过SCR 法脱硝处理合格后再能排放大气，SCR 法脱硝主要成分氨气在过去十几年通常采用液氨蒸发方式产生，但由于我国规定将液氨的贮存量超过 10 t 归为重大危险源，国家要求各生产单位加大力度整治。
因此尿素制氨脱硝工艺，随之成为当今各火电企业SCR 法脱硝首选。
本文主要通过结合浙江某火电企业液氨改尿素制氨脱硝工程的案例，针对尿素制氨脱硝原理、尿素制氨脱硝系统流程以及尿素制氨脱硝生产中常见问题规避以及使用成本等方面进行了简要的阐述。
关键字：火电；SCR 法脱硝；尿素制氨脱硝；使用成本0 引言我国的能源储量是“富煤、缺油、少气”的，因此在决定了在未来较长时间内，煤电仍将是我国主体电源。
但煤电在为社会发展作出贡献的同时，也存在着对大气环境带来较大的负面影响问题。
因此我国于2014年9月出台了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，提出对我国燃煤机组全面实施节能减排升级与改造，正式明确了东、中部地区煤电超低排放的要求。
要求中明确了烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放物中的含量标准，史称“史上最严”《火电厂大气污染物排放标准》。
对于火电企业中各排放物，有着不同的处理设备，其中氮氧化物的处理在国内通常是采用SCR（选择性催化还原反应）法脱硝工艺，其还原剂为氨气，氨气主要源于氨水、液氨和尿素。
而现役火电机组的SCR脱硝还原剂氨气主要是液氨工艺，但液氨有毒性、易爆炸，被列为重大危险品，我国规定将液氨的贮存量超过 10 t 归为重大危险源。
2019 年 4 月发布《国家能源局综合司切实加强电力行业危险化学品安全综合治理工作的紧急通知》，要求积极开展液氨罐区重大危险源治理，而尿素作为无危险的制氨原料，具有与液氨相同的脱硝性能，且具有无毒安全的特点，近几年成为了火电企业SCR 法脱硝首选。
循环流化床锅炉燃煤电厂脱硝技术探析
罗彬源 （ 梅州市总量控制和环保考核办公室 广东梅州 ５ １ ４ ０ ７ １ ）
７ ０ ％ ， 且存在还原剂消耗量大 ， 氨逃逸 量较大易造成二次 污染 等
不足之处 。 ２ ． ３ Ｓ ＮＣ Ｒ — Ｓ Ｃ Ｒ 混 合 法
《 国民经 济和社会发展第 十二个五年规划纲要》 中明确提 出 ， 到２ ０ １ ５ 年， 全 国氮氧化 物排放量要 比 ２ ０ １ ０年降低 １ ０ ％以上 。从 “ 十二五 ” 前三年国家环保部公布的减排数据看 ， ２ ０ １ １ 年氮氧化物 排放量 同 比上升 ５ ． ７ ４ ％， ２ ０ １ ２年同 比下 降 ２ ． ７ ７ ％， ２ ０ １ ３ 年初 步核 定 同 比下降 ４ ． ７ ２ ％， 前 三年未达到时 间进度要求 ， “ 十二五 ” 后两 年氮氧化物减排形势严峻 。作为氮氧化物排放大户的燃 煤电厂 ， 担负着氮氧化物减排 的重任 。２ ０ １ １ 年颁 布的《 火电厂大气污染物 排放 标准 》 （ Ｇ Ｂ １ ３ ２ ２ ３ — ２ ０ １ １ ） 中， 要求 自 ２ ０ １ ４年 ７月 １日起 燃煤 电厂氮氧化物排放浓度必须控制在 ｌ Ｏ ０ ｍ ｇ ／ ｍ （ 现有循环 流化床机 组控制在 ２ ０ ０ ｍ ｇ ／ ｍ ３ ，新建循环 流化床机组控制在 １ ０ ０ ｍ ｇ ／ ｍ ３ ） ， 客 观上推动 了燃煤电厂脱 硝设施 的建设运营工作 。
３循 环流 化床锅 炉燃 煤机 组脱硝 工艺 的选 择
Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法 和 Ｓ Ｃ Ｒ法的最重要 的区别 在于 Ｓ Ｃ Ｒ法 采用 了催 化 剂， 而循环循环流化床锅炉燃煤机 组存 在几个不适 宜采用催化 剂 的特点［ ｓ ｌ ： 首先是循环循环流化床锅炉燃煤适应性广 ， 含硫 率相对 较高， 并且过量空气 系数较 高 ， 导致 Ｓ Ｃ Ｒ反应器催化 剂产 生的化 合 物易对下游设备产 生堵 塞 ， 影响整体 系统的连续运 行 ； 其次是 循 环循 环流化床 锅炉采用炉 内脱硫技术 ， 而作为脱硫剂的石灰石 在炉膛 内煅烧产 生氧化钙 ，氧化 钙细颗粒 物随着烟气进 入反应 器， 容易产生催化剂 中毒 ， 使催 化剂失效 导致脱硝效率 的降低 ； 此 外， 由于循 环流化床锅 炉的布置与煤粉 炉不 同， 锅炉尾部 省煤器 下部空间通 常不够来布置 Ｓ Ｃ Ｒ反应器 ， 空间相对不足 。 循 环流化床锅炉燃煤机组 由于其本 身的低氮燃烧技术优势 ， 要 确保氮氧化物稳定 达标 排放 ， 仅需 约 ３ ０ ％～４ ０ ％的脱硝效率 即 可， 而 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法 完全符合这个要求 。将 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ技术应用于循环流 化床锅炉燃 煤机组 ， 不 需要采用催化 剂 ， 投资和运行 成本得到很 好 的控 制 。由于 作为 还 原剂 的氨最 佳 反应 温 度 区为 ８ ０ ０ ￣ Ｃ一 １ ２ ５ ０ ｏ Ｃ， 而循环流化床锅炉燃煤机组运行 中炉膛温度基本控制在 ８ ５ ０ ￣ Ｃ ９ ５ ０ ％之 间 ， 刚好 处于 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的最佳 反应温度 区 ， 使得还 原剂 和烟气在短 时间内得到充分 混合 ，保 证 了 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的脱硝效 率 。综上所述 ， 循环流化床锅炉燃煤机组采用 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ法脱硝技术 ， 即经济可行 ， 又可使烟气 中的氮氧化物得到有效 去除。
2024年脱硝行业分析报告
概述：脱硝是指去除烟气中的氮氧化物（NOx），是大气污染控制的重要环节之一、在2024年，脱硝行业经历了快速发展，主要受到能源行业的影响。
一、市场规模：脱硝市场在2024年保持了较高的增长速度，主要原因是国家对大气污染治理日益重视。
根据调查数据显示，全国范围内的脱硝市场规模约为120亿元。
二、行业发展趋势：1.技术水平持续提升：脱硝技术已经进入到第三代，包括SCR脱硝、SNCR脱硝等，技术成熟度较高，能够达到较低的排放标准。
2.产品结构升级：随着环保意识的增强，市场对高效节能、低排放的产品需求量在不断提升。
因此，市场上出现了一批具有自主知识产权的高质量脱硝装备。
3.市场竞争加剧：在国际市场上，脱硝设备的市场竞争非常激烈。
国内的脱硝企业需要加大技术研发力度，提升产品质量，才能在激烈的市场竞争中获得竞争优势。
三、市场需求：1.进一步提升排放标准：为了应对大气污染问题，国家将对燃煤发电厂的排放标准进行进一步提高。
这将进一步推动脱硝设备的需求。
2.升级改造市场潜力巨大：随着国家对环保要求的提高，已经投产的发电厂需要进行升级改造，以达到新的排放标准。
这将为脱硝设备提供大量的需求。
