锅炉SNCR烟气脱硝方案
选择性非催化还原SNCR烟气脱硝技术
选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝技术
一、工艺原理
选择性非催化还原法（SNCR）一般采用炉内喷氨、尿素或氢氨酸作为还原剂还原NOx 。
还原剂只和烟气中的NOx 反应，一般不与氧反应，该技术不采用催化剂，所以这种方法被称为选择性非催化还原法（SNCR ）。
由于该工艺不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。
还原剂喷入炉膛温度为850 ～1100 ℃的区域，迅速热分解成NH3，与烟气中的NOx 反应生成N2和水。
该技术以炉膛为反应器。
SNCR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30% ～60% ，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOx 燃烧技术的补充处理手段。
采用SNCR 技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原
剂。
在850 ～1100 ℃范围内，NH3或尿素还原NOx 的主要反应为：
二、系统组成
SNCR 系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：
⑴接收和储存还原剂；
⑵还原剂的计量输出、与水混合稀释；
⑶在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；
⑷还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
SNCR 系统采取模块方式进行设计、制造，主要由还原剂循环模块、还原剂的水稀释模块、还原剂计量模块、还原剂均分模块、还原剂注入器等模块化组件构成。
三、技术特点
⑴技术成熟可靠
⑵还原剂有效利用率高
⑶初次投资低
⑷系统运行稳定
⑸设备模块化，占地小
⑹无副产品，无二次污染四、技术参数。
sncr脱硝原理及工艺
sncr脱硝原理及工艺
脱硝是指将燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）转化为较为无害的氮气（N2）或氨（NH3）的过程。
脱硝在工业生产中非
常重要，尤其是对于电力、钢铁、化工等行业而言。
Sncr是
一种常用的脱硝工艺，下面将介绍其原理和工艺过程。
1. Sncr脱硝原理：
Sncr脱硝主要利用氨水或尿素溶液与燃烧过程中的NOx发生
化学反应，将其转化为氮气或氨。
这种反应在高温下进行，需要满足适当的反应温度和氨水的投加量。
2. Sncr脱硝工艺过程：
（1）烟气进入SNCR反应器：燃烧产生的烟气进入SNCR反
应器中，反应器中设置有适当的喷射装置，用于喷射氨水或尿素溶液。
（2）氨水或尿素喷射：通过喷射装置，将氨水或尿素溶液喷
射到烟气中。
喷射后的氨水或尿素溶液与烟气中的NOx发生
反应，将其转化为氮气或氨。
（3）反应温度控制：Sncr脱硝反应需要在一定的温度范围内
进行，通常为800°C-1100°C。
通过调节喷射装置和燃烧设备，控制烟气的温度在适宜的范围内。
（4）反应产物处理：脱硝反应后的烟气中生成的氮气或氨进
入气体处理系统进行进一步处理，以确保排放的气体符合环保要求。
Sncr脱硝工艺具有脱硝效率高、操作简单、设备布局灵活等
优点，广泛应用于不同工业领域。
但同时也存在氨逃逸、不适
用于高浓度NOx气体等问题，因此在实际应用中需要综合考虑各种因素，选择合适的脱硝工艺。
吨锅炉SNCR烟气脱硝装置工程技术方案
吨锅炉SNCR烟气脱硝装置工程技术方案一、方案背景随着环保意识的日益增强，大气污染物排放的治理成为工业生产过程中的重要环节。
燃煤锅炉烟气中的氮氧化物（NOx）是大气污染物的重要组成部分，严重影响空气质量和人体健康。
为了减少锅炉烟气中NOx的排放量，SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）烟气脱硝技术应运而生。
二、技术原理SNCR烟气脱硝技术是指通过在燃烧过程中注入尿素溶液或氨水，利用氨与NOx在高温下进行还原反应，生成氮气和水蒸气，从而达到脱硝效果。
三、工程设计1.设计参数根据吨锅炉的实际情况确定SNCR烟气脱硝装置的设计参数，包括烟气温度、烟气流量、NOx浓度等。
同时，还需要考虑到尿素溶液或氨水注入的量、注入位置以及注入方式等参数。
2.脱硝装置设计（1）脱硝装置的主要构成部分包括喷嘴、混合器、反应器等。
喷嘴和混合器的设计需要考虑到烟气流动特性，以确保尿素溶液或氨水能够均匀地注入到烟气中。
反应器的设计需要考虑到反应时间和反应温度等因素，以实现高效的脱硝效果。
（2）优化脱硝装置的结构和布局，尽量减少压降和阻力，提高脱硝效率。
同时，还应考虑到装置的可靠性和安全性。
3.控制系统设计脱硝装置需要配备一个控制系统，用于监测和控制脱硝过程。
控制系统应具备自动调整尿素溶液或氨水注入量的功能，使脱硝效果始终保持在预定范围内。
同时，还需要配备一套数据采集系统，以便对脱硝效果进行监测和分析。
四、施工方案1.施工准备准备相关的施工材料和设备，包括喷嘴、混合器、反应器等。
同时，还需要安排施工人员进行相关技术培训，确保施工过程的安全和质量。
2.施工过程（1）安装脱硝装置的主要构件，包括喷嘴、混合器、反应器等。
安装过程中需要注意构件之间的连接和密封，以确保装置的正常运行。
（2）进行管道连接工作，将尿素溶液或氨水的供应管道与脱硝装置连接起来。
管道连接过程中需要确保密封性和可靠性，以避免泄漏事故的发生。
