低氮燃烧加SNCR脱硝技术改造
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用循环流化床锅炉是一种高效节能的锅炉设备，但在使用过程中也会产生大量的氮氧化物排放，对环境造成严重污染。
为了满足环保要求，提高锅炉热效率，减少大气污染物排放，人们逐渐意识到了采用SNCR+SCR联合脱硝技术的重要性。
联合使用SNCR和SCR技术可以更好地降低氮氧化物的排放，实现锅炉超低排放改造。
本文将重点介绍SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用。
一、循环流化床锅炉的特点循环流化床锅炉是一种利用颗粒物料在气流作用下产生流化状态的工作原理，因此具有燃烧效率高、烟气特性好、燃烧过程稳定等优点。
循环流化床锅炉广泛应用于热电厂、化工厂、钢铁厂等行业，但其氮氧化物排放一直是制约其发展的重要因素。
二、SNCR+SCR联合脱硝技术的原理1. SNCR技术选择性催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）技术是一种通过喷射氨水或尿素溶液来还原烟气中NOx的技术。
通过在一定温度下将氨水或尿素溶液喷射到锅炉炉膛或尾部燃烧区，使其中的氨与NOx进行化学反应，生成氮气和水，从而将NOx还原为无害物质。
3. 联合脱硝技术的优势SNCR+SCR联合脱硝技术能够充分发挥两者各自的优势，有效降低氮氧化物排放。
SNCR 技术适用于低温NOx的还原，而SCR技术适用于高温NOx的还原。
因此通过联合脱硝技术可以在不同温度下对NOx进行高效脱硝，实现循环流化床锅炉超低排放。
三、联合脱硝技术在循环流化床锅炉中的应用1. 应用概况2. 改造效果通过在循环流化床锅炉上应用SNCR+SCR联合脱硝技术，锅炉烟气中的NOx排放得到大幅度降低，达到超低排放的要求，实现环保标准。
联合脱硝技术还可以提高锅炉的热效率，降低能耗，节约运行成本。
3. 市场前景随着环保政策不断加强，对锅炉排放标准的要求也越来越高。
采用SNCR+SCR联合脱硝技术进行循环流化床锅炉改造具有广阔的市场前景。
水泥厂低氮燃烧及SNCR脱硝技术简介
低氮燃烧及脱硝等减排技术知识讲解一、脱氮技术原理：水泥熟料生产线上氮氧化物生产示意图分级燃烧脱氮的基本原理是在烟室和分解炉之间建立还原燃烧区，将原分解炉用煤的一部分均布到该区域内，使其缺氧燃烧以便产生CO、CH4、H2、HCN 和固定碳等还原剂。
这些还原剂与窑尾烟气中的NOx发生反应，将NOx还原成N2等无污染的惰性气体。
此外，煤粉在缺氧条件下燃烧也抑制了自身燃料型NOx产生，从而实现水泥生产过程中的NOx减排。
其主要反应如下：2CO +2 NO →N2+ 2CO2NH+NH →N2+H22H2+2NO →N2+2H2O二、技改简介：1、该技术是对现有分解炉及燃烧方式进行改造，使煤粉在分解炉内分级燃烧，在分解炉锥部形成还原区，将窑内产生的NOx还原为N2，并抑制分解炉内NOx的生成。
根据池州海螺3#天津院设计的TDF分解炉结构，技改方案采用川崎公司窑尾新型燃烧器，并在分解炉锥部新增两个喂煤点，最大限度形成还原区，提高脱氮效率。
改造整体示意图2、窑尾缩口由圆形改成方形，高度改为1600mm,并设置跳台，防止分解炉塌料现象发生，通过在分解炉锥部增设喷煤点，在分解炉锥部形成还原区。
改造前锥部改造后锥部3、对窑尾烟室入炉烟气进行整流，将上升烟道改造成方形，同时，将上升烟道的直段延长，使窑内烟气入炉流场稳定，降低入炉风速。
其次在分解炉锥部设计脱氮还原区，将分解炉煤粉分4点、上下2层喂入，增加了燃烧空间。
在保证煤粉充分燃烧的同时，适当增加分解炉锥部的煤粉喂入比例，保证缺氧燃烧产生的还原气氛，从而在分解炉锥部区域形成一个“还原区”，部分生成的氮氧化物在该区域被还原分解，降低系统氮氧化物浓度。
改造前窑尾燃烧器改造后窑尾燃烧器三、SNCR脱硝技术基本原理SNCR选择性非催化还原是指无催化剂的作用下，在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入含有NHx基的还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。
该项目技术采用炉内喷氨水（浓度20-25%）作为还原剂还原分解炉内烟气中的NOx。
SNCR脱硝系统操作规程
氮氧化物(NOx)是造成大气污染的主要污染源之一，我国环保政策要求，锅炉烟气应严格控制 NOx 的大量排放。
控制 NOx 排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的 NOx 生成量(低氮燃烧)；二次措施是将已经生成的 NOx 通过技术手段从烟气中脱除(本系统 SNCR 脱硝)。
本项目脱硝工程采用的是低氮燃烧+SNCR 选择性非催化还原法烟气自动脱硝系统。
SNCR 系统是在锅炉炉膛内喷入还原剂(尿素溶液)，将炉内燃烧生成烟气中的 NOx 还原为 N 和 H O，降低 NOx 排放，从而在燃烧过2 2程中降低 NOx 生成量。
2.1 尿素溶解罐和加注系统，系统设有一个10m³立式尿素溶解罐，顶部设有满溢保护开关和呼吸阀，顶部设有液位计、尿素溶液直排门。
尿素由提升机或者人工输送至尿素溶解罐顶部后加入尿素溶解罐，打开除盐水进口阀门加入稀释水(除盐水) ，再打开电加热器，打开搅拌器进行搅拌。
尿素溶液配置好后，尿素输送泵是一台离心泵，出口阀和循环阀手柄上设有开关。
送上输送泵电源，出口阀和循环阀开启。
配置好的尿素溶液由尿素输送泵送至尿素溶液储罐，尿素溶液储罐为30m³立式储罐。
SNCR 尿素溶液供料泵系统在尿素溶液储罐旁，设有一组尿素溶液供料泵组，从尿素溶液储罐底部抽取尿素溶液，加压后，由喷射供料泵(尿素溶液输送泵)送至分配理单元。
每组喷射供料泵组有 2 台不锈钢多级离心泵，一用一备。
每一个泵组进口除设有手动隔离阀外，还设有电控气动隔离阀可实现远控开关，压缩空气气源取自厂内压缩空气站；出口设有远传压力表。
每台供料泵设有进出口手动隔离阀和出口逆止阀。
在现场还设有氨气泄漏检测仪，防止尿素溶液泄漏过大，进行喷淋降低浓度。
尿素溶液储罐设有液位计，低低液位时停运供料泵。
