变化，对低燃烧技术稳定控制生成带来定难度。目前我国煤炭市场还存在着严重供需矛盾，电厂很难购买到设计煤种，或接近设计煤种煤炭，这就会影响低燃烧技术改造效果日常运行往往达不到性能保证值。这样效果会引发环保监管部门与电厂之间矛盾。解决这类问题主要途径是煤炭市场供需关系正常化，或者在机组控制系统安装些智能化控制软件和设备。表国内低氮燃烧锅炉案例序号电厂名称容量燃烧方式燃用煤种改前改后承担公司大唐高井切园烟煤哈工大西村电厂号切园烟煤烟台龙源国华热号切园神华烟煤西门子王滩电厂号切园烟煤烟台龙源选择性催化还原脱硝技术是国内外电站锅炉普遍采用烟气脱硝技术，其效率可大于，且受入口基准浓度影响较小。目前，国内新建燃煤机组，基本配套高灰型装置，脱硝效率通常为，初装两层催化剂时系统阻力不大于。般情况下，如果增加锅炉烟道阻力约，则需提高引风机压头。工艺需在烟道上增设个反应器图，催化剂是核心。催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素影响，其活性逐渐降低。通常年增加或更换层催化剂。如采用液氨作还原剂，液氨储存量超过即成为重大危险源，就需要考虑氨区内外安全距离，至少约需场地空间，且须经过安全环保与消防等机构评估。图高灰型脱硝系统选择性非催化还原技术在炉膛出口与屏式过热器附件烟气温度约区间，向炉内喷射氨水或尿素溶液图，将高温烟气中直接还原成无害和图。技术脱硝效率约为般机组容量越大，脱硝效率越低，氨逃逸浓度可控制在以下，适用于减排要求相对较低情况。系统脱硝效果受到炉膛内温度场速度场以及脱硝还原剂喷射均匀性等因素影响，其中如何将还原剂送入炉内合适位置起决定性作用。根据炉内温度场与流场特点，将墙式气液两相流喷枪可多层布置在炉膛出口附近与可伸入炉膛多喷嘴喷枪相结合，以适应锅炉负荷波动所引起烟气温度场变化。图装置喷射装置图脱硝反应机理控制技术小结国内有几十家电厂多台机组进行了低氮燃烧技术改造，烟煤锅炉排达到，贫煤锅炉达到有十多台实施了技术，脱硝效率为，配合技术，可使烟煤机组排放达到建成在建和签订合同拟建装置共计约台，脱硝效率约，排放浓度最低达到以下。整体上，国内针对燃煤锅炉具备了控制技术设计能力和工程实施能力，且拥有了定运行经验。经济效益与可行性分析经济效益分析目前氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术选择性催化还原法选择性非催化还原法。脱硝效率般可达以上，氮氧化物排放浓度可降至左右，在我国已建成或拟建烟气脱硝工程中大多采用法，但该技术次投资费用和运行成本高，且存在运行安全问题先进低燃烧技术也可以使排放浓度达到国家最新排放标准，其改造工期短大修期间即可完成初投资低无运行成本，初投资约为脱硝技术六分之，经济效益十分明显。为了确定最终脱硝改造技术路线，对几种脱硝技术经济技术指标进行了对比，如表所示表脱硝技术主要技术经济指标对比序号项目单位低燃烧器液氨法尿素法指标初始排放浓度脱硝率控制浓度每年减少排放年工程初投资新增设备万元空预器引风机改造费万元建筑工程费万元安装工程费万元其它费用万元合计万元年运行成本能耗电耗费用万元设备维护费万元人工费万元液氨尿素成本万元催化剂更换成本万元合计万元经济效益脱硝成本元每年减少排污费万元单位发电增加成本元效益为正注排污费按元，液氨按元吨，尿素按元吨，电价按元，催化剂单价按元，年利用小时数按小时催化剂每三年增加或更换层燃烧器每十年更换次使用年限按年。安全性分析几种氮氧化物控制技术安全性能不同，低燃烧系统与原有锅炉燃烧系统运行特性相似，不存在附加运行风险而由于增加了系列附属设备，由此带来诸多安全性风险。以脱硝系统为例，其潜在下列不安全因素中毒以液氨来制备脱硝还原剂时，由于工艺设计不当检修误操作或者腐蚀等原因，会造成液氨泄漏，严重时导致人员中毒，甚至死亡。电伤脱硝系统设备由于雷击或设备接地不良会造成损坏，并由此给工作人员带来伤害。高压电器设备由于人员误操作及保护不当时，也会给人员带来伤害。机械伤害脱硝系统中有风机泵类等转动机械设为可上下左右摆动喷口，控制技术选择应因地制宜因煤制宜因炉制宜，依据技术上成熟经济上合理及便于操作来确定。第条低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。低氮燃烧技术第条发电锅炉制造厂及其他单位在设计生产发电锅炉时，应配置高效低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物产生和排放。核准通过，归档资料。未经允许，请勿外传,第条新建改建扩建燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置发电锅炉。第条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电厂，应进行低氮燃烧技术改造。