(完整版)SNCR+SCR方案
NH3为还原剂 4NH3+ 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O
SNCR通常采用的还原剂有氨水、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表3.1所列。
表3.1 不同还原剂特点
还原剂
特点
尿素
•安全原料 (化肥)
•便于运输
•脱硝有效温度窗口较宽
•溶解要消耗一定热量
氨水
•运输成本较大
锅炉烟气SNCR+SCR脱硝
技
术
投
标
文
件
绿能环保工程有限公司
二零一四年二月
一
目前主流的烟气脱硝技术有选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性催化还原技术（SCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。
SNCR技术
研究发现，在800～1250℃这一温度范围内、无催化剂作用下，氨水等还原剂可选择性地还原烟气中的NOx生成N2和H2O，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR脱硝技术。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用末反应氨进行催化反应结合起来，或利用SNCR和SCR还原剂需求量不同，分别分配还原剂喷入SNCR系统和SCR系统的工艺有机结合起来，达到所需的脱硝效果，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到60～80%，氨的逃逸小于4mg/Nm3。图3.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。
没有压力损失
催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低
燃料及其变化的影响
燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活少，更换催化剂的总成本较SCR低
SNCR脱硝技术方案
SNCR脱硝技术方案SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是一种选择性非催化还原脱硝技术，用于降低燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）的排放。
它是一种相对经济和有效的脱硝方法，广泛应用于燃煤锅炉、电厂和工业烟气排放等领域。
SNCR脱硝技术的基本原理是在燃烧过程中，通过向燃烧室或烟气道喷射一种或多种适当的还原剂，如氨水、尿素溶液等，使其与燃烧产物中的NOx发生反应生成氮气和水。
SNCR脱硝技术的优点在于不需要使用昂贵的催化剂，操作简单、成本低，但其脱硝效率相对较低，通常在30%~70%之间。
1.确定最佳喷射位置：喷射位置的选择是关键的一步。
通常在燃烧室出口、过热器顶部和脱硝催化剂之前是合适的喷射位置。
通过调整喷射位置可以达到最佳脱硝效果。
2.确定还原剂投入量：还原剂的投入量也是决定脱硝效率的重要因素。
适当的投入量可以使还原剂与NOx充分反应，但过量投入可能会产生副产品，如氨逃逸。
投入量可以通过实验室试验和现场测试得出。
3.确定喷射时间：喷射时间的控制也是关键的一步。
通常根据燃烧过程中的NOx生成特征，选择合适的喷射时间。
一般在燃烧室温度较高的区域喷射，确保还原剂与NOx充分接触并发生反应。
4.确定温度和浓度范围：最适宜的还原剂浓度和温度范围取决于燃料种类、燃烧设备类型等因素。
一般来说，在1400℃~1600℃的温度下，5%~12%的氨浓度是有效脱硝的范围。
5.监测和调整：在实际运行中，需要不断监测脱硝效果和排放水平，并根据监测结果进行调整。
可以通过在线氮氧化物分析仪监测排放浓度，并根据结果调整还原剂投入量等参数。
总之，SNCR脱硝技术是一种经济有效的脱硝方法，在工业排放和燃煤锅炉等领域得到广泛应用。
通过合理的喷射位置、还原剂投入量、喷射时间和温度浓度范围的选择，可以实现较低的NOx排放水平。
混合SNCRSCR烟气脱硝技术
混合SNCR/SCR烟气脱硝技术引言烟气中的氮氧化物（NOx）是一类对大气环境具有严重危害的化学物质。
煤炭和石油的燃烧过程中产生的NOx排放量高，对空气质量和人类健康造成威胁。
为了控制烟气中的NOx排放，研发了多种不同的脱硝技术。
其中混合SNCR/SCR烟气脱硝技术是一种高效且经济的方法。
本文将介绍混合SNCR/SCR烟气脱硝技术的原理、应用和优势。
混合SNCR/SCR烟气脱硝技术的原理混合SNCR/SCR烟气脱硝技术是一种结合了选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）的方法。
具体原理如下：1.SNCR：选择性非催化还原是利用还原剂（例如氨水、尿素溶液）在高温下与NOx反应生成氮气和水。
这种反应过程发生在燃烧室或锅炉的燃烧区域中，通过调节还原剂的喷射位置和流量，可以实现对烟气中NOx的脱硝效果。
2.SCR：选择性催化还原是利用SCR催化剂（通常为氨基催化剂）在低温下催化氨和NOx之间的反应。
这种反应需要在还原剂（氨水、尿素溶液）的存在下进行，并且必须在一定的温度范围内才能实现高效的脱硝效果。
SCR 催化剂通常被放置在锅炉尾部或烟囱内的催化反应器中，烟气经过催化剂层时，NOx与氨发生反应生成氮气和水。
混合SNCR/SCR烟气脱硝技术是将SNCR和SCR两种脱硝方法结合起来，既能在高温区域降低NOx排放，又能在低温区域进一步脱硝，达到更高的脱硝效率。
