1 总论 ..................................................................... 1
1.1 项目及建设单位基本情况 ................................................. 1
1.2 编制依据及原则 ......................................................... 2
1.3 研究范围及编制分工 ..................................................... 3
1.4 项目背景及建设理由 ..................................................... 3
1.5 工作简要过程 ........................................................... 5
2 热电厂概况 ............................................................... 7
2.1 厂址与电厂建设概况 ..................................................... 7
2.2 电厂建设概况 .......................................................... 10
3 项目建设条件 ............................................................ 16
3.1 建设场地 .............................................................. 16
3.2 脱硝还原剂选择 ........................................................ 16
3.3 公用工程系统及配套设施现状 ............................................ 18
4 脱硝工艺方案的选择 ...................................................... 20
4.1 燃煤锅炉NOx的生成机理 ................................................ 20
4.2 脱硝工艺简介 .......................................................... 22
4.3 脱硝工艺选择的原则 .................................................... 28
4.4 脱硝工艺的选择 ........................................................ 29
5 脱硝改造工程设想 ........................................................ 53
5.1 脱硝场地布置 .......................................................... 53
5.2 设计基础参数 .......................................................... 53
5.3 低氮燃烧技术改造(LNB) ................................................. 54
5.4 非选择性催化还原法(SNCR) .............................................. 56
5.5 电气系统 .............................................................. 59
5.6 仪表与控制系统 ........................................................ 61
5.7 空压机改造 ............................................................ 64
5.8 主要设计技术数据 ...................................................... 64
6 环境保护 ................................................................ 66
6.1 设计依据及采用的环境保护标准 .......................................... 66
6.2 电厂主要污染源和主要污染物 ............................................ 66
6.3 环境影响分析 .......................................................... 67
6.4 环境监测 .............................................................. 68
6.5 环境影响分析主要结论 .................................................. 68
6.6 社会效益分析 .......................................................... 68
7 节约和合理利用能源 ...................................................... 71
8 职业安全卫生 ............................................................ 73
9 生产管理与人员编制 ...................................................... 75
10 工程实施及轮廓进度 ..................................................... 76
10.1 工程实施条件 ......................................................... 76
10.2 工程轮廓进度 ......................................................... 76
10.3 工程招标书编制原则 ................................................... 77
11 投资估算及经济评价 ..................................................... 78
11.1 编制说明 ............................................................. 78
11.2 投资概算成果 ......................................................... 80
12 结论和建议 ............................................................. 86
12.1 结论 ................................................................. 86
12.2 主要经济指标 ......................................................... 86
12.3 建议 ................................................................. 87
附件一： 新疆股份有限公司《关于新疆股份有限公司热电厂3
3220t/h锅炉低氮及烟气脱硝改造项目可行性研究报告的委托》；
附图一：厂区总平面布置图 PV01431K-A-01
附图二：非选择性催化还原技术(SNCR)系统流程图 PV01431K-A-02
附图三：尿素区(SNCR)布置图 PV01431K-A-03
附图四：脱硝厂用电一次配置接线图 PV01431K-A-04
1.1 项目及建设单位基本情况
1.1.1 项目基本情况
(1) 项目名称
新疆股份有限公司热电厂33220t/h锅炉低氮及烟气脱硝技改项目。
(2) 项目建设性质
本项目属技改项目。
(3) 项目建设地点
本项目建设地点位于新疆维吾尔自治区石河子市西郊。
(4) 建设规模
电厂现有装机容量为2350MW供热机组(配33220t/h煤粉锅炉)。本项目为1号～
3号锅炉低氮及烟气脱硝改造。
(5) 建设进度
本项目低氮燃烧系统及烟气脱硝改造计划利用机组大、小修进行，工期一般按100
天控制。3台锅炉的改造工作计划在2013年7月～日前完成。
1.1.2 建设单位基本情况
(1) 建设单位：新疆股份有限公司热电厂
单位性质：股份制企业
建设单位负责人：刘伟
(2) 建设单位基本概况
新疆股份有限公司成立于1999年3月，于日在上海证券
交易所发行上市，是西北第一家集发、供电、供热、供气及调度为一体的水、火电并
举的热电联产企业。主要承担新疆石河子垦区电、热、天然气供应任务。
截止到2013年，拥有发电总装机容量515MW，其中水电装机115MW，热电装机400MW，
供电区域为石河子垦区7600多平方公里，是兵团最大的区域性电网。供热区域覆盖整
个石河子市区，拥有换热站120座，供热半径8km，实现城市集中供热率95%以上。
1.1.3 项目编制单位资质
新疆电力设计院具有《质量管理体系认证证书》、《环境管理体系认证证书》、
《职业健康安全管理体系认证证书》、电力行业设计甲级、勘察综合甲级、建筑设计
甲级、工程总承包甲级、工程咨询甲级、测绘甲级、水土保持方案编制甲级、环境影
响评价甲级、工程监理甲级、劳动安全卫生预评价乙级，以及市政(热力)设计乙级、
环境污染防治乙级、消防设计乙级等资质。
1.2 编制依据及原则
1.2.1 编制依据
(1) 新疆股份有限公司热电厂《新疆股份有限公司热电厂33
220t/h锅炉低氮及烟气脱硝技改项目可行性研究报告的委托》(见附件一)；
(2) 环境保护部文件2环发[2010]10号关于发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》
(3) 新疆生产建设兵团环境保护局文件2兵环发[2013]62号《关于对兵团电力、
水泥行业氮氧化物排放企业限期治理的通知》
(4) 《火电厂大气污染物排放标准》(GB)(日起实施)；
(5) 《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T)；
(6)《小型火力发电厂设计规范》(GB)(日起实施)；
(7) 《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》(DL/T)；
(8) 《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》(HJ563-2010)；
(9) 《火电厂烟气脱硝技术导则》(DL/T296-2011)；
(10) 火力发电厂设计技术规程，以及各专业有关技术规程规定；
(11) 中华人民共和国的有关法律、法规、部门规章及工程所在地的地方法规；
(12) 现行有关的国家标准、规范，行业标准、规范及自治区级有关标准、规范；
1.2.2 编制原则
根据热电厂现有工艺系统及设备现状，以及有关设计参数，结合低氮及烟气脱硝
改造后应满足的安全、经济运行的要求，提出改造方案。改造后NOx排放浓度达到《火
电厂大气污染物排放标准》(GB)中的要求，1～3号进行锅炉氮氧化物排放
浓度应小于200mg/m3。
(1) 立足本项目NOx排放现状，结合国家最新环境法规及标准的要求，提出本次
低氮及烟气脱硝改造技术上可行、经济性良好合理的NOx排放浓度。
(2) 结合机组的现状，包括机组容量、剩余寿命等，充分考虑当地的资源条件和建
设条件，包括现场施工条件、允许的施工周期等，对脱硝改造方案进行有针对性的研究。
(3) 在优化方案的基础上，推荐脱硝工艺，亦即在技术上先进适用、经济适宜、
操作可行、进度合理，且本项目实施后，能达到预期的技术目标，最终实现环境、社
会和经济效益的提高。
(4) 脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理同容量燃
煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉机组有较好的适用性。
(5) 低氮燃烧系统及脱硝系统能持续稳定运行，装置使用寿命不低于20年，系统
可用率与主体工程一致，且它的启停和正常运行均不影响主体工程的安全运行和热电
厂的文明生产。
(6) 机组年利用小时均按6000小时考虑。
(7) 与本技改项目研究有关的基础数据，采用新疆股份有限公司热电厂
提供的资料及数据。
1.3 研究范围及编制分工
本项目可行性研究的范围和深度按照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》
(DL/T)的要求进行工作和编制。锅炉低氮及烟气脱硝改造可行性研究主要包括：
(1) 锅炉低氮及烟气脱硝改造项目的建设条件；
(2) 锅炉低氮及烟气脱硝改造项目的工艺方案论证；
(3) 锅炉低氮及烟气脱硝改造项目工程的设想；
(4) 锅炉低氮及烟气脱硝还原剂来源及制备；
(5) 提出本项目改造对环境的影响及防治措施原则；
(6) 提出项目改造的有关职业安全、职业卫生、节约能源及定员方案；
(7) 锅炉低氮及烟气脱硝改造项目投资估算及技术经济评估。
综合以上各方面的研究成果，对本项目改造的可行性提出主要结论意见，并对下
一步工作提出建议。
本项目由新疆电力设计院负责相应工艺系统、公用系统改造的可行性研究。同时
进行相应的项目投资估算、环保效益分析、改造最终目标的评价。
1.4 项目背景及建设理由
1.4.1 项目背景
