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
锅炉脱硝方案(20181213)
合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素水解方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于7200小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。
2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求： 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
锅炉脱硝改造施工技术方案(DOC50页)
锅炉脱硝改造施工技术方案 第一章总体概述 本项目是为了配合xxxxxxxxx化工厂内的燃煤锅炉脱硝及除尘环保改造工程，对锅炉尾部烟道部分进行设备更换和安装改造。 一．锅炉设备简介 1#炉由锅炉厂制造，锅炉型号为：SHL20-2.45/400-A型；双锅筒、横置式链条锅炉，采用自然循环方式，∏型布置，构架采用钢结构，按8级地震设计；在炉膛出口与对流管束之间布置有过热器，无蒸汽温度调节装置，尾部烟道分别布置有省煤器和空气预热器。 5#炉、6#炉由锅炉厂制造，锅炉型号为：SHL35-2.45/400-A型。锅炉为双锅筒、横置式链条锅炉，采用自然循环方式，∏型布置，构架采用钢结构，按8级地震设计；锅筒中心线标高为10200mm。在炉膛出口与对流管束之间布置有过热器，蒸汽温度调节采用面式减温装置；尾部烟道分别布置有省煤器和空气预热器。 二、脱硝设备简介 SCR脱硝反应器工程由XX施工，反应器布置在省煤器上部，底部标高+7200mm,省煤器和空气预热器全部下移至+6400mm为安装最高点。 1#20t/h锅炉：SCR反应器增加荷载大约7t，包括钢平台、反应器模块及钢架、集灰重量、增加炉墙重量（约2.5t）。 5#、6#35t/h锅炉：SCR反应器增加荷载大约15t，包括钢平台、反应器模块钢架、集灰重量、增加炉墙重量（约5t）。 脱硝工程中SCR反应器段阻力为500Pa，SCR反应器出口温度根据锅炉负荷变化有所波动，烟气经过反应器温度不发生变化。
三、锅炉尾部烟道改造主要工程量
第二章主机设备选型 根据工程要求和热力计算及烟风阻力计算确定了省煤器和空预器的结构形式和外形尺寸（见“省煤器和空预器图”），确定了引风机的规格型号及参数。 第三章编制依据
低氮燃烧加SNCR脱硝技术改造
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。
生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编 版)
生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.生物质直燃锅炉概述 生物质直燃锅炉是以生物质能源作为燃料的新型锅炉，农业生产过程中的废弃物，如农作物秸秆、农林业加工业的废弃物等都可作为锅炉的燃料。生物质直燃锅炉排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物含量较低，且不产生废渣。因此与燃煤锅炉相比，更加节能环保。现行的生物质锅炉烟气的排放标准按《锅炉大气污染物排放标准》 (GB13271-2014)执行。即尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值为30，200，200mg/m3，其中重点地区按20，50，100mg/m3执行。但随着国家对锅炉烟气环保标准的提高，加上锅炉烟气超低排放的推广实行，大气污染物排放要求将会更严格。目前很多生物质锅炉企业已经按照10，35，50mg/m3的排放限值对锅炉进行整改。 经对生物质直燃锅炉烟气调研、测试、分析，生物质锅炉烟气有如下特点：①炉膛温度差别大，生物质锅炉主要有炉排炉和循环流化床炉，每种炉型又分为中温中压炉、次高温次高压炉、高温高压炉，
吨锅炉脱硫脱硝方案设计