混合SNCR/SCR烟气脱硝技术的应用混合SNCR/SCR烟气脱硝技术主要应用于煤炭和石油燃烧等高温烟气脱硝领域。
以下是一些典型的应用案例：1.火电厂：混合SNCR/SCR烟气脱硝技术在火电厂的锅炉烟气处理中得到广泛应用。
通过在燃烧过程中添加适量的还原剂和催化剂，可以降低烟气中的NOx排放量，符合环保要求。
2.钢铁工业：钢铁生产过程中产生的高温烟气中含有大量的NOx，采用混合SNCR/SCR烟气脱硝技术可以有效地降低NOx排放，保护环境和工人的健康。
锅炉SNCR烟气脱硝技术方案
一、项目总说明1.1、项目背景现有220t/h锅炉三台，脱硫除尘系统已经投运。
烟气脱硫运行过程中存在脱硫率低下以及运行成本过高等诸多问题。
现如今随着人们对环境的要求越来越高，以及环保部门对从锅炉烟囱排出的废气物的排放监控越来越严格，排放标准也越来越严厉。
根据环保有关规定，SO2的排放浓度要低于100mg/m3,粉尘颗粒物排放浓度要低于30mg/m3, 氮氧化合物排放浓度要低于100mg/m3,污染物排入大气必须达标排放。
1.2、项目目标本工程的目的就是在上述建设背景和有关法规要求下对该项目原有污染物治理和工艺系统进行改造，在不影响现有锅炉工况条件下，使该系统能有效减少中各项污染物的排放，保证尾气达标排放，实现良好的经济效益和环保效益，并尽可能利用现有设施资源，把项目改造费用降到最低。
1.3、概述本工程针对现有3台220t/h流化床锅炉脱硫系统采用亁峰顺驰烟气脱硫技术进行改造，将原有简易双碱法系统改为石灰石石膏法系统，三套烟气脱硫塔装置改造、一套新型工艺系统设备、改造配套电气仪表系统。
锅炉出口到引风机出口之间工艺系统的所有设备；详细分工界线内容如下（暂定，最终以招标文件为准）：a、220T流化床炉脱硫电气仪表系统1套。
b、制浆系统1套。
c、改建水泥脱硫塔3台。
d、脱硫塔工艺循环系统1套。
e、土建改造系统1套。
f、脱水系统1套。
g、管道系统3套。
脱硫前烟气中SO2原始排放浓度：设计时按工况下最大SO2浓度6043mg/m3考虑，烟气脱硫后达到如下指标：SO2浓度≤100mg/m3。
工程改建后脱硫系统运行时采用石灰石做为脱硫剂。
1.3.1、主要特点本除尘脱硫系统主要特点如下：1)改建后脱硫系统采用3×220t/h流化床锅炉和配一套脱硫系统脱硫的处理方式。
2)脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫方法，脱硫系统副产物为硫酸钙沉淀物。
3)改造后的脱硫系统采用空塔喷淋塔吸收技术，塔内喷淋及布流装置采用最优化设计，液气比远远低于传统的石灰石-石膏法烟气脱硫技术，液气比仅为4.85L/Nm3。
(完整版)SNCR+SCR方案
锅炉烟气 SNCR+SCR 脱硝
技 术 投 标 文 件
1
绿能环保工程有限公司 二零一四年二月
(完整版)SNCR+SCR 方案
目录
一、烟气脱硝技术介绍 ........................................................... 3 二、本项目 SNCR+SCR 方案设计................................................... 12
4
(完整版)SNCR+SCR 方案
图 3。1 SNCR 工艺系统流程图 SNCR 烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成：
还原剂的接收和溶液制备; 还原剂的计量输出; 在锅炉适当位置注入还原剂; 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 SCR 技术
5
(完整版)SNCR+SCR 方案
选择性催化剂还原(SCR）技术是在烟气中加入还原剂(最常用的是氨和氨水）,在催化剂和 合适的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化 反应，生成无害的氮气和水.主要反应如下:
几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如表 3.2 所列。
表 3。2 SCR、SNCR、SNCR/SCR CR/SCR 技术
反应剂 NH3
氨水或氨水
NH3
反应温 度
320～400℃
800～1250℃
前段：800～1000℃， 后段：320～400℃
8
催化剂 V2O5-WO3/TiO2
SNCR 烟气脱硝的主要反应为： NH3 为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O
锅炉SNCR烟气脱硝方案
锅炉SNCR烟气脱硝方案SNCR工艺原理是通过燃烧室内的高温和氧化氮产生的氮氧化物（NOx）与添加的尿素或氨水在高温下发生非催化还原反应，使其转化为氮气和水，并降低烟气中的NOx排放。
SNCR适用于大部分工业锅炉和燃煤电厂，是一种较为经济、简单的烟气脱硝技术。
SNCR烟气脱硝方案主要包括尿素/氨水注射系统、煤粉输送系统、烟气分布系统和控制系统等。
尿素/氨水注射系统是SNCR中的核心部分，主要由尿素/氨水储罐、针型喷嘴、注射管道和控制阀组成。
尿素/氨水储罐用于储存尿素或氨水溶液，针型喷嘴则负责将尿素/氨水注入燃烧室或烟道中。
注射管道将尿素/氨水从储罐输送至喷嘴，并通过控制阀来控制喷嘴的喷射量和喷射时间。
煤粉输送系统用于将燃料煤粉输送至锅炉燃烧室中与烟气混合燃烧，保证燃烧室内的高温和足够的氧气供给，以促进SNCR反应的进行。
烟气分布系统主要包括进口烟气温度探头、烟气均匀分布管道和喷射孔。