日，环境环护部和国家质量监督检验检疫局联合颁布了《火电厂
大气污染物排放标准》(GB)，要求脱硝改造项目必须于日前
完成改造并投入试运行。现有热电厂装机容量为100MW(2350MW)机组，配3台220t/h
高压煤粉锅炉。1、2、3号锅炉投运日期分别为2003年9月、11月和2005年1月，
全厂氮氧化物排放浓度在600～650mg/m3，已超出最新颁布的《火电厂大气污染物排放
标准》(GB)中200mg/Nm3的要求。
为满足国家排放标准的要求，新疆股份有限公司热电厂于2013年1月
30日委托新疆电力设计院开展新疆股份有限公司热电厂33220t/h锅炉低氮
及烟气脱硝技改项目的可行性研究，推荐可行的脱硝方案和工艺，确保热电厂锅炉低
氮及烟气脱硝技改项目能及时、正确地实施，为下阶段工作顺利开展打下坚实基础。
1.4.2 项目改造理由
(1) 项目改造目的及意义
我国一次能源结构中70～80%由煤炭提供，每燃烧1吨煤产生5～30kg氮氧化物。
据统计显示，2011年全国氮氧化物排放总量为2404.3万吨。在普遍安装高效率脱硫
装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固定排放源之一。2011年
火电行业排放的氮氧化物总量已增至1073万吨，约占全国氮氧化物排放总量的45%。
在普遍安装高效率脱硫装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固
定排放源之一。
氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NOx有多种不
同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4 和 N2O5，其中氮氧化物(NOX)主要是NO和NO2，吸入
人体可引起肺损害，甚至造成肺水肿，并对中枢神经产生影响。大气中的NOX和挥发
性有机物达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，产生光化
学烟雾，导致生态系统遭受损害，农作物减产。光化学烟雾会使大气能见度降低，对
人眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，甚至会造成死亡。
NOX在大气中可形成硝酸和细颗粒硝酸盐，同硫酸和细颗粒硫酸盐一起发生远距离输
送，从而加速了区域性酸雨的形成。
燃煤电厂是对大气污染物贡献量较大的行业之一，为改善大气环境质量，保护生
态环境，对实现火电行业可持续发展，加快循环经济发展，实现总量控制目标和污染
物消减目标，消除和减轻环境污染局面都具有重要意义。
(2) 项目改造目标
根据最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB)要求，自2014
年7月1日起，现有燃煤火力发电锅炉NOx排放浓度，以及日前建成
投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉NOx排放浓度应控制在
200mg/Nm3以下；其余燃煤火力发电锅炉NOx排放浓度应控制在100mg/Nm3以下的要求，
同时结合现有热电厂锅炉NOx排放浓度、锅炉投运时间，热电厂1、2、3号锅炉实际
氮氧化物排放监测浓度在600～650mg/Nm3之间，确定本次脱硝改造目标为：1、2、3
号锅炉氮氧化物排放浓度小于200mg/Nm3。
1.5 工作简要过程
日，受新疆股份有限公司委托，由新疆电力设计院开展
新疆股份有限公司热电厂33220t/h锅炉低氮及烟气脱硝技改项目的可行性
日，新疆电力设计院脱硝专业人员到热电厂进行实地考察，并听
取公司相关人员的调研汇报，同时与公司、热电厂相关技术人员进行了充分沟通。并
根据建设单位要求，对国内脱硝工程进行全面的调研和收集资料；
日～日，项目组进行有针对性的分析和研究，完成
了本项目烟气脱硝改造可行性研究报告初稿的编写并向建设单位征求意见；
～28日，与电厂相关人员进行技术交流，补充收集资料。
日，完成低氮燃烧系统改造及脱硝改造工程可行性研究报告的编
在编制可行性研究报告的工作过程中，我院得到了新疆股份有限公司热
电厂、以及相关单位的大力支持和帮助，在此一并表示感谢！
新疆股份有限公司热电厂参加人员名单
公司总工程师
扩建副主任
助理工程师
公司副总工程师
助理工程师
公司技术中心主任
热电厂厂长
助理工程师
生产技术科科长
助理工程师
助理工程师
本项目可研编制阶段新疆电力设计院参加人员名单
副总工程师
2 热电厂概况
2.1 厂址与电厂建设概况
2.1.1 厂址位置
石河子市(简称师市或者石河子垦区)位于新疆维吾尔自治区北疆地区，地处天山
北麓中段，古尔班通古特大沙漠南缘，东经84ｏ58′～86ｏ24′，北纬43ｏ26′～45ｏ20′，
土地面积7529km2。石河子市区位于垦区中部，行政区域460km2，石河子市城市自然地
面由南向北、由东向西均匀坡度6‰～9‰。东距自治区首府乌鲁木齐市150km，地势
平坦开阔，城市规划区面积135km2。市区南有北疆铁路和乌奎高速公路贯穿，北有312
国道通过，交通十分方便。
该厂址为八一棉纺织厂厂址，坐落于石河子市规划区内的西部工业区，为现有八
一棉纺织厂厂区的西北角原动力车间，距市中心2.5km。西临312国道乌伊路段，北
隔市北四路与石河子市西热(23135MW机组)电厂毗邻,厂址东、南两面均为八棉生产
车间(南靠金工车间)。地理位置，见图2.1-1。
图2.1-1 地理位置图
2.1.2 工程地质与水文气象
2.1.2.1 地形、地貌
区域地貌单元属天山山前凹陷带冲洪积扇的中部，第四系地层覆盖层厚度大于700m。
热电厂厂区由东南向北倾斜，坡度约0.5%，场地自然地面标高介于446～447m之
间，不受河流洪水、山洪，以及内涝威胁。
2.1.2.2 工程地质
从地质构造上看，石河子市位于天山地槽北部，准格尔地块南缘，乌鲁木齐东西
向沉降带的西段。根据《石河子市地震小区划报告》，境内存在三条稳伏断裂，2条
近东西向在城东交汇，1条近南北向，均为弱活动断裂。根据《新疆股份有
限公司2350MW热电联产工程场地地震安全评价性报告》，F3稳伏断裂为正断层性质，
断层带视宽度20～40m，垂直断距20～30m，从电厂原冷却塔至八棉金工车间一线南北
向通过，未错断晚更新世(Q3)地层，属中更新世活动断裂，断裂切割深度不大，为浅
表层断裂。
厂址地下水埋深大于20m，非永久性最大冻土深140m，未发现不良地质现象。
建筑场地类别为Ⅱ类。按《中国地震动参数区划图》(GB1图A1、B1)
的划分，地震动峰值加速度为0.20g,地震动反应普特征周期为0.65s，地区抗震设防
烈度为8度。
2.1.2.3 水文地质
石河子市位于新疆维吾尔自治区北部，石河子垦区中部，天山北麓，准噶尔盆地
南缘。东以玛纳斯河为界，与玛纳斯县为邻；南、西、北三面与沙湾县环接市区。市
区东距自治区首府乌鲁木齐150km，西距霍尔果斯口岸500km。地势平坦，自东南向西
北倾斜。主要河流有玛纳斯河、宁家河、金沟河、大南沟、巴音沟河等。
玛纳斯河发源于天山中段喀拉乌成山和依连哈比尔尕山、比依达克山，顺山地被
北向北流入准噶尔盆地，最后注入玛纳斯湖(现已干枯)。玛纳斯河多年平均径流量
13./a，流域地跨昌吉回族自治州、塔城、兵团农八师石河子市、农六师和克
拉玛依市。
本工程厂址位于市区，排水通畅，从未遭受过洪涝水的威胁。厂区以东约13.5km
为玛纳斯河。
经现场查勘分析，厂址距离玛纳斯河较远，加上城市东郊地势较高，形成天然阻
隔，故所选厂址不受玛纳斯河百年一遇洪涝水的威胁。厂址属市政管网覆盖区域，不
受雨洪灾害等影响。厂区排水入附近市政排污系统。
2.1.2.4 气象条件
石河子地区处于欧亚大陆腹地，四周高山环抱，远离海洋，是典型的大陆性气候。
其气候特征主要表现为，气温变化剧烈，日照充足，雨量稀少，春季冷空气侵袭频繁，
气温极不稳定，夏季雨较多，秋季天气晴朗，冬季天气稳定而严寒。侵袭频繁，气温
极不稳定，夏季雨较多，秋季天气晴朗，冬季天气稳定而严寒。据石河子气象站建站
以来40多年实测资料统计，本站常规气象要素如下：
累年极端最高气温：42.2℃,出现时间日
累年极端最低气温：-39.8℃,出现时间日
年平均气温： 7.4℃
累年平均气压： 968.3hPa
累年最高气压： 970.6hPa
累年最低气压： 965.5hPa
累年最大一日降水量：39.2mm,出现时间日
累年最大一次降水量及历时：54.6mm,出现时间日～14日
累年年平均降水量： 209.6mm
累年年最大降水量： 339.7mm出现时间1999年
累年年最小降水量： 124.9mm出现时间1978年
累年年平均降雨日数：57d
累年最大连续降水日数及出现日期：2d，出现时间日～14日
累年年平均蒸发量： 2073.8mm
累年年最大蒸发量： 2633.1mm (1997年)
累年年最小蒸发量： 1780.5mm (1994年)
累年平均相对湿度： 65%
最小相对湿度： 0%，出现时间日
累年平均水汽压： 7.6hPa
累年平均风速： 1.5m/s
累年最大积雪深度： 54.0cm 出现时间d
累年最大冻土深度： 140cm 出现时间d。
累年年平均沙暴日数：1d
累年年平均雷暴日数：15d
累年年平均积雪日数：109d
累年年平均大风日数： 11d
累年年平均晴天日数： 83d
累年年平均日照时数： 2754.9h
累年年平均日照百分率：62%
累年主导风向为： S，次主导风向为：NE
最多冻融次数： 4次
累年年平均结冰日数： 152d(10月12日～4月10日)
50年一遇10min平均最大风速按30m/s考虑，对应计算风压为0.56kN/m2。
2.1.3 交通运输
(1) 铁路运输条件
石河子市境内有北疆铁路自东向西通过，并在石河子市设有铁路站可供电厂大件
设备经铁路运输至石河子站卸货，再由公路运输进厂。
(2) 公路运输条件
石河子地区有312国道和乌奎高速公路，石河子市区内公路路网已形成，公路运
输方便，厂址西侧有乌伊公路通过，进厂公路由该公路和北四路交叉口处东侧引入。
电厂燃煤及灰渣均采用汽车运输。
2.2 电厂建设概况
现有热电厂装机容量为100MW(2350MW)机组，建设规模为3台220t/h高温高压
固态排渣煤粉锅炉，配2台60MW空冷式汽轮发电机。本工程环评于2001年3月，由
国家环保总局批复。1、2、3号锅炉机组投运日期分别为2003年9月、11月和2005
2.2.1 燃煤及用水
2.2.1.1 煤源及煤种
本期工程的燃煤来源，主要由北山矿业、五彩湾煤矿、中联、天池能源等矿井提
供。主要矿区到热电厂的平均运距约300km,厂外运输采用公路运输进厂。
新疆股份有限公司热电厂2350MW机组锅炉按原设计煤质资料，锅炉
B-MCR工况计算燃料小时耗煤量为85.5t/h，年耗煤量为51.3万吨；
混合煤种为热电厂设计煤质与准东煤掺配比例7:3,准东煤质包含新疆神化、准东
五彩湾、中联和天池能源。
石河子厂现燃煤，煤质分析、灰成分分析及耗煤量，见表2.2-1～表2.2-3。
表2.2-1 燃料工业分析和元素分析表
收到基碳分
收到基氢分
收到基氧分
收到基氮分
收到基硫份
干燥无灰基挥发分
收到基灰分
收到基水分
空气干燥基水分
收到基低位发热量
可磨性系数
灰变形温度
灰软化温度
灰流动温度
表2.2-2 灰成分分析数据表
煤灰中二氧化硅
煤灰中三氧化二铝
煤灰中三氧化二铁
煤灰中氧化钙
煤灰中氧化镁
煤灰中氧化钠
煤灰中氧化钾
煤灰中二氧化钛
煤灰中三氧化硫
表2.2-3 燃 煤 量 消 耗 表
小时耗量(t/h)
日耗量(t/d)
年耗量(104t/a)
注：日利用小时数为20小时。年利用小时数为6000小时。
2.2.1.2 水源及水质
热电厂本期工程2350MW(配33220t/h煤粉炉)机组需水量约640m3/h，其中生产
用水630m3/h，生活用水10m3/h，年发电利用小时数6000h，日生产用水量约1.263
104m3/d，年用水量为/a。
热电厂内设置水处理系统，以满足热电厂内生产及生活对水质的需求。
2.2.2 锅炉概述
1、2、3号锅炉型号为DG220/9.8-18，额定蒸发量为220t/h。
锅炉形式：高压自然循环汽包炉、燃烧器四角布置切圆燃烧、平衡通风、固态排
渣。锅炉构架采用全钢结构、锅炉室外布置、紧身封闭。
(2) 锅炉主要尺寸
炉膛宽度(左右侧水冷壁中心线距离) 8224mm
炉膛深度(前后水冷壁中心线距离） 8224mm
锅筒中心标高 36450mm
锅炉最高点标高 ～41600㎜
锅炉宽度(外排柱中心线之间距离) 21000mm
锅炉深度(K1至E柱中心线之间距离) 24400mm
锅炉运转层标高 8000mm
(3) 炉膛和水冷壁
炉膛水冷壁(上升管)为Ф6035，材质20G，节距80mm的光管焊扁钢的膜式水冷
壁，水冷壁管总数为392根。炉膛断面尺寸为，前后水冷壁下部形成倾
角为55°的冷灰斗，后墙水冷壁上部向炉内突出2992mm形成折焰角。
整个炉膛为悬吊结构，左右侧水冷壁，前水冷壁通过水冷壁上集箱吊于顶板梁上，
后水冷壁通过汽水引出管上的吊耳吊挂于顶板上。
为加快锅炉启动过程，在水冷壁下集箱装有邻炉蒸汽加热装置，所需蒸汽参数为：
P=1.27～1.63MPa(表压)，t=300～320℃。
(4) 燃烧系统
本工程采用钢球磨中间储仓式制粉系统，乏气送粉，每台锅炉配2台磨煤机。磨
煤机型号：DTM290/350。
燃烧器主要设计参数,见表2.2-4。
表2.2-4 燃烧器设计参数(B-MCR，设计煤种)
煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、喷嘴固定、百叶窗式水平浓淡直流燃烧器。
采用切圆布置方式，假想切圆直径为Ф609mm。
每角燃烧器共布置7层喷口，其中有2层一次风喷口(一次风喷口四周布置有周界
风)，4层二次风喷口，下二次风喷口内布置有高能点火装置和稳燃油喷枪，1层顶二
次风喷口，顶二次风喷口反120°。
燃油装置主要由油枪及电动推进器组成，每炉4套，分别布置在下层二次风喷口
中，其主要技术参数如下：
油枪形式 简单机械雾化
油枪容量 1000kg/h
油枪工作压力 2.4MPag
油枪进退行程 300mm
(5) 省煤器