3.地方政府加大环保治理力度：为了改善环境质量，地方政府也开始加大对大气污染源的治理力度，这也将提升脱硝设备的需求。
四、市场前景：脱硝市场在未来仍然具有广阔的发展前景。
随着能源行业的发展和环境保护意识的提高，对脱硝技术和设备的需求将不断增加。
同时，随着技术的不断进步，脱硝设备的成本将进一步降低，市场竞争也将进一步加剧。
因此，脱硝企业需要加快技术创新，提高产品质量，以适应市场需求的变化。
结论：2024年是脱硝行业快速发展的一年，市场规模和需求量均呈现出稳步增长的态势。
未来几年，脱硝行业将继续保持良好的发展势头，但也面临着日益激烈的市场竞争。
因此，企业需要加大技术研发力度，不断提高产品质量，以保持竞争优势。
同时，政府部门也应继续加大对环保行业的政策支持和监管力度，为脱硝行业的健康发展提供有力的支持。
燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化策略
燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化策略现阶段，中国能源研究会节能减排中心根据当前环保形势，提出“工业锅炉节能减排治理污染系统解决方案”推广并使用洁净煤，尽快将社会散烧煤及低效小型燃煤工业锅炉改良成集中煤炭热电联供。
该方案的提出，主要是为了控制燃煤电站锅炉NOX的排放量，防止对环境产生危害。
选择性催化复原烟气脱硝技术作为控制燃煤电厂NOx的重要技术，对燃煤电厂的发展起着决定性的作用，因此，探究、分析SCR脱硝技术相当有必要。
1引言随着经济的迅速发展对环保问题也越来越重视，所以，加大燃煤锅炉NOX脱除控制是主要问题。
以我国现有脱硝机组的SCR 脱硝成本作为研究的对象，对烟气SCR脱硝成本的组成及影响因素通过实践和探索，分析出几点关于降低烟气SCR脱硝成本的具体策略，根据实现对该装置的优化政策为我国环保事业做出具大的奉献。
2研究方法SCR脱硝成本包括运行成本和检修维护成本以及财务成本。
运行成本是SCR脱硝装置正常运行时的各项生产支出成本，由复原剂费用、电费、水费、蒸汽费、人工费等。
检修维护成本是维持SCR脱硝系统正常运行的各项维护费用支出,是由催化剂更换费用、检修维护费用等组成。
财务成本是由SCR脱硝装置建设和运行筹集资金时产生的贷款利息、增值税、固定资产折旧费和其他财务费用等。
本次共调研了48台机组的烟气SCR脱硝系统，从中能够有效地反映烟气SCR脱硝系统的运行水平。
3分析脱硫成本的组成及影响因素3.1机组类型的影响供热煤耗占比例与脱硝成本的关系如图1所示。
本文研究的SCR脱硝机组分为供热机组和纯凝机组，从图1中能够看出供热煤耗与总煤耗比例越高，脱硝的运行成本就会增加。
纯凝机组脱硝平均成本为1411分/kW-h；供热煤耗占总煤耗5%时，脱硝平均成本为1.69分/1^-11；供热煤耗占总煤耗的20%时脱硝平均成本增加到2.04分/kW-h；供热煤耗占总煤耗为33.3%时，脱硝成本达2.53分/kW-h。
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。
燃煤电厂的脱硫脱硝技术和烟气治理措施
科技创新36产 城燃煤电厂的脱硫脱硝技术和烟气治理措施彭友谊摘要：为确保燃煤电厂发展能够与环境保护事业协同开展，为推动当地可持续发展进程奠定坚实基础，需在燃煤电厂内部应用先进的脱硫脱硝技术，制定规范专项的应急治理措施，最大限度控制污染物质排放量，保障当地居民生活质量。
本文以燃煤电厂烟气排放影响为切入点，阐述现行脱硫脱硝技术，编制烟气治理方案，以期为相关工作人员提供理论性帮助。
