SCR和SNCR脱硝技术
脱硝-SNCR-SCR-简介
选择性催化还原选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)的原理是在催化剂作用下，还原剂NH3在相对较低的温度下将NO和NO2还原成N2，而几乎不发生NH3的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。
其中主要反应如下：4NH3+6NO=5N2+6H2O8NH3+6NO2=7N2+12H2O4NH3+3O2=2N2+6H2O4NH3+5O2=4NO+6H2O2NH3可逆生成N2+3H2SCR系统由氨供应系统、氨气/空气喷射系统、催化反应系统以及控制系统等组成，为避免烟气再加热消耗能量，一般将SCR反应器置于省煤器后、空气预热器之前，即高尘段布置。
氨气在加入空气预热器前的水平管道上加入，与烟气混合。
催化反应系统是SCR 工艺的核心，设有NH3的喷嘴和粉煤灰的吹扫装置，烟气顺着烟道进入装载了催化剂的SCR 反应器，在催化剂的表面发生NH3催化还原成N2。
催化剂是整个SCR系统关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOx脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。
目前普遍使用的是商用钒系催化剂，如V2O5/TiO2和V2O5-WO3/TiO2。
在形式上主要有板式、蜂窝式和波纹板式三种。
该工艺于20 世纪70年代末首先在日本开发成功，80 年代以后，欧洲和美国相继投入工业应用。
在NH3/NO x的摩尔比为1时，NO x的脱除率可达90%，NH3的逃逸量控制在5 mg/L以下。
由于技术的成熟和高的脱硝率，SCR法现已在世界范围内成为大型工业锅炉烟气脱硝的主流工艺。
截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组容量超过2亿kW，约占煤电机组容量的28%，其中SCR机组占95% 。
柴油机所产生的微粒(PM)和氮氧化物(NOx)是排放中两种最主要的污染物。
从目前降低汽车尾气排放的技术途径来看，要达到欧Ⅳ排放标准，一般不再从发动机本身的结构方面采取措施，通常是采取排气后处理的方式来降低污染物的排放量，而尿素-SCR 选择性催化还原法是最具现实意义的方法，它能把发动机尾气中的NOx减少50%以上。
脱硝技术介绍(SCR和SNCR)
选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR工艺特点
NOx脱硝率低，仅可达到25－40％ 因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件 对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力 工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉
如依锅炉设计加以配合，脱硝效率会更高
选择性非催化还原法（SNCR）
概述
1
低NOx主要控制技术
2
常用脱硝技术
3
NOX 的种类
NOX 对人类健康和环境的影响
低空臭氧的产生 光化学烟雾的形成
酸雨 各种潜在的致癌物质
国内氮氧化物排放现状
中国电力氮氧化物排放状况
2000年 2002年 2010年
358.02万吨 520.00万吨 594.74万吨
中国典型燃煤机组的NOx排放情况
选择性催化还原法（SCR）
SCR工艺系统－反应器
布置方式：一般采用2＋1或3＋1布置； 备用层：将新催化剂安装在预留催化 剂位置，以减少催化剂更换量，并充 分利用尚未完全失效的旧催化剂，从 而减少催化剂更换费用，提高脱硝效 率。
选择性催化还原法（SCR）
SCR工艺系统－催化剂
催化剂的主要成分是TiO2、V2O5、WO3、MoO3、等金属化合物， 其中TiO2属于无毒物质， V2O5为微毒物质，属于吸入有害： MoO3、也为微毒物质，长期吸入或吞服有严重危害，对眼睛和 呼吸系统有刺激。 载体：TiO2、活性炭或沸石等多孔介质。
选择性催化还原法（SCR）
SCR工艺系统－吹灰器
催化剂表面的积灰
选择性催化还原法（SCR）
蒸汽吹灰器－耙式吹灰器
选择性催化还原法（SCR）
声波吹灰器
选择性催化还原法（SCR）
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。
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。
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。
SCR和SNCR
SCR和SNCRSCR脱硝技术SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O催化剂NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。
烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。
因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。
烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。
在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。
根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。
图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
SCR脱硝系统一般组成图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。
氨储存、混合系统每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。
SCR与SNCR脱硝技术