采用鳍片式省煤器，与空气预热器交叉布置，共分上下两级，管子规格为Ф3234，
材料为20G。两级省煤器蛇形管均采用顺列布置。给水从锅炉炉后两侧进入下级省煤
器进口集箱，流经下级省煤器后，由8根连接管引入上级省煤器，最后由8根连接管
将给水从上级省煤器出口集箱引入锅筒。
为了防止飞灰磨损，设计时控制省煤器平均烟速不大于8m/s，结构上采取的防磨
措施有：为防止第一排管子迎风面得磨损，除焊中间扁钢外，还在管子最易磨除即迎
风面左右40°加焊防磨扁钢，为防止弯头处磨损，弯头处加装防磨罩。
省煤器为支撑结构，省煤器的重量通过支撑梁传给锅炉钢柱。
(6) 空预器
锅炉空预器采用双级布置立管箱式，与省煤器交叉布置。上级为单行程，下级为
3行程，前组空气预热器从尾部烟道的前部进、出风，后组从后侧进、出风。烟气在
空预器管内纵向冲刷，空气在空预器管外横向冲刷。
为防止低温腐蚀，末级管箱的空气预热器管子采用耐腐蚀的考登钢。为防止磨损，
在各管箱的烟气入口处装有防磨套管。在各级管箱中设置了防震隔板，可有效地防止
空气预热器振动。
空气预热器管箱由Φ4031.5mm的薄壁碳钢制成。
上级空气预热器高3.5m，下级空气预热器分上、下两部分，总高为7.5m，上部
5.0m，下部2.5m，空预器的全部重量支承在尾部构架上。
(7) 引风机
1、2、3号锅炉引风机主要参数，见表2.2-5。
表2.2-5 锅炉引风机主要参数
Y4－75NO.20F
进口温度128℃1号炉
甲、乙引风机均为顺旋；
2号炉甲引：逆旋，乙
引：顺旋；#3炉甲引：
逆旋，乙引：逆旋 引
风机制造厂家：四平鼓
风机厂；引风机电动机
制造厂家：长沙电机厂
2.2.3 厂区总平面布置
热电厂厂区距东临312，南靠八一棉纺厂生产车间，厂址距市中心2.5km，场地东
西长300m，宽约200m，为不规则梯形，可利用面积4.88hm2 。
地形平坦，地势由东南向西北倾斜，场地自然标高447～446m之间，坡度为0.5%.
主厂房靠厂址中部，主厂房固定端朝东，扩建端朝西。出线向北，进厂道路由石
河子北四路引入，进厂道路长10m。冷却塔布置在主厂房西侧。
主厂房布置采用汽机厂房、除氧间、煤仓间、锅炉房布置，锅炉容量3台220t/h
高温高压蒸汽锅炉和两台60MW汽轮机。
2.2.4 电气
本工程设两台60MW汽轮发电机组，发电机出口电压为10.5kV，不设出口断路器。
发电机-主变压器组成单元接线，接入110kV配电装置。110kV配电装置为双母线接线，
设有母联断路器。出线三回。其中一回接至城北变；两回接至城西变。全厂设一台起
动/备用变压器，电源取自本期110kV双母线。
发电机中性点采用不接地运行方式；主变压器、高压起动/备用变压器高压侧中性
点按照接地或不接地两种运行方式。
2.2.5 主要热力控制方式和水平
2.2.5.1 机组控制系统
1号、2号、3号锅炉采用分散控制系统(DCS)为主的控制方式。
分散控制系统(DCS)采用霍尼韦尔公司生产的TPS分散控制系统。1号、2号、3号锅
炉DCS机柜布置在主厂房电子设备间，在主厂房集控室进行操作。
2.2.5.2 脱硫控制系统
脱硫采用分散控制系统(DCS)为主的控制方式。
分散控制系统(DCS)采用和利时公司生产的FM801分散控制系统，操作员站共2
台，设置在脱硫综合楼控制室内。
2.2.5.3 化水控制系统
化水程控系统使用的PLC为西门子S400系列，组态软件为Intouch，现有2台操
2.2.5.4 火灾报警系统
全厂火灾报警系统使用西门子西伯乐斯的CS11主机产品。
2.2.6 大气污染物排放状况
根据热电厂提供基础资料，现有1号～3号锅炉氮氧化物排放浓度在600～
650mg/Nm3。
由以上数据可以看出：NOx排放浓度1号～3号炉均超出《火电厂大气污染物排放
标准》(GB1)中200mg/Nm3的要求。
3 项目建设条件
3.1 建设场地
由于热电厂1号～3号锅炉建设时期较早，在当时未考虑预留脱硝场地，设备布
置比较紧凑，机组周围的可利用场地有限。目前，可供脱硝使用的尿素区位置只有档
案室、小车班所在位置，在厂区围墙东北角。
脱硝工艺的布置本着结构简单、流程合理的原则进行。本项目低氮燃烧系统改造
不需要占地；SNCR系统还原剂制备布置在厂区东北角的档案室、小车班所在位置处，
占地面积约200m2，基本可满足现有1号～3号锅炉烟气脱硝场地的要求。
3.2 脱硝还原剂选择
3.2.1 还原剂特性
火电厂脱硝还原剂选择是整个脱硝系统中很重要的一个环节。目前，世界上脱硝系
统最常用的还原剂有三种：液氨、氨水和尿素。
无水氨的特性：亦名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物编号23003。无
色气体,有刺激性恶臭味。液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨云。氨蒸气与空
气混合物爆炸极限16～25%(最易引燃浓度17%)和遇高温(93.C以上)时有爆炸的危险，
氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其它可燃性物质存
在，则危险性更高。
氨水的特性：氨水与无水氨都属于危险化学品。氨溶液：含氨＞50%的氨溶液，危
险货物编号为23003。35%＜含氨＜50%为《危险货物品名表》、《危险化学品名录》(2012
版)规定之危险品，危险物编号为22025。10%＜含氨≤35%的氨溶液，危险货物编号为
82503；用于脱硝的还原剂通常采用20%～25%浓度的氨水。无色透明液体，易分解放出
氨气，温度越高，分解速度越快，可形成爆炸性气氛。若遇高热，容器内压增大，有开
裂和爆炸的危险。与强氧化剂和酸剧烈反应。与卤素、氧化汞、氧化银接触会形成对震
动敏感的化合物。接触下列物质能引发燃烧和爆炸：三甲胺、氨基化合物、1-氯-2，4-
二硝基苯、邻—氯代硝基苯、铂、二氟化三氧、二氧二氟化铯、卤代硼、汞、碘、溴、
次氯酸盐、氯漂、氨基化合物、塑料和橡胶。腐蚀铜、黄铜、青铜、铝、钢、锡、锌及
其合金等等。
尿素的特性：尿素是白色或浅黄色的结晶体，易溶于水，水溶液呈中性反应。不同
尿素浓度的水溶液有不同结晶温度，40%(重量)尿素水溶液结晶温度约2℃、50%(重量)
尿素水溶液结晶温度约18℃。固体的尿素，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等
疏水物质、或用防湿薄膜形成Methylene Diurea(MDU)，其吸湿性大大下降。与无水氨
及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品，是农业常用的肥料，无爆炸可能性，完全
没有危险性。尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来
确保安全。
3.2.2 还原剂特点
在燃煤电厂脱硝工艺中直接参加化学反应的是还原剂氨气。氨气有二种制备方法，
即直接法和间接法。直接法通过液氨或氨水汽化制取氨气；间接法即为水解或热解尿素
法制取氨气。因此，选择还原剂原料主要有三类：液氨、氨水、尿素。主要特点如下：
(1) 液氨的投资、运输和使用成本为三者最低，但液氨属于易燃易爆物品，必须符
合国家有关的法规和劳动安全卫生标准的要求，其运输、存储涉及应有严格的安全保证
和防火措施。
(2) 脱硝所用氨水的质量百分比一般在20～30%，较液氨安全，但运输体积大，
运输成本相对液氨高。
(3) 尿素是一种颗粒状的农业肥料，安全无害，但用其制氨的系统复杂、设备多，
初投资大，大量尿素的存储还存在潮解的问题。
在这三种还原剂原料中，最早的SNCR系统是采用液氨作为还原剂的，不管是液氨
还是氨水都可以使用。液氨为高压储存，氨水浓度达到28%时，也有相当大的储存压
力，使得氨水的储存系统变得复杂和昂贵。如果使用氨水，一般也是用20%浓度的氨
水，然而随着浓度的减小，所需的储存容积会增加，从而提高了投资费用。
3.2.3 还原剂选择
本项目1～3号炉若采用的是SNCR脱硝工艺，还原剂液氨和尿素比较，见表3.2-1。
表3.2-1 SNCR脱硝还原剂液氨和尿素比较
纯度99.5%以上合格品
纯度应保证总氮含量在46.3%以上合格品
技术工艺成熟
系统复杂性
还原剂的消耗
还原剂的费用
常压、干态
储罐(液态)
料仓(微粒状)
5%浓度的氨水溶液
10%浓度的尿素溶液
系统响应性
最佳反应温度
871～1038℃
927～1093℃
管道堵塞现象
初投资费用
高(需新建)
设备安全要求
应符合GB150、《危险化
学品安全管理条例》等相
由表3.2-1可以看出，采用SNCR或SNCR—SCR喷入炉膛的还原剂应在最佳烟气温
度区间内与烟气中的NOx反应，并通过喷枪的布置获得最佳的烟气－还原剂混合程度
以达到最高的脱硝效率。如采用液氨作为还原剂，最佳反应温度是871℃～1038℃。
如采用尿素作为还原剂，最佳反应温度是927℃～1093℃，而现热电厂炉膛温度在
920℃～980℃,可以满足要求。
国内采用SNCR或SNCR—SCR脱硝还原剂多采用尿素，尿素运输、储存、输送都无
需特别的安全防护措施,只需用普通的聚丙烯编织袋内衬塑料薄膜包装运输即可，但受
温度影响很大，温度低会因热量不足而反应缓慢，造成还原剂不能完全反应，其后果
是一方面使得脱硝效率降低，另一方面使大量未完全反应的氨随烟气逃逸进入大气。
本项目考虑到所处区域及场地限制，SNCR或SNCR—SCR脱硝如采用液氨，对安全
距离要求较高，现场布置比较分散，没有氨区摆放的位置。故本项目以尿素作为烟气
脱硝还原剂是最可行的，推荐采用尿素作为脱硝还原剂。
3.3 公用工程系统及配套设施现状
3.3.1 供水
热电厂现有1条供水管线，供水管管径为DN400，供水能力可达1400m3/h，供水
能力能满足热电厂全厂最大耗水量。
3.3.2 供电
经现场调查，现有热电厂厂用电系统设计时未考虑脱硝装置的用电负荷，需新设
脱硝电源。本项目烟气脱硝供电为低压负荷，可从附近区域引接。
3.3.3 气源
专用两台螺杆式空压机，排气量10m3/min，排气压力0.8MPa，正常运行时，一台
运行，一台备用。主要用于锅炉微油点火系统、锅炉吹灰调节阀控制气源及检修使用，
用气量很小，但是如采用尿素为还原剂SNCR脱硝，用气量较大，在8m3/min左右，故
不能满足烟气脱硝改造工程压缩空气的使用。
3.3.4 蒸汽
脱硝系统的蒸汽主要供尿素溶解用，而锅炉自用蒸汽压力为0.8～1.3MPa，可满
足脱硝工艺用汽要求。因此，脱硝工艺用汽可就近从热电厂辅汽联箱引接。
4 脱硝工艺方案的选择
4.1 燃煤锅炉NOx的生成机理
通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中
NO含量超过90%，NO2占5～10%，N2O只有1%左右。煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要
是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)，这二种统称为氮氧化物(NOx)，在煤燃烧过程中氮
氧化物的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条
件有关。研究表明，在煤的燃烧过程中生成NOx的主要途径有三个：
(1) 热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。
(2) 快速型NOx，它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如HC等反应生成
(3) 燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化
而生成的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。
4.1.1 热力型NOx的生成机理
热力型NOx是空气中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的
NO和NO2的总和，其总反应式为：
N2+O2←→2NO
NO+O2←→NO2
热力型氮氧化物的生成与燃烧温度、氧分解后的氧原子浓度、停留反应时间的关系
很大，当燃烧区域温度低于1000℃时，NO生成量很小；当温度在℃时，NO
的浓度在500～1000ppm，而且随着温度的升高，氮氧化物生成速度按指数规律增加。因
此，温度对热力型氮氧化物的生成具有决定作用。一般煤粉炉热力氮氧化物占10～20%。
根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，
并避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。
4.1.2 燃料型NOx的生成机理
燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧
化反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。在600～800℃时就会生成燃料型NOx。燃煤电
厂锅炉中产生的NOx中有75～90%是燃料型NOx。因此，燃料型NOx是燃煤电厂锅炉产
生的NOx的主要途径。研究燃料型NOx的生成和破坏机理，对于控制燃烧过程中NOx
的生成和排放，具有重要的意义。
燃料型NOx的生成和破坏过程不仅和煤种特性、燃料中的氮化合物受热分解后在
挥发分和焦炭中的比例、成分和分布有关，而且其反应过程还和燃烧条件(如：温度和
氧)及各种成分的浓度等密切相关。研究它的生成机理，大约有以下规律：
燃料在进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨
(NH4)和CN等中间产物，它们随挥发分一起从燃料中析出，它们被称为挥发分N。挥发
分N析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。随着炉膛温度的升高及煤粉
细度的减小(煤粉变细)，挥发分N的比例增大，焦炭N的比例减小。挥发分N中的主
要氮化合物是HCN和NH3，它们遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性环境中
