上海湛流针对高灰型SCR脱硝系统的设计

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SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分，二者分开布置。其中，采用液氨制备还原剂时，如考虑安全防火距离，液氨储存与供应区域占地面积约3000～3500m2，如采用尿素制备还原剂，公用系统占地面积约400m2。
无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。SCR是一项十分成熟的技术，脱硝效率稳定。但是，催化剂和还原剂的使用，使它成为昂贵的脱硝技术。根据多个国内项目的评估，使用SCR，发电成本将增加0.8～1.2分/kW.h。
1.1.3 选择性非催化还原（SNCR）烟气脱硝
SNCR技术是将氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950~1050℃温度区域（通常为锅炉对流换热区）和没有催化剂的条件下，NH3与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O（图4-4、图4-5）。SNCR工艺比较简洁，具有如下特点：
1) 现代SNCR技术可控制NOx排放降低20~50%，脱硝效率随机组容量增加而降低。对于300MW以上容量机组，脱硝效率基本控制在40%以下。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%～50%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。在大型锅炉上运行业绩较少,并且这种脱硝系统的效率很难满足目前环保部门对脱硝系统的脱硝效率要求。
2) SNCR装置不增加烟气系统阻力，也不产生新的SO3，氨逃逸浓度控制通常控制在5~10ppm以内（SCR是3ppm）。
3) 合适的反应温度窗口狭窄，为适应锅炉负荷的波动、提高氨在反应区的混合程度与利用率，通常在炉膛出口屏式过热器下方设置多层喷枪（图4-6）。
4) 雾化液滴蒸发与热解过程需要吸收热量，这会造成锅炉效率降低约0.1~0.5个百分点。
5) 喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效果，过大将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此要求尾部烟气中允许的氨的泄漏量应小于5ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降低率为30%～70%。

图1-4 SNCR系统工艺流程图

SNCR技术也是十分成熟的脱硝技术，相对SCR而言，脱硝效率偏低。但是，由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用。目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率非常低。