SCR和SNCR脱硝技术SCR脱硝技术SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O催化剂NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。
烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。
因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。
烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。
在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。
根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。
图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
SCR脱硝系统一般组成图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。
SNCR-SCR组合脱硝技术工艺说明
SNCR-SCR组合脱硝技术工艺说明SNCR-SCR联合工艺，综合了SNCR与SCR的技术优势，扬长避短，在SNCR的基础上，与SCR相结合，可达到80%以上的脱硝效率，并降低运行费用，节省投资。
SNCR脱硝优点及原理SNCR(选择性非催化还原)烟气脱硝技术主要使用含氮的还原剂在850~1150℃温度范围喷入含NO的燃烧产物中，发生还原反应，脱除NO,生产氮气和水。
该技术以炉膛为反应器，目前使用的还原剂主要是尿素和氨水。
■ SNCR脱硝性能保证脱硝效率：40%~70%NH3逃逸率：<10ppm装置可用率：>97%■ SNCR脱硝技术原理(尿素为还原剂)4NO+2CO(NH2)2+O2=4N2+2CO2+4H2O■ SNCR脱硝系统组成SNCR脱硝系统主要包括尿素存储系统、尿素溶液配制系统、尿素溶液储存系统、溶液喷射系统和自动控制系统等。
SCR脱硝优点及原理SCR(选择性催化还原)脱硝技术是指在催化剂和氧气的存在下，在320℃~427℃温度范围下，还原剂(无水氨、氨水或尿素)有选择性地与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx，选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。
■ SCR脱硝性能保证烟气阻力增加值：600~1000paNH2/NO2摩尔比：<1催化剂使用寿命：24000h脱硝效率：80%~90%NH3逃逸率：SO2→SO3转换率：<1%■ SCR脱硝技术原理4NO+4NH3+O2=4H2+6H2O4NH2+2NO2+O2=3N2+6H2O■ SCR脱硝系统组成SCR脱硝系统主要包括SCR反应器及辅助系统、还原剂储存及处理系统、氨注入系统、电控系统等。
SNCR-SCR组合脱硝优点及原理■ SNCR-SCR脱硝性能保证脱硝效率：≥80%NH3逃逸率：<3ppm烟气阻力增加值：≈220pa■ SNCR-SCR脱硝技术原理CO(NH2)2+2NO=2N2+CO2+2H2OCO(NH2)2+H2O=2NH2+CO2NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O4NO+4NH3+O2=4H2+6H2O2NO2+4NH3+O2=3H2+6H2O■ SNCR-SCR脱硝系统组成SNCR-SCR脱硝系统主要包括还原剂存储与处理系统，SCR反应器及辅助系统、氨注入系统、电控系统等。
scr sncr脱硝原理
scr sncr脱硝原理
SCR（选择性催化还原）和SNCR（非选择性催化还原）脱硝技术是两种广泛应用的烟气脱硝方法。
它们利用还原剂将
烟气中的氮氧化物还原成氮气和水，从而实现氮氧化物的达
标排放。
SCR脱硝技术是通过在催化剂的作用下，将烟气在200～400度的温度区间进行催化还原反应。
这种技术的优点是脱硝效率高，一般在90%以上，且反应温度相对较低，对设备
材料的要求较低。
然而，SCR脱硝技术的主要缺点是投资和
运行成本相对较高，需要定期更换催化剂。
SNCR脱硝技术则是通过在炉内高温区（800～1050度区间）喷入还原剂，如氨或尿素，在高温下实现还原反应。
SNCR技术的优点是投资和运行成本较低，且无需昂贵的催化剂。
然而，SNCR技术的脱硝效率相对较低，一般在30%～60%之间，而且对温度和还原剂的喷入量要求较高。
综合来看，两种脱硝技术各有优缺点，需根据实际工况和排
放要求进行选择。
在实际应用中，还可以采用SCR和SNCR
相结合的“SNCR-SCR”技术，以达到更好的脱硝效果。
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。
SCR和SNCR
1、SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用最多的技术。
1）SCR脱硝反应SCR脱硝系统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。
在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。
在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原：4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO+4NH3→5N2+6H2O当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。
在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的5%，NO2参与的反应如下：2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。
在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的一小部分，因此NO2的影响并不显著。