来自 SNCR 系统喷射供料泵的尿素溶液，分别经各自的电控气动阀、过滤器、流量计和调节阀送入喷射环管，满足锅炉NOx 的控制要求。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用循环流化床锅炉是一种高效、节能的锅炉设备，广泛应用于热电厂、化工厂和钢铁厂等行业。
由于废气中含有大量的氮氧化物（NOx）和二氧化硫（SO2）等有害物质，使得循环流化床锅炉排放的氮氧化物和硫化物含量较高，加剧了大气污染问题。
循环流化床锅炉超低排放改造已成为当前热电行业的一个重要课题。
在循环流化床锅炉超低排放改造中，SNCR+SCR联合脱硝技术被广泛应用。
SNCR是选择性非催化还原技术，主要应用于燃煤锅炉和燃气锅炉的NOx减排工程，通过向锅炉燃烧室内喷洒氨水或尿素溶液，利用氨与NOx在一定温度下进行化学反应，将NOx还原成N2和H2O。
而SCR是选择性催化还原技术，主要应用于燃油锅炉和燃气锅炉的NOx减排工程，通过在烟气中进一步添加氨水溶液，并经过SCR催化剂层，将NOx还原成N2和H2O。
联合使用SNCR和SCR技术，可以充分发挥两者的优势，最大限度地降低NOx排放。
一、工艺设计在进行SNCR+SCR联合脱硝技术改造前，需要进行详细的工艺设计。
首先要确定脱硝设备的选型和布置方案，包括SNCR喷射器的设置位置、氨水喷洒装置的设计参数以及SCR催化剂的选择和布置等。
同时还要充分考虑循环流化床锅炉的特点，合理地安排脱硝设备与锅炉的连接和配套，确保改造后的系统能够稳定运行。
二、设备安装在完成工艺设计后，需要对脱硝设备进行安装调试。
这包括SNCR和SCR设备的安装、管道连接、电气接线等工作。
还需对氨水喷洒系统和废气处理系统进行调试，确保各项设备与锅炉的配合运行正常。
三、系统调试在设备安装完成后，需要对整个SNCR+SCR联合脱硝系统进行调试。
通过调节氨水喷洒量、催化剂温度和催化剂层布置等参数，对系统进行优化，保证系统运行稳定、效率高。
同时还要进行脱硝效率、氨逸量、废气温度等各项指标的监测和测试，确保改造后的系统符合超低排放要求。
四、运行维护完成系统调试后，就需要进行运行维护工作。
锅炉脱硝SNCR系统提效降耗优化应用
锅炉脱硝SNCR系统提效降耗优化应用摘要：近几年，循环流化床锅炉在工业企业得到了广泛的应用，与工业企业生产利润建立了紧密的联系。
而脱硝是循环流化床锅炉运行的重要环节，SNCR系统是主要用脱硝设施。
在锅炉脱硝SNCR系统运行过程中，存在效率不高、资源耗费量大等问题，影响了锅炉运行效益。
因此，探究循环流化床锅炉脱硝SNCR 系统的提效降耗优化方案具有非常突出的现实意义。
关键词：锅炉脱硝；SNCR系统；提效降耗；优化应用1SNCR脱硝技术选择性非催化还原技术是指无催化剂作用下，在适合脱硝反应的温度窗口内喷入还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。
常用的还原剂有氨水、尿素液等，温度窗口为900～1100℃。
还原剂选择以尿素液为例，主要包括尿素液搅拌槽、尿素液输送泵、尿素液输送电磁阀、尿素液储罐、尿素液泵、尿素液流量调节阀、尿素液流量计、尿素液压力计、稀释水储罐、稀释水泵、稀释水流量调节阀、稀释水流量计、稀释水压力计、混合器、喷枪等。
2锅炉脱硝SNCR系统运行现状2.1运行损耗240t/h锅炉炉膛出口氮氧化物的实际浓度最高可达650mg/Nm3。
经脱硝SNCR 系统处理后，循环流化床锅炉出口氮氧化物实际排放浓度在140mg/Nm3以上，200mg/Nm3以内，基本达到预期设计目标。
但由于240t/h循环流化床锅炉炉膛出口原有氮氧化物浓度超标，脱硝SNCR系统处理后的氮氧化物排放浓度无法满足重点区域大气污染物排放限值（100mg/Nm3）的要求。
2017年，该企业利用低氮燃烧改造的机会，对脱硝SNCR系统进行了改造。
改造后，锅炉脱硝SNCR系统排放的烟气中氮氧化物含量达到重点地区大气污染物排放限值要求，脱硝SNCR系统氨耗达到每小时280公斤。
同时，当240t/h循环流化床锅炉的负荷低于205t/h时，很难将烟气中的氮氧化物含量控制在50mg/Nm3以下，并且当主回路完全打开而没有剩余时，脱硝SNCR系统的氨水消耗量超过500kg/h。
SNCR-SCR联合技术锅炉烟气超低排放
SNCR-SCR联合技术锅炉烟气超低排放改造项目技术方案年月中国•西安目录一概述 (1)1工程概况 (1)二脱硫系统改造设计方案 (2)1方案概述 (2)2主要设计原则 (2)3设计规范及技术说明 (2)4脱硫工艺概述 (3)5脱硫系统改造配置清单 (5)三 SNCR-SCR联合脱硝技术 (5)1方案概述 (5)SNCR技术原理 (5)SCR技术原理 (6)SNCR-SCR联合脱硝技术 (7)2工艺流程 (8)工艺描述 (8)SNCR系统组成 (9)SCR脱硝系统组成 (10)3平面布置 (13)4控制系统 (13)5SNCR-SCR联合脱硝物料消耗 (14)6SNCR-SCR联合脱硝配置清单 (14)四电气及控制 (17)1总述 (17)2系统设计要求 (20)3电气设备总的要求 (22)4配电及控制供货清单 (22)五工期计划 (24)一概述1 工程概况1）脱硫：更换除雾器支撑钢结构，更换平板除雾器为定制式屋脊式除雾器，更换循环泵、循环管道及喷淋层，塔体部分修补，大部分重新做防腐。
2）改造锅炉，为SCR脱硝提供反应温度窗口，新建6套SNCR-SCR联合脱硝设备。
3）以上改造完成后，改造完善供配电系统及DCS系统。
二脱硫系统改造设计方案1 方案概述本次超低排放改造，6台58MW锅炉的脱硫系统采用原氧化镁法脱硫工艺。
更换除雾器支撑结构，更换现有平板式除雾器为定制屋脊式高效除雾器，截留出口烟气所携带的雾滴和尘粒，更换循环泵、循环管道及喷淋层，塔体部分修补，大部分重新做防腐。
确保塔出口颗粒物达超低排放标准。
2 主要设计原则1 我方保证提供符合本技术方案和有关现行工业标准的全新的、功能齐全的优质产品及相应服务。
2 我方提供的产品完全符合技术规范的要求。
3 在签订合同之后，到我方开始制造之日的这段时间内，需方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，我方遵守这个要求，并不产生任何费用变化。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用【摘要】本文主要介绍了SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用。