会进一步氧化成NO，如在还原性环境中，NCO则会生成NH，NH在氧化性环境中会进一
步氧化成NO，同时又能与生成NO进行还原反应，使NO还原成N2，成为NO的还原剂。
主要反应式如下：
在氧化性环境中，HCN直接氧化成NO：
HCN+O←→NCO+H
NCO+O←→NO+CO
NCO+OH←→NO+CO+H
在还原性环境中，NCO生成NH：
NCO+H←→NH+CO
如NH在还原性环境中：
NH+H←→N+H2
NH+NO←→N2+OH
如NH在氧化性环境中：
NH+O2←→NO+OH
NH+OH←→NO+H2
NH3氧化生成NO：
NH3+OH←→NH2+H2O
NH3+O←→NH2+OH
NH2+O←→NO+H2
以上反应生成的NOx燃烧过程中如遇到烃(CHm)或碳(C)时，NO将会被还原成氮分
子N2，这一过程被称为NO的再燃烧或燃料分级燃烧。根据这一原理，将进入锅炉炉膛
的煤粉分层分级引入燃烧的技术，可以有效的控制NOx的生成排放。
在一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发分N，其占总量的60～80%，其余为
焦炭N所形成，占到20～40%。在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，还会还
原成N2。因此，锅炉燃烧最初形成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改
变，生成的NOx可能被还原或称被破坏。煤中的N在燃烧过程中转化为NOx的量与煤的
挥发份及燃烧过量空气系数有关，在过量空气系数大于1的氧化性气氛中，煤的挥发分
越高，NOx的生成量越多，若过量空气系数小于1，高挥发分燃煤的NOx生成量较低，
其主要原因是高挥发分燃料迅速燃烧，使燃烧区域氧量降低，不利于NOx的生成。
4.1.3 快速型NOx的生成机理
快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃
与燃烧空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。因此，
快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃
机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。
4.2 脱硝工艺简介
目前，控制NOX排放的措施大致分为三类，第一类是低氮燃烧技术，通过各种技
术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOX，来降低氮氧化物排放；第二类是炉膛喷射
脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。这些技术可
单独或组合使用。
4.2.1 低氮燃烧技术(简称LNB)
由NOx的形成条件可知，对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空
气量。因此，低氮燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx
生成及降低其排放的目的。
现代低氮燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个
整体考虑，以低氮燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度，气氛与停
留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氮基中
间产物来抑制或还原已经生成的NOx。目前，对低氮燃烧技术的要求是，在降低NOx
的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。
常用的低NOx燃烧技术有如下几种：
(1) 燃烧优化
燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措
施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，
使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。
煤种不同燃烧所需的理论空气量也不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的
变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8：1。调整各燃烧器的配风，
保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5～10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃
料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，
使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
(2) 空气分级燃烧技术
空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃
料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的
空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进
入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，充分利用燃烧初
期产生的氮基中间产物，提高燃烧过程中的NOx自还原能力，以降低燃料型NOx的生
成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。
该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关
键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉风量分配不
当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该是技术多应用于
新锅炉的设计及燃烧器的改造中。
(3) 燃烧分级燃烧技术
该技术是将锅炉的燃烧分为二个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区
进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料(天然气为主)，进行
缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放。
(4) 烟气再循环技术
该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉
内，降低了燃烧区域温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成
量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化。
(5) 低NOx燃烧器
将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓
度和温度，从而达到控制NOx生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧
器，一般可以降低NOx排放浓度的30～60%。
1) 空气分级型低NOx燃烧器
设计原则类似于炉膛空气分级燃烧，使燃烧器喷口附近着火区形成过量空气系数
小于1的富燃料区，设计要点在于燃烧器二次风与一次风粉气流的混合位置，使喷口
附近最早的煤粉着火区形成强烈的还原性气氛，以大幅度降低NOx的生成量。
其代表性的燃烧器型式有：德国Steinmuller公司的SM型、美国B&W公司的DRB
型双调风型、Babcock-Hitachi公司的HT-NR型、美国Foster Wheeler公司的CF-SF
型、美国Riley Stocker公司的CCV型、日本三菱公司的PM型等等。
2) 燃料分级型低NOx燃烧器
该燃烧器基于燃料立体分级原理，旨在提高着火过程稳定性和进一步降低NOx浓
度，由德国Steinmuller公司开发而成，型号为MSM型。
3) 烟气再循环型低NOx燃烧器
其原理是再循环烟气不经过混合直接引入到一次风旬面的区域，用以降低火焰温
度峰值和冲淡火焰中心的氧浓度，以抑制热力和燃料型NOx的生成。烟气区外的内二
次风起着控制空气和燃料的混合以及调节火焰的形成及NOx浓度的作用。
其代表性的燃烧器型式有：Babcock-Hitachi公司的DBR型；日本三菱公司的SGR
除上述三类低NOx燃烧器外，还有WQ型煤粉预燃室低NOx燃烧器、火焰稳定船式
低NOx燃烧器、立体分级燃烧器等。
4.2.2 炉膛喷射脱硝技术
炉膛喷射脱硝实际上是在炉膛上部喷射某种物质，使其在一定的温度条件下还原
以生成的NOx，以降低NOx的排放量。它包括喷水、喷二次燃料和喷氨等。但喷水和
二次燃料的方法，尚存在着如何将NO氧化为NO2和解决非选择性反应的问题，因此，
目前还不成熟。下面着重介绍喷氨(或尿素)法。
喷氨法是一种选择性降低NOx排放量的方法(因喷入的氨只与烟气中的NOx发生反
应，而不与烟气中的其他成分反应)，当不采用催化剂时，NH3还原NOx的反应只能在
871～1038℃(或927～1093℃)这一狭窄的温度范围内进行。因此，这种方法又称为非
选择性催化脱硝法(SNCR)。氨的喷入地点一般在炉膛上部烟气温度在871～1038℃(或
927～1093℃)范围内的区域。当氨和烟气中NOx接触时，会发生下面的还原反应：
4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2
4NH3+2NO2+O2→6H2O+3N2
4NH3+6NO→6H2O+5N2
8NH3+6NO2→12H2O+7N2
采用该方法要解决好两个问题：一是氨的喷射点选择，要保证在锅炉负荷变动的
情况下，喷入的氨均能在871～1038℃(或927～1093℃)范围内与烟气反应。一般在炉
墙上开设多层氨喷射口。二是喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的
效果，但氨量过大，将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此，
要求尾部烟气中允许的氨的泄露量应小于10ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷
氨脱硝法的NOx降低率为30～50%。
非催化烟气喷氨脱硝法投资少，运行费用也低，但反应温度范围狭窄，目前在欧
洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率非常低。
4.2.3 烟气脱硝技术
由于低NOx燃烧技术降低NOx的排放是比较低的(一般在50%以下)，因此，当NOx
的排放标准要求比较严格时，就要考虑采用燃烧后的烟气处理技术来降低NOx的排放
量。烟气脱硝分为干法、湿法。
(1) 干法烟气脱硝技术
干法烟气脱硝技术包括采用催化剂来促进NOx的还原反应的选择性催化还原脱硝
法、电子束照射法和电晕放电等离子体同时脱硫脱硝法。
1) 选择性催化还原脱硝法(SCR)
采用该法脱硝的反应温度取决于催化剂的种类，催化剂室应布置在尾部烟道中相
应的位置。该方法能达到60～90%的NOx降低率。选择性催化剂脱硝法的系统主要由催
化剂反应器、催化剂和氨储存和喷射系统所组成。催化剂反应器在锅炉烟道中的布置
有三种可能方案：
① 锅炉省煤器后、空气预热器前温度在320～420℃的位置(以下简称前置式布置)。
优点：温度范围适合于大多数催化剂的工作温度。
缺点：催化剂宜中毒，催化剂反应器宜受飞灰磨损，反应器蜂窝状通道宜堵塞，
催化剂宜烧结，不适合于高活性催化剂。
② 布置在静电除尘器和空气预热器之间
该法由于静电除尘器无法在300～400℃温度下正常工作，因此很少采用。
③ 布置在FGD之后(以下简称后置式布置)
当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置(FGD)时，可将催化剂反应器装于FGD之后，使
催化剂工作在无尘、无SO2的烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反应器布置紧凑，
但由于烟气温度低(50～60℃)，难以达到催化剂的工作温度，因此，须在烟道内加装
燃油或燃气的燃烧器，或蒸汽加热器来加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。
目前采用最多的布置方式是前置式布置。
2) 电子束照射同时脱硫脱硝技术
电子束氨法烟气脱硫脱硝技术(简称EA—FGD技术)是一种以氨作为脱硫脱硝剂，
燃煤锅炉(机组)产生的烟气经除尘后，主要含SO2、NOX、N2、H2O。它们在电子加速器
产生的电子束流辐照下，经电离、激发、分解等作用，可生成活性很强的离子、激发
态分子。在电子束的作用下，与氨反应生成硫酸铵和硝酸铵微粒，通过除尘器(副产物
收集器)予以除去，从而达到净化烟气的目的。主要反应如下：
为提高脱除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加剂，生成固体
化学肥料硫酸铵和硝酸铵。电子束辐射处理烟气技术地优点有：能同时脱硫脱硝，处
理过程中不用触媒，不产生二次污染，不受尘埃影响，因是干式处理法，不影响原系
统地热效率，烟气可不必再加热即从烟囱排放。添加氨时，副产品可作为肥料使用。
EA—FGD技术国外自l970年开始研究，先后有10余个国家从事该技术的研究，
现已建成的各类装置有30余座，其中工业化装置有5座，最大装置的处理量为200MW
机组产生的烟气。
SONHNHSOH..
