SNCR脱硝技术方案设计
SNCR脱硝技术方案最终
SNCR脱硝技术方案最终SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，选择性非催化还原）脱硝技术是一种常用于燃煤电厂和工业锅炉等大型燃烧装置的脱硝方法。
它通过注入氨水或尿素溶液，使其与烟道气中的氮氧化物（NOx）发生氨还原反应，将其转化为气态氮和水，在减少NOx排放的同时保证燃烧过程的效能。
1.脱硝效率：提高脱硝效率是实施SNCR脱硝技术方案的首要目标。
脱硝效率受到很多因素的影响，如烟气温度、氨气与NOx的摩尔比、反应时间等。
在设计方案时，应确保脱硝效率能够符合环保法规的要求，并在实际运行中进行监测和调整。
2.氨水添加系统：实施SNCR脱硝技术方案需要一个稳定可靠的氨水添加系统。
该系统应能根据烟气中NOx的浓度和温度变化自动调节氨水的添加量，以实现最佳的脱硝效果。
此外，还需要考虑氨水的储存、输送和注入设备，以确保系统的稳定运行。
3.控制系统：SNCR脱硝技术方案的实施需要一个完善的控制系统来监测和控制氨水添加系统、烟气温度等参数的运行。
该控制系统应能实时采集数据，并根据设定的脱硝效率要求自动调整相关参数。
此外，还需要考虑与原有控制系统的接口，以实现脱硝技术与整个燃烧系统的协同运行。
4.运维管理：SNCR脱硝技术方案的长期有效运行需要一个科学合理的运维管理体系。
运维团队应定期对系统进行巡检、维护和保养，并及时清洗和更换关键设备。
此外，还需要开展培训和知识传递，确保运维人员具备足够的专业知识和技能。
5.经济可行性：实施SNCR脱硝技术方案需要投入一定的资金和人力资源。
在设计方案时，应综合考虑各项成本，并与预期的脱硝效果进行对比。
同时，还需要评估技术的长期运维和维护成本，以确保SNCR脱硝技术方案的经济可行性。
总之，实施SNCR脱硝技术方案需要充分考虑脱硝效率、氨水添加系统、控制系统、运维管理和经济可行性等关键因素。
通过科学合理的设计和运维管理，可以有效降低燃煤电厂和工业锅炉等大型燃烧装置的NOx排放，减少对大气环境的污染。
SNCR脱硝(氮)技术说明
一 原理概述
选择性催化还原法（SNCR）已经很成功的应用在脱硝/氮领
域。并已证实，温度、停留时间和炉内的 CO 浓度是影响 SNCR 性
能的重要因素。
从原理上解释，SNCR 过程十分简单，利用含氮试剂与燃烧产物 在炉内混合发生化学反应，在氧存在的环境下 NOX 被还原成 N2
炉内脱氮 SNCR 法主要使用含氮的药剂在温度区域 870-1200 ℃喷入含 NOx 的燃烧产物中，分解产生的自由基与 NOx 反应，发 生还原反应，脱除 NOx，生成氮气和水。使 NOx 的原始浓度 500mg/Nm3，降低到 280mg/Nm3 以下，达到脱除 NOx 目的。
炉内脱氮 SNCR 系统主要包括尿素溶液配制系统、在线稀释 系统和炉前喷射系统三部分。尿素溶液配制系统实现尿素储存、 溶液配制和溶液储存的功能，然后由在线稀释系统根据锅炉运行 情况和 NOx 排放情况在线稀释成所需的浓度，送入喷射系统。喷 射系统实现各喷射层的尿素溶液分配、雾化和计量。
E 0.2. OptiVap 系统—连接盒 连接盒提供了正确的连接方式以便使喷头架能正确的对准烟气 流向。
数量: 2 材质: 碳钢 (焊接到输送管外壁) 连接: 快速断开 注意: 收到订单、图纸后确定管架的数量和位置
E 0.3. 现场使用的温度感应器和传送器 非常高速的温度感应器 (2 个，装设在喷射系统出口) 高温陶瓷 外壳, 提供控制和显示
含氮试剂在烟气中的最佳分布 在 CFD 的计算后确定管架的分布图。 S 0.10. 项目设计和文件
安装，设备供应、其它供应设备的组合的所有设计和文件。 图片： Typical pumping and regulating skids:
Typical regulating rack during assembling Typical pumping skid during assembling
(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氨水脱硝方案全案
75T/h流化床锅炉SNCR-EE 氨水脱硝系统项目方案20xx年 12月目录第1章脱硝背景及意义 (1)第2章SNCR脱硝工艺技术简介 (2)2.1SNCR脱硝原理 (2)2.2SNCR脱硝技术的优点 (2)2.3SNCR脱硝效率的影响因素 (3)第3章SNCR—EE脱硝系统方案 (5)3.1SNCR脱硝工艺参数表 (5)3.2工艺过程 (5)3.3系统组成 (6)3.4SNCR-EE系统主要设备清单 (9)3.5SNCR-EE系统运行成本分析 (10)3.6系统安全运行保障 (11)3.7SNCR-SE脱硝喷枪特点 (11)第4章施工组织计划 (14)4.1工程概况 (14)4.2施工准备工作 (14)4.3项目实施工作 (14)第5章公司承诺 (17)第6章公司简介 (19)第7章工程业绩表 (21)第1章脱硝背景及意义硝泛指含氮氧化物，主要有N2O、NO、NO2、N2O3等，多以NO、NO2形式存在，简称为NOx。