文章从技术原理入手，详细解释了SNCR+SCR联合脱硝技术的工作原理和优势。
接着，介绍了循环流化床锅炉的特点以及超低排放改造的需求。
然后，通过应用案例分析了SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉中的实际应用效果。
对改造效果进行评价，并总结了该技术的优势，展望了未来的发展方向。
通过本文的介绍，读者可以深入了解SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的重要作用，为环保工作提供参考和借鉴。
【关键词】关键词：SNCR+SCR联合脱硝技术、循环流化床锅炉、超低排放、改造、应用案例、效果评价、优势、发展方向、总结。
1. 引言1.1 背景介绍传统的脱硝技术在循环流化床锅炉的超低排放改造中存在一定的局限性，效果不尽人意。
为此，SNCR+SCR联合脱硝技术应运而生。
这种联合脱硝技术通过将SNCR和SCR技术相结合，可以有效提高脱硝效率，减少氮氧化物排放并降低能耗。
SNCR+SCR联合脱硝技术被广泛应用于循环流化床锅炉的超低排放改造中，取得了良好的效果。
通过研究和应用SNCR+SCR联合脱硝技术，可以实现循环流化床锅炉的脱硝效果的进一步提升，符合环保要求，同时也可降低锅炉的运行成本，对促进循环流化床锅炉的可持续发展具有重要意义。
1.2 研究目的本文旨在探讨SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的应用情况，并分析其改造效果。
通过对该技术原理、循环流化床锅炉特点以及超低排放改造需求的分析，旨在深入了解该技术在实际应用中的效果和优势。
通过对应用案例的研究和改造效果的评价，旨在为类似项目提供借鉴和指导，促进循环流化床锅炉超低排放改造技术的推广和应用。
通过研究本文的探讨SNCR+SCR联合脱硝技术未来的发展方向，为相关领域的研究和实践提供参考，并为环境保护和节能减排做出贡献。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用1. 引言1.1 背景介绍循环流化床锅炉是一种广泛应用于工业生产中的热能设备，其在能源利用效率和环境保护方面具有重要意义。
循环流化床锅炉在燃烧过程中会产生大量的氮氧化物（NOx），对环境造成严重污染。
为了降低NOx排放，提高锅炉燃烧效率，减少对环境的影响，需要采取有效的脱硝技术进行改造。
传统的SCR（选择性催化还原）和SNCR（选择性非催化还原）脱硝技术各有局限，无法单独实现循环流化床锅炉的超低排放要求。
为此，将SNCR和SCR两种脱硝技术联合应用，组合成SNCR+SCR联合脱硝技术，成为一种先进的脱硝方案。
这种联合脱硝技术能够充分利用两种脱硝技术的优势，互补不足，达到更好的脱硝效果，并能在循环流化床锅炉的超低排放改造中发挥重要作用。
对于循环流化床锅炉超低排放改造，采用SNCR+SCR联合脱硝技术具有重要意义和深远影响。
通过对该技术的研究和应用，可以有效减少排放污染物，保护环境，提高能源利用效率，推动工业生产的可持续发展。
1.2 研究意义循环流化床锅炉是一种常见的燃煤锅炉，由于燃烧过程中会产生大量氮氧化物等有害气体，严重影响空气质量和健康。
为了实现燃煤锅炉的超低排放，采用SNCR+SCR联合脱硝技术成为一种重要的选择。
这项技术具有较高的脱硝效率和灵活性，能够有效降低氮氧化物的排放浓度，从而保护环境和人体健康。
通过研究SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉上的应用，可以为锅炉超低排放改造提供有效的技术支持，促进燃煤行业的可持续发展。
深入探究该技术在循环流化床锅炉上的实际应用意义重大，对于推动环保产业的发展和解决大气污染问题具有重要意义。
1.3 研究目的研究目的是利用SNCR+SCR联合脱硝技术对循环流化床锅炉进行超低排放改造，以实现大气污染物排放量的进一步降低。
通过深入探讨该技术在循环流化床锅炉中的应用与工程实施步骤，分析相关案例以及技术优势，旨在为工程实践提供可靠的技术支持和指导。
scr与sncr烟气脱硝的主要工艺
SCR与SNCR烟气脱硝的主要工艺氮氧化物排放标准的日趋严格促使学术界去更加深入地理解NOx的产生机理和减排措施,从而使得工程界有了更为有效的NOx解决方案,而若干脱硝工业装置的成功运行又使得立法越发的完善;从1943年Zeldovich提出热力NO的概念,到1989年一个基于化学反应动力学软件CHEMKIN的包含234个化学反应的NOx预测模型的建立,再到现今计算流体动力学Computational Fluid Dynamics, CFD软件STAR-CD或FLUENT与CHEMKIN的完全耦合解算NOx的生成,无一不给工程界提供了完备的技术后盾;从低氧燃烧、排气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程的改进到现今形式各异的脱硝工艺,立法界、学术界和工程界的交替作用使得脱硝工艺和市场日趋成熟和完善;选择性催化还原法Selective Catalytic Reduction, SCR选择性催化还原法Selective Catalytic Reduction, SCR是指在催化剂的作用下,以NH3作为还原剂,“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O;其原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利,后来日本在该国环保政策的驱动下,成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂,并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用;SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术,其主要反应方程式为：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O 18NH3+6NO2=7N2+12H2O 2或 4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O 