SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对(参考仅供)

SCRSNCRNCR臭氧脱硝技术比对

SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。

其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。

但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。

一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。

将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于OH、HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显着降低能耗。

新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。

采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。

利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。

低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。

二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。

锅炉脱硝技术对比表

备注
借鉴数据
燃催化剂反应温度选择性非催化还原（SCR) 80%—95% NH3或尿素 TiO2，V2O5，WO3等碱性金属 250~420℃ 选择性非催化还原(SNCR) 40%—60% NH3或尿素不需要催化剂 850~1150℃ 通常在炉膛内喷射 5ppm-15ppm之间不导致SO2/SO3氧化无影响低氮燃烧+SNCR（中机国能） 60%—75% NH3或尿素不需要催化剂 830~950℃ 在炉膛上部与分离器前段喷射 5ppm-10ppm之间不导致SO2/SO3氧化无影响不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的概率低于SNCR 受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx 分布影响压力损失较小小（锅炉无需增加催化剂反应器） 0.9分/kwh 85元/kw 用于循环流化床锅炉
反应剂喷射位置多选择省煤器与SCR反应器间的烟道内 NH3逃逸率 SO2/SO3氧化对燃料的影响小于5ppm 会导致SO2/SO3氧化高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化
催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，对空预器的影响化率较高， NH3与SO3易形成NH4HSO4 造成堵塞或腐蚀的概率低于SCR 而造成堵塞或腐蚀对锅炉的影响系统压力损失占地面积脱硝运行成本投资成本炉型选择受省煤器出口烟气温度的影响催化剂会造成较大的压力损失大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统） 4分/kwh 300元/kw 多用于大型锅炉（煤粉炉）受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx 分布影响压力损失较小小（锅炉无需增加催化剂反应器） 0.9分/kwh 80元/kw 多用于13.5万机组（燃用低硫煤）

SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对

SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。

其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NOx
、N2O5
传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化
物）的固化处理，不产生二次污染。

采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化
吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。

利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。

低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。

二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术
1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投
1、喷嘴下方水冷壁腐蚀严重。

2、空预器、过热器、省煤器积灰严重，影响锅炉对锅炉影响较大较小出力，
降低热效率
3、灰斗积灰渣严重。

4、影响布袋除尘器除尘效果，降低布袋使用寿命。

PNCR法避免了以上缺点。

SNCR法脱硝率一般30%-50%，并随运行时间加长降低；达不3mg/Nm以下排放标准；PNCR法脱硝率一般80%-90%，由于采用高分子材料不受运行时
间影响脱硝率。

