燃煤锅炉烟气脱硝_SCR法_工艺及特性
选择性催化还原(SCR)法烟气脱硝技术
选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术摘要：选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术以其高效的特点在国外得到了普遍的应用。
本文概述了SCR法的基本原理、催化剂的分类及成型布置方式、SCR 系统在电站锅炉系统中的布置方式、系统的构成和主要装置设备以及工程应用中常见的问题和解决办法。
分别以飞灰、飞灰与Al2O3混合、堇青石蜂窝陶瓷的Al2O3涂层作为载体，担载CuO、Fe2O3等金属氧化物作为活性成分进行活性测试，在实验室理想气体条件下具有较高的效率。
关键词：选择性催化还原，催化剂，SCR系统，飞灰1. 引言NO和NO2是人类活动中排放到大气环境的大量常见的污染物，通称NOx。
酸雨主要由大气污染物如硫氧化物、氮氧化物及挥发性有机化合物所导致。
因为其对土壤和水生态系统所带来的变化是不可逆的，它的影响极其严重。
NOx对大气环境的污染除了其本身的危害之外，还由于它们参与光化学烟雾的生成而受到人们的特别关注。
固定源氮氧化物排放控制技术主要有两类：燃烧控制和燃烧后控制。
燃烧控制的手段主要包括低过量空气燃烧、烟气再循环、燃料再燃烧、分级燃烧和炉膛喷射等；燃烧后脱硝的措施包括湿法和干法[1]。
而在干法中，选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术具有高效率的特点，目前最高的脱硝效率能达到95%以上，因此在世界范围内得到了十分广泛的应用。
SCR烟气脱硝系统最早由七十年代晚期在日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用。
到目前为止已经有170多套的SCR装置在日本的电站机组上运行，其总装机容量接近100,000MW。
在欧洲，SCR技术于1985年引入，并得到了广泛的发展。
电站机组的总装机容量超过60，000MW[2]。
在美国，最近五到十年以来，SCR系统得到十分广泛的应用。
为适应更高的排放标准，SCR已经被作为最好的可以利用的技术。
此外在丹麦、意大利、俄罗斯、澳大利亚、韩国、台湾等国家和地区都建立了一些SCR的脱硝装置。
我国福建某电厂也曾引进该装置和技术。
有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析
有关燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法分析发表时间：2017-01-18T15:56:55.713Z 来源：《电力设备》2016年第23期作者：任锐[导读] 本文就此展开相关讨论。
（西安热工研究院有限公司陕西西安 710054）摘要：SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。
其工艺工艺流程是：液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。
本文就此展开相关讨论。
关键词：脱销工艺催化剂全负荷SCR脱硝燃煤电站前言：烟气脱硝技术在我国的发展比较常迟，对烟气实施脱硝处理的基本方法实际上有很多，通常可以分为湿法、干法以及半干法脱硝。
而在这三种技术中，干法又可以根据脱硝原理分为选择性催化还原法（即SCR）以及非催化还原法（即SNCR）、电子束照法、光催化法和碳热还原法；另外湿法可根据脱硝性质分为水吸收法、碱吸收法以及洛合吸收法、水吸收法、半干法可按照原理分为吸收法、催化氧化法以及活性碳吸收法。
本文主要就燃煤电站的锅炉烟气脱硝SCR法进行讨论。
一、SCR脱销工艺原理关于 SCR 脱硝工艺，其在还原介质选择上主要以氨气为主，并将还原剂注入系统、氨储罐以及催化剂反应器设置于系统中。