SCR系统NOX脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全和NOX反应。
有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。
一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。
但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NOX脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOX摩尔比。
当不能保证预先设定的脱硝效率和（或）氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能。
从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。
2）SCR系统组成及反应器布置SCR反应器在锅炉烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段/高灰布置、热段/低灰和冷段布置。
（1）热段/高灰布置：反应器布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。
SCR和SNCR脱硝技术经验
精心整理SCR 和SNCR 脱硝技术SCR 脱硝技术SCR 装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂?4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O催化剂?的情况下,烟气中的SCR SCR 图1为热器前,SCR 时间、每个SCR 反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。
氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充至85%的储罐体积,装有液面仪和温度显示仪。
液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/空气混合器内的压力为350kPa 。
NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。
为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增加NH3喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向;在NH3喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。
喷氨系统?喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx 浓度、反应器出口NOx 浓度测量的反馈信号,控制氨的喷入量。
反应器系统?SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。
反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。
典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。
在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层,其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。
通常,在第三层催化剂下面还有一层备用空间,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。
在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟,每周1～2次。
如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。
反应器下设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰。
省煤器和反应器旁路系统?在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路。
当锅炉负荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通,向反应器导入高温烟气,提高反应器内的温度。
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应用。
首先从技术原理入手，详细阐述了该技术的工作机制。
然后分析了循环流化床锅炉超低排放改造的必要性，并总结了SNCR+SCR联合脱硝技术在该过程中的优势。
接着通过实际案例分析，展示了该技术在实际工程中的应用效果。
最后从效果评估和未来研究方向两个方面对该技术进行了总结和展望。
通过本文的研究可以看出，SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中具有明显的效果和广阔的应用前景，对于推动环保和节能减排工作具有积极的意义。
【关键词】循环流化床锅炉、SNCR、SCR、联合脱硝技术、超低排放、改造、优势、应用案例、工程实施、效果、未来研究方向、总结、研究背景、研究目的、研究意义。
1. 引言1.1 研究背景为了实现循环流化床锅炉超低排放的目标，需要采取有效的脱硝技术。
传统的脱硝技术如SCR（选择性催化还原）和SNCR（选择性非催化还原）分别具有一定的效果，但各自也存在一些问题，如SCR技术需要高成本，SNCR技术在低温条件下催化效果不佳。
SNCR+SCR联合脱硝技术的出现成为了一种解决方案。
通过结合两种技术的优势，可以有效降低NOx的排放，实现循环流化床锅炉的超低排放。
研究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具有重要意义。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨在循环流化床锅炉超低排放改造中应用SNCR+SCR联合脱硝技术的可行性和效果。