烟气脱硝技术方案的对比

烟气脱硝技术方案的对比烟气脱硝技术是治理大气污染的关键措施之一，能够有效降低烟气中的氮氧化物（NOx）排放，减少对大气的污染。

目前，烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方法。

下面将对这两种技术方案进行对比分析。

首先是SCR技术，它使用催化剂将氨气（NH3）和烟气中的NOx进行催化反应，生成无害的氮气和水。

SCR技术具有高脱硝效率、广泛适用性和成熟的工艺流程等优点。

其污染物排放浓度可在10毫克/立方米以下，脱硝效率可达90%以上。

此外，SCR技术在高温烟气环境下具有较好的稳定性，适用于火电厂、炉窑等大规模烟气脱硝场合。

但SCR技术也存在一些问题。

首先，该技术需要额外添加氨气作为还原剂，增加了运行成本。

其次，SCR催化剂的使用寿命受到积灰、硫酸盐腐蚀等因素的影响，需要定期维护和更换，增加了设备运行的复杂性和费用。

此外，SCR技术对烟气中的氧气含量和温度要求较高，如果不满足要求，会影响脱硝效率。

另一种技术方案是SNCR技术，它通过直接添加氨水（NH4OH）或尿素溶液到烟气中，使其中的NOx在高温下发生非催化还原反应，生成氮气和水。

SNCR技术具有投入成本低、操作简便的特点。

它适用于小型燃煤锅炉、工业炉窑等场合，可以在较短的时间内实现脱硝效果。

然而，SNCR技术也存在问题。

首先，其脱硝效率相对较低，通常在40%至70%之间，无法达到SCR技术的高水平。

其次，SNCR技术对烟气温度的要求较高，一定范围内的温度变化会影响脱硝效率。

此外，SNCR技术对氨水或尿素的溶液浓度、喷射位置和喷射方式等参数也有一定要求，需要认真调节和管理。

综上所述，SCR技术和SNCR技术各有特点，适用于不同的烟气脱硝场合。

对于大型火电厂、炉窑等高温烟气场合，SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好的优点，但运行成本较高，需要额外添加氨气和定期维护催化剂。

而对于小型燃煤锅炉、工业炉窑等低温烟气场合，SNCR技术具有投入成本低、操作简便的优点，但脱硝效率相对较低。

水泥炉窑SNCR及SCR烟气脱硝技术比较

水泥炉窑SNCR及SCR烟气脱硝技术比较通过分析水泥炉窑氮氧化物(NOx)生成机理、脱除技术以及国内外水泥炉窑脱硝现状并结合我国具体情况，探讨适合我国的水泥炉窑切实可行脱硝技术，为“十二五”期间我国水泥炉窑开展烟气脱硝整治工作提供技术性方向。

“十一五”期间我国削减二氧化硫10%，如果不对氮氧化物的排放开展控制，酸雨污染将因氮氧化物排放的显著上升而全抵消。

水泥行业所排放出的NOx总量仅次于火力发电厂。

工信部582号文件关于水泥工业节能减排的指导意见，提出了具体的量化目标：到“十二五”末，氮氧化物在20**年根底上降低25%。

另据文献，新建或改扩建水泥(熟料)生产线项目须配置脱除NOx效率不低于60%的烟气脱硝装置。

因而，探讨水泥行业最正确可行的脱硝技术显得尤为迫切。

1水泥炉窑NOx产生机理水泥窑尾气中NOx主要成分为NO和NO2，其中NO 占据90%以上，主要来源为燃料型NOx和热力型NOx。

1.1热力型NOx/ThermalNOx空气中的N2在高温条件下被氧化为NOx即生成热力型NOx。

在水泥回转窑内必须提供高温、过量空气等气氛，以确保水泥熟料的煅烧品质，而在此高温、富氧环境为热力型NOx的生成提供了合适的条件。

烟气在回转窑内停留时间越长，回转窑内烟气温度越高，热力型NOx生成越多。

1.2燃料型NOx/FuelNOx燃料中的含氮化合物被氧化成燃料型NOx，此类NOx 主要在分解炉和预热器等温度低于1200℃区域生成。

据文献报道，燃料型NOx生成约有60%左右的燃料N被转化为燃料型NOx。

1.3原料型NOx/FeedNOx煅烧水泥的原料主要成分为石灰石，另有黏土、沙石等，不同原料中氮含量由20×10-6～100×10-6不等。

原料型NOx主要在温度窗口为300～800℃内生成。

带预分解炉或预热器的窑型，较之其他传统窑型，熟料产量大，生成的原料型NOx较少。

1.4快速型NOx/PromptNOx在复原性气氛下燃料相对过量，过量的燃料中的CH自由根与助燃空气中的N2快速反应生成快速型NOx。

三种脱硝技术路线解析

三种脱硝技术路线解析北极星电力网新闻中心 2011-7-14 15:32:36 我要投稿所属频道: 火力发电电力环保关键词: 脱硝技术火电机组脱硫北极星电力环保网讯: 目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法(SCR)和非选择性催化还原法(SNCR)以及在二者基础上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。

SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度(一般为900～1100℃)的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX(氮氧化物)还原为无害的N2(氮气)、H2O(水)。

根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。

SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、 H2O。

上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。

该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。

选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多。

采用SCR技术，即在反应器入口烟道中喷入氨蒸汽，氨蒸汽与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，实现脱出氮氧化物。

烟气中的氮氧化物通常由95%的NO和 5%的NO2组成，化学反应式为4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O和4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O。