NOx主要来源于生产、生活中所用的煤、石油等燃料的燃烧。
NOx的危害主要有以下几个方面：（1）严重影响人类身体健康，NO能与血液中血红蛋白发生反应，降低血红蛋白的输氧能力，严重时可引起组织缺氧，损害中枢神经组织；（2）形成光化学烟雾，NOx与碳氢化合物在阳光照射下会产生有毒的烟雾，称之为光化学烟雾；（3）是形成酸雨的重要组成成分，我国酸雨主要成分为硫酸，其次是硝酸，硝酸主要来源就是空气中的氮氧化合物；（4）容易演变成PM10和PM2.5，对人体产生危害。
据研究，近来受民众关注的PM2.5，其中10%为氮氧化物氧化为硝酸根所致；（5）造成臭氧层耗损。
煤炭资源在我国一次能源构成中占据主要地位，约占目前已探明矿物质能源资源的90%。
从中国历年能源消费总量及构成上看，我国以煤为主的能源生产和消费结构在今后相当长的时间内都不会有根本性的变化。
因此，煤燃烧产生的污染物排放是我国大气污染的一个重要组成部分。
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。
(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
SNCR脱硝方案(改)
GXDF-20 沸腾炉SNCR 脱硝系统项目SNCR 技术方案2020 年04 月一、总论1.1工程概况GXDF-20 沸腾炉脱硝改造工程。
本工程采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，还原剂为尿素。
1.2 厂址所在地项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗札萨克镇内蒙古伊泰广联煤化有限责任公司红庆河矿井及选煤厂工业广场内。
1.3主要设计参数（1）GXDF-20 沸腾炉（2）锅炉最大连续蒸发量：20t/h（3）锅炉(B-MCR)燃煤量：3.5 t/h(设计煤种)（4）锅炉运行方式：锅炉在50-100%负荷下能长期安全稳定运行1.4术语定义1.4.1 SNCR 工艺SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）脱硝工艺，是利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝技术。
1.4.2脱硝效率脱硝效率也称NO X（以NO2计，标态，6%O2含量）脱除率，其计算方法如下:脱硝率= C1 −C2× 100% C1式中：C1——脱硝系统投运前锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。
C2——脱硝系统运行时锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。
1.4.3氨逃逸率氨的逃逸率是指在锅炉尾部烟道（空气预热器入口装设测点）处检测到的氨的浓度。
系指脱硝系统运行时，空气预热器入口烟气中氨的质量与烟气体积（标态，干基，6%O2）之比，单位为mg/Nm3。
1.4.4脱硝系统可用率从首次喷射尿素水溶液（20%溶液）开始直到最后的性能验收为止的质保期内，脱硝整套装置的运转率在最终验收前不低于98%。
系统可用率定义：A −B可用率= A：锅炉每年总运行时间，h；B：脱硝系统每年总停运时间，h。
1.5性能保证A× 100%1.5.1主要性能指标保证在下列边界条件下，脱硝装置在投运后：（1）在NOx 初始浓度为350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，NOx 脱除率不小于79% ，氨逃逸率小于5mg/Nm3；在锅炉排烟烟气NO X浓度低于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，SNCR 脱硝将锅炉排烟烟气NOx 浓度降低至150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）及以下。
SNCR脱硝技术方案设计最终
