锅炉烟气SNCR+SCR脱硝方案
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NH3逃逸
<2.5 mg/m3
<8 mg/m3
<4 mg/m3
对空气预热器影响
NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。
SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低
硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低
系统压力损失
新增烟道部件及催化剂层造成压力损失
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：
后段：320～400℃
催化剂
V2O5-WO3/TiO2
不使用催化剂
后段加少量催化剂
脱硝效率
80～90%
30～60%
50～80%
反应剂喷射位置
SCR反应器入口烟道
炉膛内喷射
锅炉负荷不同喷射位置也不同
SO2/SO3氧化
SO2氧化成SO3的氧化率<1%
不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加
SO2氧化较SCR低
图3.2 SCR工艺系统流程(高尘布置)
对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%～90%。
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
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：
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
•需要较大的储存罐
•脱硝有效温度窗口窄
液氨
•高危险性原料
•运输和存储安全性低
从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少喷入NH3的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SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图3.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。
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。
基本无影响
影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低
锅炉负荷变化的影响
SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。
对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。
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。
图3.3 SNCR/SCR联合工艺脱硝流程图
主要烟气脱硝技术的比较
几种பைடு நூலகம்要烟气脱硝技术综合比较情况如表3.2所列。
表3.2SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较
项目
SCR技术
SNCR技术
SNCR/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℃，
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。
4NO + 4NH3+ O2→4N2+ 6H2O
NO + NO2+ 2NH3→2N2+ 3H2O
6NO2+ 8NH3→7N2+ 12H2O
在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（800～1250℃）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（320～400℃）下进行。
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。
<2.5 mg/m3
<8 mg/m3
<4 mg/m3
对空气预热器影响
NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。
SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低
硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低
系统压力损失
新增烟道部件及催化剂层造成压力损失
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：
后段：320～400℃
催化剂
V2O5-WO3/TiO2
不使用催化剂
后段加少量催化剂
脱硝效率
80～90%
30～60%
50～80%
反应剂喷射位置
SCR反应器入口烟道
炉膛内喷射
锅炉负荷不同喷射位置也不同
SO2/SO3氧化
SO2氧化成SO3的氧化率<1%
不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加
SO2氧化较SCR低
图3.2 SCR工艺系统流程(高尘布置)
对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%～90%。
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
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：
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
•需要较大的储存罐
•脱硝有效温度窗口窄
液氨
•高危险性原料
•运输和存储安全性低
从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少喷入NH3的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SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图3.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。
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。
基本无影响
影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低
锅炉负荷变化的影响
SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。
对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。
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。
图3.3 SNCR/SCR联合工艺脱硝流程图
主要烟气脱硝技术的比较
几种பைடு நூலகம்要烟气脱硝技术综合比较情况如表3.2所列。
表3.2SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较
项目
SCR技术
SNCR技术
SNCR/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℃，
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。
4NO + 4NH3+ O2→4N2+ 6H2O
NO + NO2+ 2NH3→2N2+ 3H2O
6NO2+ 8NH3→7N2+ 12H2O
在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（800～1250℃）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（320～400℃）下进行。
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。