15吨锅炉脱硫脱硝方案 1.企业概述 贵公司一台15t/h锅炉、主要是贵公司生产车间使用,原已上布袋除尘器却未装上脱硫脱硝器。为了达到国家和当地环保规定的锅炉大气排放标准,贵公司领导十分重视，现决定对一台15t/h流化床锅炉烟气进行布袋除尘后,安装一套湿法脱硫脱硝器一体化技术治理, 要求烟气经脱硫系统处理后,SO2/NO X和烟尘都能达到国家和当地环保超低规定排放标准。 我公司是一家集环保、科研设计、生产销售、改装维护为一体的综合高新技术企业。铸威环保主要从事治理大气污染烟气有害物质超标排放高新技术研发等，在国内同行业中具有明显的技术领先优势。 公司自成立以来，以独特的技术，先进的工艺，严谨的态度和不断创新的理念，坚持深入客户现场，了解客户实情和需求，倡导环境友好型的生产、生活、销售方式，向用户提供更多更好的优质技术和产品。依托强大的技术服务和完备的售后服务，为您解决身边的环境问题，为人类社会环境健康做出更大的贡献。 我公司的产品目前在国内烟气中脱硫脱硝有明显的技术领先优势。脱硫脱硝保持全天24小时零排放的净化效果。国家实施CO2减排政策时还可去除CO295%以上，为企业解难，为政府排忧，为治理大气污染气候变暖作出贡献。 公司奉行以科技成就未来，以诚信回馈客户的经营理念，坚持从污染源头控制与末端治理相结合，致力于现代科技与实际应用的完美创新技术，获得了国家优秀发明专利。 概述
社会要发展，人民需健康，我们每一分钟都在呼吸，空气被严重污染，有害物质随时被我们吸入，不同程度伤害着各个气管，造成多种疾病等待发生，世界卫生组织证实，人类68%的疾病由空气污染引起，空气污染还是18种致癌因素之首，2015年10月17日央视新闻报道：“2012年全国337万人得癌症，211万人死亡”，国际权威医学杂志数据显示，我国每年因空气污染导致的过早死亡人数超过200万人，给人民身体健康带来了严重伤害，气候变化更不能忽视，全球变暖给人类生存带来了严重挑战，气候变暖得不到有效遏制，动植物面临生存危机，导致大量物种因不能适应新的生存环境而灭绝。我们不能广看到当下一时的利益，忽视空气污染和气候变暖，给人民身体健康带来的严重伤害，党中央、国务院高度重视，对工业锅炉产生的烟气污染要求彻底整改，主要是烟气中的PM、、SO2、NO X、CO2排放必须达标，国家逐步实行污染自动检测全覆盖，使有污染超标排放的企业不要产生侥幸心理，国家已治定了污染惩罚政策，现已执行，李克强总理说过：“治理环境污染要让有污染的企业感到痛，治理环境污染的法律不是棉花棒。”治理大气污染是大事所趋，要有长远着实的发展眼光，为实现绿色发展，不再为烟气污染所困扰，改进烟气污染超标排放，净化烟气达标是唯一的出路。选择治理烟气污染技术是关键。 我公司生产的设备属专用治理大气污染设备，专为脱硫
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+ 2CO2 NH+NH →N2+H2 2H2+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
燃油燃气锅炉烟气脱硝
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，
循环流化床锅炉脱硝技术方案(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。
20吨锅炉脱硫脱硝技术方案40吨以下通用版之令狐文艳创作
xxxxxxx公司 令狐文艳 20t/h燃煤锅炉脱硫脱硝项目 技术方案 **环保设备有限公司 二零一六年*月 一、总则 本项目是*（乙方）为 xxxxxxxxx公司（甲方） 20t/h燃煤锅炉提供的高分子活性物脱硫脱硝技术服务工程，本工程技术方案规定了该脱硫脱硝项目配套设备的设计、结构、性能、安装和实验等方面的技术要求。 按照甲方要求，乙方提供全套脱硫脱硝设备，为减少烟气中SO2和NO x及烟尘的排放对大气环境的污染，改善大气生态环境，使SO2和NOx及烟尘满足用户和环保部门的排放要求。 高分子活性物脱硫脱硝技术工程主要的原则及技术要求： 1、本项目采用高分子活性物脱硫脱硝技术工艺。 2、高分子活性物脱硫脱硝系统可按甲方及当地环保部门执行的SO2和NO x的排放标准进行设计。乙方在原始数据的基础上可实现国际超低排放标准。 3、本系统满足全天24小时连续运行，年运行时间可大于7600小时。
二、工程概况 2.1项目实施位置 项目名称：xxxxxxxx t/h燃煤锅炉烟气脱硫脱硝工程 2.2烟气基本参数 三、高分子活性物脱硫脱硝系统设计说明 3.1高分子活性物脱硫脱硝工艺概述 本公司是联合多所高校多年潜心研究，于2014年成功研发出高分子活性物锅炉烟气脱硫脱硝剂，并获得国家发明专利，并以其“投资少，效果好，安装简单，运行成本低”等特点被迅速推广应用。该技术是采用粉体输送设备将其专利产品——高分子活性物脱硫脱硝剂喷入炉膛或者烟道温度在800℃-1200℃的区域，被高温激活气化后，与烟气中的NOx和SO2化学反应，还原成N2/H2O和硝酸盐、硫酸盐颗粒物。同时可根据企业要求排放指标，来调整试剂用量，达到脱硫脱硝的目的。 其中脱硝部分化学反应方程式为： CO(NH2)2+2NO→2N↑+CO2↑+2H2O CO(NH2)2+H2O→2NH3+CO2↑ 4NO+4NH3+O2→4N2↑+6H2O 2NO+4NH2+2O2→3N2↑+6H2O 6NO2+8NH3→ 7N2↑+12H2O