2a选择适当的催化剂可以使反应1及2在200℃～400℃的温度范围内进行,并能有效地抑制副反应的发生;在NH3与NO化学计量比为1的情况下,可以得到高达80％～90％的NOx脱除率;目前,世界上采用SCR的装置有数百套之多,技术成熟且运行可靠;我国电力系统目前最大的烟气脱硝装置——福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采用的就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置的工艺,其SCR 部分的示意工艺流程如图1所示,主要由氨气及空气供应系统、氨气/空气喷雾系统、催化反应器等组成;液氨由槽车运送到液氨贮槽,输出的液氨经氨气蒸发器后变成氨气,将之加热到常温后送氨气缓冲槽备用;缓冲槽的氨气经减压后送入氨气/空气混合器中,与来自送风机的空气混合后,通过喷氨隔栅Ammonia Injection Grid, AIG之喷嘴喷入烟气中并与之充分混合,继而进入催化反应器;当烟气流经催化反应器的催化层时,氨气和NOx在催化剂的作用下将NO及NO2还原成N2和H2O;NOx的脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NOx的化学计量比、烟气中氧气的浓度、催化剂的性质和数量等;图1 SCR工艺流程图Schematic Selective Catalytic Reduction SCR processSCR系统的布置方式有三种,上述后石电厂的布置方式称为高温高尘布置方式,此外还有高温低尘及低温低尘的布置形式;高温高尘布置方式是目前应用最为广泛的一种,其优点是催化反应器处于300～400℃的温度范围内,有利于反应的进行,然而由于催化剂处于高尘烟气中,条件恶劣,磨刷严重,寿命将会受到影响;高温低尘布置方式是指SCR反应器布置在省煤器后的高温电除尘器和空气预热器之间,该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞,其缺点是电除尘器在300~400℃的高温下运行条件差;低温低尘布置或称尾部布置方式是将SCR反应器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后,催化剂不受飞灰和SO2的影响,但由于烟气温度较低,一般需要气气换热器或采用加设燃油或天然气的燃烧器将烟温提高到催化剂的活性温度,势必增加能源消耗和运行费用;SCR可能产生的问题主要有：1氨泄漏NH3 slip,是指未反应的氨排出系统,造成二次污染,采用合理的设计通常可以将氨的泄漏量控制在5ppm以内；2当燃用高硫煤时,烟气中部分SO2将被氧化生成SO3,这部分SO3以及烟气中原有的SO3将与NH3进一步反应生成氨盐,从而造成催化剂中毒或堵塞;其发生的主要副反应有：2SO2+O2=2SO3 32NH3+SO3+H2O=NH42SO4 4NH3+SO3+H2O=NH4HSO4 5这主要通过燃用低硫煤、降低氨泄漏量或将SCR反应器置于FGD系统后来控制或减少氨盐的生成;3飞灰中的重金属主要是As或碱性氧化物主要有MgO,CaO,Na2O,K2O等的存在会使催化剂中毒或活性显着降低;4过量的NH3可能和O2反应生成N2O,尽管N2O对人体没有危害,但近来的研究成果表明,N2O是造成温室效应的气体之一;其可能发生的反应为：2NH3+2O2=N2O+3H2O 6然而所有这些问题都可以通过选择合适的催化剂、控制合理的反应温度、调节理想的化学计量比等方法使之危害降到最低;SCR技术对锅炉烟气NOx的控制效果十分显着,具有占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等优点,是目前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策的控制措施,可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一;然而由于SCR需要消耗大量的催化剂,因此也存在运行费用高,设备投资大的缺点,同时对改造机组亦有场地限制,对设计水平提出了更高的要求;选择性非催化还原法Selective Non-Catalytic Reduction, SNCRSCR技术的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的50-60％左右,其运行成本很大程度上受催化剂寿命的影响,选择性非催化氧化还原法应运而生;选择性非催化氧化还原法Selective Non-Catalytic Reduction, SNCR工艺,或被称为热力DeNOx 工艺最初由美国的Exxon公司发明并于1974在日本成功投入工业应用;其基本原理是上述反应1在没有催化剂的情况下可以在900800℃～1100℃这一狭窄的温度范围内进行,而且基本上不与O2作用;SNCR法的还原剂除了NH3以外还可以采用尿素或其它氨基,其反应机理相当复杂;当用尿素作还原剂时其反应方程式可简单表示如下如下：H2NCONH2+2NO+1/2O2=2N2+CO2+H2O 7同SCR工艺类似,NOx的脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NOx的化学计量比、混合程度,反应时间等;研究表明,SNCR工艺的温度控制至关重要,若温度过低,NH3的反应不完全,容易造成NH3泄漏；而温度过高,NH3则容易被氧化为NO,抵消了NH3的脱除效果;温度过高或过低都会导致还原剂损失和NOx脱除率下降;通常,设计合理的SNCR工艺能达到高达30-70%的脱除效率,甚至80%的效率亦见文献报道; SNCR可能出现的问题同SCR工艺相似,比如氨泄漏,N2O的产生,当采用尿素作还原剂时,还可能产生CO二次污染等问题;然而通过合理的工艺设计和参数控制,这些隐患均可以降到最小;SNCR与SCR相比运行费用低,旧设备改造少,尤其适合于改造机组,仅需要氨水贮槽和喷射装置,投资较SCR法小,但存在还原剂耗量大、NOx脱除效率低等缺点,温度窗口的选择和控制也比较困难,同时锅炉型式和负荷状态的不同需要采用不同的工艺设计和控制策略,设计难度较大;SCR工艺与SNCR工艺的比较如表1所示;表1 SCR与SNCR工艺比较Table 1 Comparison of