进口烟气温度探头用于测量烟气进口温度，并反馈给控制系统进行调节。
烟气均匀分布管道将烟气均匀分布至喷射孔，保证SNCR反应在整个燃烧室内均匀进行。
控制系统是SNCR方案的关键部分，通过监测烟气进口温度、氨水注射量和氮氧化物排放浓度等参数，实时调节注射量和注射时间，以达到最佳的脱硝效果。
控制系统还可以与锅炉的自动控制系统相连接，实现自动调节和运行。
在实际应用中，锅炉SNCR烟气脱硝方案需要根据具体的锅炉类型、燃料特性和脱硝要求进行设计和调整。
通过合理的系统设计、准确的控制和优化的操作，可以达到较高的脱硝效果，并减少对环境的污染。
但同时也需要注意SNCR过程中可能产生的副反应和副产物，以及涉及到的安全和环保问题。
锅炉SNCR烟气脱硝方案计划
×××公司3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉烟气脱硝工程（SNCR法）xxx有限公司年月目录1 概述 (1)1.1 项目概况 (1)1.2 主要设计原则 (1)1.3 推荐设计方案 (1)2 锅炉基本特性 (3)3 本项目脱硝方案的选择 (4)4 工程设想 (5)4.1 系统概述 (5)4.2 工艺装备 (6)4.3 电气部分 (7)4.4 系统控制 (8)4.5 供货范围清单 (9)4.6 脱硝系统水、气、电等消耗 (14)4.7 脱硝系统占地情况 (14)5 工程实施条件和轮廓进度 (15)1概述1.1项目概况现有3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR烟气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。
8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000 mg/Nm3,要求采用SNCR脱硝后NOx 排放浓度小于400 mg/Nm3，脱硝效率需大于55％，采用20%氨水溶液作为还原剂。
1.2主要设计原则(1)脱硝设计效率应满足用户要求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。
(2)采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。
(3)脱硝系统应能持续稳定运行,系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运行。
(4)脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
SNCR尿素炉内脱硝技术方案
SNCR尿素炉内脱硝技术方案目录一、技术规范 (2)二、供货范围 (39)三、设计范围和设计联络会 (43)四、技术资料内容和交付进度 (49)五、项目交付进度 (52)六、检验、试验和验收 (53)七、技术培训 (57)八、现场技术服务与调试 (60)一、技术规范1.1 总则本技术方案适用于20吨锅炉烟气脱硝工程供货、系统设计、安装调试项目。
提出了该系统的功能设计、结构、性能、安装和调试等方面的技术要求。
土建部分由我方设计出图，需方采购、施工并安装。
脱硝（SNCR）主要的原则及技术要求：（1）本项目采用选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR）工艺。
（2）本项目的还原剂采用20%尿素水。
（3）SNCR脱硝系统满足全天24小时连续运行，年运行时间大于7200小时。
（4）SNCR脱硝系统使用寿命不低于10年。
（5）脱硝装置可用率不低于98%；（6）系统装置先进、安全、可靠、便于运行维护；（7）工艺流程合理、装置布置简洁、美观；（8）设1套还原剂制备和输送公用系统。
（9）烟气脱硝装置的控制系统采用PLC控制系统。
（10）SNCR设计出口NOx浓度小于200mg/Nm3。
SNCR设计脱硝效率大于60%。
本技术规范书所提出的技术规范、要求仅适用于20吨锅炉烟气脱硝工程，它包括该工程系统、设备的设计和结构、性能、安装、调试和试验等方面的技术要求。
本次脱硝工程的招标范围为：脱硝工程对20吨锅炉进行脱硝治理，公用设施按照1台锅炉设计、供货、安装。
本工程的整体设计由我方负责，设计规模为20吨锅炉烟气脱硝设施。
1.2 工程概况1.2.1 概述本项目建设20吨锅炉烟气脱硝工程。
锅炉全钢架结构、平衡通风。
根据锅炉形式合理选取喷枪布置位置和数量。
1.2.2 厂址项目：20吨锅炉SNCR炉内脱硝锅炉厂址：1.2.3 厂区的岩土工程条件1.2.4 地震烈度根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），扩建厂区地震动峰值加速度为0.10g（相应的地震基本烈度为7度），。
锅炉烟气SNCR+SCR脱硝方案
SCR系统一般由氨或氨水的储存系统、（氨水转化为氨系统）、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、检测控制系统等组成。SCR脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图3.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。
SNCR烟气脱硝的主要反应为：
NH3为还原剂 4NH3+ 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O
SNCR通常采用的还原剂有氨水、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表3.1所列。