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选 一、烟气脱硫： 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 （1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。 其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。 （2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。 半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。 安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。 二、脱硝： 烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。 （1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。 （2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。 无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。 目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。 SCR脱硝：
SNCR脱硝技术方案设计
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。
SCR脱硝技术大全
我国氮氧化物的排放情况： 氮氧化物的危害 随着我国经济的发展，能源消耗带来的环境污染也越来越严重，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。其中烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源近年来，氮氧化物(NOx，包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O和N2O5等多种化合物）的治理已经成为人们关注的焦点之一。 在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NOx，故大气中NO普遍以NO的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3),在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，NO2转变成硝酸的速度加快。特别是当NO2与SO2同时存在时，可以相互催化，形成硝酸的速度更快。此外，NOx还可以因飞行器在平流层中排放废气，逐渐积累，而使其浓度增大，此时NO再与平流层内的O3发生反应生成NO2、O2，NO2与O2进一步反应生成NO 和O2，从而打破O3平衡，使O3浓度降低导致O3层的耗损。 我国氮氧化物的排放情况 在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。随着我国经济实力的增强，耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目，但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一,据统计,我国67%的氮氧化物(NOx)排放量来自于煤炭的燃烧。据国家环保总局统计预测, 2005年和2010年我国火电厂煤炭消耗量分别占全国总量的56%和64%,火电厂NOx产生量占全国总量的50%。从燃煤消耗对NOx排放贡献值来看,火电厂NOx排放控制是我国NOx排放总量控制关键所在。随着我国最新的《火电厂大气污染物控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施以及《京都议定书》的正式生效,国内对NOx 的排放控制将日趋严格,在火力发电厂中采用有效的NOx排放控制措施势在必行。
锅炉脱硝改造工程技术要求
腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月
一、概述 项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 主要设备及参数 表1锅炉设计参数
脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收； 1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明：
1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C2 ×100% C1 式中： C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》 DL/T776－2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL/T5072－2007 《火力发电厂保温油漆设计规程》 GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》 DL/T5054－96 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 SDGJ6－90 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 GBJ16－1987（2002）《建筑设计防火规范》
锅炉脱硝方案
●脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有10t/h煤粉炉锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜mg/Nm3。 本方案为10t/h煤粉炉锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 有限公司指定厂区内。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素或氨水方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。 （4）SNCR入口NOx浓度为≦mg/Nm3，SNCR出口NOx浓
度≦mg/Nm3，脱硝效率70/80%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤10ppm。 1.4 设计条件 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以20%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR烟 气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于8000小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本采用以稀释水为溶剂的氨水+高分子剂为脱硝还原剂，氨水浓度为20%。 2.2工艺水 作为氨水稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。
2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。 2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由甲方提供至锅炉附近，应满足如下要求： 仪用压缩空气，干燥、无油；压力露点：-20℃；运行压力：0.5~0.7MPa； 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR 脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
低氮燃烧及脱销技术措施
低氮燃烧及脱销技术措施 为保证脱销系统的正常运行，要求运行人员必须严格执行标准操作。 1、SCR蒸汽吹灰每班必须进行一次，蒸汽压力保证在1.2Mpa，若压差过大，可多次吹灰，压差不允许超过200pa。 2、保证压缩空气压力正常，正常运行中不能低于0.5Mpa。 3、合理投入喷枪层数，在保障NOx在合格范围的前提下，氨逃逸必须低于3ppm，以保障空预器的安全。 4、运行中使用红外线测温仪测量每层喷枪处炉膛温度，合理投入相对喷枪，SNCR在温度850℃~1250℃之间反应最佳。 5、当氨逃逸浓度超过设定值，而SCR出口NOx浓度没有达到设定要求时，切勿继续增大尿素溶液的喷射量，而应先减少尿素溶液喷射量，将氨逃逸浓度降低至3ppm后，再查找氨逃逸高的原因，把氨逃逸率高的问题解决后，才能继续增大尿素溶液喷射量，以保持SCR 出口NOx在允许的范围内。 6、喷枪投退原则为：50≤时，投入第二层，50%≤锅炉负荷＜70%时，第二、三投入,70%≤锅炉负荷＜100%第二层顺控停止，并冲洗，第四层顺控启动，经调整仍不能控制NOx时，可投入第五层运行。投入顺序为：打开压缩空气阀，打开稀释水电动阀，打开稀释水调节阀，打开尿素溶液电动阀，打开尿素溶液调节阀。退出顺序为：关闭尿素溶液电动阀，关闭稀释水调节阀，开启尿素溶液调节阀，打开冲洗水
阀，关闭稀释水电动阀，关闭冲洗水阀，关闭尿素溶液调节阀，关闭压缩空气阀。 7、喷枪投入后，SCR入口NOx不降低，则说明炉膛温度高，将尿素溶液烧损，应适当提高稀释水压力。喷枪投入后，SCR入口NO X降低，而NH3逃逸超标，应降低尿素溶液量。 8、确保SCR处温度在300~400℃之间。 9、在喷枪停运后，必须进行冲洗工作，防止冲洗不干净造成结晶，第二、三、四层冲洗时间不得少于5分钟，第五层冲洗时间不得少于30分钟。 10、若出现压缩空气异常时，应及时查找原因并尽早恢复、若压缩空气低于0.4Mpa，脱销系统将自动退出，注意各阀门应及时关闭，若压缩空气失去或压力低于0.1Mpa且短时间无法恢复压缩空气时，应立即联系检修就地手动退出所有喷枪，待查明原因并恢复后，投入脱硝系统。 11、若单台稀释泵出现故障、备用泵应联启，若联启失败，应立即退出脱硝系统运行，查明原因并修复后，在投入脱硝系统运行。
生物质锅炉脱硝方案
75T生物质锅炉烟气脱硝 设 计 方 案 日期：2020年4月16日 河南兴邦环保科技有限公司
目录 一、氮氧化物的形成和危害 二、设计方式和原则 三、氮氧化物治理工艺 四、SNCR脱硝技术基本原理 五、自动化脱硝控制设备简介 六、设备日常运行费用 七、设备质量保证
一、氮氧化物的形成和危害 1、氮氧化物指的是由氮、氧两种元素组成的化合物。常见的氮氧化物有一氧化氮（NO，无色）、二氧化氮（NO2，红棕色）、一氧化二氮（N2O）、五氧化二氮（N2O5）等，其中除五氧化二氮常态下呈固体外，其他氮氧化物常态下都呈气态。作为空气污染物的氮氧化物（NOx）常指NO和NO2。 2、影响NOx生成的主要因素 在燃烧过程中,NOx有两种形成机制：①空气中的氮分子在高温下氧化生成热致NOx;②燃料中的氮化物经燃烧氧化分解生成燃料NOx。燃烧过程产生的NOx主要是热NOx。NOx生成量与燃烧温度、高温区氧气的浓度和燃烧气体在高温区停滞时间有关。燃烧温度越高,高温区氧气浓度越高,停滞时间越长,热NOx生成量就越多。因此，控制或减少热NOx的产生,应改善燃烧方法和改进燃烧设备。 3、氮氧化物（NOx）种类很多，造成大气污染的主要是二氧化氮（NO2）和一氧化氮（NO），因此环境学中的氮氧化物一般就指这二者的总称。 二氧化氮 (NO2)在21.1℃温度时为红棕色刺鼻气体;在21.1℃以下时呈暗褐色液体。在-ll℃以下温度时为无色固体，加压液体为四氧化二氮。分子量46.01，熔点-11.2℃，沸点 21.2℃，蒸气压101.3lkPa(2l℃)，溶于碱、二硫化碳和氯仿，微溶于水。性质稳定。二氧化氮溶于水时生成硝酸和一氧化氮。二氧化氮能使多种织物褪色，损坏多种织物和尼龙制品，对金属和非金属材料也有腐蚀作用。 一氧化氮 (NO)为无色气体，分子量30.01，熔点-163.6℃，沸点-151.5℃，蒸气压101.3lkPa(-151.7℃)。溶于乙醇、二硫化碳，微溶于水和硫酸，水中溶解度4.7% (20℃)。性质不稳定，在空气中易氧化成二氧化氮 (2NO+O2→2NO2)。一氧化氮结合血红蛋白的能力比一氧化碳还强，更容易造成人体缺氧。 4、NO能使人中枢神经麻痹并导致死亡，NO2会造成哮喘和肺气肿，破坏人的心、肺，肝、肾及造血组织的功能丧失，其毒性比NO更强。无论是NO、NO2或N2O，在空气中的最高允许浓度为5mg/m3(以NO2计)。 5、NOx与SO2一样，在大气中会通过干沉降和湿沉降两种方式降落到地面，最终的归宿是硝酸盐或是硝酸。硝酸型酸雨的危害程度比硫酸型酸雨的更强，因为它在对
煤粉锅炉降氮脱硝技术选择及应用