在运行过程中将使氨气向燃烧锅炉烟道进行注入，这样烟气会与注入的氨气混合,在氧气足够且催化剂的应用下，烟气内的 NOx 便会与氨气进行反应，使 H2O、N2 等得以生成。
但通常因催化剂的存在，烟气内部分 SO2 很可能发生氧化反应，生成 SO3，若反应过程中有 H2O 的参与，SO3 还可能与部分未反应氨发生反应，最终产生不利于反应的物质，如硫酸氨或硫酸氢氨等。
二、静态混合器在 SCR 脱硝工艺的主要作用SCR 脱硝工艺在燃煤锅炉烟气控制中，往往将静态混合器引入其中。
SCR锅炉烟气脱硝
附件二、锅炉烟气SCR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+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+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液氨缓冲槽SCR工艺流程图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。
高效SCR脱硝技术在燃气锅炉中的性能与经济性分析
高效SCR脱硝技术在燃气锅炉中的性能与经济性分析随着环保意识的普及，燃气锅炉领域对于氮氧化物排放的限制越来越严格。
因此，寻找一种高效的脱硝技术显得尤为重要。
SCR （Selective Catalytic Reduction）脱硝技术，是一种通过催化还原氧化氮（NOx）为氮气（N2）的技术，可以有效降低氮氧化物排放。
本文将探讨高效SCR脱硝技术在燃气锅炉中的性能与经济性分析。
一、SCR脱硝技术基本原理SCR脱硝技术是一种将氨透过催化剂，通过与NOx反应，将其转化为N2和H2O的技术。
其中，NOx在低温下就可以转化为N2，但是，其转化效率较低。
因此，催化剂的作用就尤为关键。
SCR脱硝催化剂通常采用铁系、铜系、钒系、钴系等金属催化剂，其中，铁系催化剂最为普遍。
二、高效SCR脱硝技术的应用高效SCR脱硝技术主要应用于燃气锅炉等发电设备中，通过严密的氨气脱硝系统，将NOx转化为N2和H2O，以达到降低氮氧化物排放的目的。
在实际应用中，由于催化剂的不同，其适用温度也不同。
例如，铁系催化剂的适用温度为200-400℃，而铜系催化剂的适用温度为240-450℃。
三、高效SCR脱硝技术的性能优势1.对“氮氧化物+氨”的响应时间较短。
当发电设备的负荷发生变化时，SCR脱硝技术能够立即响应，且氮氧化物与氨气的反应速率较快，可以快速地将NOx转化为N2和H2O。
2.对氮氧化物的去除效率高。
由于SCR脱硝技术可以选择性地将NOx转化为无害的N2和H2O，因此其对氮氧化物的去除效率非常高。
在实际应用中，NOx排放量可以降低80%-90%。
3. 稳定性强。
SCR脱硝技术的催化剂在操作过程中具有良好的稳定性，能够在长时间的运营中保持高效的脱硝效率，降低维护成本。
四、高效SCR脱硝技术的经济性分析1. 构建SCR脱硝系统的成本较高。
SCR脱硝系统需要特殊的催化剂、氨气输送设备、脱硝反应器等设备，这些设备的成本较高，且安装维护成本也较高。
SCR和SNCR
SCR和SNCRSCR脱硝技术SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O催化剂NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。
烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。
因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。
烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。
