燃油燃气锅炉烟气脱硝
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术摘要：燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。
其中以降低火电厂氮氧化物（NOx）排放为目的的SCR烟气脱硝技术是目前最成熟的脱硝技术之一，在火力发电厂得到广泛的应用。
本文介绍SCR尿素制取还原剂氨通常的两种方法热解和水解的制取过程、技术特点。
关键词:脱销；还原剂；尿素；热解；水解；安全；升级改造一、脱硝技术1.1SNCR技术SNCR技术是在锅炉内适当温度（900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOx还原为无害的N2和H2O，SNCR的脱硝效率可达到80%以上。
大型锅炉由于受到炉膛尺寸的影响，还原剂在炉膛内较难均匀混合，SNCR的脱硝效率将低于40%。
该技术在发生燃烧反应时放出大量的热，使得操作温度较高，对设备和催化剂要求高，需要有热量回收设备。
根据国外的工程经验，脱硝效率约为25%～50%，对温度窗口要求严格，氨的逃逸率较大，可靠性差，在大型锅炉上运行业绩较少，更适合老机组改造，目前国内应用较少。
1.2SCR技术SCR脱硝技术的原理是烟气和氨与空气的混合物在经过SCR反应器的蜂窝式或板式催化剂层时，烟气中的NOx（主要是NO以及少量的NO2）和加入SCR反应器中的NH3、空气中O2发生选择性催化还原反应，生成无污染的N2和水。
SCR技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SCR催化剂一般用以TiO2作为载体的V2O5、WO3及MoO3等金属氧化物，其反应过程为：NO、NH3、O2从烟气中扩散至催化剂的外表面并进一步向催化剂中的微孔表面扩散，在催化剂的微孔表面上被吸附，随后反应转化成N2和H2O。
N2和H2O从微孔内向外扩散到催化剂外表面，再从催化剂表面上脱附下来，最后扩散到主流气体中被带走，烟气完成整个脱硝过程。
上述反应温度可以在300～400℃之间进行，脱硝效率约为70%～90%。
火电厂烟气脱硝技术规范
火电厂烟气脱硝技术规范--选择性催化还原法1 总则1.1 适用范围本规范适用于新建、扩建和改建的机组容量为300MW及以上燃煤、燃气、燃油火电厂锅炉或供热锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程的规划、设计、评审、采购、施工及安装、调试、验收和运行管理。
对于机组容量300MW以下锅炉，当几台锅炉烟气合并处理，或其他工业炉窑，采用选择性催化还原法脱硝技术时参照执行。
本标准针对火电厂选择性催化还原法烟气脱硝技术，无其他脱硝方法如SNCR，电子束辐射法等内容。
1.2 实施原则1.2.1 烟气脱硝工程的建设，应按国家的基本建设程序进行。
设计文件应按规定的内容和深度完成报批和批准手续。
1.2.2 新建、改建、扩建燃煤锅炉的烟气脱硝工程应和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。
1.2.3 当锅炉排烟NOx浓度较低时（<300mg/m3），SCR烟气脱硝系统的脱硝效率可不低于50%；当锅炉排烟NOx浓度较高时（>800mg/m3），建议先采用其他方式（如改进燃烧方式、SNCR脱硝等）进行初步脱硝，再采用SCR烟气脱硝；一般情况下，SCR烟气脱硝系统的脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），脱硝效率在满足环保要求的同时应具有进一步提高脱硝效率的能力。
1.2.4 加装烟气脱硝系统后，氨逃逸率一般不大于3ppm，SO2/SO3转化率一般小于1％，鼓励采用更低氨逃逸率和SO2/SO3转化率的催化剂产品和技术方案。
1.2.5 烟气脱硝系统主体设备设计使用寿命应不低于主机的设计/剩余寿命，装置的可用率应保证在95%以上。
1.2.6 脱硝系统的建设必须充分考虑与锅炉主体系统的兼容与相互影响，脱硝系统不得对锅炉安全运行造成重大隐患，脱硝系统对锅炉热效率的影响应减小到最低。
1.2.7 烟气脱硝工程建设，除应符合本规范外，还应符合国家有关工程质量、安全、消防等方面的强制性标准条文的规定。
2 术语和定义2.1脱硝岛 Denitration equipment指脱硝装置及为脱硝服务的建（构）筑物。
SCR烟气脱硝催化剂生产与应用现状
SCR烟气脱硝催化剂生产与应用现状0 引言氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物，主要包括NO、NO2、N2O等，可以引起酸雨、光化学烟雾、温室效应及臭氧层的破坏。
自然界中的NOx63%来自工业污染和交通污染，是自然发生源的2倍，其中电力工业和汽车尾气的排放各占40%，其他工业污染源占20%。