煤粉锅炉降氮脱硝技术选择及应用 发表时间：2016-10-10T15:27:29.943Z 来源：《电力设备》2016年第14期作者：张永博 [导读] 随着经济社会发展和城市化进程的加速，我国中东部地区大气复合污染的态势日益严峻。 （神华宁煤集团煤炭化学工业分公司烯烃公司 750411） 摘要：在我国经济发展的推动下，对无污染物的排放标准的要求逐渐变得严格，因此，需要严格控制的煤粉锅炉的氮氧化物的排放量，也可以保环境，保护人们的身体健康。基于此，本文论述了煤粉锅炉炉降氮脱硝技术分析。 关键词：煤粉锅炉；降氮脱硝；技术 随着经济社会发展和城市化进程的加速，我国中东部地区大气复合污染的态势日益严峻，京津冀、长三角和珠三角等城市重度雾霾现象频发，中西部城市雾霾问题也逐渐凸显。据有关部门统计，工业燃煤排放的污染物占雾霾来源和成因的30%～40%。为了使大气污染状况得到改善，提高燃煤工业锅炉的燃烧效率以及降低污染物的排放迫在眉睫。燃煤工业锅炉可提供不同压力下的饱和蒸汽、过热蒸汽，提供不同需求的各种温度热水以及其他热介质，其被广泛应用在化工、机械、农业等领域。目前燃煤工业锅炉总数近60万台，年消耗煤炭量达6.4亿吨，占目前现役工业锅炉总数的85%，且每年以1．5%左右的速度增长。但我国燃煤工业锅炉是个高耗能、高污染的产业，全国重点城市工业锅炉排放造成的污染已经超过了电站锅炉，这主要是因为工业锅炉在使用过程中普遍存在3个问题:①锅炉燃烧设备设计制造质量低、主辅机匹配不合理、自控水平低;②实际燃用煤种的性能指标通同设计要求之间有所偏离，导致锅炉普遍存在燃煤着火困难、燃烧工况差、燃尽率低等等问题；③锅炉通常处于低负荷运行，导致燃烧效率低，且散热损失所占比例大。为解决燃煤工业锅炉行业存在的这些问题，自20世纪70年代以来，国内曾先后通过自主开发和国际合作，开展了大量燃煤工业锅炉优化升级方面的工作，掌握了多项关键技术。近年来已成功研发出中小型煤粉燃烧技术系统，全程优化配风及运行自动诊断技术、燃煤工业锅炉烟气除尘、脱硫一体化技术等，不仅提高了燃煤工业锅炉的燃烧效率，又从源头上减少了污染物的排放。笔者针对我国近年来煤粉工业锅炉研发的关键技术和推广应用现状进行了归纳总结，以期为今后我国煤粉工业锅炉的健康有序发展提供参考。 1、降氮脱硝技术 氮氧化物是严重的污染物，近些年来我国的排放量逐年上升，超过了二氧化硫的排放量，造成了很大的环境污染，因此对降氮脱硝技术进行研究是刻不容缓的。以下简单介绍了几种降氮脱硝技术： 1.1、低氮燃烧的技术 低氮燃烧技术是对锅炉内的流场、温度场以及物料的分布进行合理分配，这样能够改变氮氧化物的生成环境，减少氮氧化物的产生。实现这种技术主要有三种途径：一是降低氧气浓度，实现低氧燃烧；二是在氧气浓度较低的情况下延长停留时间；三是在空气较多的情况下降低燃烧温度。这三种方法都可以降低氮氧化物的生成，因此衍生出三种低氮燃烧技术：低过量空气燃烧，这种技术会通过氧气的减少抑制氮氧化物的生成，但是氧气浓度过低时会导致一氧化碳增加，这样未完全燃烧会造成一定的损失。低氮燃烧器技术，这种技术是采用特殊设计的燃烧器，控制燃料和空气的配比从而抑制氮氧化物的生成。空气分级燃烧技术，通过将空气和煤粉混合然后再进行燃烧，这种方法可以降低氮氧化物的生成但是会造成炉膛结渣腐蚀的问题。低氮燃烧技术不需要任何的脱氮剂并且成本较低，因此是大多数脱氮工程的首选。 1.2、烟气脱硝的技术 1.2.1、氧化吸收法 氧化吸收法的脱硝原理是利用强氧化剂将 NO氧化为反应活性较高的 NO2，之后再用碱性溶液吸收处理。其分为气相氧化－液相吸收法和液相氧化吸收法。气相氧化－液相吸收法常采用 O3、黄磷、Cl O2等气态氧化物为氧化剂，其中采用臭氧研究比较多，该法是将臭氧通入烟气中与 NO 反应生成易溶的NO2，再用碱性吸收剂吸收处理来达到脱硝目的。 1.2.2、络合吸收法 络合吸收脱硫脱硝法是利用络合剂与 NO 发生络合反应，从而增大 NO 溶解度，进而达到脱硝的一种方法。亚铁络合物和钴络合物是应用较多的络合剂。亚铁络合剂主要有两类，一类是亚铁氨酸络合剂，如 Fe( EDTA) 和 Fe( NTA) ，亚铁氨酸络合剂与NO 可以快速络合，但 Fe2 +易被氧化生成 Fe3 +而失去反应活性，导致 NO 的吸收率在短时间内迅速下降，此外还会生成难以处理的 S － N 化合物，所得吸收液再生成本较高，工艺复杂。另一类是疏基亚铁络合剂，如半胱氨酸合铁( Fe( Cy S)2) 、Fe( II) DMPS等，与亚铁氨酸络合剂不同的是，疏基亚铁络合剂抗氧化能力更强，其可保持长时间的脱硝，吸收液再生也相对容易，更具有工业化优势。 2、煤粉锅炉烟气脱硝技术分析 环保部在2010年提出，当采用低NOx燃烧技术后，氮氧化物的排放浓度如果仍不符合控制标准，要采用烟气脱硝技术来降低氮氧化物的浓度。现阶段，我国的烟气脱硝技术主要包括选择性非催化还原法、选择性催化还原法、脉冲电晕等离子法等。 2.1、选择性非催化还原法脱硝技术 选择性非催化还原法是指在不使用催化剂的条件下，将还原剂从800～1100℃的高温烟气口喷入，进而降低氮氧化物浓度。