在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。
根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。
图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
SCR脱硝系统一般组成图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。
氨储存、混合系统每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。
烟气脱硝装置(SCR法)安装施工工法(2)
烟气脱硝装置（SCR法）安装施工工法一、前言烟气脱硝装置（SCR法）是一种常用的烟气处理技术，主要用于降低燃煤电厂、电厂锅炉等高温烟气中的氮氧化物（NOx）排放。
该装置采用选择性催化还原（SCR）的原理来进行脱硝处理，通过加入氨水作为还原剂，使NOx在催化剂的作用下与还原剂反应生成无害的氮和水，从而达到减少排放的目的。
二、工法特点1.高效脱硝：SCR法脱硝效率高，能够使烟气中的NOx排放降低到环保要求的标准以下。
2.适应性好：该工法适用于不同类型的燃煤锅炉和燃气锅炉，具有较强的适应性。
3.稳定可靠：SCR法采用先进的催化技术，具有稳定可靠的特点，能够长期稳定运行。
4.节能环保：该工法可有效降低燃煤锅炉的NOx排放，减少空气污染，实现节能环保的目标。
三、适应范围SCR法适用于各种涉及燃煤锅炉和燃气锅炉的工程，包括电厂、钢铁厂、化工厂等。
不同于其他脱硝技术，SCR法能够适应高温高压烟气环境，并能够在较宽的烟气温度范围内保持高效脱硝效果，因此广泛应用于燃煤电厂和工业锅炉等场所。
四、工艺原理SCR法通过催化剂将烟气中的NOx与氨水（NH3）进行反应，生成无害的氮气和水蒸气。
该反应在催化剂的作用下进行，需要一定的反应温度和氨水与NOx的摩尔比，以保证脱硝效果。
施工工法与实际工程之间的联系在于，需要根据实际工程的情况确定催化剂的种类、配比和布置方式，并采取合适的控制手段，以保证催化剂的稳定运行和高效脱硝效果。
五、施工工艺施工工法按照以下阶段进行：1.前期准备：确定工程范围、施工计划和安全措施，并进行材料采购和设备调试等准备工作。
2.设备安装：安装SCR脱硝设备，包括催化剂层、催化剂载体、催化剂喷淋系统等。
3.管道连接：将烟气进口和出口管道与SCR设备进行连接，并确保密封性和承压能力。
4.电气调试：进行SCR设备电气控制系统的调试和连接，以便实现设备的正常运行。
5.运行试验：进行SCR设备的运行试验，测试催化剂的脱硝效果和设备的稳定性。
scr脱硝技术指标
SCR脱硝技术指标1. 简介SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硝技术是一种常用于燃煤电厂和工业锅炉等燃煤设备中的脱硝技术。
它通过在烟气中注入尿素溶液或氨水，利用催化剂将氮氧化物（NOx）转化为无害的氮气和水蒸气，从而实现减少大气污染物排放的目的。
2. SCR脱硝技术原理SCR脱硝技术的主要原理是在适宜的温度、催化剂和氨（尿素）溶液浓度条件下，将烟气中的氮氧化物与氨发生反应，生成氮气和水。
该反应需要催化剂作为催化剂，常用的催化剂包括钛酸钾、钒酸钾等。
反应的化学方程式如下：4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O3. SCR脱硝技术指标SCR脱硝技术的指标主要包括以下几个方面：3.1 脱硝效率脱硝效率是指SCR脱硝系统对烟气中氮氧化物去除的能力，通常以百分比表示。
脱硝效率越高，说明系统对氮氧化物的去除能力越强。
3.2 氨逃逸率氨逃逸率是指SCR脱硝系统中氨逃逸到大气中的比例。