3433NONHNHHNO..
/12SONHOOHNHSO....
EA—FGD技术存在着系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低、
固硫固氮反应后生成的化肥能否有效捕集和设备容易阻塞的问题，加上氨法起步晚、
业绩少，主要设备如大功率的电子束加速器和脉冲电晕发生装置还在研制阶段。这些
都是制约氨法在烟气脱硫上推广的因素，一直没有被企业和环保部门完全接受。由于
部分相关技术的限制，目前在大型锅炉上应用尚有一定困难。国内目前的应用有：成
都热电厂3.03105m3/h的电子束氨法示范装置，杭州协联热电有限公司建成了
3./h的商业化装置；北京京丰热电有限责任公司150MW燃煤发电机组排放
烟气的高技术产业化示范工程。
由于该项技术存在明显的缺点(系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效
率较低)，因此不作推荐。
3) 电晕放电等离子体同时脱硫脱硝技术
电晕放电过程中产生的活化电子(5～20Ev)在与气体分子碰撞的过程中会产生
OH、O2H、N、O等自由基和O3。这些活性物种引发的化学反应首先把气态的S02和N0x
转变为高价氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情况下，进一步生成硫酸氨
和硝酸氨等细颗粒气溶胶。产物用常规方法(ESP或布袋)收集，完成从气相中的分离。
锅炉排放的烟气首先经过一级除尘，去掉80%左右的粉尘。之后将烟气降温到70～
80℃目前降温的方法有两种：一是热交换器，二是喷雾增湿降温。INCT在Kawecyn电
厂采用了一种干底喷雾技术。一般增湿后的烟气含H20在10%左右。降温后的烟气与化
学计量比的氨混合进入等离子体反应器，反应产物由二次除尘设备收集。采用ESP 或
布袋均可，但选择布袋更优。最后洁净的烟气从烟囱排出。
电晕放电法与电子束辐照法是类似的方法，只是获得高能电子的渠道不同，电子
束法的高能电子束(500～800keV)是由加速器加速得到。后者的活化电子(5～20Ev)则
由脉冲流柱电晕的局部强电场加速得到。该方法的NOx脱除率相当可观，其投资和运
行费用也相对较低，但目前由于脉冲电源等技术尚不成熟，因此，距离大面积工业应
用还有一段距离。
(2) 湿法烟气同时脱硫脱硝技术
传统湿法烟气脱硝有两大类，一类是利用燃煤锅炉已装有烟气洗涤脱硫装置的，
只要对脱硫装置进行适当改造，或调整运行条件，就可将烟气中的NOx在洗涤过程中
除去。另一类是单纯的湿法洗涤脱硝。由于须加将NO氧化为NO2的设备，虽然效率高，
但系统复杂，用水量大，并有水的污染，因此燃煤锅炉很少采用。下面简单介绍同时
脱硫脱硝的湿式系统：
1) 石灰/石膏法
采用生石灰、消石灰和微粒碳酸钙制成吸收液，并加入少量硫酸将吸收液的pH
值调到4～4.5，则在洗涤反应塔里会发生下面的反应：
Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2O
CaSO3+SO2+H2O→Ca(HSO3)2
NO+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2
O2+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2
2）氨/石膏法
在洗涤反应器中在加入NH3，则会发生下面的反应：
2NH3+SO2+H2O→(NH4)2SO3
(NH4)2SO3+SO2+H2O→NH4HSO3
NH4HSO3+2Ca(OH)2→CaSO3.1/2H2O+2NH3+7/2H2O+CaSO3
NO+2NH4HSO3→1/2N2+(NH4)2SO4+SO2+H2O
NO2+4NH4HSO3→1/2N2+2(NH4)2SO4+2SO2+2H2O
传统湿式系统的普遍缺点是结构和系统复杂运行成本和初投资较高。但近年来研
究的电化学辅助脱硝、生物辅助脱硝技术等，有望在脱硝技术上取得新的突破。应该
指出，同时脱硫脱硝技术虽说具有良好的发展前景，但目前还远不如单独脱硫、脱硝
技术成熟，且脱硝率也低于单独方式，还有待于进一步的研究。
4.3 脱硝工艺选择的原则
根据以上对脱硝工艺的简要介绍，本项目控制NOx排放有很多种方法，各种脱硝
工艺项目投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合
(1) NOx排放浓度必须满足国家最新排放标准和当地政府对环保的要求。
(2) 脱硝工艺要适用于项目已经确定的煤质条件、并考虑燃煤来源变化的可能性。
(3) 脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩。
(4) 根据项目的实际情况，尽量减少脱硝装置的建设投资、运行费用。
(5) 脱硝装置应布置合理。
(6) 脱硝还原剂有稳定可靠的来源。
(7) 脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。
(8) 检修和维护费用小。
(9) 脱硝装置对电厂锅炉运行的影响最小。
4.4 脱硝工艺的选择
4.4.1 主要技术路线
根据热电厂提供资料，热电厂1～3号锅炉实际氮氧化物排放监测浓度在600～
650mg/Nm3之间，由以上数据可以看出：NOx排放浓度1～3号锅炉均不满足《火电厂
大气污染物排放标准》(GB1)中200mg/Nm3的要求。
根据日实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》(环发[2010]10
号)规定，加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上
大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，
以提高能源利用率。在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的
电厂，应进行低氮燃烧技术改造。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧
化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。烟气脱硝技
术主要有：选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)、SNCR－SCR联
合脱硝技术及其他烟气脱硝技术。
热电厂现有1～3号锅炉投运日期分别为2003年9月、11月、2005年1月。根据
《火电厂氮氧化物防治技术政策》规定，燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役
机组，宜选用选择性非催化还原技术(SNCR)或其他烟气脱硝技术。
本项目从国家脱硝技术路线看，进行低氮燃烧器改造，在仍无法满足环保标准时
可采用选择性非催化还原技术(SNCR)或SNCR－SCR联合脱硝技术。
4.4.2 达标需要的最低脱硝效率
现有热电厂的实际氮氧化物排放浓度在600～650mg/Nm3，进行低氮燃烧改造后，
氮氧化物排放浓度预计能降到400mg/Nm3以下,根据最新《火电厂大气污染物排放标准》
(GB)中的氮氧化物排放浓度的要求，本项目1～3号锅炉实施脱硝改造所需
要的最低脱硝效率，见表4.4-1。
表4.4-1 脱硝所需要的最低脱硝效率
标准要求mg/Nm3
NOx排放浓度平均值(mg/Nm3)
达标需要的最低脱硝效率
根据以上因素分析可知，单独进行低氮燃烧器改造，无法完全满足环保标准要求，
对于煤种的变化的适应性较差，故只能作为一种调节的手段。
采用选择性非催化烟气喷氨脱硝技术(SNCR)投资少，运行费用也低，但此方法反
应温度范围狭窄，对炉膛温度要求比较高。
采用SNCR－SCR联合脱硝技术是将SNCR与烟道型SCR结合，脱硝效率可以达到
60～70%之间，省去了氨喷射格栅，减少了催化剂的用量，从而降低了造价和运行费用，
弥补SNCR装置效率恶化的缺陷。但对老厂改造情况SCR布置困难。
选择性催化还原法(SCR)，该方法脱硝效率可以达到90%以上，工艺成熟，在全世
界脱硝方法中占主导地位，但对老厂改造脱硝存在占地大、布置困难等因素。
因此，针对本项目现有机组状况，结合国内脱硝技术的发展情况，将烟气再循环
燃烧技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、新型低氮燃烧技术、选择性非催
化脱硝技术(SNCR)、SNCR－SCR联合脱硝技术，选择性催化脱硝技术(SCR)这7种主流
技术应用于本项目燃煤锅炉，通过技术分析比选得出推荐方案，作为下一步脱硝方案
设计的依据。
4.4.3 主要技术特点
4.4.3.1低氮燃烧技术特点
(1) 烟气再循环技术
在锅炉的空气预热器前抽取一部分低温烟气与一次风或二次风混合后送入炉膛。
通常NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加。当烟气再循环率较高时，燃烧会
趋于不稳定，不完全燃烧热损失会增加，因此将烟气再循环率控制在10～20%。NOx的
排放浓度可以降低20%。
该方案虽然能降低NOx的生成，但实施起来并不容易。因为需要一台大型风机抽
吸空气预热器出口的烟气，烟道尺寸也很大，现场往往不好布置，实施难度极大。烟
气中粉尘浓度很高，风机磨损严重，设备维护费很高。因此，烟气再循环一般用于燃
油、燃气装置，或者小型的液态排渣炉、窑炉等。煤粉锅炉进行烟气再循环，还会造
成飞灰含碳量的增加、锅炉结焦加重、燃烧不稳定等。因此，本项目不予考虑。