滨州东力热电有限公司2×130t/h CFB燃煤锅炉烟气脱硝项目标书方案项目编号：HYHABZ2013-0790招标方：滨州东力热电有限公司投标方：煤炭工业济南设计研究院有限公司2013年08月目录一、技术规范 (3)1.1总则 (3)1.2工程概况 (3)1.3设计与运行条件 (5)1.4技术要求 (11)1.5标准与规范 (32)1.6性能保证值 (34)二、供货范围 (35)2.1一般要求 (35)2.2供货范围 (37)三、设计范围和设计联络会 (49)3.1概述 (49)3.2设计部分 (50)3.3设计接口界限 (52)3.4设计联络 (53)四、技术资料内容和交付进度 (55)4.1项目实施阶段的资料 (55)4.2调试后资料 (56)4.3投标方提供的资料份数 (56)五、项目交付进度 (58)5.1交货进度 (58)六、检验、试验和验收 (59)6.1概述 (59)6.2工厂检验及试验 (60)6.3现场检验和试验 (61)6.4验收试验（性能考核测试） (61)七、技术培训 (62)7.1培训要求 (62)7.2培训内容 (62)7.3培训计划 (62)八、现场技术服务与调试 (65)8.1技术服务 (65)8.2调试 (66)九、运行费用计算 (68)十、施工组织设计.................................................................................................................. 错误!未定义书签。
一、技术规范1.1 总则本技术方案适用于滨州东力热电有限公司2×130t/h循环流化床锅炉的脱硝装置（SNCR）项目。
采用EPC总承包模式，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。
脱硝（SNCR）技术要求：(1) 本工程采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺。
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。
SNCR脱硝除尘脱硫技术方案
S N C R脱硝除尘脱硫技术方案Document number：PBGCG-0857-BTDO-0089-PTT1998****锅炉有限公司烟气除尘、脱硫、脱硝工程技术方案目录一、总论本设计方案书适用于2×10t/h锅炉烟气除尘、脱硫、脱硝工程1.1设计基准1.1.1气象、水文条件天门市属于北亚热带季风气候。
具有光照充足，气候湿润，春温多变，初夏多涝，伏秋多旱，生长期长，严寒期短的气候特点。
虽然地势地貌比较单一，但由于北部大洪山脉对冷空气的阻挡作用，西南沿江地带出于江汉河谷边缘，东北处皂市河谷南下冷空气影响，形成了天门气候的区域分布特点：热量条件东北部和西南沿江一带略低，其他地方略高，水资源东南部多，西部和北部少，光资东高西低。
冬季，天门受变性及第大陆气团控制，盛行偏北风，干燥寒冷，是全年降水量最少的季节，仅占全年的百分之九，1月为最冷月，平均气温为℃，常有冻害。
夏季，天门受西太平洋副热带高压影响，盛行偏南风，闷热多雨，七月为最热月份，平均气温大多在27～30℃之间。
六到八月降水量占全年的39%，形成雨与热同季节。
梅雨期多暴雨，出梅后，常有伏旱或伏秋连旱。
春秋为季风交替季节。
春季时冷时热多阴雨冷害。
秋季年际的差异大，大多数年份秋热气爽，但有的年份阴雨连绵出现“秋寒”。
1.1.2 工程地质该拟建道路地形较平坦，地面标高为～之间变化，地貌单元属汉江冲积平原。
根据本次勘探揭露，拟建物地地层在勘探范围内自上而下主要由粘性土、淤泥质土等组成，按时代、成因、岩性及力学性质分为5层，具体分述列表如下：场地各地层工程性能为：第（1）层粉质粘土强度中等偏低，压缩性中等偏高。
第（1-1）层淤泥，强度低，压缩性高，为本场地软弱下卧层。
第（2-1）层淤泥，强度低，压缩性高，为本场地软弱下卧层。
第（2-2）层淤泥质粉质黏土，强度低，压缩性高，为本场地软弱下卧层。
第（3）层粉质粘土，强度中等，压缩性中等。
第（4）层淤泥，强度低，压缩性高。
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。
脱硝技术方案
脱硝技术方案一、引言脱硝技术是用于降低燃煤电厂和工业排放的氮氧化物（NOx）水平的关键环境保护技术之一。
本文将就脱硝技术的原理、分类以及相关方案进行讨论。
二、脱硝技术原理1.选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction, SCR）SCR技术是一种有效的脱硝方法，通过在催化剂（通常是氨基钛酸盐）的催化下，将废气中的氮氧化物与尿素（NH3）或氨水（NH4OH）进行催化反应，生成氮气（N2）和水蒸气（H2O）。
2.非选择性催化还原（Non-Selective Catalytic Reduction, SNCR）SNCR技术是另一种常用的脱硝方法，通过在高温下向废气喷射氨水或尿素溶液，使氨水或尿素在高温下分解产生氨基自由基，进而与氮氧化物发生反应，生成氮气和水。
三、脱硝技术方案在不同的应用场景下，有多种脱硝技术方案可供选择。
下面将介绍几种常见的脱硝技术方案。
1. SCR技术方案SCR技术方案需要安装催化剂反应器，将NH3或NH4OH溶液喷入废气管道，并通过反应器内的催化剂使废气中的NOx转化为无害物质。
这种技术方案具有高效、稳定的特点，适用于大型电厂等高排放点。