关键词：燃煤电厂；脱硫脱硝技术；烟气治理措施燃煤电厂作为火力发电厂的重要分支，其运行质量与效率可直接影响到当地供电水平。
就目前来看，燃煤电厂在生产经营建设期间会产生大量的有害物质，此些物质呈烟气状态，如没有进行综合治理，会严重破坏当地生态环境。
因此为推动燃煤电厂朝向绿色环保方向发展，需要结合燃煤电厂运行要点，选择适宜的脱硫脱硝技术，不断优化烟气治理方案。
1 燃煤电厂烟气排放影响1.1 燃煤电厂烟气排放组成结构煤炭是支撑燃煤电厂发电、保障燃煤电厂生产效率的重要资源之一。
由于煤炭内部含有丰富的碳、氧、氮、硫等物质，在实际燃烧期间产出的烟气主要包括一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫等物质，可严重影响到周边生态环境。
1.2 燃煤电厂烟气排放不良影响为切实提升与燃煤电厂生产运营期间的经济效益，相关研究部门研发出节能环保锅炉以及其他开发设备，使煤炭燃烧过程中的氮、硫元素等矿物质能够被有效吸收。
燃煤电厂的运行主要依靠蒸汽，运行时的额定蒸发量较高，有害气体排放量与其他发电方式相比更多。
经过燃烧后的煤炭会呈固体微小颗粒形态进入到大气环境污染内，致使大气环境，质量不断下降，周边居民的身体健康受到极大威胁。
同时，烟气内的有害物质与大气水蒸气结合，会产生酸雨现象，使周边农作物产量下降。
2 燃煤电厂脱硫脱硝关键技术由于燃煤电厂所使用的煤炭含有大量的碳、硫以及氮等矿物元素，在燃烧期间会释放大量的二氧化硫和氮氧化合物，导致周围空气环境受到严重的影响，因此需选用适宜的脱硫脱硝技术，对这些烟气进行高效处理。
燃煤电厂烟气SCR脱硝尿素制氨方案研究与优化
燃煤电厂烟气SCR脱硝尿素制氨方案研究与优化发布时间：2022-11-29T09:50:06.133Z 来源：《科学与技术》2022年8月15期作者：骆跃[导读] 在我国电力行业中，随着安全生产水平的不断提高骆跃单位：长安益阳发电有限公司湖南益阳 413000摘要：在我国电力行业中，随着安全生产水平的不断提高，以液氨为原料的脱硝还原剂将逐渐被尿素所替代。
因此，如何选用适宜的尿素制氨技术已成为烟气脱硝项目的一个重要内容。
本文主要介绍了目前燃煤电厂采用的各种尿素制氨技术，并对其技术特点进行了分析。
本研究表明，常规尿素水解工艺要优于传统尿素制氨，呈现出一定的安全性和稳定性，相对来说运行成本较低，这对于燃煤电厂尿素供氨工艺选择和优化具有非常重要的现实意义。
关键词：燃煤电厂；尿素制氨；研究与优化0 引言催化还原法是目前火力发电厂应用最广泛的工艺之一，具有广阔的应用前景。
以往的脱硝技术大多采用液氨，但是根据GB18218-2018《危险化学品重大危险源辨识》，液氨总量超过10t就属于严重危险源，因此，国内对液氨使用的限制非常严格。
考虑到尿素具有性状相对稳定、对环境无直接危害、运输储存安全方便等特点，采用尿素替代液氨将成为国内脱硝还原剂工艺发展的必然趋势，已然成为火电厂SCR脱硝装置液氨替代品首选[1]。
1尿素制氨工艺我公司燃煤4台燃煤机组（2×330?MW+2×650?MW）脱硝均采用SCR工艺，在技术改造之前，脱硝还原剂为液氨。
在2021年，该火电厂对脱硝氨区进行技术改造，采用尿素水解制氨代替液氨，以消除危险化学品重大危险源。
尿素水解和尿素热解是目前较为成熟、应用广泛的尿素生产工艺。
尿素水解分为电加热尿素和烟气加热两类。
上述两条工艺路线所需尿素均为50%，因此尿素转化为50%浓度尿素时，各工艺路线基本相同，区别在于尿素溶液转化方式为50%[2]。
