强烈推荐兴隆鹏生热力SNCR脱硝技改项目可行性研究报告.docx

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强烈推荐兴隆鹏生热力SNCR脱硝技改项目可行性研究报告

承德兴隆鹏生热力有限公司热电联产项目

SNCR脱硝技术改造

可行性研究报告

2014年2月

1总论

1.1项目及建设单位基本情况

1.1.1项目基本情况

（1）项目名称

河北承德兴隆县鹏生热电有限公司热电联产项目130t左右，原产气量不能满足烟气脱硝改造工程压缩空气的使用。

3.3.4蒸汽

脱硝系统的蒸汽主要供尿素溶解用，而锅炉自用蒸汽压力为0.8～1.3MPa，可满足脱硝工艺用汽要求。

因此，脱硝工艺用汽可就近从热电厂辅汽联箱引接。

4脱硝工艺方案的选择

4.1燃煤锅炉NOx的生成机理

通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：

N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO含量超过90%，NO2占5～10%，N2O只有1%左右。

煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），这二种统称为氮氧化物（NOx），在煤燃烧过程中氮氧化物的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关。

研究表明，在煤的燃烧过程中生成NOx的主要途径有三个：

（1）热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。

（2）快速型NOx，它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如HC等反应生成的NOx。

（3）燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而生成的NOx。

这三种类型的NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的60～80%，热力型其次，快速型最少。

4.1.1热力型NOx的生成机理

热力型NOx是空气中的氧（O2）和氮（N2）在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2的总和，其总反应式为：

N2+O2←→2NO

NO+O2←→NO2

热力型氮氧化物的生成与燃烧温度、氧分解后的氧原子浓度、停留反应时间的关系很大，当燃烧区域温度低于1000℃时，NO生成量很小；当温度在1300～1500℃时，NO的浓度在500～1000ppm，而且随着温度的升高，氮氧化物生成速度按指数规律增加。

因此，温度对热力型氮氧化物的生成具有决定作用。

一般煤粉炉热力氮氧化物占10～20%。

根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，并避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。

4.1.2燃料型NOx的生成机理

燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。

在600～800℃时就会生成燃料型NOx。

燃煤电厂锅炉中产生的NOx中有75～90%是燃料型NOx。

因此，燃料型NOx是燃煤电厂锅炉产生的NOx的主要途径。

研究燃料型NOx的生成和破坏机理，对于控制燃烧过程中NOx的生成和排放，具有重要的意义。

燃料型NOx的生成和破坏过程不仅和煤种特性、燃料中的氮化合物受热分解后在挥分和焦炭中的比例、成分和分布有关，而且其反应过程还和燃烧条件（如：

温度和氧）及各种成分的浓度等密切相关。

研究它的生成机理，大约有以下规律：

燃料在进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰（HCN）、氨（NH4）和CN等中间产物，它们随挥发分一起从燃料中析出，它们被称为挥发分N。

挥发分N析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。

随着炉膛温度的升高及煤粉细度的减小（煤粉变细），挥发分N的比例增大，焦炭N的比例减小。

挥发分N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它们遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性环境中会进一步氧化成NO，如在还原性环境中，NCO则会生成NH，NH在氧化性环境中会进一步氧化成NO，同时又能与生成NO进行还原反应，使NO还原成N2，成为NO的还原剂。

主要反应式如下：

在氧化性环境中，HCN直接氧化成NO：

HCN+O←→NCO+H

NCO+O←→NO+CO

NCO+OH←→NO+CO+H

在还原性环境中，NCO生成NH：

NCO+H←→NH+CO

如NH在还原性环境中：

NH+H←→N+H2

NH+NO←→N2+OH

如NH在氧化性环境中：

NH+O2←→NO+OH

NH+OH←→NO+H2

NH3氧化生成NO：

NH3+OH←→NH2+H2O

NH3+O←→NH2+OH

NH2+O←→NO+H2

以上反应生成的NOx燃烧过程中如遇到烃（CHm）或碳（C）时，NO将会被还原成氮分子N2，这一过程被称为NO的再燃烧或燃料分级燃烧。

根据这一原理，将进入锅炉炉膛的煤粉分层分级引入燃烧的技术，可以有效的控制NOx的生成排放。

在一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发分N，其占总量的60～80%，其余为焦炭N所形成，占到20～40%。

在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，还会还原成N2。

因此，锅炉燃烧最初形成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的NOx可能被还原或称被破坏。

煤中的N在燃烧过程中转化为NOx的量与煤的挥发份及燃烧过量空气系数有关，在过量空气系数大于1的氧化性气氛中，煤的挥发分越高，NOx的生成量越多，若过量空气系数小于1，高挥发分燃煤的NOx生成量较低，其主要原因是高挥发分燃料迅速燃烧，使燃烧区域氧量降低，不利于NOx的生成。

4.1.3快速型NOx的生成机理

快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与燃烧空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。

因此，快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。

而在燃煤锅炉中，其生成量很小。

4.2脱硝工艺简介

目前，控制NOX排放的措施大致分为三类，第一类是低氮燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOX，来降低氮氧化物排放；第二类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。

这些技术可单独或组合使用。

4.2.1低氮燃烧技术（简称LNB）

由NOx的形成条件可知，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。

因此，低氮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生成及降低其排放的目的。

现代低氮燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低氮燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度，气氛与停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氮基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。