2. SNCR技术方案SNCR技术方案相对于SCR技术方案来说，成本较低，实施相对简单。
通过向燃烧系统中喷射氨水或尿素溶液，实现氨水与NOx的反应，将NOx转化为氮气和水。
然而，SNCR技术对温度、氨水与NOx的比例等因素较为敏感，需要仔细控制以达到最佳效果。
3. 吸收塔脱硝技术方案吸收塔脱硝技术方案是另一种常用的脱硝方式。
该方案通过将氨水/尿素溶液喷淋于吸收塔，废气通过塔体时，氮氧化物与溶液中的氨水/尿素发生反应，最终达到脱硝的目的。
吸收塔脱硝技术方案具有较高的脱硝效率，适用于较小规模的燃煤电厂。
4. 生物脱硝技术方案生物脱硝技术方案是利用硝化细菌和反硝化细菌的作用，通过生物反应器将废气中的氮氧化物转化为氮气。
这种技术方案适用于低浓度的烟气脱硝，但对于高浓度烟气脱硝效果较差。
循环流化床锅炉脱硝技术方案设计(详)
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。
SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。
而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。
两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。
两种方法的化学反应原理相同。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。
应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。
SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。
表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要，中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR 、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。
(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。
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。
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。
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滨州东力热电有限公司2×130t/h CFB燃煤锅炉烟气脱硝项目标书方案项目编号：HYHABZ2013-0790招标方：滨州东力热电有限公司投标方：煤炭工业设计研究院有限公司2013年08月目录一、技术规 (3)1.1总则 (3)1.2工程概况 (3)1.3设计与运行条件 (5)1.4技术要求 (11)1.5标准与规 (33)1.6性能保证值 (34)二、供货围 (36)2.1一般要求 (36)2.2供货围 (38)三、设计围和设计联络会 (50)3.1概述 (50)3.2设计部分 (51)3.3设计接口界限 (54)3.4设计联络 (54)四、技术资料容和交付进度 (56)4.1项目实施阶段的资料 (56)4.2调试后资料 (57)4.3投标方提供的资料份数 (57)五、项目交付进度 (59)5.1交货进度 (59)六、检验、试验和验收 (60)6.1概述 (60)6.2工厂检验及试验 (61)6.3现场检验和试验 (62)6.4验收试验（性能考核测试） (62)七、技术培训 (64)7.1培训要求 (64)7.2培训容 (64)7.3培训计划 (64)八、现场技术服务与调试 (67)8.1技术服务 (67)8.2调试 (68)九、运行费用计算 (70)十、施工组织设计 ............................................................................................... 错误!未定义书签。
一、技术规1.1 总则本技术方案适用于滨州东力热电有限公司2×130t/h循环流化床锅炉的脱硝装置（SNCR）项目。
采用EPC总承包模式，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。
脱硝（SNCR）技术要求：(1) 本工程采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺。
(2) 使用氨水作为脱硝还原剂。
(3) 氨水输送和喷射控制系统使用DCS系统单独控制；CEMS污染物在线系统监测通过光纤将接至主控室。