通过分析这种联合脱硝技术的原理，我们希望能够找出如何最大程度减少氮氧化物的排放，实现循环流化床锅炉排放达到更加严格的环保标准。
我们也希望通过研究该技术在循环流化床锅炉上的优势和应用案例，为工程实施提供可靠的理论依据和实践操作指导。
通过对SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的效果进行评估，我们将为未来循环流化床锅炉超低排放改造提供指导和建议，以实现更加清洁和高效的能源利用。
SNCRSCR 混合脱硝工艺技术
SNCR/SCR 混合脱硝工艺技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术，除了选择性催化还原技术（SCR）和选择性非催化还原技术（SNCR）之外的主要技术之一。
NCR/SCR混合烟气脱硝技术是应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术，除了选择性催化还原技术（SCR）和选择性非催化还原技术（SNCR）之外的主要技术之一。
对于中国燃煤电厂有广泛的适用性。
基本原理SNCR/SCR混合脱硝技术是一种联体工艺，而不仅仅是SCR与SNCR工艺共用。
它是在SCR工艺的基础上，结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新颖、高效、技术成熟的SCR改进工艺。
SNCR/SCR混合法以经过成功验证的脱硝工艺为基础，在大型电站锅炉上已经有相当的业绩。
该工艺前端是SNCR装置，它利用稳定的尿素溶液减少锅炉内的NOx，尿素SNCR 产生的氨有一部分随烟气一起进入后端较小的SCR装置进一步还原NOx，使反应剂得到充分利用，并有效控制氨逃逸。
SNCR/SCR混合法工艺的另一项优点是因锅炉内已装有SNCR系统，大幅度降低了SCR装置入口的NOx浓度，从而大幅度减少了所需要的催化剂数量和SCR反应器容积，同时也不需要复杂的AIG，因此降低了SCR系统昂贵的装置成本和相关催化剂的限制。
所以在以下情况下特别适用：煤的硫含量较高、易生成ABS(NH4HSO3)堵塞物；煤的灰份较高、易造成催化剂堵塞；煤的酸或碱性物含量高、容易造成催化剂失效；现场空间小、不适合安装大体积的催化剂；负荷低(如晚间降负荷)或负荷变化多且快时、易生成ABS (NH4HSO3)堵塞物；现场需进行大规模改造来装设大体积的催化剂；正压炉需重新作锅炉系统平衡；不使用危险的氨作为反应剂。
SNCR+较小尺寸的SCR=联合的SNCR\SCRSNCR/SCR 混合工艺技术特点脱硝效率高，80-90%以上的NOx脱除效率催化剂用量少；SO2/SO3转化引起的腐蚀和ABS阻塞问题小；较SCR反应器小，空间适用性更好；脱硝系统阻力小；无SCR旁路；催化剂回收量少；可以安全地使用尿素作为还原剂；可以和法规挂钩，分批装置实施。
SNCR(SCR)混合烟气脱硝工艺技术
SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺技术SCR是selective catalyst reaction的缩写——选择性催化转化路线：通常指尿素喷射控制反应系统。
SCR系统原理由于NOX和PM是可以产生互逆反应，在一定的条件下可以相互转换，SCR采用废气减少NOX产生的环境，首先通过调整喷射软件及其它措施，在发动机汽缸内让其充分燃烧，使本机PM排放达到国四。
对于产生的NOx，在车辆的排气系统中加上一套电控尿素喷射系统，通过“选择性催化还原”过程，其运行过程如图所示，尾气从涡轮出来后进入排气管，排气管上安装有尿素计量喷射装置，喷入尿素水溶液，尿素溶液和尾气中的氮氧化合物在SCR反应罐中发生氧化还原反应，生成氮气和水排出车外。
SNCR/SCR混合脱硝技术是结合了SCR工艺脱硝效率高、SNCR 技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺，是炉内一种特殊的SNCR工艺与一种简洁的后端SCR脱硝反应器的有效结合。
该技术结合了SCR和SNCR两种工艺，比较灵活，高效率节能投资小，混合工艺可获得与SCR工艺一样甚至更高的脱硝率，可达95%以上。
水解等复杂的还原剂分解系统，降低工程建造成本和运行费用，有效减少催化剂用量和寿命周期后的回收处理量。
脱硝系统阻力小，从而减少了引风机改造的工作量，也降低了运行电耗，减少ABS的生成，降低对下游设备的堵塞和腐蚀风险。
较SCR反应器小，具有更好的空间适用性，占地面积小。
适应性特别强，更好的负荷跟踪性能，适应机组降低负荷运行的要求，也适应煤质变化引起的NOx原始浓度的大幅。
并且不需要设置静态混合器、AIG，无需加长烟道，反应器体积小，因此对空间适应性更强，减少了初期投资，简化了控制，适用于改造项目。
NCR/SC R混合法（SNCR/SCR混合脱硝工艺）不仅仅是老厂改造有特别的节省空间的优点，对有高度要求的总量控制氮氧化物排放的燃煤电厂，也可以增加排放消减量。
即SNCR/SCR混合法对中度和较高的脱硝效率老厂改造、煤质较差、空间受限有利。
scrsncr联合脱硝技术基本原理
SCR（Selective Catalytic Reduction）和SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是两种常用的脱硝技术，用于减少燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）排放。
SCR脱硝技术的基本原理是在燃烧过程中，将氨气（NH3）或尿素溶液喷入烟气中，通过催化剂的作用，将NOx转化为氮气（N2）和水（H2O）。
SCR脱硝技术需要使用催化剂，常用的催化剂是钒钛催化剂或铜铁催化剂。
烟气中的NOx与氨气在催化剂表面发生反应，生成氮气和水，从而实现脱硝。
SNCR脱硝技术的基本原理是在燃烧过程中，将氨气（NH3）或尿素溶液喷入烟气中，通过高温下的非催化反应，将NOx 转化为氮气（N2）和水（H2O）。
SNCR脱硝技术不需要使用催化剂，而是依靠高温下的化学反应来实现脱硝。
SCR和SNCR脱硝技术的选择取决于具体的应用场景和要求。
SCR脱硝技术具有高效、稳定的特点，适用于大型燃煤电厂等高排放源。
SNCR脱硝技术相对简单，适用于小型燃煤锅炉等低排放源。
