SCRSNCRNCR臭氧脱硝技术比对
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。
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对(参考仅供)
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。
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SCR和SNCR工艺对比分析(成本,运行成本,优缺点)
催化剂还原剂系统压力损
失
反应剂喷射位置SO2/SO3 氧化
SCR 使用（成份主为
TiO2,V2O5,WO3）
尿素或NH3
增大
多选择于省煤器与SCR
反应器间烟道内会
SNCR不使用尿素或NH3无通常炉膛内喷射
不会
NH3 逃逸
除NOX温度NOx脱除效率投资成本NOx脱除运行成本除NOX终产物
<3ppm
300～400℃80～95 %～250元/kw～2分 /kwh氮气和水
5~10ppm
950～1050℃30～50%～50元/kw～0.3分 /kwh 氮气、CO2和
水
SCR和SNCR的区别
下游设备造成影响
对空气预热器影响燃料的影响锅炉的影响
造成空预器堵塞
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氧化率较
高，而NH3 与SO3 易形成
NH4HSO4 造成堵塞或腐蚀
高灰分会磨耗催化
剂，碱金属氧化物
会使催化剂钝化
受省煤器出口烟气
温度的影响
无不会造成堵塞或腐蚀无影响
受炉膛内烟气流速
、温度分布及NOx分
布的影响
区别
预留空间设备占地面积安装设备检修、维护
需要大（需增加大型催化
剂反应器和供氨或尿
素系统）
时间长麻烦
不需要小( 锅炉无需增加催
化剂反应器)时间短简单。
最新SCR、SNCR、SNCR4.0脱硝技术优缺点
SCR、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%。
8.SCR在催化剂的作用下，部分SO2会转化成SO3，而SNCR没有这个问题。
SNCR4.0泰北氨基复合脱硝设备是一种新型脱硝技术，它的工作原理是在炉膛内喷入固体脱硝还原剂，该还原剂在炉中迅速分解，与烟气中的二氧化氮反应生成氮气和水,不与烟气中的氧气发生作用。
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。
烟气SCR脱硝与SNCR脱硝技术比较
烟气SCR脱硝与SNCR脱硝技术比较锅炉燃用低热值高灰分燃料，尾部灰浓度远高于煤粉锅炉，会造成SCR反应器催化剂磨损严重、使用寿命降低，将使运行费用增加较大；省煤器后烟温较煤粉炉低，设计310℃左右为SCR脱硝反应的温度下限，不利于SCR反应器提高脱硝效率；由于催化剂的加入会将SO2氧化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸氨和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀且系统阻力增加较大，影响机组运行安全。
鉴于以上因素，不考虑采用SCR或者SNCR+SCR联合脱硝工艺。
脱硝工艺的选择：烟气脱硝技术比较（福建地区）SNCR适用于CFB机组，首先其炉膛出口温度一般在850——1000℃区间内，在SNCR工艺高效“温度窗”内；其次燃烧后烟气分三股分别经过分离器，在分离器内剧烈混合且停留时间超过1.5秒，为SNCR工艺提供了天然的优良反应器；最后由于CFB燃烧技术是一种低NOX燃烧技术，CFB锅炉出口NOX浓度较低，再通过SNCR工艺，可确保出口浓度达到环保要求；此外SNCR工艺投资和运行费用都低于SCR工艺，工业试验和国外运行经验均表明SNCR系统用于CFB锅炉，设计合理可达50%以上脱硝效率，氨逃逸可低于8ppm。
综合比较认为：采用SNCR脱硝技术，对该项目锅炉效率、排烟温度、锅炉受热面以及锅炉下游设备造成腐蚀的影响均较小，不影响机组运行的安全，不需要进行针对性设备改造。
SNCR脱硝技术与SCR脱硝技术相比，具有工程实施较为简单易行，投资及运行成本低，占地面积少，建设工期短，氮氧化物排放可达到环保要求。
根据满足布置要求，投资成本经济合理，本工程推荐采用SNCR 工艺。
2、SNCR脱硝系统还原剂的选择：SNCR脱硝系统还原剂有液氨、氨水、尿素三种。
1）液氨：优点：喷入炉膛后会迅速挥发成气体，不会造成炉内受热面湿壁、腐蚀；缺点：氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护要求高，需相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；采用液氨的SNCR相对而言系统比较复杂，初期投资费用高，运行维护费用高，管道损失大，液氨泄漏事故频繁发生，从安全方面考虑，建议不采用液氨作为还原剂；2）氨水：优点：喷射刚性、穿透力比氨气喷射高；缺点：氨水恶臭、挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全要求，由于含大量的稀释水，储存、输送系统复杂；3）尿素：采取一般的工业、农业用尿素作为还原剂，其含氮量在46%以上，其运输、储存、输送都无需特殊的安全防护措施。
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物(脱硝)工艺
1000℃区间内
（1）主要成分）
（2）烟气温度在300℃以下时，应选用中低温型SCR催化剂（以TiO2、V2O5、MnO为主要成分）
（1）尿素作为还原剂时，可不设氨制备系统，直接将尿素溶液喷入温度合适的锅炉炉膛区间
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物（脱硝）工艺
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物（脱硝）工艺中常见的主要是低氮燃烧、SNCR脱硝、SCR脱硝、SNCR-SCR联合脱硝。
几种脱硝工艺对比
低氮燃烧
SNCR脱硝
SCR脱硝
SNCR-SCR联合脱硝
煤粉锅炉、循环流化床锅炉宜优先选用