在通常的燃烧温度下，燃烧过程产生的NOx中90%以上是NO，NO2占5%～10%，另有极少量的N2O。
NO排到大气中很快被氧化成NO2，引起呼吸道疾病，对人类健康造成危害。
火电厂产生的NOx主要是燃料在燃烧过程中产生的。
其中一部分是由燃料中的含氮化合物在燃烧过程中氧化而成，称燃料型NOx；另一部分由空气中的氮高温氧化所致，即热力型NOx，化学反应为：N2+O2→2NO（1）NO+1/2O2→NO2（2）还有极少部分是在燃烧的早期阶段由碳氢化合物与氮通过中间产物HCN、CN转化为NOx，简称瞬态型NOx［1］。
减少NOx排放有燃烧过程控制和燃烧后烟气脱硝2条途径。
现阶段主要通过控制燃烧过程NOx的生成，通过各类低氮燃烧器得以实现［2-3］。
这是一个既经济又可靠的方法，对大部分煤质通过燃烧过程控制可以满足目前排放标准。
1 烟气脱硝工艺1.1 相关化学反应NO的分解反应（式（1）的逆反应）在较低温度下反应速度非常缓慢，迄今为止还没有找到有效的催化剂。
因此，要将NO还原成N2，需要加入还原剂。
氨（NH3）是至今已发现的最有效的还原剂。
有氧气存在时，在900～1100℃，NH3可以将NO和NO2还原成N2和H2O，反应如式（3）、（4）所示［4］。
还有一个副反应，生成副产物N2O，N2O 是温室气体，因此，式（5）的反应是不希望发生的。
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（3）2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（4）4NO+4NH3+3O2→4N2O+6H2O（5）在900℃时，NH3还可以被氧气氧化，如式（6）～（8）所示。
煤矿锅炉烟气脱硝技术方案
***煤矿1×10t/h、2×20t/h锅炉脱硝除尘工程技术方案***保科技有限公司联系人：***电话：*******-5目录第一部分项目概况 (1)一、项目概况 (1)二、项目污染物分析 (1)三、锅炉工况参数 (1)第二部分烟气脱硝方案 (3)一、设计、制造及检验标准 (3)二、主要技术参数及性能保证 (4)2.1 SNCR设计主要条件参数 (4)2.2 性能保证 (4)2.3脱硝效率保证 (4)三、脱硝原理及特点 (4)3.1 SNCR烟气脱硝技术原理 (4)3.2 SNCR脱硝技术特点 (7)3.3 SNCR工艺设计要点 (8)四SNCR部分工程方案设计 (10)4.1以尿素为还原剂的SNCR工艺 (10)4.2以氨水为还原剂的SNCR工艺 (14)五、技术服务和培训 (17)5.1现场技术服务 (17)5.2培训 (18)第三部分烟气尘方案 (20)第四部分、工程报价 (27)一、以尿素为还原剂的SNCR系统报价 (27)二、以氨水为还原剂的SNCR系统报价 (28)三、烟气除尘系统报价 (28)第一部分项目概况一、项目概况项目名称：1×10t/h、2×20t/h锅炉脱硫脱硝系统工程项目性质：烟气脱硝项目项目地址：***煤矿项目承办单位：***保科技有限公司二、项目污染物分析主要污染物为燃煤尘、S0酸性气体及具有光化学污染的NOx。
2，会造粉尘粒径小、比重轻，属可吸入颗粒物，威胁居民生命健康；烟气中的SO2成酸雨污染排放大气造成环境污染；以一氧化氮和二氧化氮为主的氮氧化物是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因，光化学烟雾具有特殊气味,刺激眼睛,伤害植物,并能使大气能见度降低，另外,氮氧化物与空气中的水反应生成的硝酸和亚硝酸是酸雨的成分。
二氧化硫、氮氧化物以及可吸入颗粒物这三项是雾霾主要组成，前两者为气态污染物，最后一项颗粒物才是加重雾霾天气污染的罪魁祸首。
烟气脱硝技术规范书
xx集团公司烟气脱硝技术规范书中国电力企业联合会2010年3月委托单位：xx集团公司科技环保部承担单位：中国电力企业联合会行业发展与环境资源部目次1.总则 (1)1.1 范围 (1)1.2 规范性引用文件 (1)1.3 术语和定义 (3)1.4 基本原则 (7)2.设计 (10)2.1 SCR部分 (10)2.1.1 一般性要求 (10)2.1.2 工程构成与工艺流程 (10)2.1.3 布置 (11)2.1.4 设计 (14)2.2 SNCR部分 (28)2.2.1 一般性要求 (28)2.2.2 工程构成 (28)2.2.3 工艺设计 (29)3.设备、材料及检测仪表 (33)3.1 设备要求 (33)3.1.1 还原剂制备供应系统 (33)3.1.2 烟气系统 (37)3.1.3 主要设备定期切换............................................................... 错误！未定义书签。
