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一．总则1.1工程概述1.2设计参数1.2.1锅炉参数电厂锅炉烟气参数序号参数名称单位参数值1锅炉规格型号SHX-10/1.25 2锅炉额定蒸发量t/h103锅炉数量台2(1用1备）4单台锅炉燃煤量t/h 2.25燃煤含硫量%0.56单台锅炉出口烟气量(工况）m3/h3628~33937锅炉出口烟气温度℃200浓度mg/Nm3850 8脱硫系统进口SO29脱硝系统进口NO浓度mg/Nm3250-400X10锅炉年运行时间小时800011引风机型号Y5-47№12D 13配套电机型号75KW1450r/min 14全压Pa3628~3393 1.2.2燃煤参数电厂煤质数据收到基硫份Sar%0.5低位发热量Qnet.ad KJ/Kg19454 1.3脱硝系统主要性能指标表1.3-1主要性能指标序号参数名称参数值1NO排放浓度≤200mg/Nm3X2脱硝效率≥60%1.4主要设计原则技术先进、经济合理、切实有效的烟气治理工艺；设备运行可靠、阻力小，不产生对锅炉运行工况的影响；具有足够的脱硫脱硝效率，保证达标排放；为降低运行费用，脱硫剂，还原剂来源可靠，副产品处置合理，不外排不产生二次污染；充分考虑场地要求，使整套脱硫脱硝系统结构紧凑，减少占地面积；尽量利用厂内已有设施和资源，以减少投资；运行操作简便，维护方便；使用寿命长，噪音小，必须设有可靠防腐措施；施工工期短；脱硝脱硫装置布局合理、操作维护简单。
1.5参照设计标准及规范本设计方案参考一下标准：（1）DB37/664-2007《火力发电厂大气污染物排放标准》（2）GB13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》（3）DL/T5196-2004《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（4）HJ563-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》（5）GB50205-95《钢结构施工及验收》（6）SDGJ11—90《火电厂除灰设计规程》（7）DL/T680-1999《耐磨管道技术条件》（8）DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》（9）DL5022-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》（10）DL5027-93《电力设备典型消防规程》（11）GB50055-93《通用用电设备配电设计规范》（12）GB50017《钢结构设计规范》（13）GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》（14）DL∕T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》（15）IEC1312《雷电电磁脉冲的防护》（16）GB5007-94《建筑物防雷设计规范》（17）VDE0675《过电压保护器》（18）GB5016-92《电缆路线施工及验收规范》（19）GB50169-92《电气装置安装工程接地工程施工及验收规范》（20）GB50254-96《电气装置安装工程低压电器施工及验收标准》二．工艺介绍2.1SNCR脱硝工艺SNCR（选择性非催化还原）脱硝系统原理是将含有氨基的还原剂（氨水、尿素溶液等）通过雾化喷射系统直接喷入炉膛合适温度区域（850~1050℃），还原剂雾化后，其中的氨与炉膛烟气中NO X（NO、NO2等混合物）进行选择性非催化还原反应，将NO X转化成无污染的N2和H2O，从而达到降低NO X排放的目的。
2×100t/h燃煤链条锅炉脱硝工程技术方案2022年7月目录一、总则 (1)二、工程概况 (1)2.1锅炉及烟气主要参数 (1)2.2系统概况 (1)2.3工艺方案 (1)三、烟气脱硝工艺方案 (1)四、工艺系统说明 (3)4.1尿素溶液制备储存系统 (3)4.2尿素溶液混合稀释系统 (4)4.3加压喷射系统 (4)4.4SCR反应器及附属系统 (5)4.5旁通烟道系统 (6)4.6脱硝装置总体布置 (6)五、电气部分 (7)5.1供配电系统 (7)5.2二次接线及继电保护 (7)5.3照明及检修系统 (7)5.4电缆敷设 (8)六、供货范围及清单 (8)6.1供货范围 (8)6.2主要设备供货清单（两台锅炉总清单） (8)七、组织培训及售后 (12)7.1组织培训计划 (12)7.2售后服务 (12)八、安装调试及验收 (13)8.1安装调试 (13)8.2设备性能验收 (13)九．施工组织设计 (14)9.1施工、安装 (14)9.2工程总承包综合管理 (14)9.3项目实施进度安排 (20)一、总则********有限公司现有2×100t/h燃煤链条热水锅炉，现有臭氧脱硝达不到环保要求，需进行脱硝改造，以达到超低排放的要求（50mg/m³）。