表3.1 不同还原剂特点
还原剂
特点
尿素
•安全原料 (化肥)
•便于运输
•脱硝有效温度窗口较宽
•溶解要消耗一定热量
氨水
•运输成本较大
多层布置时，跟随负荷变化容易
跟随负荷变化中等
工程造价
高
低
较高
本项目脱硝方案的选择
本项目为1台75t/h锅炉脱硝项目，原始NOx排放浓度约为350mg/Nm3。为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR/SCR混合法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100mg/Nm3，实现达标排放。SNCR/SCR混合法脱硝工艺优点如下：
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用末反应氨进行催化反应结合起来，或利用SNCR和SCR还原剂需求量不同，分别分配还原剂喷入SNCR系统和SCR系统的工艺有机结合起来，达到所需的脱硝效果，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到60～80%，氨的逃逸小于4mg/Nm3。图3.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。
(完整版)SNCR+SCR脱硝方案
100t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案（SNCR+SCR）目录1 项目概况 (3)2 技术要求 (3)2.1设计原则 (3)2.2设计依据 (3)2.3设计规范 (4)3 工作范围 (8)3.1设计范围 (8)3.2供货范围 (8)4 技术方案 (8)4.1技术原理 (8)4.2工艺流程 (11)4.3平面布置 (15)4.4控制系统 (15)7 技术培训及售后服务 (16)7.1技术服务中心 (16)7.2售前技术服务 (17)7.3合同签订后的技术服务 (17)7.4技术培训 (17)7.5售后服务承诺 (18)1 项目概况现有100t/h循环流化床锅炉2台。
据《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》，NOx排放浓度必须满足当地环保要求，拟采用SNCR+SCR脱硝技术实施脱硝。
本脱硝系统设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于80％，脱硝装置可用率不小于98%。
本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。
2 技术要求2.1 设计原则本项目的主要设计原则：（1）本项目脱硝工艺采用“SNCR+SCR”法。
（2）本项目还原剂采用氨水。
（3）烟气脱硝装置的控制系统使用PLC系统集中控制。
（4）锅炉初始排放量均在400mg/Nm3（干基、标态、6%O2）的情况下，脱硝系统效率不低于80%。
（5）NH3逃逸量控制在8ppm以下。
（6）脱硝设备年利用按3000小时考虑。
（7）脱硝装置可用率不小于98%。
（8）装置服务寿命为30年。
2.2 设计依据锅炉参数：锅炉类型：流化床锅炉出口热水压力：1.6MPa烟气量：100t/h锅炉烟气量：260000m3/hNOx含量：400mg/Nm3NOx排放要求：小于100mg/Nm3排烟温度：150℃烟气中氧含量：8~10%2.3 设计规范国家和地方现行的标准、规范及其他技术文件见下表：3 工作范围3.1 设计范围烟气脱硝系统成套设备与界区外交接的公用工程设施（如水、电、气等），由业主提供，设备及系统所需的公用工程设施（水、电等）由业主引至界区外1米处，系统内除因增加脱硝系统而引起的锅炉相关设备的改造需由锅炉厂家配合设计和核算外，其他所有设备、管道、电控设备等全部由卖方设计并供货。
锅炉SNCR烟气脱硝方案
×××公司3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉烟气脱硝工程（SNCR法）xxx有限公司年月目录1 概述1.1 项目概况1.2 主要设计原则1.3 推荐设计方案2 锅炉基本特性3 本项目脱硝方案的选择4 工程设想4.1 系统概述4.2 工艺装备4.3 电气部分 54.4 系统控制4.5 供货范围清单4.6 脱硝系统水、气、电等消耗4.7 脱硝系统占地情况5 工程实施条件和轮廓进度概述项目概况现有3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR烟气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。
8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000 mg/Nm3,要求采用SNCR脱硝后NOx排放浓度小于400 mg/Nm3，脱硝效率需大于55％，采用20%氨水溶液作为还原剂。
主要设计原则(1)脱硝设计效率应满足用户要求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。
(2)采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。
(3)脱硝系统应能持续稳定运行,系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运行。
(4)脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