1.1尿素水解制氨工艺1.1.1常规水解制氨工艺我厂采用尿素为还原介质的脱硝工艺系统,无液氨存储系统，尿素利用水解系统制备为氨气(CO(NH2)2+H2O=CO2↑+2NH3↑)，后经与稀释风机鼓入的稀释空气在氨/空气混合器中混合后，送达氨喷射系统。
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Ｓ ｃ 科 ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ＆ 技 Ｔ ｅ ｃ ｈ 视 ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ 界 Ｖ ｉ ｓ ｉ ｏ ｎ
燃煤 电厂脱硝技术的分析 比较
蔡 松
（ 中国能源 建设 集 团广 东省 电力设 计研 究院有 限公 司 ， 广东 广州 ５ １ ０ ０ ０ ０ ）
【 摘 要】 国家对火力发电厂 Ｎ Ｏ 排放的控制越 来越严格 ， 对脱硝技 术的研 究变得至关重要 ， 文章介绍 了几种脱硝技术的特点 【 关键 词】 火力发 电厂； 脱硝
０ 引 言
２ ０ １ ４ 年９ 月， 国家发展 和改革委员会 、 环境保护部 、 国家能源 局 联合印发 了《 煤 电节 能减排升级 与改造行 动计划（ ２ ０ １ ４ — ２ ０ ２ ０ 年） 》 的 通知 （ 发改能源『 ２ ０ １ ４ １ ２ ｏ ９ ３ 号） （ 简称“ 行动计 划” ） ， 要求 “ 东部地 区（ 辽 宁、 北京 、 天津 、 河北、 山东、 上海 、 江苏 、 浙江 、 福建 、 广东 、 海南等 １ １省 市） 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” （ 即在基准氧含量 ６ ％ 条件下 ．氮氧化物排放浓度分别不高于 ５ Ｏ 毫克， 立方米） 。为积极响应国家环保政策 ， 现 阶段 ， 新建火电机组已按 此排放标准执行 。 脱硝技术路线的选取尤为关键 。 本文主要对几种脱 硝技术进行论述 燃煤锅炉在燃烧过程 中会生成氮 的氧化物， 包括 Ｎ Ｏ 、 Ｎ Ｏ 、 Ｎ ： Ｏ等 ， 提高Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温 ， 可 以做到宽负荷 区域脱硝 。比如 ： 省煤器烟气旁 习惯上把这些氮氧化物统称为 Ｎ Ｏ 。 其 中燃煤锅炉生成的氮氧化物约 路、 省煤器给水旁路 、 省煤器上下分级 、 设 置… ０ ’ 号高加等。 ９ ０ ％ ９ ５ ％以上是 Ｎ Ｏ， Ｎ Ｏ在过氧量 的条件下又氧化 为 Ｎ Ｏ２ 。 ３ ． １ 省煤器烟气旁路 在省煤器人 口引出一路旁路烟气 ． 用高温的旁路烟气加热 省煤器 １ 低 氮燃 烧 器 技 术 后烟气 ． 达到提高 Ｓ Ｃ Ｒ入 口烟气 的目的 现阶段 ， 燃用烟煤的锅炉其燃烧器 主要有 两种 ： 第一种 ． 是旋流燃 该方案通过高温烟气加热低温烟气 ．在低负荷 烟温偏低 的时候 ． 烧器 。 该燃烧器采取前后墙对 冲燃烧 的方式 ： 第 二种 ， 是直流燃烧器 ， 让一部分 高温烟气绕 过省煤 器以提 高 Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温．在较低 负荷下 采用四角切 圆大火炬 的燃烧方式。 这两种燃烧器都有低 Ｎ Ｏ 燃烧的措 满足脱硝运行 的烟温条件 施。 Ｏ ， 燃烧措施是 ： Ｎ Ｏ火焰 内还原技术 ， 在省煤器给水入 口引出一路给水旁路 ． 