二、工程概况2.1锅炉及烟气主要参数2.2系统概况本次工程为********2台100t/h燃煤链条锅炉增设SNCR设备（尿素溶液制备、存储模块、尿素溶液稀释模块、加压计量模块、雾化喷射模块）、SCR反应装置及脱硝系统辅助测量装置等，反应器装置分别布置于各台锅炉低温省煤器正上方。
2.3工艺方案锅炉脱硝装置采用选择性非催化还原法（SNCR）+选择性催化还原法（SCR）工艺做脱硝设计方案,还原剂采用尿素。
性能保证要求：脱硝装置出口烟气中NO含量不大于50mg/Nm3。
X目前锅炉运行负荷较低，最高负荷约为满负荷的60%。
催化剂量按锅炉满负荷的60%设计，其他按满负荷设计。
烟气锅炉脱硫脱硝工艺
烟气锅炉脱硫脱硝工艺主要包括以下步骤:
1.烟气预处理:将烟气通过除尘器去除固体颗粒物和粉尘，以减少后续处理的干扰和防止设备堵塞。
2.烟气脱硫:将石灰石或氨水等脱硫剂喷入烟气中。
与烟气中的二氧化硫反应生成硫酸钙或硫酸铵，从而达到脱除烟气中二氧化硫的目的。
常用的脱硫工艺包括湿法脱硫和干法脱硫。
其中。
干法脱硫如SDS 干法脱硫则利用粉末的活性高的钙基或者钠基脱硫剂，吸收烟气中的二氧化硫。
3.烟气脱硝:将氨水或尿素等脱硝剂喷入烟气中，在催化剂的作用下与烟气中的氮氧化物反应生成氮和水，从而达到脱除烟气中氮氧化物的目的。
脱硝工艺用于去除烟气中的氮氧化物。
4.烟气后处理:将处理后的烟气通过除臭器等设备去除异味等杂质，使烟气达到排放标准。
其中。
烟气脱硫脱硝技术有多种，包括scr脱硝+半干法脱硫+布袋除尘(+升温热备)、半干法脱硫+布袋除尘+升温+低温scr脱硝、升温+scr 脱硝+ (余热回收+ )湿法脱硫+湿式电除尘+加热空气热备、干法脱硫脱硝一体化技术等。
这些技术各有特点，可以根据实际情况选择适合的工艺。
烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。
氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一，因此，应用此项技术对环境空气净化益处颇多。
请注意，烟气锅炉脱硫脱硝工艺的具体实施可能因设备、环境、排放标准等因素而有所不同。
因此，在实际操作中，应根据具体情况进行选择和调整。
75t链条炉脱硫脱硝pncr脱硝原理及工艺流程
75t链条炉脱硫脱硝（PNCR）是一种常用的烟气脱硫脱硝技术，下面是其原理及工艺流程的介绍：
1. 原理：
75t链条炉脱硫脱硝是通过在炉膛内注入一定量的草酸脱硝剂和脱硫剂，使烟气中的SOx和NOx与草酸和脱硫剂发生反应生成相应的水溶性盐，达到脱硫脱硝的目的。
2. 工艺流程：
（1）前处理：首先，烟气进入预处理系统，除去大颗粒物、烟尘和一些有害气体。
这一步骤可以通过脱除器、静电除尘器等设备完成。
（2）脱硫处理：烟气继续进入脱硫塔，脱硫塔内添加一定浓度的脱硫剂，例如石灰石和石膏，与烟气中的SOx发生反应生成水溶性硫酸盐，同时产生石膏。
其中，SO2的脱除效率通常在90%以上。
（3）中间处理：从脱硫塔排出的烟气经过中间处理后，烟气中的水分和一些细微的颗粒物被除去。
（4）脱硝处理：接下来的步骤是脱硝处理，烟气进入脱硝反应器，在其中注入一定浓度的草酸脱硝剂。
烟气中的NOx与草酸发生反应生成水溶性硝酸盐，脱硝剂草酸也相应被氧化还原。
（5）除尘：最后一步是除尘处理，通过除尘器将剩余的颗粒
物和细微粉尘从烟气中去除，使排放口的烟气达到环保要求。
总的来说，75t链条炉脱硫脱硝（PNCR）的原理是通过在炉
膛内注入草酸脱硝剂和脱硫剂，使烟气中的SOx和NOx与草
酸和脱硫剂发生反应生成水溶性盐，从而实现烟气中SOx和NOx的脱除。
其工艺流程包括前处理、脱硫处理、中间处理、脱硝处理和除尘处理等步骤。
锅炉烟气脱硝治理工程方案一、工程背景随着我国工业化进程的加快，能源需求急剧增加，大量的燃煤锅炉被广泛应用于工业生产和民用供暖领域。
然而，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中含有大量的氮氧化物（NOx），对环境和人体健康造成了严重的危害。
为了减少大气污染，我国环保部门对燃煤锅炉的烟气排放标准也不断加大了限制，要求锅炉烟气中NOx的排放浓度不得超过一定的限值。
因此，燃煤锅炉烟气脱硝成为了一项重要的环保治理工程。