这种方法对温度的要求较高，当温度高于1100℃时，氮氧化物的热分解能力会降低，当温度低于800℃时，氮氧化物的分解不完全。因此，需要对温度进行合理控制，尽量使其保持在800～1100℃之间。这种技术的操作工艺较为简单，一般不需要大量的资金投入，但对氮氧化物的脱硝效率不高，一般在25%～40%之间。 2.2、选择性催化还原法脱硝技术 选择性催化还原法是指在有催化剂的条件下，将还原剂从300～400℃的高温烟气口喷入，进而降低氮氧化物浓度。这种技术的脱硝效率较高，一般在80%～90%之间，氮氧化物的排放浓度会大幅降低，一般为100mg/Nm3以下。 2.2.3选择性催化还原法和选择性非催化还原法联合脱硝技术这种联合技术结合了上述两种脱硝方法的优点，主要是将选择性非催化还原法的还原剂喷入炉膛，并和选择性催化还原法的催化技术结合，进一步对氮氧化物进行脱硝。这种技术的脱硝率一般在40%～80%之
SCR锅炉烟气脱硝
附件二、锅炉烟气S C R脱硝一、SCR工艺原理 利用选择性催化还原（SCR）技术将烟气中的氮氧化物脱除的方法是当前世界上脱氮工艺的主流。选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NO X的还原功能，使用氨气（NH3）作为还原剂，将一定浓度的氨气通过氨注入装置（AIG）喷入温度为280℃-420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气（NH3）将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气（N2）和水（H2O），“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NO X还原。其化学反应式如下： 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO2+8NH3→7N2+12H2O 副反应主要有： 2SO2+O2→2SO3 催化剂是整个SCR系统的核心和关键，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NO X脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。 脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。 二、脱硝性能要求及工艺参数 1、性能要求 采用SCR脱硝技术时，脱硝工程应达到下列性能指标： NO X排放浓度控制到200mg/Nm3以下，总体脱硝效率约80%；
氨逃逸浓度不大于3uL/L; SO2/SO3转化率小于1.0%； 2、工艺参数 脱硝工艺的设计参数见表 流程图 3、高灰型 SCR脱硝系 统 采用高
灰型SCR工艺时，250~390℃的烟气自锅炉省煤器出口水平烟道引入，进入SCR脱硝装置入口上升烟道，经氨喷射系统喷入烟道的NH3与烟气混合后，在催化剂作用下，将NO X还原成N2和H2O，脱硝后的干净烟气离开SCR装置，进入空气预热器，回到锅炉尾部烟道。 高灰型SCR脱硝系统包括烟道接口、烟道、挡板、膨胀节、氨气制备与供应、氨喷射器、导流与整流、反应器壳体、催化剂、吹灰器、稀释风机、在线分析仪表及控制系统等部件，归纳起来可分为催化剂系统、反应器系统、氨供应与喷射系统及电气热控系统等几个部分。 燃料特性决定了高灰型SCR催化剂的运行条件，直接影响到相关设备的工艺选型和设计，锅炉烟气中的飞灰含量、飞灰粒度粗、硬度大，堆积角较小，碱土金属氧化物（CaO与MgO）含量等，将是工艺选型的主要考虑因素。 3.1催化剂系统 SCR脱硝普遍采用氧化钛基催化剂，根据外观形状可分为蜂窝式、板式与波纹式三种。这些催化剂的矿物组成比较接近，都是以TiO2（含量约80~90%）作为载体，以V2O5（含量约1~2%）作为活性材料，以WO3或MoO3（含量约占3~7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性，但外观形状的不同导致物理特性存在较大差异。 三种类型催化剂的加工工艺不同，但其化学特性接近，都能够满足不同级别的脱硝效率要求，并有大量的应用业绩。为了加强不同类型催化剂的互换性及装卸的灵活性，均将催化剂单体组装成标准化模块尺寸。蜂窝式催化剂为了提高飞灰的抗冲蚀能力，通常将约20mm高度的迎风端采取固化措施。 催化剂是一种陶制品，具有表面粗糙、微孔多及易碎特点。受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000小时候，惰化速率趋缓。