推荐设计方案(1) 采用SNCR法烟气脱硝技术；(2) 20%氨水溶液作为SNCR法烟气脱硝还原剂；(3) SNCR系统脱硝效率设计值不小于55%；(4) 充分考虑脱硝系统对送、引风机等设备性能的影响；(5) SNCR法脱硝装置的布置（包括平台、附属设备、支撑）不影响除尘器,但对有影响的相关设备布置适当调整；(6) 充分考虑现有空间和基础给脱硝装置；(7) NH逃逸量控制在8mg/Nm3以下。
烟气脱硝SNCR工艺原理及方案选择修订稿
烟气脱硝SNCR工艺原理及方案选择修订稿烟气脱硝（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）是一种常用的烟气脱硝技术，主要用于减少燃煤电厂烟气中的氮氧化物（NOx）排放。
本文将重点介绍SNCR工艺的原理以及方案选择。
SNCR工艺原理：SNCR是一种基于氨（NH3）或尿素（CH4N2O）对烟气中的NOx进行还原的技术。
NOx与氨或尿素在高温条件下发生反应，生成氮气和水蒸气。
这个反应过程主要遵循两个化学反应：1.4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2.2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O这些反应一般发生在接触时间短、温度高和亚硝酸盐（NOx）浓度高的区域。
方案选择：SNCR工艺的选择主要取决于以下几个因素：1.烟气温度：SNCR适用于烟气温度在1100°C以下的情况。
高温会导致氨的挥发率下降，降低脱硝效率。
2.烟气还原性：SNCR需要存在一定的烟气还原性，即烟气中需要有适量的还原剂（氨或尿素）以及未被氧化的NOx。
3.沉积物：SNCR工艺需要检查烟气进入脱硝反应器前的烟气管道和烟气净化设备是否有沉积物。
沉积物可能会成为反应器阻塞的风险。
4.尾部处理：SNCR工艺通常会产生氨溶液和未被反应的氨排放。
这些废液需要进行处理，以避免对环境产生负面影响。
5.设备需求：SNCR工艺需要投资额外的喷嘴和反应器等设备。
在选择方案时，需要考虑设备安装、运行和维护的成本。
除了SNCR工艺，还有其他一些脱硝技术可供选择，如SCR （Selective Catalytic Reduction）和低氮燃烧技术等。
选择最合适的脱硝技术需要考虑到烟气特性、经济性以及环境法规等多个因素。
总结：烟气脱硝SNCR工艺的原理主要是通过氨或尿素的添加还原烟气中的NOx。
方案选择时需要考虑烟气温度、烟气还原性、沉积物、尾部处理以及设备需求等因素。
此外，还需综合考虑与其他脱硝技术的对比，以选择最适合的脱硝方案。
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。
锅炉SNCR烟气脱硝系统调试方案
安徽恒力电业锅炉SNCR烟气脱硝系统调试方案1 SNCR脱硝系统调试内容调试工作的任务是：通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态、装置各参数、指标达到设计保证值。
完整的锅炉SNCR系统调试包括单体调试、分部试运行、冷态调试、整体热态调试和整个系统72小时满负荷运行几个过程。
单体调试及分部试运行：单体调试是指对系统内各类泵、阀门、喷枪、就地控制柜等按规定进行的开关试验、连续运转测试等、并进行各种设备的冷态连锁和保护试验。
我方提供的SNCR系统为模块化设计，在货到现场前已将系统中各类组件按照模块配置组装完毕，在出厂前对各模块进行分部试运行，同时进行模块管路试压测试，确保出厂前各模块运行正常。
冷态分系统测试：分系统调试是指在SNCR系统安装完成后对SNCR系统的各个组成系统（卸氨模块、尿素溶液输送模块、纯水输送模块、混合模块、计量模块、喷射模块、管路系统等）进行简单的冷态模拟试运行，全面检查各模块的设备状况，每个模块分别进行测试后再进行整个系统相关的连锁和保护试验，同时检查管路系统连接的密封性。
冷态调试主要检查管路上各阀门、泵、仪表的工作情况，同时检查管路焊接，清除管路内的焊渣和杂物，以及控制电气及控制系统运行情况。
整体热态调试：整体热态调试是指SNCR系统在锅炉系统正常运行的状态下对系统所做的调试工作，其主要内容是校验关键仪表（如NOX分析仪、氨逃逸分析仪、流量计等）在工作环境中的准确性，并进行整个系统的运行优化实验，包括DCS/PLC的模拟量调节及顺序控制系统在工作环境中可靠性等，同时检查系统各部分设备、管道、阀门的运行情况。
一般采用中控或现场手动控制。
SNCR系统72小时试运转：72小时试运转是SNCR脱硝系统调试运行的最后阶段，即在锅炉标准运行状态下，SNCR系统全面自动运行，检查系统连续运行能力和各项性能指标。
3.2 SNCR脱硝系统调试准备调试工作是脱硝装置建设过程中十分重要的一个环节，是由安装转为生产的重要环节。
SNCR脱硝系统调试方案
SNCR脱硝系统调试方案背景SNCR(Selctive Non-Catalytic Reduction)脱硝技术是一种常见的烟气脱硝方法，该技术通过给烟气中喷射氨水或尿素溶液，在高温烟气中发生化学反应，将NOx 还原成氮气和水。
SNCR脱硝系统适用于火电厂、钢铁厂等高排放行业，对于治理大气污染具有重要意义。
SNCR脱硝技术的调试非常重要。
调试不当可能导致氨逃逸、NOx去除效率低下、SCR系统催化剂的损害等问题。
因此，为了保证系统正常运行，必须制定一套系统的调试方案。
调试方案SNCR脱硝系统的调试方案可以分为以下几个步骤：1. 检查液氨系统首先要检查液氨系统是否正常。
包括：•确认液氨贮存罐物位、温度、压力是否正常；•检查泵、阀门、连接管是否有泄漏；•检查喷枪是否正常。