二、工程目标本工程的主要目标是通过脱硝技术手段，降低燃煤锅炉烟气中NOx的排放浓度，符合国家环保要求，减少大气污染，改善环境质量。
三、工程方案1. 脱硝技术选择根据工程实际情况和烟气排放要求，本工程选择了SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术作为烟气脱硝的主要手段。
SCR技术利用催化剂将氨气和NOx在一定的温度和压力下进行催化还原反应，将NOx转化为无害的氮气和水蒸气。
此外，为了提高脱硝效率和保证装置的运行稳定性，还会采用SNCR（Selective Noncatalytic Reduction，选择性非催化还原）技术进行辅助脱硝。
2. 工程设计（1）SCR脱硝装置设计SCR脱硝装置主要由催化剂反应器、氨气喷射系统、氨水喷射系统、脱硝剂输送系统、脱硝剂储存系统等部分组成。
催化剂反应器采用高温、耐腐蚀、耐磨损的材料制造，以承受高温高压、腐蚀性气体的作用。
氨气喷射系统和氨水喷射系统通过精确的脱硝剂喷射控制，保证了反应剂和脱硝剂的最佳比例，提高了脱硝效率。
（2）SNCR脱硝装置设计SNCR脱硝装置主要由喷射系统、脱硝剂输送系统等部分组成。
喷射系统通过精确的控制喷射位置和喷射时机，实现了对高温、高速烟气进行脱硝剂喷射，降低了NOx的排放浓度。
脱硝剂输送系统通过精确的控制脱硝剂的输送率，保证了脱硝剂的充分利用和脱硝效率。
3. 工程施工脱硝工程施工主要包括设备安装、管道连接、电气控制系统安装、系统调试等工序。
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案目录1、项目概况 (4)2、脱硝工艺简述 (4)2.1 脱硝工艺介绍 (4)2.2 选择性催化还原法（SCR）技术介绍 (4)2.2.1 SCR工作原理 (4)2.2.2 SCR系统组成 (5)2.2.3 SCR工艺流程 (5)2.3.4 SCR反应过程 (6)2.3.5 SCR技术特点 (6)2.4 选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍 (6)2.4.1 SNCR工作原理 (6)2.4.2 SNCR系统组成 (6)2.4.4 SNCR反应过程 (7)2.4.5 SNCR技术特点 (8)2.5 SNCR+SCR联合工艺介绍 (8)2.5.1 SNCR+SCR联合工艺工作原理 (8)2.5.2 SNCR+SCR联合工艺的系统组成 (9)2.5.3 SNCR+SCR联合工艺流程 (9)2.5.4 SNCR+SCR联合工艺反应过程 (9)2.5.5 SNCR+SCR联合工艺特点 (9)3、本方案采用的SNCR系统 (12)3.1 系统组成 (12)3.2 系统简述 (13)3.2.1 尿素溶液输送系统 (13)3.2.3 炉前喷射设备 (14)3.3 其工艺流程简图如下： (14)3.4 SNCR工艺的经济性分析 (15)4、后续的SCR工艺 (16)5、工艺计算 (16)5.1设计基础参数(单台) (16)5.2物料衡计算 (17)5.2.1 影响脱硝率的因素 (17)5.2.2 设计参数取值 (17)5.2.3 计算过程 (17)6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果 (17)1、项目概况有两台200t/h燃煤锅炉，已建成除尘脱硫装置，但随着国家对烟气排放标准要求的日益提高，锅炉的脱硝工作也被提到了议事日程，在这个背景下，受该公司委托，我公司特编报此脱硝初步方案，供业主参考。
2、脱硝工艺简述2.1 脱硝工艺介绍氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。
.目录第一章项目总说明 (3)1.1、项目背景 (3)1.2、项目目标 (3)1.3概述 (3)1.4、设计依据 (4)1.5、设计改造原则 (5)1.6、设计改造内容 (5)第二章工艺方案部分 (6)2.1 除尘系统工艺方案 (6)2.2脱硫系统工艺方案 (8)2.3脱硝系统工艺方案 (14)第三章人员配置及防护措施 (22)第四章环境保护 (22)第五章概算及运行成本估算 (23)第一章项目总说明1.1、项目背景现有25t/h锅炉一台，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。
根据甲方要求，SO2的排放浓度要低于100mg/m3,粉尘颗粒物排放浓度要低于25mg/m3, 氮氧化合物排放浓度要低于150mg/m3,污染物排入大气必须达标排放。
公司领导十分重视环境保护工作，拟针对现行日益严格的环保要求，对锅炉尾气烟气进行处理改造，做到达标排放。