3.2 材料的要求 (37)3.2.1 一般性要求 (37)3.2.2 具体要求 (38)3.3 检测仪表要求 (39)3.3.1 一般性要求 (39)3.3.2 具体要求 (40)4.催化剂 (45)4.1 一般性要求 (45)4.2 催化剂供应商选择 (46)4.2.1 催化剂生产供应商的选择................................................... 错误！未定义书签。
4.2.2 催化剂生产供应商的要求................................................... 错误！未定义书签。
4.3 催化剂技术要求 (46)4.4 催化剂寿命管理 (49)5.建设、调试与验收 (51)5.1 建设 (51)5.2 调试 (51)5.2.2调试前的检查 (51)5.2.3 分系统调试 (54)5.2.4 系统试运行 (68)5.3.1 前提条件与试验准备工作 (78)5.3.2 性能考核指标 (79)5.3.3 测试内容与方法 (79)5.3.4 试验工况与数据分析 (81)5.4 竣工验收 (81)5.4.1 一般性要求 (81)5.4.2 竣工验收程序 (82)5.4.3 竣工验收的组织 (82)5.4.4 竣工验收内容 (83)5.5 竣工环保验收.................................................................................. 错误！未定义书签。
燃气轮机脱硝技术研究
燃气轮机脱硝技术研究摘要：随着工业经济的快速发展，燃气轮机作为新一代的动力装置，是继蒸汽机后集新技术、新工艺为一体，高效环保的发动机设备。
燃机运作的主要燃料是天然气，其排放的氮氧化合物是否符合国家标准，越来越受到国家和社会的关注，脱硝技术是控制氮氧化合物排放量的主要措施，在燃气轮机中的应用非常重要。
基于此，本文就燃气轮机脱硝技术的应用要点展开研究探讨。
关键词：燃气轮机；脱硝技术；节能环保前言：氮氧化合物的大量排放，会对大气环境造成极大的污染，为了响应国家的环保政策，对燃气轮机中氮氧化合物的排放量要求越来越高。
在燃气轮机运作中，烟气的NOx初始排放量很低，随着系统工作的强度加大，系统阻力变低，传统的脱硝方法实效不高，为了使NOx排放量在安全的指标，提升脱硝技术水平是最有效的解决方法。
1.燃气轮机脱硝的现状随着我国国民经济发展，以及能源结构的快速变革，燃气轮机的装机总量不断增加。
NOx的排放量日益增加，其对人体健康和环境带来的危害巨大，对人体呼吸道系统有极大的伤害，并且会形成酸雨、酸雾，破坏大气的臭氧层，会严重造成大气环境的污染。
基于我国环保政策，在运行燃气轮机过程中应用脱硝技术，去除燃烧烟气中的氮氧化物，可以最大程度降低对环境的污染。
我国主要的脱硝技术，一方面是采用低氮燃烧法，在燃烧过程中将氮的含量降到最低；另一方面是利用烟气脱硝组合装置，提升NOx的控制技术，其中选择性催化还原（SCR）技术的应用是最广泛的，一般应用于尾部脱硝处理环节。
但很多煤电厂，主要的原料是煤，排放量大，并且产生的SO2、粉尘等会堵塞催化剂从而降低催化剂脱硝的作用。
1.燃机脱硝技术的研究进展燃机脱硝技术中的核心是，SCR脱硝催化剂。
目前，在我国大部分的工业企业使用的催化剂是钒钛基催化剂，由于毒性较大，研究新的催化剂来代替其作用具有重要的现实意义。
燃机排气中的NO2含量非常高，根据不同机型的实际运行状况，燃机的燃烧方式也不尽相同，一般情况下，NO2的含量与总气体的比例会在50%以上，NO2的含量越高，越可以加快与SCR反应的速度，从而加强NOx的转化，使尾气中的烟尘、SO2含量大幅度降低，极大的降低了催计划堵塞的概率。
锅炉烟尘排放标准
锅炉烟尘排放标准
锅炉烟尘排放标准主要涉及以下几个方面。
1.烟尘排放限值：根据我国《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014），燃煤锅炉烟尘排放限值为30mg/m3。
对于特殊地区和特定用途的锅炉，排放限值可能更为严格。
2.脱硫要求：为了控制二氧化硫排放，新建锅炉应执行经济可行的最佳环保技术，脱硫效率应达到75-85%。
在特定条件下，脱硫效率需达到85-90%。
3.氮氧化物排放限制：锅炉烟气中氮氧化物的排放限值根据不同地区和锅炉类型有所差异。
一般而言，氮氧化物排放限值为150mg/m3。
4.排放标准区域划分：锅炉烟尘排放标准根据地区功能划分有所不同。
一般可分为一类区域（如居民区、文化区等）和二类区域（如工业区、农业区等）。
一类区域排放标准相对较严格，二类区域相对较宽松。
5.燃油和燃气锅炉排放标准：燃油和燃气锅炉的烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放标准与燃煤锅炉类似，但通常较燃煤锅炉排放标准略低。
需要注意的是，这些排放标准可能会随着政策和技术的不断更新而调整。
在实际操作中，还需结合当地环保部门的要求进行排放控制。
企业应采取有效措施，如安装脱硫、脱
硝和除尘设备，以确保锅炉烟气排放符合国家标准。
燃煤锅炉烟气NOX减排技术指南