2. 检查烟气系统SNCR脱硝技术需要将氨水喷洒到高温烟气中进行反应。
因此，检查烟气系统尤为重要。
包括：•检查烟道是否干净，是否有积灰、结焦等；•检查烟气温度是否符合要求；•检查烟气流量、压力是否正常。
3. 调整液氨供应量液氨供应量是SNCR脱硝系统中的重要参数，需要进行调整。
一般来说，其调整过程如下：•根据实际烟气情况，确定液氨的喷射位置；•根据烟气中NOx的浓度以及其他参数，确定液氨的供应量；•开始喷洒液氨，逐渐调整其供应量，最终使NOx的排放浓度满足排放标准。
4. 检查反应效果调试过程中需要不断检查SNCR反应的效果。
包括：•根据实际测定的后烟气中NOx的浓度，判断系统是否达到了预期的脱硝效果；•要时刻监测氨逃逸情况，确保不产生对环境的污染。
5. 调整系统参数最后需要对整个SNCR脱硝系统的参数进行调整。
包括：•调整液氨的供应速率；•调整喷枪位置、方向等参数；•调整反应温度，以达到最佳反应效果。
结论SNCR脱硝调试方案的可行性已得到验证。
在实际脱硝之前，需要对整个系统进行调试，确保系统正常运行，达到预期的脱硝效果，同时保证其环保要求。
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XXX公司3X 10t/h+1 X 20 t/h 水煤浆锅炉及3X 5 t/h 链条导热油炉+1X 10t/h 蒸汽链条炉烟气脱硝工程（SNCF法）xxx 有限公司年月目录1 概述.......................................1.1项目概况 ....1.2主要设计原则1.3推荐设计方案2 锅炉基本特性..................................3 本项目脱硝方案的选择...............................4 工程设想.....................................4.1 系统概述...................................4.2 工艺装备...................................4.3 电气部分 (5)4.4 系统控制...................................4.5 供货范围清单.................................4.6 脱硝系统水、气、电等消耗............................4.7 脱硝系统占地情况................................5 工程实施条件和轮廓进度...............................1 概述1.1 项目概况现有3x10t/h+1 x 20 t/h水煤浆锅炉及3X 5 t/h链条导热油炉+1X 10t/h蒸汽链条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR0气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。
8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000 mg/Nm要求采用SNCR兑硝后NOx排放浓度小于400 mg/Nn3，脱硝效率需大于55%，采用20履水溶液作为还原剂。
1.2 主要设计原则(1) 脱硝设计效率应满足用户要求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。
(2) 采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。
(3) 脱硝系统应能持续稳定运行, 系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运行。
(4) 脱硝装置的可用率应》98%,且维护工作量小，不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30 年。
(5) 脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
1.3 推荐设计方案⑴采用SNCR fe烟气脱硝技术；(2) 20%氨水溶液作为SNCR fe烟气脱硝还原剂；(3) SNCR 系统脱硝效率设计值不小于55%；(4) 充分考虑脱硝系统对送、引风机等设备性能的影响；(5) SNCR 法脱硝装置的布置(包括平台、附属设备、支撑)不影响除尘器,但对有影响的相关设备布置适当调整；(6) 充分考虑现有空间和基础给脱硝装置；(7) NH 3逃逸量控制在8mg/Nm以下。
2 锅炉基本特性详见锅炉说明书3本项目脱硝方案的选择本项目为3X l0t/h+l x 20 t/h水煤浆锅炉及3X5 t/h链条导热油炉+i x iot/h蒸汽链条炉脱硝项目，原始NOx排放浓度约为1000mg/NrH为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNC法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于400mg/Nrh 实现达标排放。
SNC脱硝工艺优点如下：（1）采用我公司专利技术，脱硝效率可达55%确保NOx达标排放。
（2）脱硝系统运行灵活，调整余地大。
（3）投资省。
⑷占地小。
（5）对锅炉的运行影响较小。
（6）运行维护方便。
本项目SNCF B气脱硝工艺方案设计参数如表3.1所列：4工程设想4.1系统概述以20履水溶液为还原剂进行SNCRL程方案设计时，整个SNCF系统包括还原剂溶液存储输送系统（氨区部分）及氨水溶液喷射系统（硝区部分）。