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1台25t/h流化床锅炉脱硫除尘系统进行改造，将原有简易双碱法系统改为氧化镁系统，新增布袋除尘系统、新增脱硫塔装置、新增SNCR脱硝系统、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）：一、除尘系统a、除尘系统电气仪表系统1套b、低压长袋脉冲布袋除尘器1套二、脱硫系统a、脱硫电气仪表系统1套；b、制浆系统1套；c、脱硫塔1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1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1512mg/m3考虑，烟气脱硫后达到如下指标：SO2浓度≤100mg/m3。
锅炉脱硝治理方法
锅炉脱硝是一种常见的污染物排放控制方法，用于减少锅炉燃烧过程中产生的
氮氧化物（NOx）排放。
脱硝过程需要选择合适的方法和技术，以有效降低空气污染和保护环境。
1. 选择适当的脱硝技术：目前主要有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催
化还原法（SNCR）和氨水脱硝法等脱硝技术。
根据实际情况，选择最适合的脱硝
技术可以提高脱硝效率并降低运行成本。
2. 确保燃烧条件良好：良好的燃烧条件可以减少锅炉产生的NOx排放。
关注
关键参数如燃烧温度、燃烧风量和燃烧方式等，以优化燃烧过程并减少氮氧化物的生成。
3. 合理使用还原剂：在SCR和SNCR脱硝过程中，还原剂的使用是关键。
选
择合适的还原剂并确保适当的投加量可以提高脱硝效率。
常用的还原剂有氨水和尿素等。
4. 定期维护和清洁：锅炉系统的定期维护和清洁对脱硝效果至关重要。
锅炉管
道和脱硝催化剂等关键部件需要定期清洁和更换，以确保设备运行的高效性和稳定性。
5. 进行监测和测试：对脱硝装置进行监测和测试可以及时了解其运行状态和脱
硝效果。
这样可以发现潜在问题并采取相应的措施以保持高效的脱硝性能。
综上所述，锅炉脱硝治理方法有多种选择，但选择适当的技术、优化燃烧条件、合理使用还原剂、定期维护和监测都是确保高效脱硝的关键。
通过采取综合措施，锅炉脱硝技术可以有效地减少NOx排放，保护环境，促进可持续发展。
烟气脱硫脱硝的方案烟气脱硫脱硝是用来减少烟气中二氧化硫和氮氧化物含量的技术。
由于燃烧煤炭和其他化石燃料会产生大量的二氧化硫和氮氧化物，这些污染物对环境和人类健康造成严重的威胁。
因此，研发高效的烟气脱硫脱硝技术非常重要。
烟气脱硫主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种方法。
湿法脱硫主要是通过将烟气与碱性溶液进行接触，使二氧化硫转化为可溶性的硫酸盐，并被溶液吸收。
一种常见的湿法脱硫方法是石灰石石膏法。
这种方法使用石灰石和水生成石灰石石膏悬浮液，烟气通过悬浮液时，二氧化硫会被氧化成硫酸盐，并被石灰石石膏吸收。
这种方法具有处理能力大、脱硫效率高、对二氧化硫和硫酸盐的转化效率高等优点。
另一种湿法脱硫方法是海水脱硫法。
这种方法利用海水中丰富的碱性成分，通过将烟气与海水进行接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被海水吸收。
这种方法不需要外部吸收剂，处理成本低，但需要海水资源丰富的地区才能使用。
除了湿法脱硫，还可以采用干法脱硫。
干法脱硫通过将烟气与多孔物质（如活性炭、催化剂等）接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被吸附在多孔物质上。
这种方法可以适用于低硫煤的燃烧过程中，处理效果好，但对多孔物质的选择和再生成本较高。
烟气脱硝主要是通过选择性催化还原（SCR）技术来实现。
SCR技术利用氨作为还原剂，在催化剂的作用下，氮氧化物与氨还原生成氮气和水蒸气。
这种方法可以将氮氧化物的排放控制在规定标准以下，达到脱硝的目的。
SCR脱硝技术具有高效脱硝、操作稳定、适应性广等优点。
在SCR技术中，选择合适的催化剂对脱硝效果至关重要。
常见的催化剂有硅铝材料、钒钼材料等。
此外，控制氨与氮氧化物的比例也非常重要，过量的氨会导致亚硝酸盐形成，从而增加氮氧化物的排放。
总之，烟气脱硫脱硝技术在大气污染治理中起着重要作用。
通过选择合适的脱硫脱硝方法和催化剂，可以降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放，有效保护环境和人类健康。