随着电厂装机容量的增加，煤电过锅炉烟气中的NOx的排放量不断增长，对环境造成压力越来越大，NOx是常见的大气污染物质，它能刺激呼吸器官．引起急性和慢性中毒，影响和危害人体器官，还可生成毒性更大的硝酸或硝酸盐气溶胶，形成酸雨。
控制燃煤锅炉NOx 的排放越来越受到人们的重视。
《火电厂大气污染物排放标准》(GB l3223--2003)，针对NOx排放现状。
分3个时段规定了火电厂NOx最高允许排放浓度限值。
目前，世界发达国家对NOx的产生机理和控制技术的研究．已经取得相当大的成果，并在工程上进行了成熟的应用。
我国对NOx减排的研究也有了很大的进展，国家也通过引进和自主研究相结合，在不少火力发电厂中进行降低NOX排放的实践。
1.煤粉燃烧和NOX产生机理煤粉燃烧火焰模型见图1。
从燃烧器喷入炉的一次风和煤粉受到周围火焰和炉壁炉渣的辐射热开始着火燃烧，形成一次燃烧区。
一次燃烧区主要是煤的挥发分燃烧区域，从煤粒中挥发出的CH4、H2、C0等成分向周围扩散并与一次风中的氧混合，在煤粒周围形成火焰。
二次燃烧区主要是碳粒子的燃烧区域，一次燃烧区的未燃烟气、碳粒子和辅助风箱送进的二次风进行扩散混合燃烧。
碳粒子的燃烧是表面或微孔中的碳元素与氧元素的燃烧化学反应，燃烧速度要比挥发分的燃烧慢得多，碳粒子的燃尽时间约占全部燃烧时间的80-90%图1煤粉燃烧火焰模型在NOx中，NO约占90％以上，NO2占5％一l0％．产生机理一般分为如下3种：(1)热力型NOx，燃烧时，空气中氮在高温下氧化产生，其中的生成过程是一个不分支连锁反应。
其生成机理可用捷里多维奇(ZELDOVICH)反应式表示，即02十N-20+N，O+N2-- N0+N，N+02-NO+O在高温下总生成式为N2+02-2N0，NO+0.502-N02随着反应温度T的升高，其反应速率按指数规律增加。
当T<1 500℃时N0的生成量很少，而当T>1，500℃时'T每增加100℃反应速率增大6～7倍。
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燃油燃气锅炉烟气脱硝 1 / 34 燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案
研究报告
长沙奥邦环保实业有限公司 二零一二年十月 燃油燃气锅炉烟气脱硝
2 / 34 燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。 1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，燃油燃气锅炉烟气脱硝 3 / 34 以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。 1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃用低挥发分的无烟煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物（NOx）排放。低氮燃烧器技术：主要通过降低火焰温度和氧含量减少NOx产生，可降低NOx生成量．30～60％。 1.2烟气脱硝技术 在排放要求较高时，需采用烟气净化技术。目前应用较广的烟气脱硝技术有：选择性催化还原(SCR)法、选择性非催化还原(SNCR)法、同时脱硫脱硝(如电子束法、活性焦还原法)等。几种常用烟气脱硝技术的比较如下： 1.2.1选择性催化还原(SCR)技术 SCR脱硝技术是在催化剂作用下，用选择性还原剂(氨或尿素)将NOx还原为无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，燃油燃气锅炉烟气脱硝 4 / 34 NOx脱除效率80～90％。但投资和运行成本较高。SCR技术在德国、Et本、奥地利、丹麦、美国等国应用广泛，奥地利AEE、鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱氮公司拥有较好的SCR业绩。AEE公司于2001年投运的丹麦某电厂325MW机组脱氮效率达到95％。国内已经投运的SCR工程目前仅福建后石电厂600MW机组，由台塑美国公司独资兴建。 1.2.2选择性非催化还原(SNCR) 选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温850～1050"C处将还原剂(氨或尿素)均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。SNCR工艺不需催化荆，但需要较离反应温度；反应系统简单、投资较省、运行成本低；脱氨效率一般仅有20～40％，应用较少。 1.2.3电子束法脱硫脱硝 电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气，产生的多种自由基在常温下将S02、NO等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝酸镀等。