氨逃逸率越低，说明系统对氨的利用率越高，同时也减少了对环境的污染。
3.3 催化剂活性催化剂活性是指催化剂在SCR脱硝反应中的催化性能，主要包括催化剂的转化效率和稳定性。
催化剂活性越高，反应速率越快，脱硝效果越好。
3.4 温度窗口SCR脱硝反应需要在一定的温度范围内进行，称为温度窗口。
温度窗口是指SCR脱硝反应的最佳温度范围，通常在250-400摄氏度之间。
在温度窗口内，催化剂的活性最高，脱硝效果最好。
3.5 氨氧比氨氧比是指SCR脱硝反应中氨与氮氧化物的摩尔比。
氨氧比的选择对SCR脱硝效果有重要影响，过高或过低的氨氧比都会影响脱硝效率。
4. SCR脱硝技术的优势SCR脱硝技术相比其他脱硝技术具有以下优势：4.1 高效SCR脱硝技术具有高脱硝效率，能够将烟气中的氮氧化物去除率达到90%以上，甚至可以接近100%。
4.2 适应性强SCR脱硝技术对烟气中的氮氧化物浓度变化范围较大，适应性强。
燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术
燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术燃煤锅炉是我国工业生产中常用的一种锅炉设备，但是在燃煤过程中会产生大量的氮氧化物和硫化物等有害气体，对环境造成污染。
对烟气进行脱硝是非常重要的环保措施。
选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）技术是目前被广泛应用的烟气脱硝技术之一，可以高效降低燃煤锅炉的氮氧化物排放。
本文将详细介绍燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术的原理、工艺流程和应用情况，希望能够为相关领域的从业人员提供一定的参考。
选择性催化还原烟气脱硝技术是利用催化剂催化还原氮氧化物（NOx）和氨（NH3），将其还原成氮气（N2）和水蒸气（H2O）的一种气体净化技术。
其基本原理可用下列反应式来表示：4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O反应中氨和氮氧化物在催化剂的作用下经氧化反应逐步转化为氮气和水蒸气，从而实现烟气中氮氧化物的脱除。
选择性催化还原烟气脱硝技术的核心是催化剂，根据不同的催化剂种类可分为铜、铁、钒、钨等多种材料，其中广泛使用的催化剂是钒钛催化剂和铜铁催化剂。
选择性催化还原技术需要在燃煤锅炉的烟气排放口前设置脱硝装置，烟气通过催化剂层时与喷射进入的氨气进行反应，达到脱硝效果。
二、选择性催化还原烟气脱硝技术工艺流程1.氨气供应系统：选择性催化还原烟气脱硝技术需要在燃煤锅炉的烟气处理系统中加入氨气进行反应。
需要设置一个稳定的氨气供应系统，通常使用的有液氨和氨水两种形式。
氨气供应系统通常会配备氨气储罐、氨气输送管道、喷氨装置等设施。
2.催化剂喷射系统：在烟气进入脱硝装置前，需要设置催化剂喷射系统，将催化剂喷洒到烟气中。
催化剂通常以固体颗粒的形式存在，可以通过气力输送或液体喷射的方式喷射到烟气中。
3.脱硝装置：脱硝装置通常是一个烟气净化器，内部填充有催化剂。
烟气通过脱硝装置时，与喷射进入的氨气和催化剂进行反应，将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水蒸气。
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2006.No.2·月刊１ 燃煤电站锅炉燃烧过程ＮＯｘ 生成机理及减排技术 在通常燃烧温度下，煤燃烧生成的ＮＯｘ在烟气中的含量＜１％， 其中， ＮＯ占ＮＯｘ的９０％以上， ＮＯ２占５％～１０％，而Ｎ２Ｏ只占１％左右。
在煤燃烧过程中，生成ＮＯｘ的途径有三个： （１）热力型ＮＯｘ（Ｔｈｅｒｍａｌ），它是空气中的氮气在高温下转化生成的。