×××公司3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉烟气脱硝工程（SNCR法）xxx有限公司年月目录1 概述 (1)1.1 项目概况 (1)1.2 主要设计原则 (1)1.3 推荐设计方案 (1)2 锅炉基本特性 (3)3 本项目脱硝方案的选择 (4)4 工程设想 (5)4.1 系统概述 (5)4.2 工艺装备 (6)4.3 电气部分 (7)4.4 系统控制 (8)4.5 供货范围清单 (9)4.6 脱硝系统水、气、电等消耗 (14)4.7 脱硝系统占地情况 (14)5 工程实施条件和轮廓进度 (15)1概述1.1项目概况现有3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR烟气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。
8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000 mg/Nm3,要求采用SNCR脱硝后NOx 排放浓度小于400 mg/Nm3，脱硝效率需大于55％，采用20%氨水溶液作为还原剂。
1.2主要设计原则(1)脱硝设计效率应满足用户要求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。
(2)采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。
(3)脱硝系统应能持续稳定运行,系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运行。
(4)脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
1×10t/h链条炉烟气脱硝项目设计方案林明环保科技有限公司二〇二〇年五月十七日目录七注：脱硝年总耗费用附于每项说明之后一、概况现有锅炉如下：10t/h链条锅炉1台。
需对尾气需要进行脱硝治理，经我方技术人员对贵公司提供及现场测试的相关数据分析结合锅炉房现状决定：采用SNCR脱硝法脱硝系统工艺，确保锅炉烟气的排放标准达到GB13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》。
（一）、业主提供的相关参数要求资料；1、燃料元素分析与低位热值锅炉燃用的主要煤种为自产煤（80%以上），有关煤种设计煤质见表1。
表1 煤质设计资料（由业主提供）2、锅炉资料链条炉参数：设备名称：链条锅炉产品型号：1台锅炉本体阻力：约1500Pa（含本体、省煤器、空气预热器）引风机参数：表2引风机参数表3 电动机参数烟囱高度：约50m 砖混结构。
3、烟气资料4、环保设计排放要求《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）重点地区锅炉执行的大气污染特别排放限值要求：燃煤锅炉NO x≤200mg/m3。
5、环保工艺要求脱硝脱硝采用SNCR法，以20%氨水为还原剂。
外购20%氨水溶液，将氨水存储在氨罐内，经过计量输送模块送至计量分配模块，在进入计量分配模块前与稀释水混合稀释为12%氨水稀释液。
由于炉膛温度较低，需尽量避免氨逃逸，脱硝系统氨逃逸浓度控制在8ppm以下。
氨逃逸可能会造成后续脱硫废水中氨氮和COD值上升。
由于厂内污水处理系统为原多管除尘器冲灰使用（现改为干灰外排），原湿灰池改为处理脱硫废水，故脱硫废水直接循环使用，少量高含量废水及灰浆，采用专用泵喷淋干灰加湿渣场的干灰。
（二）、有关标准与规范GB13271－2014《锅炉大气污染物排放标准》GB3095－1996《环境空气质量标准》GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》GBZ1－2002《工业企业设计卫生标准》GB16297－1996《大气污染物综合排放标准》GB699－88《优质碳素结构钢技术条件》GB50054－95《低压配电设计规范》（三）、设计原则（1）烟气脱硝系统布置满足整体工艺布置要求；（2）确保脱硝系统工作时不影响锅炉的正常运行；（3）设备使用寿命长、操作维护简单，布置紧凑、占地面积小；（4）工艺先进、结构合理、操作简单；（5）经济合理（在满足系统各项指标的前提下，一次性投资和运行费用低）；（6）成熟可靠（运行可靠性高，技术成熟）；（7）尽最大化按现有工艺改造，利用现有设施，无大型拆、建工程，适合业主的具体情况，节约投资。
四、有关设计技术参数及供货范围．技术参数烟气处理量根据相关资料和贵公司提供的实测工况烟气处理量为：10t/h链条炉烟气量：30000m3/h 。
燃煤锅炉SNCR脱硝系统参数1、烟气脱硝采用SNCR法，使用20%氨水作为还原剂。
