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低氮燃烧器、OFA加SNCR联合脱硝技术低氮燃烧器、OFA（OverFireAir，过量空气喷射）加SNCR（SelectiveNonCatalyticReduction，选择性非催化还原）联合脱硝技术是当前烟气脱硝领域中一种较为先进和广泛应用的技术组合。该技术通过多步骤的配合应用，有效降低氮氧化物排放，实现更加环保高效的燃烧过程。
1.低氮燃烧器：低氮燃烧器采用先进的燃烧技术和优化设计，能有效控制燃烧室内的温度分布和停留时间，从而减少燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）量。通过合理调整燃料与空气的混合比例、湍流度以及燃烧区的温度，可以显著降低NOx生成。
2.OFA技术：在燃烧过程后期板式橡胶支座，通过向火焰外部区域喷射过量空气（即OFA），进一步促进氮氧化物还原反应，减少烟气中残留的NOx浓度。这一步骤有助于提高脱硝效率，并且可以在一定程度上克服低氮燃烧器可能带来的某些不利影响。
3.SNCR技术：选择性非催化还原法是通过向高温烟道内喷入还原剂（如氨水、尿素等），与烟气中的氮氧化物发生反应，生成氮气和水蒸气。该过程无需催化剂参与，操作简便且成本较低，适用于多种类型锅炉及窑炉的烟气脱硝。
三者结合使用时，首先利用低氮燃烧器减少初始NOx排放量；然后通过OFA技术进一步降低未完全转化的NOx浓度；最后采用SNCR方法对尾部烟气中残留的少量NOx进行处理。这种组合方式不仅有效提高了整体脱硝效率和效果，还能够在不同工况下灵活调整运行参数以适应实际需要。
综上所述，低氮燃烧器、OFA加SNCR联合脱硝技术为实现高效、低成本的烟气净化提供了一种可靠的解决方案，在环保节能领域展现出广阔的应用前景。
燃烧时，空气中的氮气在高温下氧化产生，随着反应温度T的升高，其反应速率按指数规律增加。
由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的 CH 自由基可以和空气中氮气反应生成 HCN 和 N ，再进一步与氧气作用以极快的速度生成，在反应区附近会快速生成 NOx 。
由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成。在生成燃料型 NOx 过程中，首先是含有氮的有机化合物热裂解产生 N、CN、HCN 和等中间产物基团，然后再氧化成 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，占NOx排放的60%~80%，热力型其次，快速型最少。
1.2 脱硝技术的分类
目前脱硝技术分为燃烧前脱氮、燃烧过程中脱硝及燃烧后的烟气脱硝。燃烧前脱氮指燃烧前对燃料进行脱氮处理，目前有生物脱氮技术、洗选等方法。燃烧过程中脱硝指通过控制燃烧条件来减少NOx的生成，主要有低氧燃烧、循环流化床燃烧技术、分段燃烧技术、煤粉浓淡分离技术及低氮燃烧器技术等。燃烧后的烟气脱硝指对燃烧后生成烟气进行处理。目前主要有液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法、电子束法、SCR和SNCR法。
SCR称为选择性催化还原技术，技术成熟，设备投资高，脱硝效率达80%~90%，设备占用空间较大，关键技术难度大，特别是对氨逃逸的控制难度大，催化剂要求高。
SNCR称为选择性非催化还原技术，技术成熟，脱硝效率较低达30%~50%投资少，占地少，工艺简单，多用于旧电厂改造。
2 广州石化自备电站煤粉锅炉简介（表1）
表1、 广州石化自备电站煤粉锅炉简介
广州石化地处广州市，而广州市属于环保要求的重点城市，结合今后环保标准的不断严细，因此我们将本次1#、2#煤粉炉脱硝技术改造后NOx的排放浓度定在≤240mg/Nm3(锅炉负荷不低于70%时)；且改造后锅炉热效率不降低。
3.1 低氮燃烧器与OFA
锅炉低氮燃烧改造包括两个部分，即低氮燃烧器改造和OFA（Over Fire Air：燃尽风，也称为火上风）改造。低氮燃烧器在现有的四个角的上、下层一次风管（共8个）进行改造（见图一）。图中的煤粉分布盘对煤粉实现均匀浓缩作用，另外低氮燃烧器喷口（共8个）由于其外径较小，只需放入原来的一次风喷口，并焊接加固即可。煤粉分布盘距低氮燃烧器喷口距离为1650mm。其简图见图二。
图一、 低氮燃烧器改造示意图
图二、煤粉分布盘和低氮燃烧器喷口简图