（２）燃料型ＮＯｘ，它是燃料中含有的氮化物在燃烧过程中热分解并氧化而生成。
（３）快速型ＮＯ，它是燃烧时空气中的氮与燃料中的碳氢粒子团反应生成。
燃煤电站锅炉ＮＯｘ减排控制技术措施可分为炉内低ＮＯｘ燃烧器（ＬＮＢ）技术、ＳＯＦＡ分级燃烧法和尾部二次烟气净化处理法（ＤｅＮＯｘ烟气脱硝装置）。
由于仅靠炉内控制ＮＯｘ排放达不到环保标准，需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。
目前烟气脱硝的比较成熟的技术是选择性催化还原（ＳＣＲ）与选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）。
其中ＳＣＲ烟气脱硝技术更受青睐，脱硝率可达９０％以上，是国内外应用最多最成熟的技术。
２ ＳＣＲ法烟气脱硝工程的工艺流程及设计特点２．１ ＳＣＲ法烟气脱硝技术原理 选择性催化还原（Ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ Ｃａｔａｌｙｔｉｃ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ）烟气脱硝系统采用氨气作为还原介质。
ＳＣＲ ＤｅＮＯｘ装置的主要组成部分包括一个装催化剂的反应器，一个氨储罐和一个还原剂注入系统，国外较多使用无水液氨。
其基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气的条件下，氨气选择性地与烟气中的ＮＯｘ（主要是ＮＯ、ＮＯ２）发生化学反应，生成无害的氮气（Ｎ２）和水（Ｈ２Ｏ）。
主要反应化学方程式为： ４ＮＯ＋４ＮＨ３＋Ｏ２＝４Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ （１） ６ＮＯ２＋８ＮＨ３＋Ｏ２＝７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ （２） 选择性反应意味着不发生ＮＨ３与ＳＯ２的反应，但在催化剂的作用下，烟气中的少量ＳＯ２会被氧化成ＳＯ３，其氧化程度通常用ＳＯ２／ＳＯ３转化率表示。
在有水的条件下，ＳＣＲ中未反应的的氨与烟气中的ＳＯ３反应生成硫酸氢氨（ＮＨ４ＨＳＯ４）与硫酸氨（ＮＨ４）ＳＯ４）等一些对反应有害的物质。
２．２ ＳＣＲ法脱硝工艺流程简介 ＳＣＲ法工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨系统，反应塔（催化剂）系统，烟道及控制系统等组成。
首先，液氨被运送到液氨储罐贮藏。
无水液氨的储存压力取决于储罐的温度（例如２０℃时压力为１０ｂａｒ）。
然后液氨通过蒸发器被减压蒸发输送到氨蒸发罐，通燃煤锅炉烟气脱硝（ＳＣＲ法）马忠云，檀国彪（许继联华国际环境工程公司，北京 １０００８５）工艺及特性节能环保技术2006.No.2·月刊过鼓风机向氨蒸发罐中鼓入与氨量成一定配比的空气，其作用一是稀释纯氨气，二是增加反应塔中的氧含量。
稀释的氨气经注射喷嘴被注入烟道隔栅中，与原烟气混合。
在喷嘴数量较少的情况下，为了获得氨和烟气的充分均匀分布，要在反应塔前加装一个静态混合器，这样，从省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温（烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为３７０～４４０℃）后，进入反应塔。
在催化剂的作用下，烟气中的ＮＯｘ与氨气发生化学反应转化。
当反应塔发生故障时，烟气走反应塔前设置的１００％烟气旁路，对锅炉正常运行没有影响。
２．３ ＳＣＲ法脱硝反应塔布置方案 对于新建机组或现役机组改造， 根据现场实际情况，以及所使用的催化剂的种类，ＳＣＲ反应塔主要有以下３种布置方案。