SCR and SNCR工艺名称选择性催化氧化还原法SCR 选择性非催化氧化还原法SNCRNOx脱除效率% 70-90 30-80操作温度℃200-500 800-1100NH3/NOx摩尔比氨泄漏ppm <5 5-20总投资高低操作成本中等中等SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者优势,将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛,用SCR工艺使逸出的NH3和未脱除的NOx进行催化还原反应;典型的联合装置能脱除84％的NOx,同时逸出NH3浓度低于10ppm;图2给出了SNCR/SCR联合工艺NOx的理论脱除效率曲线,横坐标和纵坐标分别表示单纯采用SNCR或SCR工艺时NOx的脱除效率,从图中可以看出,如果要达到50%的总脱除效率,并假如SNCR的效率为20%,那么SCR的效率只要不低于%就能满足要求;应当指出的是,图2并未考虑低氮燃烧器或燃烧改进引起的氮氧化物脱除,假如该效率以50%计,SNCR和SCR的效率分别为20%和%,那么总的NOx效率将高达75%;该分析方法也同样适合于其它联合工艺效率的估计,然而应当注意的是总的投资成本和运行费用并不一定由于联合工艺的采用而降低,烟气脱硝工艺的选择应根据具体的锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到的效率、还原剂供给条件、场地条件、预热器和电除尘器情况、FGD装置特点等因素综合考虑,以达到最佳的技术经济性能;图2 SNCR/SCR联合工艺NOx脱除效率SNCR/SCR process NOx control performance。
SNCR-SCR烟气脱硝技术及其应用分析
SNCR-SCR烟气脱硝技术及其应用分析发布时间：2023-05-15T07:48:30.450Z 来源：《福光技术》2023年6期作者：王家福[导读] 选择性催化还原法就是在催化剂存在的条件下，使各种还原性气体（如H2、CO、烃类、NH3）与NOx发生反应，将NOx转化为N2。
目前SCR已成为世界上应用最广泛、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术。
大唐阳城电厂有限责任公司山西晋城 048000摘要：燃煤电厂机组运行过程中，排放的烟气中含有大量的NOx，造成严重的环境污染，影响空气质量。
为降低烟气中NOx的排放量，加强环境保护，各燃煤电厂陆续开始增设脱硝装置。
目前，成熟的燃煤电厂NOx控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）和SNCR/SCR联用技术等。
本文主要介绍SNCR/SCR联用烟气脱硝技术。
关键词：SNCR-SCR；烟气脱硝技术；技术应用1选择性催化还原（SCR）技术选择性催化还原法就是在催化剂存在的条件下，使各种还原性气体（如H2、CO、烃类、NH3）与NOx发生反应，将NOx转化为N2。
目前SCR已成为世界上应用最广泛、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术。
1.1催化剂对SCR脱硝技术的影响催化剂是整个SCR系统的关键因素，催化剂的设计和选择要考虑NOx脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积等因素。
种类主要有以下3种：①金属催化剂，主要是Rh和Pd等，有较高的活性且反应温度较低，但价格昂贵；②金属氧化物类催化剂，主要是V2O5，Fe2O3，CuO 等；③沸石分子筛型，主要是采用离子交换方法制成的金属离子交换沸石。
形式主要有板式、蜂窝式和波纹板式3种。
1.2反应温度对SCR脱硝技术的影响由于催化剂种类繁多，对于不同的催化剂，其适宜的反应温度也各有差异。
如果温度太低，催化剂的活性较低，脱硝效率下降，达不到最佳的脱硝效果；相反，如果反应温度过高，会使催化剂材料发生相变，导致催化剂活性退化。
低氮燃烧加SNCR脱硝技术在220t／h锅炉上的应用
低氮燃烧加SNCR脱硝技术在220t／h锅炉上的应用摘要:根据NOx生成原理及控制技术,拟定了低氮燃烧加SNCR的脱硝工艺路线。
并结合某220t/h普通煤粉锅炉脱硝项目,分析了具体工艺流程和技术特点,并根据投运效果证明该路线的可行性。
关键词:低氮燃烧SNCR 脱硝锅炉在我国以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下,区域性大气污染问题日趋明显,长三角、珠三角和京津冀地区等城市群大气污染呈现明显的区域性特征,NOx的污染问题尚未得到有效控制,酸雨的类型已经从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转化。
燃煤锅炉作为主要NOx的排放源之一,对其进行减排是必须的,也是紧迫的。
随着国家对NOx的排放控制越来越严格,燃煤锅炉脱硝的工程应用技术不断发展。
目前对于现役中小型燃煤锅炉,采用高效低氮燃烧加SNCR脱硝技术已成主流。
1 NOx的产生与控制1.1 NOx的产生氮氧化物是化石燃料与空气在高温燃烧时产生的,包括一氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2)、氧化二氮(N2O)等。
在燃烧过程中,产生NOx 按生成机理分为以下三类:(1)在高温燃烧时,空气中的N2和O2在燃烧中形成的NOx,称为热力性NOx;(2)燃料中有机氮经过化学反应而生成的NOx,称为燃料型NOx;(3)在火焰边缘形成的快速性NOx。
其中燃料型NOx占60%～95%。
1.2 NOx的控制技术NOx控制技术主要包括:燃烧前NOx控制技术、燃烧中NOx控制技术和燃烧后NOx控制技术。
燃烧前控制主要是指通过处理,将燃料煤转化为低氮燃烧。
由于难度大,成本高,目前仅限于研究阶段。
燃烧中控制技术主要是指低氮燃烧技术。
低氮燃烧技术可分为:(1)低氮燃烧器;(2)烟气再循环;(3)燃烧分级燃料;(4)空气分级燃烧。
该方法系统简单,投资少,运行成本低,是最为经济的方法,但该方法脱硝效率有限,一般低于50%。
燃烧后NOx控制技术主要由选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)和SNCR-SCR混合法等。