优点是同时脱硫脱硝去除率高；系统简单，建设费用是同等规模FGD的70--80％；不使用催化剂；副产物是出路较好的化肥。缺点是耗电量大，运行费用高；目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。成都热电厂采用日本荏原公司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量30万Nm3／h。 1.2.4活性焦吸附法脱硫脱硝 烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态S02等产品，烟气中的NOx在加氨条件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。脱硫 效率几乎达100％，脱硝率在80％以上，反应在100～200℃低温进行，不需烟气升温装置；不存在吸附剂中毒；建设费用与电子柬法相当，运行费用约是电子柬法一半。活性焦吸附法是西德BF(Bergbau—Forschung)公司在1967年开发，日本的三井矿山(株)公司改进后于1984年10月建立处理能力3万／Nrash一1的工业试验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率JL乎100％，脱氩率在80％以上。 2.脱硝技术现状： 燃油燃气锅炉烟气脱硝 5 / 34 2．1 SCR脱硝技术 2.1.1概念 国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用还原剂(氨或尿素)与烟气中的氨氧化物反应，将NOx还原生为无害的氮气和水蒸气。根据催化剂种类不同，反应温度范围150～550"C，燃煤电厂SCR催化剂温度一般为350。C左右。按反应器布置方式不同，分为高含尘SCR工艺和低含尘SCR工艺。 2.1.2脱硝反应机理：
SCR反应条件下的化学反应式为： 4NH3＋4NO＋O2＝4N2＋6H2O 在适当催化剂的作用下，对NO2也有还原去除作用： 4NH3＋2NO2＋O2＝3N2＋6H2O 6NO2 + 8NH3→7N2+12H2O 2.1.3 SCR工艺流程 SCR系统包括烟道、SCR反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。其中，核心部分是SCR反应器。脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、制各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨燃油燃气锅炉烟气脱硝 6 / 34 输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。氮气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池．再经由废水泵送至废水处理厂处理。流程如图所示
三维视图 燃油燃气锅炉烟气脱硝
7 / 34 燃油燃气锅炉烟气脱硝
8 / 34 2.1.4技术特点 SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。催化剂容易堵塞。由于含尘量高，必须防止催化剂堵塞，通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问题。反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03，再与烟气中的残留氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢铵。投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流程。 燃油燃气锅炉烟气脱硝 9 / 34 2.1.5 SCR三种布置的特点 布置形式 反应器位置 特点 高尘布置 SCR反应器设置在省煤器的下游和空气预热器和粉尘控制装置上游之间 烟气温度在催化剂反应的最佳范围， 烟气粉尘高， 烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采用宽节距7~9 mm，每层催化剂上部安装吹灰器，防堵塞， SCR反应器底部设灰斗 。 低尘布置 SCR反应器布置在高温型电除尘器ESP和空预器APH之间 烟气中飞灰相对较少， 催化剂的节距为4~7mm，催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤器旁路，对热效率有影响。
尾部布置 SCR反应器布置在湿法脱硫装置（FGD）的下游 烟气温度低 、需用天然气燃烧加热，增加操作费用。
最普通的SCR工艺