(2) 空气分级技术
国内某研究机构按照分级燃烧原理设定运行操作辅助风风门和燃料风风门开度
来改变配风比例，通过对某电厂一台机组进行现场试验，对试验数据、NOx生成机理、
影响因素、各配风方式下炉内NOx生成特性进行了模拟，并分析了煤种对NOx生成的
影响，选择合适的各层辅助风风门开度和燃料风的风门开度，在煤种保持不变的条件
下，各负荷点均能够达到降低NOx排放浓度约20%以上的目的。
对于锅炉已经设置了一、二次风及OFA喷口，采用优化燃烧的方法，NOx排放浓
度降低程度尽管有限，但基本不需要技术改造，投资较小。若要进一步提高NOx脱除
率，需对现有二次风及OFA风管位置进行改造，作为空气分级技术的改进方案。
将从主燃烧器进入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70～75%(相当于理论空
气量的80%左右)，使该区域处于还原性气氛，从而降低了NOX在该区域的生成量。其
余空气通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口OFA送入炉膛，与第一级燃烧区在贫
氧燃烧条件下产生的烟气混合，在过量空气系数大于1的条件下完成全部燃烧。通常
情况下，空气分级有30%的脱硝率。如果采用ROFA技术，估计还能降低40%。
该方案所带来的主要问题为：改造成完整的空气分级燃烧在实际实施中也存在占
用空间大，布置困难。也可能因空间位置限制，会抵消部分空气分级所能达到的脱硝
效率，即改造后存在达不到30%或40%(ROFA)脱硝率的风险概率较高。另外，空气分级
还会使主燃烧区形成很强的还原性气氛，导致锅炉结渣和腐蚀加重。燃烧器的改造也
会使改造和燃烧调整的工作量大大增加。
(3) 燃料分级技术
考虑到当前无法落实稳定的天然气气源，且燃气价格较高，可使用超细煤粉作为
二次燃料。
将80～85%的煤粉送入第一级燃烧区，在a>1的条件下燃烧并生成NOX。其余15～
20%的超细煤粉(二次燃料)则在主燃烧器上部送入二级燃烧区(再燃区)，在a<1的条件
下形成很强的还原性气氛，使得在一级还原区生成的在二级燃烧区被还原成氮分子
(N2)。在再燃区中，不仅已生成的NOX得到还原，同时也抑制了新NOX的生成，可进一
步降低NOX的排放浓度。最后剩余的燃料在燃尽区完全燃烧。燃尽风来自送风机，由
于燃尽区炉膛压力较大，往往需要设置增压风机克服其阻力使燃尽风与剩余燃料完全
混合燃烧。同时要对电厂原有磨煤系统进行改造，使煤粉细度达到80%粒径小于20um。
一般采用该方法可使NOX的排放浓度降低30～40%。
该方案的主要问题为：该锅炉能否改成燃料分级，还需要进行理论和模型的模拟
计算与试验。即便能改造，燃料分级所带来的问题也很多，主要有还原区的结渣和腐
蚀加重，燃尽区燃烧不完全，造成锅炉尾部烟温升高，飞灰含碳量上升，锅炉燃烧效
率降低等。锅炉燃烧效率降低0.8～1%是普遍的，还有可能影响飞灰的利用。因此，
由于条件不具备，本项目不予考虑。
(4) 新型低氮燃烧技术
新型低氮燃烧技术以炉内影响燃烧的两大关键过程(炉膛空间过程和煤粉燃烧过
程)为重点关注对象，全面实施系统优化，达到防渣、燃尽、低NOx一体化的目的。首
先将炉内大空间整体作为对象，通过炉内射流合理组合及喷口合理布置，炉膛内中心
区形成具有较高温度、较高煤粉浓度和较高氧气区域，同时炉膛近壁区形成较低温度、
较低CO和较低颗粒浓度的区域，使在空间尺度上中心区和近壁区三场(温度场、速度
场及颗粒浓度场)特性差异化。在燃烧过程尺度上通过对一次风射流特殊组合，采用低
NOx喷口或等离子体燃烧器，热烟气回流等技术，强化煤粉燃烧、燃尽及NOx火焰内
还原，并使火焰走向可控，最终形成防渣、防腐、低NOx及高效稳燃多种功能的一体
化燃烧技术。
新型低氮燃烧技术是从解决煤粉炉存在的实际问题出发，经多年对煤粉炉炉内燃
烧三场特性系统测试总结归纳而成的，对炉内相关燃烧的特性规律有独到认知，逐步
形成了独特的综合解决炉内结渣、腐蚀、高NOx排放等技术体系，并经多年逐步深入
完善和发展，前后历经多个发展阶段，目前已是一项成熟的实用性强的技术，已在多
台锅炉上成功应用，在低NOx方面已达很高水平。一般采用该方法可使NOx的排放浓
度降低50～70%。
1) 新型低氮燃烧优势之一 ---强防渣、防腐技术
通过对炉内三场特性的认知，采用一种空气与燃料射流特征组合，设法扩大两大
区域三场特性的差异，炉膛中心形成了“中心区”有较高煤粉浓度、较高温度、适宜
氧浓度、较高燃烧强度，炉膛近壁区形成为较低温度、较低CO浓度、较高O2浓度(沿
程逐步掺入中心区)和有利于阻止灰粒附壁，延长了冷却路径的流场结构。
在煤粉燃烧过程尺度上优化了燃烧不同阶段三场特性差异，使火焰边部可控可调，
保证近壁区三场特性利于防渣。采用贴壁风技术后，水冷壁得到重点保护，炉膛不结
渣、可实现长时间炉膛不吹灰。
2) 新型低氮燃烧系统优势之二 ---高效稳燃燃烧技术
采用低NOx燃烧器、一次风喷口集中且浓淡组合、接力热回流环涡稳燃等技术手
段，在燃烧过程尺度上利用热力与动力不对称性原理使三种动涡连续相扣，特别是喷
口处煤粉热解着火后碳的着火燃烧区段的三场特性利于与炉中心复合射流大涡的复合
连接。环涡内碳粒有较高的内回流率延长了在环涡内停留时间，显著提高了环涡内碳
燃烧发热量，这是热量积累主要来源。环涡稳燃、着火、碳燃烧、碳燃尽全过程链环
稳固，这是优于单纯喷口稳燃的原因所在。
3) 新型低氮燃烧系统优势之三 ---超低NOx排放技术
低NOx煤粉燃烧技术在上述两个前提优势条件保障下，低NOx技术手段可以应用得
深入到位，可以实现更深入的空气分级，建立更大的还原区，采用低氧燃烧及低NOx燃
烧器等措施, 通过采用贴壁风技术及纵向空气分级在炉内最终形成空间空气分级,实现
减少及抑制NOx生成；最终可实现防渣，防腐、高效燃烧，超低NOx燃烧综合一体化。
由于新型低NOx燃烧器综合了烟气再循环、空气分级、燃料分级等技术，脱硝效
果是最为显著的，很容易取得50～70%的脱硝率。为数众多的锅炉制造跨国公司都在
积极研究开发低NOx燃烧器，并且已经提供了上万套的新型低NOx燃烧器。因此，现
在新机组的NOx排放水平明显得到了控制，多数烟煤锅炉的NOx排放浓度在400mg/Nm3
左右，甚至更低。国内有多家锅炉厂及一些从事燃烧器改造的公司均已掌握了新型低
氮燃烧器的配套技术，在锅炉燃用较好煤质的条件下，氮氧化物排放浓度可控制在
300mg/Nm3，甚至250mg/Nm3以下，基本接近200mg/Nm3的控制目标。用低NOx燃烧器改
造旧机组，也是燃烧控制NOx生成的首选。主要原因是：
① NOx排放浓度降低显著
一般能降低50～70%的NOx排放。在很多时候，光是燃烧器改造就能使NOx浓度
满足环保要求。因此，通常将低NOx燃烧器作为脱硝的前置控制手段，配合SNCR或
SCR脱硝，就可以以较小的投资和运行成本，得到很高的脱硝率，可以轻易满足最严
格的环保要求。
② 改造工程量小
由于燃烧器是独立设备，更换所带来的工程量比较小。由于锅炉系统改造少，对
锅炉可能的负面影响也很小，而且没有场地要求，因而容易实施。
③ 便于项目操作
低NOx燃烧器是成熟的系列化产品，制造商也很多，其改造指标的可信度比较高，
也容易达到性能保证要求。因此，低NOx燃烧器改造项目操作比较简单，风险比较小。
其可能存在的问题就是在改造后，存在着燃烧情况不理想，这一点与其它几种燃
烧改造是一致的。为了使负面影响降低到最小，需要进行计算模拟和模型试验工作。
1) 低氮燃烧技术(简称LNB)工艺介绍
热电厂锅炉采用低NOx燃烧技术是一项投入少、见效快并且适合我国国情的控制
NOx排放量有效措施，它包括低氮燃烧器技术、炉内低过量空气系数运行、空气分级
燃烧技术、燃料分级燃烧技术和烟气再循环技术等，同时要综合考虑锅炉运行经济性、
安全性与NOx脱除效率的最优结合。其中，空气分级和燃料分级低NOx燃烧技术即是
将煤粉燃烧反应过程化学当量比控制在较低水平，并尽量降低煤粉火焰温度，可以形
成较低温度、强还原性气氛的煤粉着火燃烧环境，有效减少煤中氮元素向NO转化率并
降低热力型NO生成量。现场实测结果表明，在大型煤粉锅炉上采用了炉内立体分级低
NOx燃烧技术或超细化煤粉再燃技术，在燃用烟煤或褐煤的200～600MW机组上，NOx
排放量可降至250～280mg/Nm3 (O2=6%)以下，与改造前比较降低幅度可达58～65%。
因此，在大量研究和实际应用的实践基础上，针对本项目燃煤发电供热锅炉和燃
烧系统的实际情况，将采用炉内立体分级低氮燃烧技术进行改造，该技术是空气垂直
分级燃烧和浓淡风燃烧技术的有机结合和集成，可达到高效降低NOx排放，同时保证
煤粉高效燃烧、炉内不结渣、无高温腐蚀，并且具有宽广的煤质适应性。下面将对该
技术的具体技术原理和特点、性能保证措施以及应用实例进行详细阐述。
① 我国低NOx燃烧器技术的发展历程
我国对煤粉燃烧过程中NOx排放的研究始于上个世纪八十年代末期，主要工作局
限在高等院校和科研机构内。对低NOx燃烧器的研究也同期进行，开发了一些具备低
NOx排放潜力的燃烧器，目前广泛采用的水平浓淡燃烧器的研发也始于这个时期。到
了九十年末期，多功能船形燃烧器、双通道通用煤粉主燃烧器、稳燃腔钝体燃烧器和
开缝钝体燃烧器等取得了一定的应用后，陆续被浓淡型燃烧器取代。
浓淡型燃烧器分为垂直浓淡和水平浓淡两种，垂直浓淡燃烧器的代表有WR燃烧器
和PM燃烧器，分别是美国CE公司(现在的Alstom Power)和日本三菱公司的产品，前
者于上个世纪八十年代中期获得应用，主要是为了提高稳燃能力，后者是日本三菱公
司在引进美国CE公司技术后，为了强化NOx减排能力而对WR燃烧器进行改进，采用
高浓缩比的PM弯头取代普通弯头所研发的燃烧器，因为NOx排放低而名Pollution