两种方法制备还原剂脱硝还原剂常用的有尿素和液氨两种方案。

从投资方面看，液氨方案比较便宜;从安全方面看，尿素方案比较可靠。

以两台66万千瓦机组的脱硝工程为例，采用液氨方案，初期建设费约1260万元，采用尿素方案约3600万元;运行费用主要体现在原料及燃油费用上，尿素方案年运行费用比液氨方案高380万元左右。

SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对

SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。

其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH¬3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。

但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。

一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。

将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于•OH、•HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显著降低能耗。

新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。

采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。

利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。

低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。

二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。

脱硝方法技术比较

脱硝技术对比说明
烟气脱硝技术按照其作用原理的不同，可分为催化还原、吸收和吸附三类，按工作介质的不同大致可分为干法烟气脱硝技术和湿法烟气脱硝技术两类。

其中干法包括选择性非催化还原法（SNCR）、选择性催化还原法（SCR）、固体吸附法、碳还原法、催化分解法、电子束照射发（EBA）、脉冲电晕等离子体法（PPCP）等；湿法有氧化法、吸附法、生物法等。

目前，世界上较多使用的干法烟气脱硝技术主要是SNCR、SCR以及SNCR和SCR组合技术。

SCR和SNCR技术的基本原理都是利用还原剂NH3在有氧条件下、一定的温度范围内有选择的将废弃中的NO X还原为N2和水。

不同的是SCR法使用适当的催化剂，操作温度较低；而SNCR法没有催化剂加速反应，故其操作温度较高。

两者对比如下：
直接吸收法的脱硝效率很低，一般只用于处理含NO2超过50%的NO X废弃，不使用于燃烧废气脱硝。

目前改进的方法主要从两方面入手，一方面是吸收设备，另一方面是改进工艺条件，有效控制废气中NO X的氧化度，以强化吸收操作。

氧化吸收法是将NO氧化成NO2后再用碱液进行吸收。

但缺点是反应吸收吸收液不能循环利用，尾液处理复杂，难于分离回收，造成运行和处理成本上升，因而限制了氧化吸收法的应用。

微生物吸收法具有工艺设备简单、能耗和处理费用低、无二次污染等优点，但目前还处于研究阶段，未见有工业应用的报道。

液相络合吸收法脱除NO的研究处于试验阶段，未见实际的工业应用。

其他湿法脱硝研究技术，如酸-碱液两步吸收法、尿素和硫代硫酸盐为还原剂的还原吸收法、液膜法和电化学氧化吸收法等。

尚处于试验研究阶段。

脱硝方法技术比较

脱硝技术对比说明
烟气脱硝技术按照其作用原理的不同,可分为催化还原、吸收和吸附三类,按工作介质
的不同大致可分为干法烟气脱硝技术和湿法烟气脱硝技术两类;其中干法包括选择性非催化还原法SNCR、选择性催化还原法SCR、固体吸附法、碳还原法、催化分解法、电子束照射发EBA、脉冲电晕等离子体法PPCP等；湿法有氧化法、吸附法、生物法等;
目前,世界上较多使用的干法烟气脱硝技术主要是SNCR、SCR以及SNCR和SCR组合技
术;SCR和SNCR技术的基本原理都是利用还原剂NH
3
在有氧条件下、一定的温度范围内有选
择的将废弃中的NO
X 还原为N
2
和水;不同的是SCR法使用适当的催化剂,操作温度较低；而
SNCR法没有催化剂加速反应,故其操作温度较高;两者对比如下：
直接吸收法的脱硝效率很低,一般只用于处理含NO
2超过50%的NO
X
废弃,不使用于燃烧
废气脱硝;目前改进的方法主要从两方面入手,一方面是吸收设备,另一方面是改进工艺条
件,有效控制废气中NO
X
的氧化度,以强化吸收操作;
氧化吸收法是将NO氧化成NO
2
后再用碱液进行吸收;但缺点是反应吸收吸收液不能循环利用,尾液处理复杂,难于分离回收,造成运行和处理成本上升,因而限制了氧化吸收法的应用;
微生物吸收法具有工艺设备简单、能耗和处理费用低、无二次污染等优点,但目前还处于研究阶段,未见有工业应用的报道;
液相络合吸收法脱除NO的研究处于试验阶段,未见实际的工业应用;
其他湿法脱硝研究技术,如酸-碱液两步吸收法、尿素和硫代硫酸盐为还原剂的还原吸收法、液膜法和电化学氧化吸收法等;尚处于试验研究阶段;。

