催化剂法（SCR）的几种在空预器前的布置位置
管式空预器
回转式空预器
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一、 前言
氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一，2003年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003），对我国火电厂机组的NOx排放标准作出了的规定，对新旧机组的NOx最高允许排放浓度都作出了详细的规定。随着环保制度的严格，对电站锅炉NOx的控制日益严格。
国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值，另一方面，针对NOx的排污收费已经开始，电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。
2009年6月，国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》（征求意见稿），其中明确规定了NOX控制技术的选择原则：“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术；当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。”
低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求，也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案；更为重要的是，该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。
二、 SNCR工程设计方案
1、 SNCR和SCR两种技术方案的选择
1.1. 工艺描述
选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）
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技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。
表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较
项目 还原剂 反应温度 SCR NH3或尿素 250~420℃ SNCR NH3或尿素 850~1250℃ 段：850~1250℃ 催化剂 TiO2，V2O5，WO3 不使用催化剂 大型机组为25~40%，脱硝效率 70~90% 小型机组配合LNB、 3
SCR-SNCR NH3或尿素 前段：250~420℃，后后段加装少量TiO2，V2O5，WO3 40~90% OFA技术可达80% 多选择省煤器与SCR反应剂喷射位置 反应器间的烟道内 NH3逃逸 SO2/SO3氧化 小于3ppm 5~10ppm 小于5ppm SO2/SO3氧化较SCR低 通常在炉膛内喷射 综合SNCR和SCR 会导致SO2/SO3氧化 不导致SO2/SO3氧化 催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的概率SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的概率较SCR对空气预热器影响 用，SO2/SO3氧化率较高， NH3与SO3易形成NH4HSO4而造成堵塞或腐蚀 低于SCR和混合低 SNCR-SCR 催化剂用量较SCR催化剂会造成较大的系统压力损失 压力损失 相对较小 高灰分会磨耗催化燃料的影响 剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 受炉膛内烟气流速、受省煤器出口烟气温锅炉的影响 度的影响 布影响 大（需增加大型催化小（锅炉无需增加催占地空间 剂反应器和供氨或尿化剂反应器） 素系统） 化剂反应器） 较小（需增加小型催温度分布及NOx分综合SNCR和SCR 无影响 与SCR相同 没有压力损失 少，产生的压力损失
近年来由于环保需要，中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情
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况来看，和我国较相似的是美国，但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性，所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术，且进行SNCR改造后，若需再进一步脱硝，具有很大的灵活性，如图2-1所示。
图2-1 SNCR技术所具有的灵活性
SNCR 系统较简单，可以根据机组运行状况灵活处理，不受机组燃料和负荷的变化而受影响。施工周期短，SNCR 对其他系统的维护运行(如空气预热器和集尘器) ，都不产生干扰及增加阻力。使用尿素作还原剂，不仅可以而且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险。而且，氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。非常适用于老厂的脱硝改造，若需进一步脱硝，可加装一层SCR催化剂，形成混合SNCR-SCR技术，达到NOx减排要求。
由于国内脱硝技术仍属起步阶段，目前关于SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运行资料不甚多，所以需要借鉴国外经验来参考。图2-2所示为SNCR，SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较，表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值。
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