（１）高温高飞灰烟气段布置，反应塔直接安装在省煤器与空气预热器之间，静电除尘器前面。
其优点是进入反应塔的烟温为３２０～４３０℃，适合大多数催化剂所要求的工作温度。
由于烟温很高，不需要再加热。
这种布置初投资及运行费用较低，技术成熟，性价比最高，在新建及改造电厂中应用最为广泛。
其缺点是此段烟气飞灰含量高，易引起催化剂表面磨损，催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞，且飞灰当中的重金属（镉、砷）易引起催化剂中毒，表面失去活性。
克服的办法是需要时对催化剂进行硬化处理，并为反应塔配备过热蒸汽吹灰器，对催化剂表面进行定期吹扫。
（２）高温低飞灰烟气段布置，反应塔安装在静电除尘器与空气预热器之间。
其优点是进入反应塔的烟气温度高，含尘量低。
缺点是ＳＯ２含量仍较高；飞灰颗粒较细，虽磨损减轻，但易导致催化剂堵塞，使催化剂表面粘污积灰，影响换热效率。
（３）低温低飞灰烟气段布置，反应塔安装在空气预热器及脱硫装置的下游。
优点是进入反应塔的烟气含尘及ＳＯ２量极低，催化剂被磨损和堵塞的几率小，可采用比表面积较大的细孔径催化剂，烟气流速可设计得高一些。
因此，催化剂体积用量少，使用寿命长。
缺（５５～７０同时其初投资及运３ ＳＣＲ法脱硝工艺中的催化剂、 还原剂的特性及选择３．１ ＳＣＲ法脱硝工艺中的催化剂特性及选择使用 ＳＣＲ法脱硝工艺中的核心物质是催化剂，所选催化剂的优劣直接影响到烟气脱硝的效率。
催化剂的选取是根据ＳＣＲ反应塔的布置、入口烟温、烟气流速、ＮＯｘ浓度分布，以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的ＳＯ２／ＳＯ３转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。
根据催化剂的适用温度范围，ＳＣＲ工艺可分为高温（３４５～５９０℃）、中温（２６０～４５０℃）和低温工艺（１５０～２８０℃）。
现在最常用的是高温氧化钛基催化剂（活性ＴｉＯ２， 同时添加增强活性的Ｖ２Ｏ５金属氧化物，若需进一步增加活性时，还要添加ＷＯ３）。
其中，催化剂的Ｖ２Ｏ５含量较高时其活性也较高，脱硝效率高。
但是，Ｖ２Ｏ５的含量较高时， ＳＯ２向ＳＯ３转化率也较高。
因此，应控制Ｖ２Ｏ５的含量不能超过２％，并添加适量的ＷＯ３来抑制ＳＯ２向ＳＯ３的转化率。
ＳＣＲ装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。
ＳＣＲ反应塔中的催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活两种类型。
催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏；典型的ＳＣＲ催化剂化学失活主要是碱金属（如Ｎａ、Ｋ、Ｃａ等）和重金属（如Ａｓ、Ｐｔ、Ｐｂ等）引起的催化剂中毒。
根据设计的脱硝效率，在ＳＣＲ反应塔中设置有３～４层催化剂安装空间，一般初次布置３层催化剂，而预留一层布置空间，这样，可延长催化剂更换周期，节省２５％的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟道阻力。
一般催化剂的活性周期为２～３年，并与工作的环境有关；对于废催化剂进行再生处理后，活性效果可接近新催化剂，处理费用约为新催化剂的４５％左右。
３．２ ＳＣＲ法脱硝工艺中的还原剂的特性及选择使用 ＳＣＲ法脱硝系统以氨作为还原剂，还原剂既可是带压的无水液氨，也可是常压下的氨水溶液（通常重量浓度为２５％），此外还可能是尿素水溶液（通常重量浓度为４５％），燃煤电站通常使用液氨。
由于液氨在常温下，罐内的压力为１０ｂａｒ，具有一定的危险性及安全隐患，因此液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定，在国外很多电站仅允许使用铁路运输。