还原剂溶液存储输送系统包括氨水溶液储存系统、高流量循环装置及其电气/控制系统等；氨水溶液喷射系统包括计量与分配装置、氨水溶液喷枪及电气/控制系统等。
4.1.1以氨水为还原剂的存储系统氨水溶液储罐系统包括氨水溶液储罐及其附属设施。
氨水溶液储罐。
氨水溶液储罐设置1座，满足8台锅炉5天的用量。
储罐304制造。
溶液储罐规格为①3.8mx4.5m, V=50^高流量循环装置。
装置内设置有过滤器、2台氨水循环泵（1用1备）等。
氨水泵采用多级离心泵与背压控制阀相结合，以稳定循环回路内的氨水溶液压力。
电气系统。
设置脱硝MCC电气柜以完成为各用电设备供电。
控制系统。
设置独立的PLC系统，以实现对氨水储存系统设备的控制和操作界面。
该控制系统可按照要求与电厂辅机等系统通信连接。
4.1.2氨水溶液喷射系统计量与分配装置。
本工程为每台锅炉设置1台氨水溶液计量混合装置和1套氨水溶液分配装置。
锅炉喷射区的计量装置是一级装置，根据锅炉负荷、燃料、燃烧方式、NOx水平、脱硝效率等参数的变化，自动调节到锅炉每个喷射区的还原剂流量。
氨水喷射器。
本工程拟在锅炉上墙式固定喷射器，具体位置及数量待详细设计时确定。
锅炉在不同负荷时反应剂喷射量，可由流体力学模型、动力学模型及物料平衡的计算获得，并通过前馈控制参数（锅炉负荷和蒸汽生产率、及炉内的温度）以及反馈控制参数（尾部烟道NOx和NH浓度）来进行连续不断的调整，以达到要求的NOx及NH 控制值。
电气系统。
设置脱硝MCC fe气柜，以完成为各用电设备供电。
控制系统。
设置独立的PLC系统，以实现对氨水溶液计量喷射系统设备的控制和操作界面。
该控制系统可按照要求与电厂辅机等系统通信连接。
4.2 工艺装备采用20%J水（质量浓度）为还原剂进行SNCF工程方案设计，系统包括还原剂溶液存储系统、氨水溶液喷射系统2部分。
4.2.1还原剂溶液储存系统采购20%氨水为锅炉脱硝系统提供所需的还原剂，氨水储存于氨水储罐内，通过高流量循环装置输送供应锅炉脱硝系统用氨水。
1）氨水储罐20%氨水储存系统按1 台氨水储罐设计，氨水储罐总容量按1 台锅炉5 天用量设计，单台储罐体积为50m3。
储罐设置液位计、人孔、梯子、通风孔等。
2）高流量和压力循环控制系统氨水由高流量和压力循环系统输送给计量和分配装置，配置用于远程控制和监测循环系统压力等仪表。
压力控制回路可以调节高流量循环装置，为计量装置提供供应氨水所需的压力，以维持适当的流量和压力。
4.2.2 氨水溶液喷射系统该系统布置在炉区，用来将计量后的氨水按要求分配输送至喷射器，通过喷射器注入锅炉内部适当位置。
该系统主要由以下部件/ 装置组成：1）计量混合装置2）分配装置3）还原剂喷射器4.3 电气部分本部分主要包括供配电系统和控制与保护两部分。
4.3.1 供配电系统1）380/220V 供电系统。
2）检修照明系统。
3）氨水储存区设置脱硝MCC巨，脱硝范围内用电设备由脱硝MCC巨供电。
4）脱硝氨水储存区域的正常照明电源取自氨水储存区MCC巨，炉区正常照明由现有炉区动力箱供电；SNCF区域和氨水区域的检修电源取自MCC4.3.2 控制与保护1）控制方式脱硝系统的电气设备纳入单元机组的PLC系统，不设常规控制屏。
所有低压空气断路器控制电压采用220V AC。
2）信号与测量380V低压所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失信号送仪表PLC系统。
所有电动机的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失。
电气量可送入脱硝PLC实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、亊故自动记录及故障追忆等功能4.4 系统控制4.4.1控制系统概述本烟气脱硝系统还原剂的喷射通过前馈控制参数（锅炉负荷、温度）和反馈控制参数（出口NOx浓度、氨逃逸量）来进行连续不断的调整。
在保持NOx排放浓度（或脱硝效率）及NH3逃逸率小于设定值的条件下，根据前馈控制参数确定不同负荷时还原剂的喷射量，再以反馈控制参数来调整还原剂的喷射量。
当锅炉负荷、原始烟气中NOx浓度低于设定值等情况下，停止投加还原剂。
4.4.2控制方式和水平本烟气脱硝装置的系统可直接纳入机组PLC控制系统，完成数据采集、顺序控制和调节控制功能。
脱硝控制系统建成后，可完成对脱硝系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常与事故工况的处理和故障诊断。
脱硝控制包括氨水站公用系统、还原剂计量和分配等几部分，控制系统能够完成整个脱硝装置内所有的测量、监视、操作、自动控制、报警及保护和联锁、记录等功能。
4.4.3氨水供应系统PLC控制系统要求PLC控制系统的可利用率达到99.9%。
其技术规范满足电力行业要求。
烟气脱硝控制系统如图4.1所示。
图4.4 SNCR烟气脱硝控制系统4.5供货范围清单本项目SNCF®气脱硝系统主要设备供货范围如表4.2所列。
表4.1 SNCR烟气脱硝系统主要工艺电气设备供货一览表共8台炉）4 平台、爬梯等套1 投标方共8台炉）表4.2 SNCR烟气脱硝系统主要热工设备供货一览表4.6脱硝系统水、气、电等消耗脱硝系统主要消耗为还原剂、水、电、气等，本项目锅炉脱硝系统主要消耗情况如表4.2所列：4.7脱硝系统占地情况脱硝系统氨区占地面积约7om。
4.8投资估算以下投资估算为8台炉脱硝装置总投资5工程实施条件和轮廓进度天内。
工程实施日程见下表:锅炉脱硝工程改造完成时间是在土建施工后。