链条炉脱硝辽宁省脱硝公司

SCR技术早于上世纪70年代用于电站锅炉的NOx控制，其原理是把还原剂氨气喷入锅炉下游300~400℃的烟道内，在催化剂作用下，将烟气中NOx还原成无害的N2和H2O：

SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。具有如下特点：脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，是其他任he一项脱硝技术都无法单独达到的; 催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降D，通常3~4年增加或更换一层催化剂。

氨气与氮氧化物的反应在催化剂中进行，催化剂通常布置在一个竖直向下的反应器内，通道内的烟气流速控制在5~7m/s，为此，需在锅炉烟道上增设一个庞大的反应器。受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺可分为高灰型、低灰型和尾部型等：高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃）；低灰型SCR与尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。目前，国内约有400~500台机组安装了SCR装置，均采用高灰型布置工艺。

SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分，二者分开布置。其中，采用液an制备还原剂时，如考虑an全防火距离，ye氨储存与供应区域占地面积约3000～3500m2，如采用尿素制备还原剂，公用系统占地面积约400m2。

无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。SCR是一项成熟的技术，脱硝效率稳定。但是，催化剂和还原剂的使用，使它成为昂贵的脱硝技术。根据多个国内项目的评估，使用SCR，发电成本将增加0.8～1.2分/kW.h。

选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝:SNCR技术是将氨基还原剂（如氨气、an水、尿素）溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950~1050℃温度区域（通常为锅炉对流换热区）和没有催化剂的条件下，NH3与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O。

SNCR工艺比较简洁，具有如下特点：现代SNCR技术可控制NOx排放降D20~50%，脱硝效率随机组容量增加而降D。对于300MW以上容量机组，脱硝效率基本控制在40%以下。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%～50%，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。在大型锅炉上运行业绩较少,并且这种脱硝系统的效率很难满足目前环保部门对脱硝系统的脱硝效率要求; SNCR装置不增加烟气系统阻力，也不产生新的SO3，氨逃逸浓度控制通常控制在5~10ppm以内（SCR是3ppm）;合适的反应温度窗口狭窄，为适应锅炉负荷的波动、提高氨在反应区的混合程度与利用率，通常在炉膛出口屏式过热器下方设置多层喷枪;雾化液滴蒸发与热解过程需要吸收热量，这会造成锅炉效率降D约0.1~0.5个百分点;喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效guo，过大将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此要求尾部烟气中允许的氨的泄漏量应小于5ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降D率为30%～70%。

SNCR技术也是成熟的脱硝技术，相对SCR而言，脱硝效率偏低。但是，由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用。目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率低。

混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）:混合型SNCR/SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应wan全，从而提高整体脱硝效率，弥补SNCR装置效率有限的缺陷。技术特点如下：适应于场地空间有限的特定环境，脱硝效率可达到95%左右;烟道阻力约增加小于150~500Pa，主要取决于催化剂的用量和烟道形式;整体脱硝效率低于70%时，烟道型SCR不需另设喷氨AIG装置，但需要提高烟道型SCR的脱硝效率时，还得增设单独的氨喷射系统;早期的烟道型SCR反应器布置在水平烟道上，烟气水平流动，流速较高。改进后的烟道型SCR垂直布置，流速降D，提高了催化剂使用寿ming。

SNCR/SCR混合型脱硝技术是近些年实行起来的技术，有其特定的应用范围。该技术的产生和应用，同时也说明氮氧化物控制要讲经济性和实用性。