脱硝方法技术比较

脱硝方法技术比较公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]脱硝技术对比说明烟气脱硝技术按照其作用原理的不同，可分为催化还原、吸收和吸附三类，按工作介质的不同大致可分为干法烟气脱硝技术和湿法烟气脱硝技术两类。

其中干法包括选择性非催化还原法（SNCR）、选择性催化还原法（SCR）、固体吸附法、碳还原法、催化分解法、电子束照射发（EBA）、脉冲电晕等离子体法（PPCP）等；湿法有氧化法、吸附法、生物法等。

目前，世界上较多使用的干法烟气脱硝技术主要是SNCR、SCR以及SNCR和SCR组合技术。

SCR和SNCR技术的基本原理都是利用还原剂NH3在有氧条件下、一定的温度范围内有选择的将废弃中的NOX 还原为N2和水。

不同的是SCR法使用适当的催化剂，操作温度较低；而SNCR法没有催化剂加速反应，故其操作温度较高。

两者对比如下：直接吸收法的脱硝效率很低，一般只用于处理含NO2超过50%的NOX废弃，不使用于燃烧废气脱硝。

目前改进的方法主要从两方面入手，一方面是吸收设备，另一方面是改进工艺条件，有效控制废气中NOX的氧化度，以强化吸收操作。

氧化吸收法是将NO氧化成NO后再用碱液进行吸收。

但缺点是反应吸收吸2收液不能循环利用，尾液处理复杂，难于分离回收，造成运行和处理成本上升，因而限制了氧化吸收法的应用。

微生物吸收法具有工艺设备简单、能耗和处理费用低、无二次污染等优点，但目前还处于研究阶段，未见有工业应用的报道。

液相络合吸收法脱除NO的研究处于试验阶段，未见实际的工业应用。

其他湿法脱硝研究技术，如酸-碱液两步吸收法、尿素和硫代硫酸盐为还原剂的还原吸收法、液膜法和电化学氧化吸收法等。

尚处于试验研究阶段。

SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析

SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。

分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。

对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。

标签：SCR；SNCR；烟气脱硝1 概述随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。

其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。

燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。

在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。

为了应对日趋严重的大气环境污染。

新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。

从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。

我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。

2 烟气脱硝技术简介火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。

该类技术通过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。

烟气脱硝SCR和SNCR工艺对比分析

烟气脱硝SCR和SNCR工艺对比分析烟气脱硝技术主要有选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction, SCR)和选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction, SNCR)两种工艺。

本文将对这两种工艺进行成本、运行成本和优缺点的对比分析。

首先，SCR工艺是一种通过在催化剂的作用下，将氨水或尿素溶液喷入燃烧室，与烟气中的氮氧化物发生反应，将其还原为氮和水的过程。

这种工艺的优点包括：脱硝效率高，可达到95%以上；可在较低温度下进行脱硝，一般为250-400摄氏度；催化剂具有较长的寿命，可达到2-3年；废气中几乎没有生成二噁英等有毒物质。

