SNCR脱硝方案(改)

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。

脱硝整改措施脱硝是指将燃烧过程中生成的氮氧化物（NOx）经过一系列反应转化为氮气（N2）和水蒸气（H2O），以减少对环境造成的污染。

在当前环保意识提高的背景下，脱硝成为了许多工业企业必须要进行的整改措施。

以下将详细介绍脱硝整改措施。

首先，进行燃烧控制。

燃烧是产生氮氧化物的主要来源之一，因此控制燃烧过程是改善脱硝效果的关键。

可以通过控制燃烧温度和压力来降低氮氧化物的生成量。

同时，改变燃烧室的结构设计，合理分配氧气和燃料的进料位置，以及增加搅拌装置，可提高燃烧的均匀性，减少氮氧化物的产生。

其次，采用SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术进行脱硝。

这是一种低温脱硝技术，适用于燃烧温度较低的燃烧设备。

该技术通过喷射氨水或尿素溶液到燃烧产物中，使氮氧化物与氨水或尿素溶液发生反应，生成氮气和水蒸气。

该技术具有脱硝效率高、投资成本低、操作维护方便等优点。

另外，采用SCR（Selective Catalytic Reduction）技术进行脱硝也是一种常见的方法。

该技术通过在燃烧产物中加入催化剂，催化剂可以使氮氧化物与氨水或尿素溶液快速反应，生成氮气和水蒸气。

SCR技术具有脱硝效率高、适用范围广的特点，但其投资成本较高。

此外，还可以采用低氧燃烧技术进行脱硝。

该技术通过在燃烧过程中控制供氧量，降低燃烧温度，减少氮氧化物的生成。

该技术具有操作简便、投资成本低、对燃烧设备改造小的优点。

最后，加强运行管理和设备维护。

脱硝设备的正常运行和维护对于实现高效脱硝至关重要。

运行管理方面，应定期检查脱硝设备的工作状态，对设备进行合理调整和维护，及时清除积灰和堵塞物等。

设备维护方面，要加强对脱硝设备的定期检修和保养，确保设备的可靠性和稳定性。

总之，脱硝整改措施是解决氮氧化物污染问题的重要手段。

在整改工作中，需要综合运用燃烧控制、SNCR技术、SCR技术、低氧燃烧技术等方法，结合运行管理和设备维护，以实现高效脱硝的目标。

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。

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。

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尿素炉内脱硝】技术文件编制：审核：日期： 2018年6月江苏国强环保工程有限公司Jiangsu GUO QIANG Environmental protection group Co., Ltd一、技术规范1.1 总则本技术方案适用于20吨锅炉烟气脱硝工程供货、系统设计、安装调试项目。

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。

土建部分由我方设计出图，需方采购、施工并安装。

脱硝（SNCR）主要的原则及技术要求：（1）本项目采用选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR）工艺。

（2）本项目的还原剂采用20%尿素水。

（3）SNCR脱硝系统满足全天24小时连续运行，年运行时间大于7200小时。

（4）SNCR脱硝系统使用寿命不低于10年。

（5）脱硝装置可用率不低于98%；（6）系统装置先进、安全、可靠、便于运行维护；（7）工艺流程合理、装置布置简洁、美观；（8）设1套还原剂制备和输送公用系统。

（9）烟气脱硝装置的控制系统采用PLC控制系统。

（10）SNCR设计出口NOx浓度小于200mg/Nm3。

SNCR设计脱硝效率大于60%。

本技术规范书所提出的技术规范、要求仅适用于20吨锅炉烟气脱硝工程，它包括该工程系统、设备的设计和结构、性能、安装、调试和试验等方面的技术要求。

本次脱硝工程的招标范围为：脱硝工程对20吨锅炉进行脱硝治理，公用设施按照1台锅炉设计、供货、安装。

本工程的整体设计由我方负责，设计规模为20吨锅炉烟气脱硝设施。

1.2 工程概况1.2.1 概述本项目建设20吨锅炉烟气脱硝工程。

锅炉全钢架结构、平衡通风。

根据锅炉形式合理选取喷枪布置位置和数量。

1.2.2 厂址项目：20吨锅炉SNCR炉内脱硝锅炉厂址：1.2.3 厂区的岩土工程条件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），。

山东光明热电股份有限公司脱硝改造方案编制：审核：批准：山东光明热电股份有限公司2019年9月10日山东光明热电股份有限公司脱硝改造方案一、项目背景1、国家政策根据山东省新的环保政策要求，自2020年1月1日起，所有电厂循环流化床锅炉的氮氧化物排放标准由原来的100mg/Nm3,改为50mg/Nm3。

2、电厂现状自2019年8月15日接到新泰市环保局下发的山东省新大气标准后，我公司开始组织实施氮氧化物超低排放试运，8月28日至9月10日进行试运，试运期间为2#、3#炉运行。

2#3#炉的氮氧化物排放在50mg/Nm3左右，但是喷入脱硝剂耗量非常大每天消耗氨水6吨左右，并且受煤种制约排放值不稳定，一旦超标没有调整的余量。

二、考察相关电厂的脱硝运行及改造根据我公司锅炉运行状况、锅炉炉型及燃料种类对周边相同类型的电厂进行了有针对性的考察调研。

考察单位为：华阳农药电厂（130t/h）、沂源源能热电（130t/h）、沂水热电厂（130t/h），这三家电厂的锅炉均为循环流化床锅炉。

这三家电厂的氮氧化物排放浓度稳定在30-40mg/Nm3并且基本不投运脱硝系统。

1、燃料情况三家电厂的燃料为高热值燃料，燃料热值4500Kcal/Kg左右。

2、运行调控情况三家电厂的运行调控方式：低床温（床温维持在850℃左右）、低氧量（炉膛出口氧量在2-3%）、高循环灰量保持较高炉膛差压维持在1000Pa左右且锅炉负荷率较高在85-90%之间。

3、锅炉改造情况锅炉改造情况：3家电厂的锅炉均进行了低氮燃烧改造。

锅炉改造的重点部位：（1）分离系统：分离器入口间距缩小提高烟速、中心筒位置偏置、返料器改造、加装飞灰再循环系统，目的提高分离效率降低床温；（2）燃烧室：减少布风板面积、燃烧室风帽改造、二次风入口高度提高，目的减少一次风量降低密相区燃烧氧量。

4、脱硝剂的应用其中沂源源能、沂水热电电厂现已不再使用氨水，目前使用一种尿素合成剂。

此种脱硝剂无毒、无爆炸、无挥发性，安全可靠并且价格比我公司使用的氨水便宜150元左右。

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。

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。

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。

×××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 (2)3 本项目脱硝方案的选择 (3)4 工程设想 (4)4.1 系统概述 (4)4.2 工艺装备 (5)4.3 电气部分 (6)4.4 系统控制 (6)4.5 供货范围清单 (7)4.6 脱硝系统水、气、电等消耗 (11)4.7 脱硝系统占地情况 (12)5 工程实施条件和轮廓进度 (13)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。