采用氨水作为还原剂，虽然运输、储存方便，但需要另增设备和热能，并需要特殊的喷嘴，综合经济性差。
但根据2006.No.2·月刊实际情况，从安全角度来讲，氨水也正越来越多的被使用。
通过海运时，通常使用尿素水溶液作为还原剂。
氨在喷入烟气前需利用热源加热，并从送风机出口引出冷风来稀释氨气，将气化后的氨气与空气在喷氨系统前的混合罐中充分混合，形成浓度均匀的混合物，通过网格型喷氨隔栅上的多组喷嘴把氨与空气混合物均匀地喷射到烟气中，并采用多组手动阀门集中布置构成阀门站，来控制调节各喷嘴的喷氨量，喷氨量的多少与烟气中ＮＯｘ的含量有关。
４ ＳＣＲ法脱硝工艺设计中应注意的典型事项４．１ ＳＣＲ反应塔入口烟道设计要求 从外部环境讲，燃煤电站ＳＣＲ法脱硝效率与锅炉尾部外形设计、 燃用煤种、 燃烧布置方式及锅炉运行工况等密切相关；而从内部环境讲，脱销效率的高低取决于反应塔入口烟气速度、烟气中ＮＨ３与ＮＯｘ混合物在催化剂截面上的浓度均匀度分布、入口烟气温度分布、烟气混合物在催化剂中的停留时间等。
为达到以上要求，国外各脱硝公司除了对反应塔的结构设计上进行ＣＦＤ模拟，使阻力尽量小、催化剂槽路的尺寸（水力直径）适中外，还尽量优化反应塔入口烟道设计，减少异形件使用，避免烟气在烟道中产生涡流、激荡，影响混合物的均匀度。
丹麦托普索公司在这方面的设计已很成熟，在９０度弯道区采用导流叶片，并设计成垂向立式结构。
因为烟气在弯道处将产生严重的不稳定，不等量过流，在弯烟道内壁附近易形成层涡流，导向板布置成不等距结构，以减小涡流作用。
另外，在距省煤器出口的弯头导流板约２ｍ的地方设置喷氨隔栅，有利于混合均匀。
飞灰整流器安装在最上层催化剂上方。
４．２ 氨逸出量及对反应塔下游设备的影响 离开反应塔而未反应掉的氨气量叫氨逃逸。
加氨量是由ＰＬＣ控制，将ＳＣＲ前ＮＯｘ数值和规定的ＮＯｘ排放值进行比较，用反馈信号来修正喷氨量。
现场很难精确测定ＮＨ３逃逸量，不能用ＮＨ３逃逸量作为反馈信号来控制喷氨量。
脱销效率一般会随ＮＨ３／ＮＯｘ摩尔比的增大而增大，当其摩尔比大于１．０时， ＮＨ３逃逸量会急剧上升，同时，其他副反应速率也加快。
据丹麦托普索公司从工业试验中得到数据：仅靠提高几个百分点的ＮＨ３／ＮＯｘ摩尔比，催化剂体积就可减少约３０％，并达到同样的ＮＯｘ降低率，因此，在可接受最大的氨逸出量的条件下，对所需要的催化剂体积的大小具有重要作用。
氨逸出量早期控制值为５ｐｐｍ，但现在设计要求控制值为２～３ｐｐｍ。
当ＳＣＲ布置在空预器前时，氨逸出会污染静电除尘器中的飞尘质量，使ＦＧＤ废水及空预器清洗水中氨含量增大，生成硫酸氨盐类造成催化剂与空预器堵塞、磨损、腐蚀等。
硫酸氨盐的生成量与ＳＯ３浓度有直接关系，ＳＯ３的生成量来源于以下两个方面：煤燃烧生成的和ＳＯ２在催化剂的作用下氧化形成。
一般设计要求ＳＣＲ中ＳＯ２／ＳＯ３转化率＜１％。
硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引起低温结垢腐蚀，必要时电厂可在空预器低温段采用搪瓷材料；而ＡＢＳ（硫酸氢氨）会暂时降低催化剂活性，为了尽可能减少ＡＢＳ（硫酸氢氨）得生成沉积，运行烟温应高于ＡＢＳ的露点温度以上２０℃，ＡＢＳ露点温度一般在３００～３３０℃范围内，这也是安装省煤器烟气旁路的重要原因。
图１ 浙江国华宁海电厂正在建设中的ＳＣＲ脱硝岛５ 结束语 自从新的《火电厂大气污染物排放标准》（ＧＢ１３２２３－２００３）出台以来，国内燃煤电站的脱硝悄然拉开帷幕。
由于此行业在国内是刚刚起步，所以在技术上和经验上还要依靠国际成熟的主要ＤＥＮＯｘ工艺技术供应商。
所用脱硝技术首推ＳＣＲ法。
我国最近要上脱硝的几个电站，如江苏徐州阚山２×６００ＭＷ燃煤发电厂、江苏国华太仓环保２×６００ＭＷ燃煤发电厂、大唐浙江乌沙山１×６００ＭＷ燃煤发电厂、大唐北京高井发电厂等都采用ＳＣＲ法脱硝技术。