让一部分给水绕过省煤器 通过控制燃烧 的进程 ． 在燃烧初期产生还原性媒介与燃料生成 的 Ｎ Ｏ 直接进入水冷壁 ． 通过分流给水 流量 的方式减少省煤器 吸热 ． 间接提 反应化合 ， 在火焰 内完成 了 Ｎ Ｏ的还原 ． 在不降低火焰 温度 的同时使 高 排 烟 温度 得Ｎ Ｏ的排放减少 ．解决了 Ｎ Ｏ排放的减少 与未燃烬碳损失增加之间 该方案通过分流一部分 给水 ． 减少进入省煤器 的给水 流量 ． 降低 给水侧的传热系数 以及烟气对给水 的换热平均温差 ． 以此减少省煤器 对烟气的吸热量 ． 提高 Ｓ Ｃ Ｒ入 口烟温 ３ ＿ ３ 省煤器上下分级 把省煤器分为上下两级 ． 上级省煤器布置在 Ｓ Ｃ Ｒ人 口上游 ． 下级 省煤器布置在 Ｓ Ｃ Ｒ出１ ３下游 ．相当于 Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温从省煤器 中间抽 取． 提高了各个负荷下 Ｓ Ｃ Ｒ的人 口烟温 该方案是通过调整受热面（ 省煤器１ 的位置 ． 其 实质是改变 Ｓ Ｃ Ｒ入 ２ Ｓ Ｎ ＣＲ技 术 口布置位置 ． 实现各种负荷下烟温 的提高 ． 使满足 Ｓ Ｃ Ｒ脱硝 的负荷 区 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ直接在锅炉 内烟温合适的区域喷入还原 剂 ． 使Ｎ ０ 直接与 域更宽 无论额定负荷下还是低负荷 ， Ｓ Ｃ Ｒ 入口 烟温都得到提高 还原剂反应 ． 还原剂可以选择氨气或者尿素 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ反应 的最佳温度为 ９ ０ ０ １ １ ０ ０ ℃． 在低 于 ９ ０ ０ ℃时 ． 反应不完 ４ 小 节 全， 反映为脱硝效率 低 ， Ｎ Ｈ 逃逸率高 ； 当高 于 １ １ ０ ０ ℃时 ． 氨气 会被氧 在 国家对火力发电厂氮氧化物排放指标 日益严格 的前 提下 ． 对脱 化为 Ｎ Ｏ 。 选择合适的温度区段 以及控制停留时间 。 对Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ脱硝效率 硝技术 的研究变得越来越重要 ． 目前火力发电厂主要 的脱硝技 术分为 影 响较 大 ， 一般还原剂注入 位置为炉膛烟窗后 ． 为提 高效率可以高温 低氮燃烧器技术 、 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ技术 、 Ｓ Ｃ Ｒ技术 ， 其 中在低负荷时 ， 为保证 Ｓ Ｃ Ｒ 过热 器后（ ～ ８ ０ ０ ％） 设 置第二个还原剂注入位 置 ， 虽然 Ｎ Ｈ 利用率开始 技术 的顺利实施 ， 可采用省煤器烟气旁路 、 省煤器给水旁路 、 省煤器分 降低 ， 但是还是可 以一定程度提高脱硝效率 。一般 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的效率理论 级等技术 。 上最 高可到达 ６ ０ ％， 但实 际应用 是受 各种 条件 限制 ． 一 般效 率只有 四角切圆燃烧 器采用 的低 Ｎ Ｏ 燃烧措施是 ： 利用燃烧器喷嘴体内 部的百叶窗和喷 口处的钝体分离作用将煤粉气流分成浓淡两股 ． 分别 进入炉膛 ， 浓相煤粉浓 度高所需着火热少 ， 利于着火和稳燃 ： 淡相补充 后期所需 的空气 ． 利于煤粉 的燃尽 。 同时浓淡燃烧均偏 离了化学当量 燃烧 。 大大降低了 Ｎ Ｏ 的生成