Minimum，首字母简化为PM。
② 低NOx控制技术机理和特点—降低NOx排放浓度措施
a) 低NOx燃烧器技术原理
将采用新一代的高浓缩比水平浓淡风煤粉燃烧技术，是在一次风管道内采用经过
详细研究和优化的第三代百叶窗式煤粉浓缩器，使煤粉气流在流经百叶窗是产生不同
程度偏转，煤粉与气流惯性分离，经分流隔板后分别形成两股浓、淡煤粉气流，同时
在淡煤粉外背火侧布置有刚性强的侧二次风喷口。燃烧器布置在四角切圆锅炉同一水
平面，淡煤粉气流在背火侧喷入炉膛，形成外侧假想切圆；而浓煤粉气流在向火侧喷
入炉膛，形成内侧假想切圆。水平浓淡燃烧技术原理图，见图4.4-1。
淡煤粉气流在水冷壁附近形成了比普通燃烧器强得多的氧化性气氛。侧二次风在
背火侧的投入将进一步强化淡煤粉形成的氧化性气氛，保证在深度炉内分级燃烧方式
下，水冷壁附近的低煤粉颗粒浓度和氧化性气氛的运行环境。这种布置方式不仅起到
了稳燃和降低NOx生成的作用，同时还避免了形成还原性气氛，防止了水冷壁高温腐
蚀现象发生。浓煤粉布置炉内烟气温度高的向火侧，浓煤粉具有着火温度低、火焰温
度高的特点，保证了煤粉火焰的良好稳定性。
由于浓淡煤粉气流分别在远离煤粉燃烧化学当量比条件下燃烧，对于浓侧煤粉气
流由于处于还原性气氛下燃烧，气流中氧含量小，煤粉挥发物中的含氮基团可将NO
还原为N2，使NO产生量降低；对于淡侧煤粉气流，由于煤粉浓度较小，含氮基团析
出量小，这样与氧反应生成NO的量较小，综合总体效应的结果，使浓淡分离后一次
风产生NO排放量比普通型直流燃烧器少得多。采用水平浓淡煤粉燃烧器后，可以有
效改善着火阶段煤粉气流的供风，使煤粉在偏离化学当量比环境中着火，这样降低了
NOx生成量，可以大幅度降低NOx排放水平。
图4.4-1 水平浓淡燃烧技术原理图
垂直浓淡燃烧器是煤粉气流能按炉膛高度方向上的两级垂直浓淡分配技术。该技
术的关键设备是安装在风扇磨后送粉管道上的自动可调叶栅煤粉分配器和位于每层燃
烧器入口煤粉管道内的垂直浓淡分离器。前者是角度可调的叶栅，见图4.4-2;后者是
由一个带孔的水平隔板，利用拐弯处煤粉的离心作用，使煤粉分为浓淡两股，见图
4.4-3由风扇磨出口的一次风煤粉流经过可调叶栅煤粉分配器时，使煤粉被分为浓、
较浓和淡的3股煤粉流，在垂直方向上煤粉浓度依次为:上层为淡煤粉气流，中层为较
浓煤粉气流，最下层为浓煤粉气流。当最下层浓煤粉气流进入下层燃烧器前，受到弯
管的惯性和隔板的作用，一次风煤粉在此又进一步被分离成两股，并被隔板分开。大
颗粒由于惯性作用的影响，处在上面。这样使煤粉气流经过两次浓淡分离，将含较大
颗粒且浓度大的煤粉气流送到最下层燃烧器的上部去燃烧，而浓度小的煤粉气流达到
最上层燃烧器燃烧。
图4.4-2 煤粉分配器示意图
图4.4-3 垂直浓淡燃烧示意图
两种低氮燃烧器的性能比较，见表4.4-2。
表4.4-2 性 能 比 较 表
技术方案与差异
运行情况说明
上锅、中瀚电力2种燃烧器都
做，国电龙源只做垂直浓淡燃
烧器，川锅、华西能源、哈锅
只做水平浓淡燃烧器
二者相差在1%～1.5%
锅炉效率由煤质、运行
水平所决定；
对于水平浓淡燃烧器各厂家
所达到的排放值相差较大。对
于135MW机组川锅、华西能源
在400mg/Nm3左右，上锅、哈
锅300mg/Nm3左右。垂直浓淡
燃烧器国电龙源、上锅
300mg/Nm3左右。
NOx排放浓度由炉膛尺
寸、燃烧器、煤质、二
次风及燃尽风等配风系
统布置、运行时风量控
由现有资料显示相同煤质情
况下，二者只有略微差异
二者相差在1%以内
二者相差在0.5%以内
在运行配风合理的情况下二
者相差不大
高温腐蚀、水冷壁结焦
由炉膛燃烧切圆、受热
面布置、二次风及燃尽
风等配风系统布置、运
行时风量控制决定
由于水平浓淡燃烧器为哈工大
研发，故设备全部为国产。垂直
浓淡燃烧器为引进技术，主设备
未完全国产化，故部分设备(主
要是执行机构等)仍为进口。
通过与厂家沟通，上述两种燃烧器的选择需要结合现有锅炉、煤质具体情况，经
过计算确定，故该阶段无法确定两种燃烧器的优劣。业主可在低氮燃烧系统改造招标
文件中对改造后锅炉效率、NOx排放浓度作出明确要求。
b) 炉内垂直空气分级降低NOx排放
空气分级燃烧是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一。空气分级燃烧的基本
原理为：将燃烧所需的空气量分成两级送入炉膛，使主燃烧区内过量空气系数在0.8～1
之间，燃料先在富燃料条件下燃烧，使得燃烧速度和温度降低，延迟了燃烧过程，在还原
性气氛中大量含氮基团与NOx反应，提高了NOx向N2的转化率，降低了NOx在这一区域的
生成量。将燃烧所需其余空气通过布置在主燃烧器上方的燃尽风喷口(OFA)送入炉膛，在供
入燃尽风以后，成为富氧燃烧区。此时空气量虽多，但因火焰温度低，且煤中析出的大部
分含氮基团在主燃区已反应完成，最终NOx生成量不大，同时空气的供入使煤粉颗粒中剩
余焦炭充分燃尽，保证煤粉的高燃烧效率，最终炉内垂直空气分级燃烧可使NOx生成量降
低30～40%。在采用深度空气分级燃烧时，由于在主燃烧区过量空气系数比1小很多，燃
烧是在比理论空气量低很多的情况下进行的，虽然有利于抑制NOx的生成，但产生大量不
完全燃烧产物，导致燃烧效率降低并容易引起结渣和受热面腐蚀。因此，必须正确组织合
理的空气分级燃烧，在保证降低NOx排放同时充分考虑锅炉运行的经济性和安全可靠性。
炉内垂直分级燃烧示意图，见图4.4-4。
空气垂直分级燃烧和浓淡燃烧技术相结合，使主燃烧器区还原性气氛得以强化，
更有利于NO与还原性含N基团反应，提高NO还原率，可以更好的发挥浓淡燃烧技术
降低NOx排放的性能；同时浓煤粉气流使煤粉气流着火提前，煤粉颗粒在高温燃烧区
域提留时间增加，有利于保证煤颗粒中焦炭充分燃尽；淡煤粉气流在浓煤粉气流外侧
供入，保证了在主燃烧区虽然保持了燃烧总体过量空气系数小于1的还原性气氛，但
在易出现结渣和高温腐蚀的炉膛近水冷壁区则为氧化性气氛，提高近壁区内灰颗粒的
熔点，并有效减少近壁区烟气中腐蚀性气体的浓度，有利于防止炉膛结渣和水冷壁高
图4.4-4 炉内垂直分级燃烧示意图
研究表明，煤粉着火初期的挥发分析和燃烧出过程对消减整个NOx排放量至关重
要，但挥发分析出和反应时间很短，大约只占煤粉颗粒在炉内整个停留时间的1/10，
因此在着火初期减少供入的氧量形成强还原性气氛非常重要。采用高浓缩比水平浓淡
燃烧方式，使煤粉初期挥发分析出阶段氧量大幅度减少，形成强还原性气氛，极大促
进NOx还原为N2，且浓缩率越高降低NOx排放浓度的效果越好，因此高浓缩率的煤粉
着火初期浓淡分离技术是低NOx燃烧技术的关键。
低NOx 排放燃烧系统，能够使得四角切圆锅炉的运行性能得到有效改善，实现深
度分级燃烧时(采用高位燃尽风)，锅炉运行性能，见表4.4-3。
表4.4-3 锅 炉 运 行 性 能 表
NOx排放（mg/m3，O2=6%）
连续运行最低不投油负荷（% ECR）
比改造前有不同程度的改善
无，不因为结渣而影响锅炉的正常运行
③ 技术特点
炉内立体分级低氮燃烧技术具有以下技术特点：
a) 浓淡燃烧保证低NOx的排放量
传统的一次风量根据煤中的挥发分完全燃烧和一次风送粉安全来确定，因而在着
火初期挥发分处于富氧燃烧气氛，此时从煤中释放出来的燃料N在氧化性条件下会生
成大量的NOx。浓淡燃烧把煤粉气流分成浓度差异较大的两股煤粉气流，使得浓淡煤
粉气流分别在远离煤粉燃烧化学当量比条件下燃烧。对于浓侧煤粉气流由于处于还原
性气氛下燃烧，煤粉挥发物中的含氮基团可将NOx还原为N2；对于淡侧煤粉气流，由
于煤粉浓度较小，含氮基团析出量小，这样与氧反应生成NOx的量较小，综合总体效
应的结果，使浓淡分离后一次风产生NOx排放量比普通型直流燃烧器少得多。采用水
平浓淡煤粉燃烧器后，可以有效改善着火阶段煤粉气流的供风，使煤粉在偏离化学当
量比环境中着火，大幅度降低NOx排放水平。
b) 空气垂直立体分级技术与浓淡燃烧相结合进一步深度降低NOx排放量将燃烧
所需的空气量分成两级送入炉膛，使主燃烧区内过量空气系数在0.84～0.9之间，燃
料先在富燃料条件下燃烧，使得燃烧速度和温度降低，延长了燃烧过程，在还原性气
氛中大量含氮基团与NOx反应，提高了NOx向N2的转化率。将燃烧所需其余空气通过
布置在主燃烧器上方分离燃尽风喷口(SOFA)送入炉膛，此时空气量虽多，但因火焰温
度低，且煤中析出的大部分含氮基团在主燃区已反应完成，最终NOx生成量不大，同
时空气的供入使煤粉颗粒中剩余焦炭充分燃尽，保证煤粉的高燃烧效率，炉内垂直空
气分级燃烧与水平浓淡燃烧的合理结合将进一步深度降低NOx排放量。
c) 水平浓淡燃烧方式克服了垂直浓淡燃烧方式飞灰含碳量高、易结渣的问题
四角切圆锅炉在炉内垂直方向上烟气流速慢，湍流脉动强度小，导致垂直方向上
气流混合明显弱于水平方向上的各股气流间的混合。因此，水平浓淡燃烧方式浓淡气
流水平方向上的混合(横向混合)明显强于垂直方向上的混合。一次风风粉在高煤粉浓
缩比煤粉浓缩器内被浓缩，会使煤粉着火燃烧提前，相对延长了煤粉在炉膛高温区内
的燃烧时间，水平浓淡燃烧浓煤粉着火后将迅速在下游与淡煤粉气流混合均匀，淡煤
粉气流及时混入保证了浓煤粉形成的焦炭燃烧所需氧量，可实现炉内高效燃尽，较垂
直浓淡燃烧方式燃尽率高。水平浓淡燃烧器中性能优良的煤粉浓缩器使淡一次风含粉
量较小，有效控制了水冷壁附近煤粉颗粒的浓度，使流到炉膛水冷壁附近的煤粉处于
氧化性气氛燃烧，可有效提高燃烧器防高温腐蚀和防结渣的能力。一次风喷口周围可
采用偏置型周界风喷口，保证一次风喷口得到适当冷却，同时在淡侧喷口背火侧布置
有较大出口动量的侧边二次风喷口，可有效提高了一次风出口气流的刚性，使之抗偏
转能力和有效射程得到提高，可以与淡一次风配合进一步降低靠近水冷壁壁面的煤粉