【精品】低氮燃烧器OFA加SNCR联合脱硝技术
【关键字】精品低氮燃烧器、OFA加SNCR联合脱硝技术在2×220t/h煤粉炉的应用伍力摘要：本文介绍了低氮燃烧器、OFA加SNCR的联合脱硝技术在220t/h煤粉锅炉的应用，简述其技术特点和工艺流程,并通过试验测试了其脱硝率和对炉效率的影响。
该系统的投产为其以后的推广做出了范例。
关键词：220t/h煤粉炉低氮燃烧器OFA SNCR 脱硝1 前言2007年我国火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨。
据专家预测，若无控制，2020年我国氮氧化物排放量将达到3000万吨，氮氧化物带来的大气污染将会越来越严重，为了人类美好家园，为了子孙后代的蓝天白云，必须控制氮氧化物的排放。
我国早在2003年就出台文件要求电厂脱硝，“十二五”期间节能减排将增加“脱硝”这一约束性硬指标。
为此，广州石化自备电站煤粉炉开始实施脱硝技术改造。
1.1氮氧化物的产生机理在氮氧化物中，NO占有90% 以上，二氧化氮占5%-10% ，产生机理一般有燃料型、热力型和快速温度型三种：⏹热力型NOx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。
⏹快速型NOx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 。
⏹燃料型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。
电厂烟气脱硝方案SNCR
电厂烟气脱硝方案SNCRSNCR是选择性非催化还原技术的缩写，是一种常见的电厂烟气脱硝方案。
下面将详细介绍SNCR的原理、应用范围、工艺流程以及优缺点。
1.原理：SNCR通过在烟气中加入适量的氨水、尿素或其他含氮化合物，在高温下与烟气中的NOx反应生成氮气和水，达到脱硝的目的。
该反应是非催化的，反应生成的氮气和水蒸气随烟气一同排出。
2.应用范围：SNCR适用于NOx排放浓度较低（100-300mg/Nm³）的电厂烟气脱硝，尤其是燃煤电厂。
由于SNCR是一种后段脱硝技术，适用于烟气温度高于850℃的情况。
3.工艺流程：SNCR的工艺流程由氨水/尿素投加系统、反应器和混合器组成。
步骤一：氨水/尿素投加系统将氨水/尿素溶液通过喷嘴或喷淋装置加入脱硝区域。
一般来说，SNCR技术需要根据烟气NOx浓度、温度和氨水/尿素投加量来确定最佳的投加位置。
步骤二：反应器烟气与投加的氨水/尿素在反应器中混合和反应，通常需要在反应器中保持较高的温度和逗留时间，以确保反应充分进行。
步骤三：混合器将反应生成的氮气和水等副产物与烟气充分混合，以减少副产物的排放。
4.优缺点：优点：①相较于SCR技术，SNCR在设备投资和运行维护成本方面更低；②SNCR适用于已存在的电厂，不需要对锅炉和烟气处理系统进行大规模改造。
缺点：①由于SNCR是一种后段脱硝技术，对烟气温度和逗留时间有严格要求，不适用于烟气温度较低的情况；②SNCR的脱硝效率受到烟气氨含量、温度和逗留时间等多个因素的影响，脱硝效果可能不够稳定和可靠。
综上所述，SNCR是一种常见的电厂烟气脱硝方案，具有设备投资和运行成本较低、适用于已存在的电厂等优点。
然而，由于其适用范围受到烟气温度和逗留时间等因素的限制，脱硝效果可能不够稳定和可靠。
因此，在实际应用中，需要综合考虑SNCR的优缺点来选择最合适的烟气脱硝技术方案。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用循环流化床锅炉是一种高效、节能的锅炉设备，被广泛应用于电厂、化工厂、钢铁厂等工业领域。
随着环保要求的不断提高，循环流化床锅炉的排放标准也面临着更严格的挑战。
为了满足国家对大气污染物排放的限制要求，循环流化床锅炉的超低排放改造变得尤为重要。
在此背景下，SNCR+SCR联合脱硝技术成为了一种常用的改造方案，其在循环流化床锅炉超低排放改造中的应用也备受关注。
SNCR技术（Selective Non-Catalytic Reduction）是一种选择性非催化还原技术，通过向燃烧过程中喷射氨水或尿素溶液，将燃烧产生的氮氧化物（NOx）还原成氮气和水。
这种技术具有投资成本低、易于实施等优点，因此在循环流化床锅炉脱硝改造中得到广泛应用。
SNCR技术在脱硝效率、氨气逸失和氨气与其它污染物之间的协同效应等方面存在一定的局限性。
针对循环流化床锅炉超低排放改造的要求和SNCR、SCR技术各自的优缺点，研究者开始探索将这两种脱硝技术进行联合应用的可能性。
SNCR+SCR联合脱硝技术利用了两种技术的优点，可以有效降低NOx排放浓度，并且减少氨气逸失，是一种理想的超低排放改造方案。
在循环流化床锅炉中实施SNCR+SCR联合脱硝技术，需要克服一些技术难点。
首先是脱硝催化剂的选用和催化剂的布置。
选择合适的催化剂对SCR脱硝技术的效率有着至关重要的影响，而在循环流化床锅炉中催化剂布置也会受到燃料特性和燃烧特性的影响。
其次是氨气的进量控制和反应温度的控制。
在SNCR+SCR联合脱硝过程中，氨气的进量和反应温度需要严格控制，以保证脱硝效率的同时避免氨气逸失和硝化物的生成。
还需要注意SNCR和SCR两种技术的协同效应。
在SNCR+SCR联合脱硝过程中，氨气的加入要与燃烧过程中产生的霍尔效应和还原性物质相结合，以提高脱硝效率。
研究者需要通过模拟实验和现场试验，获得最佳的SNCR和SCR技术配比和运行参数，以实现最佳的脱硝效果。
水泥厂脱硝技术简介
水泥厂脱硝水泥厂脱硝主要是脱去烟气中的NOx（氮氧化物），脱硫就是脱去烟气中的SO2（二氧化硫），这两种物质进入大气会形成酸雨，酸雨对人类的危害非常大，所以现在国家一直在提倡环保，以煤炭为燃料的烟气都含有这些物质，特别是火电厂，现在建火电厂都要同时建设脱硫，脱硝现在国家还没有开始强制上。
水泥厂的烟气脱硝技术主要有选择催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）选择催化还原法（SCR），脱硝效率达到95%，是目前公认最有前景的技术. 用NH3作还原剂将NOx催化还原为N2；烟气中的氧气很少与NH3反应，放热量小.选择性非催化还原法（SNCR），脱硝效率在30%—50%之间, 在高温和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应；烟气中的氧参与反应，放热量大。