2、锅炉名称：链条锅炉，锅炉型号：，锅炉本体阻力：约1500Pa（含本体、省煤器、空气预热器）。
3、单炉烟气量：30000m3/h。
4、年运行时间:根据业主需要。
5、还原剂喷头安装位置：（温度窗选择点）．供货范围（1）工程的设计范围：根据业主提供的工艺要求设计脱硝、除尘、脱硫设备主机设计、连接管路设计、电气控制设计、土建设计载荷资料（业主施工）等全套系统主机、接口、管道、电控设计、制造、安装、调试全套服务；（2）工程的供货范围：锅炉脱硝系统20%氨水10m3储罐一只、计量输送系统一套、输送管道一套、混合喷氨模块、喷枪一套等的全套设计及供货；所有土建部分由供方提供载荷资料。
（3）工程的设计、制造、运输、安装、调试等均由供方负责；(4)新建一套压缩空气系统。
供改造脱硝、除尘、脱硫系统使用。
五、脱硝系统设计描述脱硝系统设计脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域850～1100°C 喷入含NO的燃烧产物中，发生还原反应，脱除NO，生成氮气和水，煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图；循环流化床锅炉SNCR见概念图。
由于在一定温度范围，有氧气的情况下，氮剂对NOx的还原，在所有其他的化学反应中占主导，表现出选择性，因此称之为选择性非催化还原。
SNCR在工业小试中可以达到90％以上的NO脱除率。
SNCR 应用在小型锅炉上，选择短期示范期间能达到65％的脱硝效率，长期现场应用能达到30％～60％的NOx脱除率。
在大型的锅炉（大于24t/t锅炉）上运行，由于温度、喷氨点选择、氨、氮混合的限制，脱硝率小于50％。
煤粉炉SNCR过程还原NOx机理SNCR过程还原NOx机理喷化学氮剂SNCR 相对SCR的初投资低，停炉安装期短，原理简单，硬件工艺成熟。
在SNCR 技术设计和应用中，影响脱硝效果的主要因素包括：a)温度范围；b)合适的温度范围内可以停留的时间；c)反应剂和烟气混合的程度；d)未控制的NOx浓度水平；e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比－NSR；f)气氛（氧量、一氧化碳浓度）的影响；g)氮剂类型和状态；温度范围的选择SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，温度窗口的选择是SNCR还原NO 效率高低的关键，NOx残留浓度与反应温度的关系曲线见下图：NOx残留浓度与反应温度的关系曲线。
温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数。
温度窗口差别很大，下限最低有427℃，上限最高达1150℃，最佳温度差别也很大。
一般理想的温度范围为700℃～1000℃，温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx 含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。
由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响，温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。
根据锅炉特性和运行，最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。
添加剂可以使NH 3/NO 反应的温度窗口向低温方向移动见下图：氨中CH 4添加量对温度窗口的影响。
添加剂包括氢气，引入的氢气变成OH 使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH 、HCOONa 、CH 3COONa 、NaNO 3、Na 2CO 3。
NOx 残留浓度与反应温度的关系曲线 氨中CH 4添加量对温度窗口的影响 合适的停留时间停留时间对SNCR 脱硝率的影响还原剂必须和NOx 在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx 还原率。
还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，则脱除NOx 的效果越好。
NH 3的停留时间超过1s 则可以出现最佳NOx 脱除率。
12%氨水需要的停留时间以达到有效的脱除NOx 的效果。
见上图：停留时间对SNCR 脱硝率的影响。
还原剂用于SNCR 脱硝工艺中常使用的还原剂有20%氨水或液氨。