缺点则包括：昂贵的催化剂成本，催化剂易受到污染物的破坏；需要额外设备供应氨水或尿素溶液；操作和维护成本较高。

其次，SNCR工艺是一种通过在高温区域内直接喷射氨水或尿素溶液，使其与烟气中的氮氧化物发生反应，将其还原为氮和水的过程。

这种工艺的优点包括：设备和运行成本较低，无需催化剂；操作简单，易于实施和维护；适用于燃烧设备的烟气温度较高的情况。

缺点则包括：脱硝效率较低，一般为70-90%；需要保持较高的烟气温度，一般为850-1100摄氏度；SNCR过程中会生成较多的氮氧化物，可能导致大气污染。

在成本方面，SCR工艺的主要成本包括催化剂、氨水或尿素溶液、喷射设备等。

催化剂的成本较高，但可使用较长时间，降低了替换催化剂的频率。

而氨水或尿素溶液的成本相对较低。

SNCR工艺的成本主要包括氨水或尿素溶液、喷射设备等。

由于无需催化剂，因此成本相对较低。

在运行成本方面，SCR工艺的主要运行成本包括催化剂再生和添加氨水或尿素溶液的需求。

催化剂再生可以通过高温氨溶剂、蒸汽或氨气等方法进行。

而SNCR工艺的运行成本则主要包括氨水或尿素溶液的加注，和喷射设备的维护、清洗等。

综上所述，SCR工艺和SNCR工艺各有优缺点。

SCR工艺具有高脱硝效率、低温脱硝和催化剂寿命长等优点，但成本和运行成本较高。

SCR、SNCR、SNCR4.0脱硝技术优缺点

S C R、S N C R、S N C R4.0脱硝技术优缺点-CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIANSCR、SNCR、SNCR4.0脱硝技术对比现今烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。

SCR脱硝技术即选择性催化剂还原法，是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂、利用催化剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。

SNCR脱硝技术即选择性非催化还原技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。

SNCR和SCR脱硝技术相比较的优缺点：1.SCR使用催化剂，SNCR不使用催化剂。

?2.SNCR参加反应的还原剂除了可以使用氨以外，还可以用尿素。

而SCR烟气温度比较低，尿素必须制成氨后才能喷入烟气中。

?3.SNCR因为没有催化剂，对温度要求严格，温度过低，NOx转化率低；温度过高，NH3则容易被氧化为NOx，抵消了NH3的脱除效率；一方面，降低了脱硝效率，另外一方面，增加了还原剂的用量和成本。

4.SNCR由于反应温度窗的缘故，反应时间以及喷氨点的设置以及切换受锅炉炉膛和/或受热面布置的限制。

5.为了满足反应温度的要求，喷氨控制的要求很高。

喷氨控制成了SNCR的技术关键，也是限制SNCR脱硝效率和运行的稳定性，可靠性的最大障碍。

?6.SNCR氨的泄漏量大，不仅污染大气，而且在燃烧含硫燃料时，由于有(NH4)2SO4形成，会使空气预热器堵塞。

，而SCR控制在2~5ppm。

?7.SNCR由于反应温度窗以及漏氨的限制，脱硝效率较一般为30~50%，对于大型电站锅炉，脱硝效率一般低于40%。

而SCR的脱硝效率在技术上几乎没有上限，只是从性价比上考虑，国外一般性能保证值为90%。

SNCR脱硝技术与臭氧低温氧化技术的对比

关于SNCR工艺与臭氧低温氧化技术的对比
SNCR脱硝技术即选择性非催化还原技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。

在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为：4NH3 + 4NO + O2→4N2 + 6H2O （1）然而，当温度过高时，也会发生如下副反应：4NH3 + 5O2→4NO + 6H2O（2）SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。

臭氧同时脱硫脱硝主要是利用臭氧的强氧化性将 NO氧化为高价态氮氧化物，然后在洗涤塔内将氮氧化物和二氧化硫同时吸收转化为溶于水的物质，结合尾部湿法洗涤装置，可以同时对SO2和NOX 进行高效脱除，脱硫效率进100%，脱硝效率随O3/NO的增加而得到强化，在O3/NO=0.9时，达到了86.27%的脱硝效率。