其他方法正在逐步淘汰出市场，不予介绍。
一、选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。
具体为采用氨（NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。
该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm,设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。
二、SCR烟气脱硝技术工艺原理4NH3+4NO+O2->4N2+6H2O8NH3+6NO2->7N2+12H2O三、SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气下游，位于锅炉出口和空气预热器之间，此时气体温度为300～4000C，是脱硝反应的最佳温度区间，一般利用氨作为反应剂，烟气在进入脱硝反应器之前,首先将NH3和空气的混合气体(氨气5%)导入，氨气由许多精密喷嘴均匀分配在烟气通道的横断面上,烟气由上向下流动，催化剂上表面保持一定的温度, NOx在催化剂表面和氨气反应生成N2和H2O，而作为空气组成部分的N2和H2O对大气不会产生污染。
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低氮燃烧加SNCR脱硝技术改造1锅炉NOx生成与控制1.1 NOx生成燃煤锅炉排放的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5～10%，N2O量只有1%左右。
理论上NOx的生成有三条途径，即：热力型、燃料型与瞬态型。
其中，燃料型NOx所占比例最大。
1.2 NOx控制燃煤锅炉的NOx控制主要分为炉内低NOx燃烧技术和炉后烟气脱硝技术两类，其控制机理主要为炉内低NOx燃烧技术主要通过控制当地的燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN 与NH3等中间产物来抑制与还原已经生成的NOx。
对于炉膛出口烟气中的NOx，可在合适的温度条件或催化剂作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将NOx还原成无害的N2和H2O。
经过多年研究与发展，燃煤锅炉的NOx控制技术已日趋成熟，国内外广泛采用的NOx 控制技术主要有：低NOx燃烧器、空气分级、燃料分级、燃料再燃、选择性催化还原SCR、选择性非催化还原SNCR、SNCR/SCR混合法等。
根据NOx控制要求不同，这些技术既可以单独使用也可以组合使用。
神木发电公司的两台燃煤锅炉均采用直流燃烧器，因此低NOx燃烧器的技术分析只针对直流燃烧器。
（1）低NOx燃烧器NOx燃烧器采用特定机构将煤粉浓缩分离，在燃烧初期形成局部的煤粉浓淡偏差燃烧来控制NOx生成。
低NOx燃烧器的脱硝效率约为20～40%。
（2）炉内空气分级煤粉燃尽前，在低NOx燃烧器的火焰下游维持一定程度的还原性气氛，是进一步控制炉内NOx生成的一个重要措施。
常规手段是改变传统集中送风的方式，将部分助燃空气从主燃烧器区域分离出来，通过燃烧器上方的喷口送入炉内，在炉膛高度方向形成空气分级（SOFA）燃烧的模式。
分级风主要用于后期的煤粉与CO燃尽。
分级风主要有紧凑型、单级分离型及多级分离混合型等三种。
空气分级与低NOx燃烧器相配合，可降低NOx排放约40～60%。
空气分级程度及分级风喷口与主燃烧器区域的距离，决定了燃烧器区域的还原性气氛程度及煤粉在欠氧条件下的停留时间，从而影响到NOx的生成浓度。
为改善早期低NOx燃烧系统所存在的煤粉燃尽程度低、水冷壁结渣及高温烟气腐蚀等缺陷，现代低NOx燃烧系统采取边界风、侧壁风、二次风大偏斜及浓淡偏差燃烧等措施，在燃烧器喷嘴附近或炉膛中央营造欠氧燃烧环境，并使水冷壁处于氧化气氛，提高煤粉初期的燃烧速度。
此外，利用新型燃尽风喷口结构，强化分级风的穿透能力，提高分级风与烟气的混合程度，改善煤粉与CO的后期燃尽。
（3）燃料再燃炉内空气分级使煤粉燃烧初期处于欠氧环境，在一定程度上会延迟燃烧。
为在控制NOx生成的同时，还不降低煤粉燃尽。
再燃技术将高效低NOx燃烧器、燃料再燃及空气分级等技术结合在一起，利用再燃过程的中间产物还原已经生成的NOx，在炉膛内形成主燃区、再燃区和燃尽区。
约80～85%的一次燃料喷入主燃区，在氧化气氛（α=1.1～1.15）下剧烈燃烧；约15～20%的二次燃料（天然气、油或高挥发分的超细煤粉）于再燃区喷入炉膛，在强还原气氛（α=0.7～0.9）条件下，二次燃料燃烧产生大量碳氢原子团（HCN），将来自主燃烧器区域的NOx还原成N2；剩余二次风由OFA喷口送入燃尽区，富氧（α=1.15）燃烧未燃烬碳与CO。
再燃技术在控制NOx排放的同时，兼顾燃尽、结渣与腐蚀等锅炉性能，是目前最先进的低NOx燃烧技术，NOx降低率约为50～70%。
该技术的NOx控制能力与炉膛沿程上的氧量控制密切相关，对锅炉的运行操作方式及控制精度要求非常高。
（4）低NOx燃烧优化系统炉膛内的煤粉燃烧是一个复杂的整体系统，通过低NOx燃烧优化控制系统量化各参数之间的非线性内在关系，可充分挖掘现有燃烧装置的NOx控制潜力。
燃烧优化系统利用多变量非线性回归学习方法，将热力试验数据与历史数据相结合，在控制变量（锅炉效率、空气系数、过热汽温、再热汽温、烟气成分等）、操作变量（风量、小风门开度、风箱与炉膛差压等）以及扰动变量（煤质组成、负荷要求、大气环境变化等）之间，构造出一种对应关系。
当扰动变量发生变化时，燃烧优化系统操作变量进行精确调节，以维持控制变量处于良好状态。
低NOx燃烧优化系统是通过精确调节运行方式来实现NOx控制的，可降低NOx排放约10～30%。
其NOx控制能力受到現有硬件设备性能的制约，且难以兼顾隐性模糊变量（结焦程度与腐蚀等），易导致锅炉燃烧方式走向极端，影响锅炉其它性能。
（5）选择性非催化还原技术（SNCR）在炉膛出口与屏式过热器附近烟气温度约850～1150℃区间，向炉内喷射氨水或尿素溶液，将高温烟气中的NOx直接还原成无害的N2和H2O。