若还原剂使用液氨，氮氧化物残留浓度/ppm温度（℃）氮氧化物还原率温度（℃）温度(F)氮氧化物还原率则优点是脱硝系统储罐容积可以较小，还原剂价格也最便宜；缺点是氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护要求高，需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；另外，输送管道也需特别处理；需要配合能量很高的输送气体才能取得一定的穿透效果，一般应用在尺寸较大的锅炉和焚烧炉。
若还原剂使用氨水，氨水有恶臭，挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全要求，但储存、处理比液氨简单；由于含有大量的稀释水，储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性，穿透能力比氨气喷射好，但挥发性仍然比12%氨水溶液大，应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部，因此一般应用在中型锅炉上，但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用12%氨水，12%氨水不易燃烧和爆炸，无色无味，运输、储存、使用比较简单安全；挥发性比氨水小，在炉膛中的穿透性好；效果相对较好，脱硝效率高，适合于小型锅炉设备的SNCR脱硝工艺。
从：不同温度下12%氨水和氨对NOx还原率的影响图中，可以看出不同温度下12%氨水和氨对NOx还原率的影响，温度区间位于730℃~950℃之间时，选用氨作还原剂的脱硝效率要高于选用12%氨水的脱硝率。
当反应区域温度在950℃以上时，12%氨水的脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上。
所以在CFB锅炉的SNCR 系统，如果不是出于安全考虑，一般采用氨系统。
但是在煤粉炉高温炉膛喷射，选择12%氨水更为有利。
液氨是易燃易爆有毒的化学危险品，氨水挥发性强且输运不便；氨水的处理较液氨简单，12%氨水不易燃烧和爆炸，无色无味，运输、储存、使用比较简单安全，因此在煤粉锅炉的SNCR技术中多选择12%氨水作为还原剂。
不同温度下12%氨水和氨对NOx还原率的影响适当的NH/NO摩尔比NSR3根据化学反应方程，NH 3/NOx 摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx 还原率，已有的运行经验显示，NH 3/NO 摩尔比一般控制在～之间，超过对NOx 还原率已无大的影响，NH 3/NO 摩尔比过大，虽然有利于NOx 还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。
但是如何更有效地控制NH3的泄漏，仍然有待于更进一步的研究。
随着氨水喷入量的增加，氨水与烟气的混合情况有所好转，因此在高NH3/NO 摩尔比值情况下取得了好的效果。
在实际应用中考虑到NH3的泄漏问题，应选尽可能小的NH 3/NO 摩尔比值，同时为了保证NO 还原率，要求必须采取措施强化氨水与烟气的混合过程。
NH 3/NO 摩尔比NSR 对NOx 还原率的影响还原剂和烟气的充分混合还原剂和烟气的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH 3/NO 摩尔比是得到较高的NOx 还原率的基本条件之一。
烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx 的还原率是很必要的。
气氛的影响合适的含氧量也是保证NH 3与NO 还原反应正常进行的制约因素。
随着含氧量的增加NO 还原率不断下降。
这是因为存在大量的O 2使NH 3与O 2的接触机会增多，从而促进了NH 3氧化反应的进行。
烟气中的O 2在数量级上远大于NO ，在还原反应中微量的氧可大大满足反应的需求，因此从含氧量对于NO 还原率的影响来看，含氧量越小越有利于NO 的还原，见下图：NOx 还原率随烟气中的氧气浓度变化。
NH3/NO 摩尔比NSR氮氧化物还原率NOx 还原率随烟气中的氧气浓度变化为了提高SNCR 对NOx 的还原效率，降低氨的泄漏量，必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO 浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO 浓度等。
脱硝剂工艺流程选择。
锅炉运行负荷变化范围较小，且长期运行负荷大于80%，建议采用下图工艺流程，并布置喷枪：4根（两用量备）。