与气相中的其他化学物质如CO、So x等相比，NOx可以很快的被臭氧氧化，这就使得NOx的臭氧氧化具有很高的选择性。

因为气相中的NOx被转化成溶于水溶液的离子化合物，这就使得氧化反应更加完全，从而不可逆地脱除了NOx，而不产生二次污染。

经过氧化反应，加入的臭氧被反应所消耗，过量的臭氧可以在喷淋塔中分解。

除了NOx之外，一些重金属，如汞及其他重金属污染物也同时被臭氧所氧化。

烟气中高浓度的粉尘或固体颗粒物不会影响到NOx的脱除效率。

脱硝副产物。

SCR,SNCR和SNCR／SCR烟气脱硝技术的应用及对比

４ＮＯ＋４ＮＨ３＋Ｏ２→ ４Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ，６ＮＯ２＋８ＮＨ３→ ７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ。
副反应方程式：２ＳＯ２＋Ｏ２→ ２ＳＯ３，
ＮＨ３＋ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→ ＮＨ４ＨＳＯ４。布置方式：（１）高尘布置：脱硝装置布置在锅炉的省煤器与空气预热器（以下简称空预器）之间，如图１ａ所示；（２）高温除尘低尘布置：脱硝装置布置在
当温度超过反应温度时，氨会被氧化成ＮＯｘ：ＮＨ３＋Ｏ２→ ＮＯｘ＋Ｈ２Ｏ。
与单一的ＳＣＲ技术和ＳＮＣＲ技术相比，ＳＮＣＲ／
装置出口ＮＯｘ排放质量浓度＜１００ｍｇ／ｍ３。１．４ＳＣＲ，ＳＮＣＲ和ＳＮＣＲ／ＳＣＲ脱硝工艺比较
３种烟气脱硝技术的综合对比见表１。选择烟气脱硝技术需根据机组的实际情况，综合比较各技术的优缺点，做到既满足国家环保要求，又不造成资金浪费。
作用下将烟气中的ＮＯｘ还原成Ｎ２和Ｈ２Ｏ。其主要反应如下。
反应器设计，每台反应器布置一层板式催化剂，采用声波吹灰器进行吹灰。２０１４年系统投入运行，脱硝
氨为还原剂：ＮＨ３＋ＮＯｘ→ Ｎ２＋Ｈ２Ｏ。
尿素为还原剂：ＣＯ（ＮＨ２）２→ ２ＮＨ２＋ＣＯ，ＮＨ２＋ＮＯｘ→ Ｎ２＋Ｈ２Ｏ，ＣＯ＋ＮＯｘ→ Ｎ２＋ＣＯ２。
６ＮＯ２＋８ＮＨ３→ ７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ。当温度高于温度窗口时，ＮＨ３的氧化反应开始起主导作用，反而生成ＮＯ，副反应方程式：
４ＮＨ３＋５Ｏ２→ ４ＮＯ＋６Ｈ２Ｏ。河北华电石家庄热电有限公司４×４１０ｔ／ｈ锅炉脱硝改造工程，由中国华电科工集团有限公司做ＥＰＣ总承包。采用颗粒尿素作还原剂［３］，系统由尿素公用区和ＳＮＣＲ区组成。２０１４年系统投入运行，脱硝装置出口ＮＯｘ排放质量浓度＜１００ｍｇ／ｍ３（标态，干基，６％Ｏ２，下同）。

比较几种脱硝工艺与NOX分析的优缺点

比较几种脱硝工艺与NOX分析的优缺点用烟气净化技术控制NOx排放，目前最常用的方法有低氮燃烧技术、选择性催化还原SCR、选择性非催化还原SNCR和臭氧氧化法等。

低氮燃烧技术、SCR和SNCR，目前是国内主流的电厂应用较多的脱销方法，而臭氧氧化法是国外输入的一种新型脱硝工艺，目前主要在石化企业得到使用。

下面，华敏测控就来逐一比较这四种较为常见的烟气脱硝方法的优缺点:低氮燃烧技术初投资少，运行成本几乎为零，改造施工周期短，不需要对锅炉做较大的改动，对锅炉运行影响较小，但脱硝效率较低，只采用单一低氮燃烧技术难以保证达标排放，需与其他炉后脱硝配合实施。

SCR投资和运行费用较高；需要对锅炉尾部受热面做一定改造，增加引风机压头1000Pa左右，对锅炉运行的影响大，动改量大，改造难度大，系统复杂；除脱硝剂运行耗费外，还需考虑催化剂更换费用。