(4) 系统脱硝效率达到75%，原烟气氮氧化物折算浓度按照350mg/m3考虑（出口烟气含氧量按10.5%），系统脱硝效率最低保证值按照不小于71.43%进行设计。
当原烟气折算浓度小于设计值350mg/m3时，亦应达到上述脱硝效率要求。
脱硝工艺公用系统部分：按照两台炉50~110% BMCR负荷运行进行设计，一台炉满负荷运行时的最大烟气量按照工况315000m3/h考虑。
(5) NH3逃逸量应控制在8 mg/m3以下。
(6) 脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为30年。
本技术方案提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求做出详细规定，也未充分引述有关标准及规的条文。
投标方保证提供符合本技术方案和相关的国际、国工业标准的优质产品。
1.2 工程概况1.2.1 概述锅炉为锅炉厂生产的循环流化床锅炉CG-130/9.81-MX2，锅炉额定蒸发量为2x130t/h、半露天布置，全钢架结构、平衡通风，采用静电除尘器，炉外石灰—石膏脱硫工艺。
根据锅炉形式合理选取喷枪布置位置和数量，并考虑水冷壁管子鳍片空间不够时的水冷壁让管设计和施工，做让管改造时，不得影响原水冷壁管的水循环。
1.2.2 厂址位于省滨州市滨城区小营镇工业园1.2.3 厂区的岩土工程条件该区域的工程地质条件中等，未受新活动的影响。
根据静力触探曲线资料分析及山地踏勘，拟建线路在垂深15.0米围场地岩土可划分成8个工程地质层。
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）。
场地土类型与建筑场地类别厂/场区地震地震基本烈度为Ⅷ级厂址区建筑场地建筑场地级别为I~II类场地1.2.5脱硝系统入口烟气参数表2-2 脱硝系统入口烟气参数表2-3 锅炉BMCR工况SNCR脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，湿基，实际含氧量）1.2.6 水源表2-3水质全分析1.2.7 水文气象条件气象：年平均气温15.5℃1.3 设计与运行条件1.3.1 SNCR脱硝工艺描述:我院公司与美国斯普瑞公司合作，独家引进吸收该公司的SNCR烟气脱硝技术及喷雾技术，进行了技术的自主转化。
针对国生中、小型循环流化床锅炉的炉脱硝技术，进一步完善了工艺系统设计，形成了技术成熟、适应国需要的SNCR系统，可广泛适用于循环流化床锅炉、焚烧炉、水泥窑等各类系统的烟气脱硝处理。
采用美国ANSYS公司的CFD计算流体力学仿真分析软件，目前比较流行的是采用CFD技术，对本脱硝工程SNCR系统的布置进行了数值模拟计算流体力学技术（CFD）进行分析、预测。
由于SNCR反应需要在特定的温度区间和停留时间下进行，所以还原剂喷射位置的确定对SNCR系统十分关键。
错误的喷射位置会造成氨逃逸增加，还原剂用量增加和达不到要求的脱硝效率。
还原剂喷射位置的确定需要通过流场模拟以确定喷射位置，流场模拟会模拟锅炉温度、气体流动和烟气混合情况，以确定合适的喷射位置。
SNCR的效率取决于以下几点：烟气温度，还原剂和烟气混合、反应的停留时间，还原剂的喷射量，还原剂的和烟气的混合效果，未控制时的NOx 含量，以及氧气和二氧化碳的含量。
设计和运行良好的SNCR系统，在达到一定的脱硝效率同时，不会有过量的未反应的氨气（氨逃逸）或其他的污染物质排放到空气中。
当温度高于适合NOx脱除反应的温度围，NOx脱除效率也将降低。
在曲线的右边，还原剂的氧化反应将增强，其将和还原剂与NOx的反应进行竞争。
尽管脱除效率低于最优，但运行的时候一般温度是高于最优温度的，这样能减少副反应的发生。
在曲线的左端的温度下，尽管一定的脱硝效率和有较长的停留时间情况下，仍然会有较高氨逃逸的可能性。
NH3作为还原剂时，SNCR的最佳反应温度是950℃。
SNCR的原理是以氨水、尿素[CO(NH2)2]等作为还原剂，雾化后注入锅炉。
在一定的温度围，氨水或尿素等氨基还原剂可以在无催化剂的作用下选择性地把烟气中的NOx 还原为N2 和H2O ，故是一种选择性化学过程。
其原理如图所示。
2、SNCR技术简介SNCR技术是以PETRO SNCR系统为核心，并在此基础上进行设计转化和国配套而发展起来的。
SNCR系统采用模块化设计，处理工艺由下图所示。
国外已经投入商业运行的比较成熟的烟气脱硝技术, 它建设周期短、投资少、脱硝效率中等, 适合于对中小型电厂锅炉的改造, 以降低其NOx 排放量，在一定温度围，在无催化剂的作用下，氨或尿素等氨基还原剂可选择性地把烟气中的NOx还原为N2和H2O，基本上不与烟气中的氧气作用，据此发展了SNCR 法。
其主要反应为：氨（NH3）为还原剂时：4NH3＋6NO 5N2＋6H2O尿素为还原剂NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O该反应主要发生在950℃的温度围。