颗粒浓度，强化水冷壁壁面附近的氧化性气氛，煤灰融化温度在氧化性气氛下将提高，
可有效控制燃烧器区水冷壁结渣同时防止高温还原性气体对水冷壁金属管壁的高温腐
蚀，而垂直浓淡燃烧方式将很难避免高浓度的一次风煤粉气流直接冲刷水冷壁引起结
渣和高温腐蚀的问题。
d) 灵活地调整汽温和保证安全受热面壁温
由于水平浓淡燃烧器具有一次风着火点、火焰稳定性强的特点，将使炉膛火焰中
心有所下降，部分抵消由于燃尽风喷口在水冷壁上开口引起的炉膛辐射受热面积的减
少，使炉膛出口烟温变化不大，有效避免了炉膛出口屏区的结渣和烟温偏差。在主燃
烧器区上部的将采用高位燃尽风喷口，其喷口可以水平和垂直方向摆动一定角度，使
燃尽风出口气流在炉内形成与主燃烧器出口气流呈一定的反切角度，反切气流与主气
流流动方向相反动量相互抵消，起到有效削旋气流的作用，减少炉膛出口的气流残余
旋转，减少炉膛左右侧出口烟温偏差。燃尽风喷口可以在一定角度内垂直方向摆动，
在避免出口烟温偏差的同时还可以适当调整炉内火焰中心高度，对过热器和再热器出
口蒸汽温度的调节起到很大作用，使减温水投入量处于合理范围内。炉膛上部削旋气
流的存在将有效均匀炉膛出口烟气流量和烟气温度水平，保证过热器和再热器的管壁
温度处于安全范围内。
e) 着火好、稳燃能力强
采用优化设计的百叶窗煤粉浓缩器具有较高浓缩比，煤粉浓度提高后，其着火温
度降低，煤粉和空气混合物加热到着火温度所需时间缩短了；同时，煤粉气流所需着
火热减少，火焰传播速度也提高了，使一次风的着火、燃烧稳定性增强，具有良好的
低负荷稳燃能力，可在40%ECR负荷下不投油长时间连续稳定运行。而且对于燃用煤质
较差且燃料特性波动较大运行工况，水平浓淡燃烧器具有很强适应能力，煤粉浓度的
提高，将是使煤粉和空气混合物着火和稳燃能力大幅度增强，对一些热值低、挥发分
低及灰分大的劣质煤也能保持强稳燃能力和高燃烧效率，针对燃用烟煤设计的燃烧器
适用煤种范围可达：可燃基挥发分Vdaf 在15～35%范围内，收到基低位热值Qnet, ar
在1kJ/kg范围内。
f) 寿命长，布置、安装、运行和维护方便
燃烧器结构成熟、浓缩器尺寸小、布置方便，设备已集成化且维护方便，采用高
耐磨性的金属材料，抗磨损能力强，设备使用寿命长，运行操作简便。
4.4.3.2 烟气脱硝技术特点
(1) 选择性非催化还原技术(SNCR)
1) 反应机理
选择性非催化还原技术(SNCR)是当前NOx治理中采用且具有一定前途的炉内脱硝
技术之一。在没有催化剂，温度在871～1038℃范围内，氨为还原剂时，发生反应：
当温度过高时会发生反应：
当温度低于871℃时，反应不完全，氨的逃逸率高，造成二次污染，导致脱硝效
SNCR也可以采用尿素为还原剂，加水配成一定浓度的溶液，直接喷入927～1093℃
的烟气中，达到与喷氨一样的效果。
OHNONONH....
OHNOONH2236454...
CONHCONH..2242)(
有研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N2O。如果运行控制不
适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的CO排放。这是因为低温尿素溶液喷入炉膛内
的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致CO排放的增加。另外，在锅炉过热器
前大于800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧，引发
飞灰、未燃烧碳提高的问题。SNCR工艺示意图，见图4.4-5。
但是根据实际运行的经验，与使用氨的SNCR脱硝工艺相比，尿素SNCR工艺也可
以获得较佳的经济效益，有如下优点：
. 与NH3相比，尿素是无毒无害的化学品；
. 由于系统小因而投资较低，而且不存在带压和危险的无水氨或氨水的存储、处
理和安全设备；
. 较低的动力消耗；
. 使用液态而不是气态反应剂，可以更有效地控制喷雾模式和化学剂分布保证良
好的混合，因此以较低的NH3逃逸使得化学剂得到较好的利用，并且尿素SNCR工艺已
经有在大型燃煤机组成功的应用业绩。
80年代中期SNCR技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组，至90年代
初期成功应用于大型燃煤机组。该技术的运行经验至今已成功的应用在600～800MW
等级的燃煤机组。
另外有一种SNCR技术被称为ROFA/ROTAMIX，是由美国MOBOTEC公司开发的，其
实质是利用ROFA为SNCR的还原剂喷口，可以在ROFA的基础上，进一步降低NOx达
35%，可以使总的NOx降低75～80%，使排放浓度降低到200～300mg/Nm3。这种系统采
用了增压二次风，因此，SNCR的喷口可以在ROFA的各风口间进行选择，并被高速二
次风带进炉膛上部，依靠ROFA的强涡流，使还原剂与烟气均匀混合。该技术在美国和
瑞典有近40台业绩，容量从50MW到600MW。
2) 影响SNCR反应的因素
① 还原剂喷入点的选择
OHNNONH222...
2221CONNOCO...
喷入点必须保证使还原剂进入炉膛内适宜反应的温度区间(871～1038℃)，这个温
度范围存在与锅炉燃烧室和省煤室的过热器区域。温度高，还原剂被氧化成NOx，烟
气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设
备产生不利的影响甚至造成新的污染。需要利用计算机模拟和流体力学的知识来模拟
锅炉内烟气的流场分布和温度分布，以此为设计依据来合理选择喷射点和喷射方式。
② 停留时间
因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的
停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。实验研究表明：停留时间从100ms增
加到500ms，NOx最大还原率从70%上升到了93%左右。
图4.4-5 SNCR工艺示意图
③ 适当的NH3/NOx摩尔比
NH3/NOx摩尔比对NOx脱除率影响也很大。根据化学反应方程，NH3/NOx摩尔比应
该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，
NH3/NOx摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，最大不要超过2.5。NH3/NOx摩尔比过大，
虽然有利于NOx脱除率增大，但氨逃逸加大又会造成新问题，同时还增加了运行费用。
根据美国环保署Daniel C. Mussatti等人做的NOx还原率与反应温度和停留时间
的关系的实验结果，图4.4-6为NOx脱除率与NH3/NOx摩尔比的关系图，从中可以看
出，当NH3/NOx摩尔比小于2，随NH3/NOx摩尔比增加，NOx脱除率显著增加，但NH3/NOx
摩尔比大于2后，增加就很少。图4.4-7为NOx脱除率与氨逃逸率的关系图，可以看
出，NH3/NOx摩尔比增加，NOx脱除率增加，但氨逃逸率也增加了。
图4.4-6 NOx脱除率与NH3/NOx摩尔比的关系
NH3逃逸率，10－6
图4.4-7 NOx脱除率与NH3逃逸率的关系
④ 还原剂和烟气的混合
两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NOx摩
尔比下得到较高的NOx还原率的基本条件之一。
只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。大
型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的
难度。国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx还原率只有40%。
根据美国环保署所做的NOx还原率与锅炉容量之间关系的统计结果，随着锅炉容量的
增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。
以上四个方面的因素都涉及到了SNCR还原剂的喷射系统，所以在SNCR中还原剂
的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。
SNCR工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成本和运
行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改造。对于电站
锅炉，投资成本和运行成本依据NOx排放浓度的不同二有所差异，特别是运行成本与烟
气原始NOx浓度关系十分巨大，因为在SNCR工艺中,还原剂成本所占的份额达到50%以上。
3) SNCR技术的特点
由于SNCR技术的方案需要确定炉膛氮氧化物浓度数据，依此来确定合适的脱硝效
率，并进行还原剂供应系统和炉区喷射系统的设计，针对本项目而言，必须在低氮燃
烧器改造后，才能进行SNCR方案的设计和实施。
理论上SNCR技术可以达到70%以上的NOX脱除率，由于还原剂与烟气混合情况、
烟气温度范围、氨逃逸等问题，使得大型锅炉一般NOX脱除率都远低于70%。根据规范
要求，本项目锅炉采用SNCR工艺所能达到的目标脱硝效率定为50%为宜。
SNCR技术是将氨基还原剂(如液氨、氨水、尿素)溶解稀释到10%以下，利用机械
式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在927℃～1093℃温度
区域(通常为锅炉对流