但其技术成熟，脱硝效率高，，最高可达90%，目前大多数大型煤粉发电锅炉均采用SCR脱硝方式。

低氮燃烧技术，SNCR与SCR技术各有优缺点。

企业应该根据自身所处的地理位置、环保要求和企业的技术条件来选择合理的脱硝技术，这样才能做到既达到环保要求，又不会大幅增加企业成本。

下面，华敏测控继续为大家比较SNCR与臭氧氧化法这两种烟气脱硝方法。

SNCR脱硝系统简单，动改量少，成本不高，但脱硝效率较低，且对反应温度要求较高，难以适应锅炉负荷变化，对于煤粉锅炉脱硝效率很难保证，难以保证达标排放。

臭氧氧化法为新型技术，国外使用较多，目前在国内应用呈上升趋势，已在中石化、中石油、中国化工等多家企业中使用，具有改造方便、运行灵活、不需对锅炉改造、不影响锅炉运行等特点，与氨法脱硫配合还可提高化肥产量及品质，但运行电耗高，受氧气源制约影响较大。

为助力大气污染与防治，华敏测控自主研发了HM-NOX氮氧化物分析仪，采用获得国家专利的HMN氮氧化物探头（专利号：ZL201320821133.6），直接插入高温烟气对烟道中NOX/O2浓度进行在线监测，最为重要的，是可采用多点模式，将多达12个探头同时组网监测，可以实现SCR装置出入口烟道中的NOX在线浓度分布的监测。

各种烟气脱硝工艺标准的比较

各种烟气脱硝工艺的比较更新时间：2008-06-20 10:06来源：作者: 阅读：3756网友评论0条我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。

在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则：1、NO x的排放浓度和排放量满足有关环保标准；2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上；3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化；4、尽可能节省建设投资；5、布置合理，占地面积较小；6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低；7、吸收剂来源可靠，质优价廉；微生物法适应范围较大工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段80%低活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收和SO2，运行费用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁80％～90％高电子束法适应范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握85%高只有SCR和SNCR法在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95％的烟气脱硝装置采用SCR技术，由于该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染，应是我国烟气脱硝引进及消化吸收的重点。

中科凯迪RN-302型氨选择还原NOx催化剂人气：961发布时间：2008-06-05 14:56关键词：其它产品型号：应用领域：大气控制产品价格：面议想了解更多产品详情，请内容提供：兰州中科凯迪化工新技术有限公司RN-302催化剂以氨作还原剂选择还原消除硝酸、硝酸盐尾气、火电厂及其他工业烟气中的NO x，可将NO x 转化为N2和H2O。

一、主要技术标准：1.颗粒大小：Ф3～5mm2.堆比重：~ 0.76g/ml3.比表面积：140~160 m2/g4.孔容：0.40~0.50 ml/g5.压碎强度：≥60 N/粒6.压力：常压～0.95Mpa7.反应温度：200～360℃8.NH3/NO x(分子比)：1.2~149.气体空速：5000~10000小时－110.NO x 转化率：>95％11.使用寿命：4年以上二、工作原理：6NO+4NH3→ 5N2+6H2O -1807.0kJ/mol (1)6NO2+8NH3→ 7N2+12H2O -2659.9kJ/mol (2)8NO+2NH3→ 5N2O+3H2O -948.6kJ/mol (3)8NO2+6NH3→ 7N2O+9H2O -1596.7kJ/mol (4)4NH3+3O2→ 2N2+6H2O -1267.1kJ/mol (5)4NH3+4O2 → 2N2O+6H2O -1103.7kJ/mol (6)4NH3+5O2→ 4NO+6H2O -907.3kJ/mol (7)2NH3 → N2+3H2 +91.94kJ/mol (8)在RN－302催化剂上，当温度为150～230℃时，主要按照（1）、（2）反应进行，当温度达到250℃时，氨氧化成氮的（5）式反应速度较大，400℃以上则出现（7）（8）式的副反应。