SNCR技术的脱硝效率约为30～50%，氨逃逸浓度可控制在10μL/L以下，适用于NOx减排要求相对较低的情况。
SNCR系统的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的位置起决定性作用。
2锅炉设计参数及煤种2.1锅炉设计参数2.2设计煤种神木发电有限公司2×110MW锅炉燃煤为混烟煤，主要使用周边大柳塔煤矿生产的原煤与部分小窑煤生产的烟煤的混合。
单台锅炉燃煤量约为47t/h，两台锅炉每天燃煤约2256t/d。
3低NOx燃烧改造方案3.1性能要求综合分析国内外相关的低NOx燃烧技术，对于本工程通过燃烧技术的升级改造，要求达到如下性能要求：（1）NOx排放浓度控制在350mg/Nm3；（2）锅炉效率降低绝对值不超过0.5%；（3）不引起锅炉结渣与高温烟气腐蚀；（4）不改变锅炉最大出力，保证主汽温及压力在正常范围。
3.2工艺方案针对中电国华神木发电有限公司锅炉的燃烧技术与锅炉性能现状，燃烧技术改造方案（如图1）。
低NOx燃烧器改造方案的思路是在保持锅炉原四角切圆直流燃烧器设计原则不变的前提下，充分利用原燃烧器的优点，合理增加布置SOFA风，改进其它燃烧器喷口结构，以达到基本保持原有飞灰含碳量、炉渣含碳量、锅炉效率不变、锅炉蒸汽参数稳定、NOx排放量下降的目的，具体如下：（1）沿高度方向上二次风进行重新分配，增设三层高位燃尽风，燃尽风总量在30%左右，燃尽风取自左右侧两个大风箱。
这三层燃烬风分隔布置，逐步进入炉内燃烧。
燃烬风结构上可实现上下左右摆动，运行时通过喷口摆动角度的调整，达到一最佳效果。
（2）对一次风喷口进行调整，采用水平浓淡燃烧技术。
煤粉浓淡分离器将大部分煤粉分离到浓侧，实现燃烧前期的氧量控制，使得挥发份氮转化为N2，从而降低挥发分NOx的生成；淡侧煤粉量很少，空气系数较高，煤粉热解过程温度相对较低，挥发份N向NOx的转化率也将降低。
（3）对一、二次风切圆直径进行优化，实现径向空气分级燃烧。
合理的一、二次风射流夹角除了可以控制NOx生成，还可以在炉内形成“风包粉”的燃烧效果，既可以保证稳定燃烧，又能降低水冷壁高温腐蚀风险，并防止水冷壁结渣。
（4）在一次风喷口周围新增周界风喷口，并且偏置周界风喷口，向火侧周界风量较小，背火侧周界风量较大，可以在水冷壁附近形成局部富氧环境，降低水冷壁结焦风险。
同时周界风喷口与一次风煤粉射流成一定夹角，可以起到防止煤粉冲刷水冷壁、保护喷口，调节着火距离以及实现细部空气分级的作用，对控制NOx排放有利。
通过以上技术措施，保证锅炉NOx排放达到改造要求，同时锅炉效率不降低，蒸汽参数正常，锅炉运行稳定。
3.3电气、仪表及控制系统（1）电气系统。
低氮燃烧改造系统用电负荷主要包括新增风门执行机构及仪表。
现场从DCS间铺设电源线，为新增加的设备提供电源。
压力变送器、电动执行器反馈信号、分析仪表采用4-20mA信号送至电厂原DCS系统。
执行器给定信号接受原电厂DCS4-20mA信号。
（2）控制系统。
低氮燃烧改造控制系统的自动监测与控制进入电厂DCS系统，可以在DCS上面实现对风门执行机构和SOFA喷口上下摆动的自动调节，运行参数自动检测和储存，使系统实现自动控制。
操作人员通过键盘、鼠标就能完成风门执行系统的开关操作，并实时监视烟气分析数据。
整个系统受电厂原DCS系统控制。
4 SNCR改造方案4.1性能要求通过低NOx燃烧器将NOx降低到约350mg/Nm3基础上，可采用SNCR装置将NOx降低到约200mg/Nm3，脱硝效率约43%，同时要求氨逃逸浓度小于10μL/L，对锅炉效率的影响低于0.5%。
4.2工艺设计参数针对中电国华神木电厂2台锅炉的NOx排放现状与NOx控制要求，SNCR装置与低NOx 燃烧器相结合时的初步设计参数（如表3）。
4.3工艺布置考虑到炉膛截面尺寸为9.98×9.98m，SNCR只采用墙式喷枪就能有效保证还原剂与烟气的充分混合，SNCR合适的反应温度在870～1150℃之间，根据炉膛温度分布的特点，合适的温度区间大概在锅炉折焰角附近，同时为了满足锅炉负荷变化时炉膛温度的变化，SNCR墙式喷枪应多层布置（SNCR喷枪布置示意图3）根据SNCR喷枪布置示意图，可分3层布置，以满足不同负荷下SNCR反应所需，实际投运时，一般只投运1层，喷射层的高度要根据低NOx燃烧器改造后的炉膛温度场再决定。
根据现场勘查，折焰角上下的炉壁安装条件较好，前后左右侧均可以布置喷枪，每层建议布置9～15支喷枪，单台锅炉约布置34支喷枪。
SNCR采用墙式喷枪就能有效保证还原剂与烟气的充分混合，SNCR合适的反应温度在870～1150℃之间，根据炉膛温度分布的特点，合适的温度区间大概在锅炉折焰角附近，同时为了满足锅炉负荷变化时炉膛温度的变化，墙式喷枪采用气力雾化方式，雾化粒径的大小可通过调整雾化介质的压力进行调整，雾化介质既可以采用压缩空气，也可以采用低压蒸汽。
通过调整喷枪的喷枪动量、流量及雾化压力来实现不同负荷工况下粒径的穿透深度，从而促进还原剂与烟气的混合，提高脱硝率，降低NH3逃逸。
SNCR烟气脱硝系统主要还原剂为工业尿素，由还原剂储存供应系统、稀释水系统、流量控制系统和喷射系统四个系统满足要求。
5实际运行效果神木公司于2014年10底完成了两台锅炉NOx燃烧改造和SNCR改造，根据机组不同运行工况分析：在110MW时，锅炉低氮燃烧投运，喷氨系统停运时，空预器入口处平均烟气温度为410.5℃，NOX平均浓度为181.0mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；喷氨系统投运后，实测空预器入口处平均烟气温度为431.9℃，NOX平均浓度为124.1mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硝效率为31.4%，NH3逃逸率2.10mg/m3。
在100MW 时，锅炉低氮燃烧投运，喷氨系统停运时，实测空预器入口处平均烟气温度为410.5℃，NOX 平均浓度为195.0mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；喷氨系统投运后，实测空预器入口处平均烟气温度为418.8℃，NOX平均浓度为123.3mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硝效率为36.8%，NH3逃逸率0.76mg/m3在。