SNCR脱硝方案(改)
SNCR脱硝技术方案最终
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
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。
锅炉SNCR烟气脱硝技术方案
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尿素脱硝技术方案
【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），。
脱硝改造方案(1)
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。
SNCR脱硝除尘脱硫技术方案
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
GXDF-20 沸腾炉SNCR 脱硝系统项目SNCR 技术方案2020 年04 月一、总论1.1工程概况GXDF-20 沸腾炉脱硝改造工程。
本工程采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，还原剂为尿素。
1.2 厂址所在地项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗札萨克镇内蒙古伊泰广联煤化有限责任公司红庆河矿井及选煤厂工业广场内。
1.3主要设计参数（1）GXDF-20 沸腾炉（2）锅炉最大连续蒸发量：20t/h（3）锅炉(B-MCR)燃煤量：3.5 t/h(设计煤种)（4）锅炉运行方式：锅炉在50-100%负荷下能长期安全稳定运行1.4术语定义1.4.1 SNCR 工艺SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）脱硝工艺，是利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝技术。
1.4.2脱硝效率脱硝效率也称NO X（以NO2计，标态，6%O2含量）脱除率，其计算方法如下:脱硝率= C1 −C2× 100% C1式中：C1——脱硝系统投运前锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。
C2——脱硝系统运行时锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。
1.4.3氨逃逸率氨的逃逸率是指在锅炉尾部烟道（空气预热器入口装设测点）处检测到的氨的浓度。
系指脱硝系统运行时，空气预热器入口烟气中氨的质量与烟气体积（标态，干基，6%O2）之比，单位为mg/Nm3。
1.4.4脱硝系统可用率从首次喷射尿素水溶液（20%溶液）开始直到最后的性能验收为止的质保期内，脱硝整套装置的运转率在最终验收前不低于98%。
系统可用率定义：A −B可用率= A：锅炉每年总运行时间，h；B：脱硝系统每年总停运时间，h。
1.5性能保证A× 100%1.5.1主要性能指标保证在下列边界条件下，脱硝装置在投运后：（1）在NOx 初始浓度为350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，NOx 脱除率不小于79% ，氨逃逸率小于5mg/Nm3；在锅炉排烟烟气NO X浓度低于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，SNCR 脱硝将锅炉排烟烟气NOx 浓度降低至150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）及以下。
（2）脱硝系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30 年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%；（3）脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR 工况之间的任何负荷持续安全运行；脱硝系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求，（4）锅炉排烟烟气NO X浓度不高于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2），对锅炉效率的影响不大于0.15%；脱硝系统具备将锅炉排烟烟气NOX 浓度低于150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）的能力。
（5）加装烟气脱硝系统后，供货方应根据自己经验，在投标阶段提出脱硝装置对锅炉运行的影响分析以及应采取处理措施并做专题说明。
（6）供货方首先对工艺系统做性能计算，完善下列空白内容：边界条件：●锅炉正常工况范围；●脱硝装置在投运前，脱硝系统入口烟气中NOx 含量小于350mg/Nm3；●所使用煤种和招标方所提供脱硝设计时的煤种（现有煤种）接近。
●锅炉在较低负荷运行时，锅炉出口中心温度可能低于SNCR 烟气脱硝反应最佳温度区域（850~1050℃）。
采用SNCR 烟气脱硝工艺需保证在该工况下烟气脱硝后NOX 排放≤150mg/Nm3，投标时需专题说明如何保证脱硝效率以及控制氨逃逸有效措施。
1.5.2供货方承诺●供货方预先提供尿素溶液喷入后的数值模拟计算结果，以确定采用最佳的设计方案；提供尿素溶液喷入后对锅炉效率及尾部受热面的影响分析结果。
●所有设备供货方提供符合使用方和相关工业标准的功能齐全的优质产品。
●供货不限于合同附件供货范围清单里的内容，最终供货的设备材料数量、规格型号、材质、参数需满足项目性能要求、技术协议要求、现场施工要求、系统正常运行为准。
二、技术要求及标准规范2.1总的技术要求脱硝系统包括所有需要的系统和设备至少应满足以下总的要求：●氮氧化物NO X排放浓度满足全负荷段达标（6％O2，标态，干烟气）；●采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于脱硝系统及锅炉原有系统设备的运行以及设备的维护检修；●设备布置规范合理、统筹考虑厂区及锅炉设备布置。
在规划基本的现场布置方案时，尽量利用现有建筑，设备的位置按照需要的功能来布置，并考虑进出方便、建造难易、操作、维护和安全性；●所有的设备和材料应是新的和优质的，凡直接与还原剂直接接触的部位均采用316L 材质；●高的可利用率；●机械部件及其组件或局部组件应有良好的互换性；●观察、监视、维护简单；●运行人员数量最少；●确保人员和设备安全；●节省能源、水和原材料；●脱硝装置的调试、启/停和运行应不影响主机的正常工作。
●脱硝装置应能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。