（1）还原剂选用尿素时，脱硝反应区宜设在850～1050℃区间内
宜结合热工计算和模拟试验的结论，合理确定燃料、空气、烟气在炉膛各处的分布
喷射系统的安装位置不能影响锅炉的正常检修，喷射点周围管壁宜采取必要的防腐措施
每层催化剂均应设置可拆卸的催化剂测试单元，需定期检测测试单元的催化剂活性
催化反应器可不设喷氨格栅，不设喷氨格栅时宜在SCR入口烟道内设补氨喷枪
SNCR-SCR联合脱硝典型工艺流程：
（2）还原剂选用液氨、氨水时，执行HJ 563的有关规定
充分考虑低氮燃烧工艺对空预器、引风机和除尘器等的影响，确保燃烧充分，工艺设备的布置不影响锅炉的运行与检修
脱硝反应区温度波动较大时，宜设计备用喷射点
当烟气温度较长时间低于催化剂活性温度时，宜及时采取掺混部分高温烟气等办法使烟气升温
还原剂主要通过SNCR喷射系统加入，部分还原剂通过SCR补氨装置加入
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;。
脱硫脱硝工艺对比
NH3为还原剂
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
尿素为还原剂
2NO+CO(NH2)2 +1/2O2→2N2+CO2+2H2O
当温度高于1100℃时，NH3则会被氧化为
4NH3+5O2→4NO+6H2O
石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺（单减法）
Ca(OH)2+2HCl →CaCl2+2H2O
Ca(OH)2+2HF →CaF2+2H2O
Ca(OH)2+ SO2 →CaSO3+ H2O
Ca(OH)2+ SO2→CaSO3+ H2O
Ca(OH)2+ SO3→CaSO4+ H2O
Ca(OH)2+ SO2+ 1/2O2→CaSO4+ H2O
优点：
1、烟气循环流化床法脱硫效率高，对高硫煤(含硫3%以上)也能达到90%以上的脱硫效率，2、由于床料循环利用，从而提高了吸收剂的利用率;在相同的脱硫效率下；
缺点：
1、主要缺点是对锅炉负荷变化的适应性差;
2、脱硫和除尘相互影响，脱硫系统之后必须再加除尘设备，运行控制要求较高。
3、运行存在塔壁积灰、雾化器堵塞磨损等严重问题。
主要应用范围
★火力发电厂烟气脱硫；★中小型工业锅炉（工况稳定型）烟气脱硫；
半干法脱硫工艺
半干法是利用喷雾干燥原理，将吸收剂以气流输送的方式入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发上化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，脱硫反应后的废渣以干态排出。?
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。
脱硫脱硝工艺对比
说明
反应式
补充
SCR脱硝工艺
选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨，国内较多使用液氨或氨水。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOX（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害化的氮气（N2）和水（H2O）。SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。
在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOX的主要反应为：
NH3为还原剂
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
尿素为还原剂
2NO+CO(NH2)2 +1/2O2→2N2+CO2+2H2O
当温度高于1100℃时，NH3则会被氧化为
4NH3+5O2→4NO+6H2O
石灰石/石灰-石膏湿法烟气ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ硫工艺（单减法）
Ca(OH)2+2HCl →CaCl2+2H2O
Ca(OH)2+2HF →CaF2+2H2O
Ca(OH)2+ SO2 →CaSO3+ H2O
Ca(OH)2+ SO2→CaSO3+ H2O
Ca(OH)2+ SO3→CaSO4+ H2O
Ca(OH)2+ SO2+ 1/2O2→CaSO4+ H2O
优点：
1、烟气循环流化床法脱硫效率高，对高硫煤(含硫3%以上)也能达到90%以上的脱硫效率，2、由于床料循环利用，从而提高了吸收剂的利用率;在相同的脱硫效率下；
SCR,SNCR和SNCR／SCR烟气脱硝技术的应用及对比
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。 １．４ ＳＣＲ，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）。
脱硝方法技术比较
脱硝方法技术比较 The manuscript was revised on the evening of 2021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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。
2、SNCR适应中小锅炉等的脱硝，效率在50%左右，设备简单，投资少，维护简单，适应性强，为许多化工、造纸、热电企业所采用。
三、传统选择性非催化还原法（SNCR 法）与高分子脱硝剂法（PNCR 法）对比
1、SNCR 法设备安装相对较为复杂难。
PNCR 法集装箱式安装相对SNCR 法简单，SNCR 法系统多、工艺复杂。
2、PNCR法安装周期15天，SNCR法安装周期常规30天，
安装周期较长。
3、SNCR法还原剂氨水为危险化学品，运输、储存危险性高；PNCR法脱硝剂为固态粉末状，运输、储存安全、方便。
4、SNCR 法设备多运行维护复杂；SNCR 法比PNCR 法年耗电、耗水多约20%。
SNCR 法存在以下缺点：
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。