烟气脱硝技术第条位于大气污染重点控制区域内新建改建扩建燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计施工和投运。非重点控制区域内新建改建扩建燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。第条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。新国标火电厂大气污染物排放标准氮氧化物排放浓度限值根据国家环境保护部发布最新版火电厂大气污染物排放标准征求意见稿二次征求意见稿，新国标火电厂大气污染物排放标准即将于颁布实施，取代目前火电厂大气污染物排放标准。对氮氧化物控制提出了更高要求，即在重点地区燃煤锅炉氮氧化物排放浓度执行特别排放限值在非重点地区年月日之后建成投产或通过环评审批燃煤锅炉氮氧化物排放浓度执行限值，其它执行限值。新版国标规定到年月日现有火力发电厂都将执行以上标准。按照此标准，国内大部分燃煤机组都需要进行脱硝改造。其它政策规定污染排放费已成为补偿治理成本重要手段。现行排污费征收标准管理办法国务院令字第号执行零排放收费政策，按元污染当量收费。江苏省颁布关于调整排污费征收标准通知苏价费号，苏财综号，从年月日起，废气排污费征收标准由元污染当量提高到元污染当量。相比于美国约元人民币收费标准，国内排放收费标准可能还会大幅度提高。十五规划提出，与年相比，主要污染物排放总量要降低，为此要求新建机组采用低氮燃烧技术，预留烟气脱硝装置，对老机组进行脱硝改造。环境保护部办公厅函年全国污染防治工作要点要求，继续做好京津冀地区大气污染防治，推动长三角珠三角地区建立大浓度达到，贫煤锅炉达到有十多台实施了技术，脱硝效率为，配合技术，可使烟煤机组排放达到建成在建和签订合同拟建装置共计约台，脱硝效率约，排放浓度最低达到以下。整体上，国内针对燃煤锅炉具备了控制技术设计能力和工程实施能力，且拥有了定运行经验。经济效益与可行性分析经济效益分析目前氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术选择性催化还原法选择性非催化还原法。脱硝效率般可达以上，氮氧化物排放浓度可降至左右，在我国已建成或拟建烟气脱硝工程中大多采用法，但该技术次投资费用和运行成本高，且存在运行安全问题先进低燃烧技术也可以使排放浓度达到国家最新排放标准，其改造工期短大修期间即可完成初投资低无运行成本，初投资约为脱硝技术六分之，经济效益十分明显。为了确定最终脱硝改造技术路线，对几种脱硝技术经济技术指标进行了对比，如表所示表脱硝技术主要技术经济指标对比序号项目单位低燃烧器液氨法尿素法指标初始排放浓度脱硝率控制浓度每年减少排放年工程初投资新增设备万元空预器引风机改造费万元建筑工程费万元安装工程费万元其它费用万元合计万元年运行成本能耗电耗费用万元设备维护费万元人工费万元液氨尿素成本万元催化剂更换成本万元合计万元经济效益脱硝成本元每年减少排污费万元单位发电增加成本元效益为正注排污费按元，液氨按元吨，尿素按元吨，电价按元，催化剂单价按元，年利用小时数按小时催化剂每三年增加或更换层燃烧器每十年更换次使用年限按年。安全性分析几种氮氧化物控制技术安全性能不同，低燃烧系统与原有锅炉燃烧系统运行特性相似，不存在附加运行风险而由于增加了系列附属设备，由此带来诸多安全性风险。以脱硝系统为例，其潜在下列不安全因素中毒以液氨来制备脱硝还原剂时，由于工艺设计不当检修误操作或者腐蚀等原因，会造成液氨泄漏，严重时导致人员中毒，甚至死亡。电伤脱硝系统设备由于雷击或设备接地不良会造成损坏，并由此给工作人员带来伤害。高压电器设备由于人员误操作及保护不当时，也会给人员带来伤害。机械伤害脱硝系统中有风机泵类等转动机械设为可上下左右摆动喷口，可大于，且受入口基准浓度影响较小。目前，国内新建燃煤机组，基本配套高灰型装置，脱硝效率通常为，初装两层催化剂时系统阻力不大于。般情况下，如果增加锅炉烟道阻力约，则需提高引风机压头。工艺需在烟道上增设个反应器图，催化剂是核心。催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素影响，其活性逐渐降低。通常年增加或更换层催化剂。如采用液氨作还原剂，液氨储存量超过即成为重大危险源，就需要考虑氨区内外安全距离，至少约需场地空间，且须经过安全环保与消防等机构评估。图高灰型脱硝系统选择性非催化还原技术在炉膛出口与屏式过热器附件烟气温度约区间，向炉内喷射氨水或尿素溶液图，将高温烟气中直接还原成无害和图。技术脱硝效率约为般机组容量越大，脱硝效率越低，氨逃逸浓度可控制在以下，适用于减排要求相对较低情况。系统脱硝效果受到炉膛内温度场速度场以及脱硝还原剂喷射均匀性等因素影响，其中如何将还原剂送入炉内合适位置起决定性作用。根据炉内温度场与流场特点，将墙式气液两相流喷枪可多层布置在炉膛出口附近与可伸入炉膛多喷嘴喷枪相结合，以适应锅炉负荷波动所引起烟气温度场变化。图装置喷射装置图脱硝反应机理控