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。
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SCR和SNCR脱硝技术SCR脱硝技术SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O催化剂NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率;烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能;因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求;烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用; 在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR 脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一;根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用;图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图;SCR脱硝系统一般组成图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成;液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应;SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等;氨储存、混合系统每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机一台备用和阀门,氨蒸发器等组成;氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充至85%的储罐体积,装有液面仪和温度显示仪;液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/空气混合器内的压力为350 kPa; NH3 和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3 逃逸水平的关键;为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增加NH3 喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向;在NH3 喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化;喷氨系统喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx 浓度、反应器出口NOx 浓度测量的反馈信号,控制氨的喷入量;反应器系统SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置;反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积;典型的布置方式是布置二至三层催化剂层;在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层,其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀;通常,在第三层催化剂下面还有一层备用空间,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层;在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟,每周1～2次;如有必要,还应进行反应器内部的定期清理;反应器下设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰;省煤器和反应器旁路系统在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路;当锅炉负荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通,向反应器导入高温烟气,提高反应器内的温度;此外,在反应器入口和出口间装有一个大的旁路,称之为反应器旁路;反应器旁路的作用是:锅炉负荷降低时使用;例如开机和停机时使用,低负荷时使用和季节性使用;以防止低温造成催化剂中毒及催化剂污染;所有SCR系统旁路的插板门均要保证零泄露;催化剂催化剂是电厂SCR工艺的核心,它约占其投资的l/3;为了使电站安全、经济运行,对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求:———低温度时在较宽温度范围具有较高的活性———高选择性 SO2 向SO3 转换率和其他方面作用低即副反应少———对二氧化硫 SO2 、卤族酸HCl, HF和碱金属Na2O、K2O和重金属如As具有化学稳定性———克服强烈温度波动的稳定性———对于烟道压力损失小———寿命长、成本低理想的催化剂应具有以下优点: 1. 高活性; 2.抗中毒能力强; 3. 好的机械强度和耐磨损性; 4. 有合适的工作温度区间;SCR测量控制系统反应温度控制在一定温度范围内,随反应温度提高,NOx 脱除率急剧增加,脱硝率达到最大值时,温度继续升高会使NH3 氧化而使脱硝率下降; 反应温度过低,烟气脱硝反应不充分,易产生NH3 的逃逸;因此要对SCR系统入口烟气温度进行监测并通过调节省煤器旁路开度控制SCR 系统入口烟气温度氨量控制在NH3 /NOx 摩尔比小于1 时,随NH3 /NOx摩尔比增加,脱硝效率提高明显; NH3 投入量超过需要量, NH3 会造成二次污染, 一般控制NH3 /NOx 摩尔比在1. 