OFA空气分级燃烧技术原理如图三，供给各燃烧器的空气量控制在理论空气量的90%左右，使煤粉在缺氧的燃烧条件下燃烧，此时主燃烧区内空气过剩系数α为0.9~0.95，在这一燃烧区域内为还原性气氛，从而抑制NOx的生成。之后烟气进入还原区，主燃区生成的NOx在这一区域内发生焰内分解和还原，另一方面，由于此处的空气过剩系数较主燃区稍高，促进了碳的完全燃烧。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的空气从燃烧器的上方喷入，与第一、二阶段的贫氧燃烧条件下的烟气混合，在空气过剩系数α＞1的条件下完成全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分级供入炉内的，使整个燃烧过程分为两级或两级以上进行，故称为空气分级燃烧。
本次改造OFA从各角总二次风道引出，在标高17.8米处通过OFA喷口水平进入炉膛，燃尽风道设调节风门控制风量，风道中布置柔性补偿器，以保证锅炉本体钢架不承受更多的载荷，并满足膨胀要求；设置吊架，承受风道载荷。OFA喷口角度为不可调节式，其喷口形成的假想切圆直径为1388mm，与燃烧器切圆旋向相同，OFA喷口为八边形，尺寸352×495，单支OFA喷口面积0.26m2，如图四。
图四、OFA喷口及其布置简图
低氮燃烧改造后，保留原有的二次风口，燃烧参数在总风量和空气温度不变的基础上，进行OFA调整，以达到低氮燃烧的目的。各风量配比见表2。
表2、锅炉燃烧用风对比表
SNCR工艺是一个燃烧后的脱硝过程，通过在锅炉中喷入适量的尿素/氨水等脱硝还原剂来去除NOx的化学反应过程。脱硝还原剂喷入炉膛温度为850~1250℃的区域，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，反应式如下：
NH3为还原剂：4 NH3 + 4NO + O2 →4N2 + 6H2O
尿素为还原剂：2NO+CO(NH2)2 + 1/2O2 →2N2+CO2+2H2O
图五、SNCR工艺流程示意图
为评估本次脱硝改造的效果，广州石化特委托西安热工院进行了改造前、后的性能测试。
在燃用设计煤种时，最大额定工况连续运行7天，脱硝改造性能是否达到如下标准：
在保证上述测试时，氨逃逸量<10µL/L。
脱硝改造后，锅炉热效率不降低。
试验分三个阶段进行，分别为：
改造前：锅炉反平衡热效率试验及NOx、O2浓度试验；
改造后：低氮燃烧工况下（不投SNCR时）锅炉反平衡热效率和NOx排放浓度。
改造后：低氮燃烧和投SNCR工况下锅炉反平衡热效率、总脱硝效率和氨（NH3）逃逸浓度。
每个阶段分别有3个工况：正常负荷（190t/h）、100%锅炉负荷（220t/h）、掺烧瓦斯工况（190t/h）。
在锅炉空气预热器出口取烟气除湿冷却后后接入NGA2000型烟气分析仪分析烟气中的O2、NO。烟气中NOx的浓度计算方法如下：
4.5 1#炉试验结果（2#炉同，略）
NOx排放浓度及NH3逃逸浓度
脱硝改造前、后，1#炉各工况的NOx排放浓度测量结果汇总于表3。改造前NOx排放浓度约591~632mg/Nm3，改造后不投运SNCR时可控制到约249~281mg/Nm3，投运SNCR后进一步降低到约221~237mg/Nm3，整体脱硝效率达到61.6%。SNCR系统的平均脱硝率为14.2%，平均NH3逃逸浓度为2.4µL/L。NOx排放浓度和氨逃逸浓度均达到设计指标。
七牌一图安全标志牌表3、改造前、后测试各工况NOx排放浓度及NH3逃逸浓度
1#炉改造前、后炉效率试验表见表4、表5。汇总后见表6。可看出排烟温度相差不大，飞灰可燃物略有升高，炉渣可燃物有所降低。改造前全烧煤工况平均锅炉效率为91.67%，改造后全烧煤且投运SNCR工况平均锅炉效率为91.76%（其中SNCR尿素溶液喷入的水分造成的热损失约为0.23%）。改造后全烧煤工况锅炉效率增加0.09个百分点。满足“锅炉热效率不降低”的性能保证值，测试合格。
表4、1#炉改造前效率
表5、1#炉改造后效率计算
表6、改造前、后炉效率汇总表
低氮燃烧器、分离式燃尽风及SNCR相结合的脱硝技术在广石化热电站220t/h煤粉炉上得到应用，经过测试，脱硝率完全达到了设计的效率，且锅炉效率没有降低。该技术改造投资低，占地少，对锅炉正常运行几乎无影响，而且这种技术运用灵活：在燃料中含氮量少或锅炉低负荷的情况下，SNCR系统作为备用，仅通过低氮燃烧器和OFA便可达到脱硝效果，从而进一步降低了脱硝成本。
SNCR部分脱硝率偏低，今后仍要在尿素溶液进入炉膛的区域内进行测试，以求达到更完美的脱硝结果。
5、西安热工研究院182154_2010年(新)建设工程造价基础知识，《中国石化股份有限公司广州分公司动力事业部#1、#2炉脱硝改造工程性能考核报告》