燃煤电厂烟气深度净化治理工艺将实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理，控制NOx排放浓度<50 mg/m³，达到燃气排放标准。合理选择开发出组合脱硝深度控制工艺，可在较低的成本下实现NOx的深度治理。烟气在锅炉内采用再燃脱硝技术，合理利用选择性催化还原脱硝技术(SCR)或者选择性非催化还原技术(SNCR)，以液氨、氨水或尿素为还原剂，实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理。

再燃技术采用空气和燃料分层燃烧的方法来达到较高的脱硝率，是实现经济高效的多层优化脱硝的又一个重要的技术手段。其技术原理是：一次燃料喷入主燃区，在氧化气氛下剧烈燃烧，生成大量NOx的同时提高煤粉的早期燃尽;约15-20%的二次燃料在强还原气氛条件下燃烧，将来自主燃区的NOx还原成N2。再燃技术将低NOx燃烧器、燃料与空气的分级燃烧、以及锅炉性能等作为一个整体来考虑，运用冷态模型试验以及CFD模拟等先进技术，对锅炉进行传热计算，并且对空气管道、低氮燃烧器以及风箱进行CFD模拟，模拟其流场、温度场、浓度场等，NOx降低率约为50%-70%，适用于四角切圆、旋流燃烧器和“W”火焰燃烧的所有锅炉。

针对中国燃煤电厂烟气NOx浓度范围为200~800mg/m3，制定不同的烟气深度脱硝技术路线，可使燃煤电厂烟气NOx排放达到燃气排放标准，实现近零排放。

应用范围：NOx 浓度150~250mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55%)

技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3

技术要求：

通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化，并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，实现脱硝最优的效果。

再燃改造后NOx排放浓度：<100 mg/Nm3

SNCR氨逃逸<10 ppm

再燃+SNCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3

应用范围：NOx 浓度250~650mg/m3(再燃效率40%~50%，SCR效率65%~85%)

技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3

通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SCR进口烟气分布均匀，达到脱硝最优的效果。

SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%

再燃+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3

应用范围：NOx浓度650~800mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55% ，SCR效率78%~85%)

技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3

通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，同时保证SCR进口烟气分布均匀，实现脱硝最优的效果。

SNCR氨逃逸<10 ppm、SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%再燃+SNCR+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3