0左右;NH3 的流量控制阀调节控制NH3 的流量,控制系统根据反应器入口NOx的浓度、烟气流量、反应器出口所要求NOx 的排放浓度和氨的逃逸浓度计算出氨的供给流量;为保证人身和设备安全,发生下列情况,氨气阀门自动关闭:低的烟气流量;高的氨气/空气比;催化剂入口烟气温度过高;催化剂入口烟气温度过低;没有来自锅炉的运行允许信号;启动急停开关;氨稀释空气流量控制氨稀释用空气流量在SCR 系统运行时被设定好,不再调整;两台空气压缩机,一台备用;当第1台空气压缩机输出气体压力低于设定值或发生故障时,第2台空气压缩机自动启动氨气蒸发器氨气蒸发器与储罐为一体化结构,加热器放置在无水氨的液体中,通过氨储罐内的压力控制加热器;当储罐内的压力低于设定压力时,加热器通电加热液氨;加热器过热则断电保护; SNCR脱硝技术SNCR脱硝技术是将NH3、尿素等还原剂喷入锅炉炉内与NOx进行选择性反应,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%～80%,受锅炉结构尺寸影响很大;采用SNCR技术,目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂;1、技术原理在850～1100℃范围内,NH3或尿素还原NOx的主要反应为：NH3为还原剂4 NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O尿素为还原剂NO+CONH22 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O2、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：接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应;3、技术特点技术成熟可靠,还原剂有效利用率高系统运行稳定设备模块化,占地小,无副产品,无二次污染烟气脱硝系统构成4、脱硝系统基本流程和添加剂效果基于纯氨、氨水和尿素的溶液比如satamin和carbamin二次添加剂目前在很大程度上比较流行;通过选择性非催化还原法,氨基在800℃-1050℃时NO生成氮气和水蒸气：NH2+NO <=> H2O+N2当使用含氨化合物的水溶液时,化合物分解就会释放出氨气;换言之,只有在雾化流体蒸发后氨气才可以从含氨化合物中挥发出来;自由基之间的反应选择性并不是很强;因此充足的脱除添加剂还是必要的;图1显示了烟气温度950℃时化学配比因子NSR与NOx脱除量的关系;5、流程设计和装置描述燃料添加剂贮存加料装置Satamin添加剂是一种专利产品;根据锅炉大小和每年的燃料消耗量,Satamin添加剂一般以每桶200,500和1000公升桶装形式供给;对于大型装置,一般设置一个较大的储罐和加料控制器,Satamin和Carbamin是低氨水溶液;因而,在贮料箱的充料过程中,或万一贮料箱遭到破坏,在储存位置附近将不会有有毒气体逸出;储罐中放置一个夹层箱或贮存箱足够使用;如果设备放在室外,贮料箱要考虑伴热或保温,放液区要作防水处理;在充料过程中必须关闭雨水排水阀;罐车利用压缩气来卸液;当往NOx脱除车间输送脱除添加剂时,需要使用磁耦合泵和潜液泵;6、混合和分配系统还原剂用水稀释;可以使用自来水或井水来稀释Satamin和Carbamin还原剂;如果燃料中没有加入防止高低温腐蚀的添加剂,可以通过混合和分配系统加入注入系统稀释后还原剂的加料系统依赖于燃烧室的几何尺寸;带有单相喷嘴的水冷喷枪在锅炉的应用中非常成功;双相喷嘴使用压缩空气的喷枪适合于层燃锅炉;7、二次排放燃烧富硫燃料>%的S,温度小于350℃时,烟气中高的NH3浓度能够形成硫酸氨;和硫酸氢氨不一样,硫酸氨是一种无污染的副产物;在温度小于160℃时,硫酸氢氨的形成与烟气中SO3量和NH3量有关;硫酸氢氨容易导致换热器表面结垢腐蚀;但是,通过使用配制合理的脱除添加剂Satamin和Carbamin产品,就可以避免硫酸氢氨的形成;改进后的SNCR装置氨排放允许值依赖于锅炉大小,为5—30mg/m3;NOx脱除装置的设计是根据使用添加剂satamin和carbamin,该系统不影响锅炉效率;反应热量与稀释水蒸发热量相当;SNCR和SCR的区别SNCR 的反应剂采用炉膛内喷射,不需特殊预留空间;SNCR 不采用催化剂系统不存在压力损失且不会对下游设备造成影响;SNCR 和SCR 是目前烟气脱硝的常用技术,SNCR和SCR相比具有以下特点;第一,SNCR 和SCR 最大的不同在于脱硝过程中不使用催化剂,且不导致SO2 /SO3氧化,故造成空预器堵塞的机会非常小;第二,整个过程没有压力损失,因此不需提高引风机压头,特别是改造机组不需对引风机进行改造,既节省了投资又缩短了建设工期;第三,SNCR 所需设备占地面积小,且相对于SCR设备简单,施工量减少,缩短了工程实施时间,对于改造机组而言,在场地限制较大的情况下更便于工程实施;第四,SNCR 工艺整个还原过程在锅炉内部进行,不需要另外设立反应器;还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中;喷嘴布置在燃烧室和省煤器之间的过热器区域,锅炉的热量为反应提供了能量,使NOX在这里被还原;反应器、反应器支撑钢结构及其附属烟道的取消,降低了较大一部分投资,减少了大部分安装工作,而且更便于日后的检修、维护工作;下面对两种脱硝技术进行简单对比;1.脱硝效率、工程造价和运行费用低碳燃烧技术的脱硝效率约在25% ～40%,工程造价较低,运行费用较低; SNCR 技术的脱硝效率约在25% ～40%,工程造价低,运行费用中等; LNB +SNCR 技术脱硝效率约在40% ～70%,工程造价中等,运行费用中等; SCR 技术脱硝效率在80% ～90%,工程造价较高,运行费用中等;2.对系统的影响SCR 和SNCR 技术均可使用NH3或尿素作为还原剂,SCR 反应温度在320℃～400℃,SNCR 反应温度在850℃～1250℃;SCR 的喷射位置多选在省煤器与SCR反应器间烟道内,因其使用催化剂故易造成SO2 /SO3氧化,易生成NH4HSO4对下游的空预器造成堵塞,并且因为催化剂的存在使系统的压力损失增大;因催化剂的存在必须预留足够的空间架设支撑结构;SNCR 的反应剂采用炉膛内喷射,不需特殊预留空间;SNCR 不采用催化剂系统不存在压力损失且不会对下游设备造成影响;。