●适应锅炉的启动、停机、事故处理及负荷变动要求；●检修时间间隔应与机组的要求一致，不应增加机组的维护和检修时间；●在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道；●喷射装置布置方案考虑有利于混合均匀，反应剂在高温区停留时间较长，锅炉本体改动量少，不能影响检修，每个分离器喷枪布置数量不少于8支。
●在规范书中关于各系统的配置和布置等是招标方的基本要求，仅供供货方设计参考，并不免除供货方应对系统设计和布置等所负的责任。
2.2脱硝工艺系统2.2.1技术要求本系统为选择性非催化还原即SNCR 烟气脱硝系统，采用尿素水溶液作为脱硝还原剂。
本脱硝装置设计满足以下要求：（1）进行喷射设计优化，以保证喷射系统设计的合理和最优化。
（2）能够进行氨氮比（NSR）可靠控制，投运前对每个喷嘴流量进行标定，并通过测试数据结合实验经验优化设计控制策略，来快速响应锅炉运行参数和NO X排放波动。
（3）应能适应锅炉机组变负荷、变燃烧参数的系统工况的要求。
脱硝装置和所有辅助设备投入运行对锅炉负荷和设备不产生影响或影响较小。
且脱硝装置必须能够在烟气排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行，具有较好的调节性能，符合电网对电厂负荷调度的要求。
（4）整套系统及其装置应能够满足整个系统在各种工况下自动运行的要求，系统的启动、正常运行监控和事故处理完全自动化。
（5）喷射器喷嘴属于易磨损的设备，供货方设计的喷射器具有防磨、耐高温、易更换等特点。
（6）系统设计合理、操作简单、维护简单方便，系统设备配备足够数量的人孔门，所有的人孔门使用铰接方式，且容易开/关，所有的人孔门附近应设有维护平台。
（7）在设计上有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道。
（8）所有设备和管道、膨胀节考虑了设备和管道发生故障时能承受最大的温度热应力和机械应力。
（9）在储罐设计时应考虑适当的腐蚀余量。
（10）本脱硝系统主要包括以下几部分：(a)尿素储存及制备系统(b)尿素溶液输送系统(b)稀释和计量分配系统；(c)喷射系统；(d)电气及控制系统(e)附属系统（防腐、保温和油漆等）；(f)其它（设计和设备安装、技术服务及培训、设备标识、安全标识）。
（11）还原剂制备、贮存、输送设备和管道凡与尿素溶液接触全部采用316L不锈钢。
室外液体输送管线有伴热和保温，防止冬季管道和出现结晶或者冻坏。
2.2.2脱硝装置主要布置原则2.2.2.1 总平面布置总体工艺布置原则如下：尿素溶液储存罐预计放置于室外，配料放置于室内，脱硝设备距离配电室98米，尿素溶液喷射系统位于锅炉本体炉膛出口至分离器间的水平烟道，每台锅炉共计8（满足流量、效率及控制要求为准）支喷射器布置在 4 个分离器入口的烟道。
计量分配模块、喷射装置均沿炉膛高度方向布置在各层平台处，主要利用炉本体原有构架和平台布置。
供货方提供详细的 SNCR 设计方案及工艺设备报价。
2.3标准规范投标人提供的材料、设备、工程、设计、安装、试运行等应全部按相关的中国标准及规定执行，如采用外国标准则提供该标准文本，并确认该标准不低于相关中国国家标准。
投标人遵循下列文件和标准，但不限于此：《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》 HJ 563-2010《石油化工企业设计防火规范》GB50160—20081)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058—20142)《石油化工工艺装置布置设计通则》SH3011—20113)《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087—20134)《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ 230-20105)《工业金属管道设计规范》（2008 局部修订）GB50316—20006)《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20592～20635-2009（B 系列）7)《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163-20088)《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047—19939)《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024—199510)《石油化工管道柔性设计规范》SH/T 3041—200211)《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-200612)《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-199713)《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-200114)《电力工程电缆设计规范》GB50217-200715)《建筑物防雷设计规范》GB50057-201016)《低压配电设计规范》GB50054-201117)《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065-201118)《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093－201319)《石油化工分散控制设计系统设计规范》SH/T 3092-201三、SNCR 工艺系统及设备SNCR 脱硝技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx 进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。
还原剂喷入炉膛温度为800~1250℃ 的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx 进行反应生成N2，该方法是以锅炉的炉膛为反应器。
在800~1100℃范围内，尿素还原NOx 的主要反应为：SNCR 工艺脱硝还原剂使用20%（wt）浓度的尿素溶液。
通过外购尿素颗粒在还原剂制备区配置尿素溶液，制备好的20%（wt）尿素溶液从尿素储罐输送入流量控制模块，进入尿素溶液分配模块，还原剂溶液经过分配模块进入稀释模块。
在稀释中精确计量还原剂溶液的流量，加入一定量的稀释用除盐水将20%（wt）尿素溶液进一步稀释到5%左右，然后输送到分配模块。
在分配模块里，5%左右的还原剂溶液被分配到各喷射组件，经压缩空气雾化后通过喷枪喷射入锅炉炉膛内，雾化的还原剂溶液液滴在炉膛的横截面上与烟气垂直接触，尿素在高温条件下分解、蒸发，产生的NH3扑捉烟气中的NOx 并迅速与之反应，达到脱除NOx 的目的。