当温度超过1100 ℃时，NH3会被氧化成NO，反而造成NOx排放浓度增大。
其反应为：4NH3＋5O2 4NO＋6H2O而温度低于850 ℃时，反应不完全，氨逃逸率高，造成新的污染。
可见温度过高或过低都不利于对污染物排放的控制。
由于最佳反应温度围窄，随负荷变化，最佳温度位置变化，为适应这种变化，必须在炉中安置大量的喷嘴，且随负荷的变化，改变喷入点的位置和数量。
此外反应物的驻留时间很短，很难与烟气充分混合，造成脱硝效率低。
选择性非催化还原技术就是用NH3、尿素等还原剂喷入炉与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，而且还需要一定的停留时间。
还原剂喷入炉膛合适的温度区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
不同还原剂有不同的反应温度围，此温度围称为温度窗。
NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。
当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx 还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。
NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。
引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。
还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉最有效的部位，因为NOx在炉膛的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。
在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉截面。
为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。
若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到S03会产生(NH4)2S04易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。
SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：·接收和储存还原剂；·还原剂的计量输出、与水混合稀释；·在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；·还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
1.3.2 燃料本期工程采用的煤质资料如下表：（按实际煤种作为设计煤种）表2-4设计和校核煤种的煤质及灰成分分析表1.3.3 气/汽源、水源参数进入可供脱硝装置气/汽源、水源的参数氨水稀释水要求质量：总硬度< 150 ppm；钙硬度< 100 ppm；“M”碱度< 100 ppm；铁< 0.5 ppm ；导电镀< 250 mhos；没有明显的混浊和悬浮固态物。
当电厂工业水质能满足以上条件时可代替除盐水。
1.3.4 电厂控制系统发电锅炉采用炉、机、电集中控制方式。
控制系统采用分散控制系统（DCS），其功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、机炉辅机及发电机-变压器组的顺序控制系统（SCS）。
两台锅炉合设一个集中控制室，集中控制室与电子设备室集中布置。
两台锅炉的分散控制系统之间设置一公用网络，分别与两台锅炉的DCS通过网桥开关联接。
1.3.5 电厂供电现状电动机电源电压：低压380 V1.3.6 还原剂本脱硝工程采用氨水作为还原剂，采用浓度为20%的氨水水溶液。
氨水溶液储存量不小于2台锅炉BMCR工况下5~7天的用量，满足招标方的要求。
1.4 技术要求1.4.1 本项目围锅炉脱硝装置改造项目的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。
1.4.2 脱硝装置的总体要求1.4.2.1脱硝系统和设备至少满足以下总的要求：● SNCR脱硝不增加烟气阻力；●脱硝装置设计在两台锅炉负荷50%-110%BMCR负荷围有效地运行；●采用SNCR烟气脱硝技术，采用20%氨水溶液（wt%）作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；●设计系统脱硝效率达到71.43%，原烟气氮氧化物折算浓度按照350mg/m3考虑（出口烟气含氧量按10.5%），系统脱硝效率最低保证值按照不小于71.43%进行设计。