目前，对低氮燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。

常用的低NOx燃烧技术有如下几种：

（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。

循环流化床锅炉在这一点上已经做到了改进，可以有效的抑制氮氧化物的产生。

煤种不同燃烧所需的理论空气量也不同。

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。

（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，充分利用燃烧初期产生的氮基中间产物，提高燃烧过程中的NOx自还原能力，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，该是技术多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。

（3）燃烧分级燃烧技术

该技术是将锅炉的燃烧分为二个区域进行，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（天然气为主），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。

（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。

（5）低NOx燃烧器

将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制NOx生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧器，一般可以降低NOx排放浓度的30～60%。

4.2.2炉膛喷射脱硝技术

炉膛喷射脱硝实际上是在炉膛上部喷射某种物质，使其在一定的温度条件下还原以生成的NOx，以降低NOx的排放量。

它包括喷水、喷二次燃料和喷氨等。

但喷水和二次燃料的方法，尚存在着如何将NO氧化为NO2和解决选择性非反应的问题，因此，目前还不成熟。

下面着重介绍喷氨（或尿素）法。

喷氨法是一种选择性降低NOx排放量的方法（因喷入的氨只与烟气中的NOx发生反应，而不与烟气中的其他成分反应），当不采用催化剂时，NH3还原NOx的反应只能在850～1050℃（或900～1100℃）这一狭窄的温度范围内进行。

因此，这种方法又称为选择性非催化脱硝法（SNCR）。

氨的喷入地点一般在炉膛上部烟气温度在850～1050℃（或900～1100℃）范围内的区域。

当氨和烟气中NOx接触时，会发生下面的还原反应：

4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2

4NH3+2NO2+O2→6H2O+3N2

4NH3+6NO→6H2O+5N2

8NH3+6NO2→12H2O+7N2

采用该方法要解决好两个问题：

一是氨的喷射点选择，要保证在锅炉负荷变动的情况下，喷入的氨均能在850～1050℃（或900～1100℃）范围内与烟气反应。

一般在炉墙上开设多层氨喷射口。

二是喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效果，但氨量过大，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露量应小于10ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降低率为30～50%。

非催化烟气喷氨脱硝法投资少，运行费用也低，但反应温度范围狭窄，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，但市场占有率较低。

4.2.3烟气脱硝技术

由于低NOx燃烧技术降低NOx的排放是比较低的（一般在50%以下），因此，当NOx的排放标准要求比较严格时，就要考虑采用燃烧后的烟气处理技术来降低NOx的排放量。

烟气脱硝分为干法、湿法。

（1）干法烟气脱硝技术

干法烟气脱硝技术包括采用催化剂来促进NOx的还原反应的选择性催化还原脱硝法、电子束照射法和电晕放电等离子体同时脱硫脱硝法。

1）选择性催化还原脱硝法（SCR）

采用该法脱硝的反应温度取决于催化剂的种类，催化剂室应布置在尾部烟道中相应的位置。

该方法能达到60～90%的NOx降低率。

选择性催化剂脱硝法的系统主要由催化剂反应器、催化剂和氨储存和喷射系统所组成。

催化剂反应器在锅炉烟道中的布置有三种可能方案：

①锅炉省煤器后、空气预热器前温度在320～420℃的位置（以下简称前置式布置）。

优点：

温度范围适合于大多数催化剂的工作温度。

缺点：

催化剂宜中毒，催化剂反应器宜受飞灰磨损，反应器蜂窝状通道宜堵塞，催化剂宜烧结，不适合于高活性催化剂。

②布置在静电除尘器和空气预热器之间

该法由于静电除尘器无法在300～400℃温度下正常工作，因此很少采用。

③布置在FGD之后（以下简称后置式布置）

当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置（FGD）时，可将催化剂反应器装于FGD之后，使催化剂工作在无尘、无SO2的烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反应器布置紧凑，但由于烟气温度低（50～60℃），难以达到催化剂的工作温度，因此，须在烟道内加装燃油或燃气的燃烧器，或蒸汽加热器来加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。

目前采用最多的布置方式是前置式布置。

2）电子束照射同时脱硫脱硝技术

电子束氨法烟气脱硫脱硝技术（简称EA—FGD技术）是一种以氨作为脱硫脱硝剂，燃煤锅炉（机组）产生的烟气经除尘后，主要含SO2、NOX、N2、H2O。

它们在电子加速器产生的电子束流辐照下，经电离、激发、分解等作用，可生成活性很强的离子、激发态分子。

在电子束的作用下，与氨反应生成硫酸铵和硝酸铵微粒，通过除尘器（副产物收集器）予以除去，从而达到净化烟气的目的。

主要反应如下：

H2SO4+2NH3=（NH4）2SO4

HNO3+NH3=NH4NO3

SO2+2NH3+H2O+12O2=（NH4）2SO4

为提高脱除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加剂，生成固体化学肥料硫酸铵和硝酸铵。

电子束辐射处理烟气技术地优点有：

能同时脱硫脱硝，处理过程中不用触媒，不产生二次污染，不受尘埃影响，因是干式处理法，不影响原系统地热效率，烟气可不必再加热即从烟囱排放。

添加氨时，副产品可作为肥料使用。

EA—FGD技术国外自l970年开始研究，先后有10余个国家从事该技术的研究，现已建成的各类装置有30余座，其中工业化装置有5座，最大装置的处理量为200MW机组产生的烟气。

EA—FGD技术存在着系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低、固硫固氮反应后生成的化肥能否有效捕集和设备容易阻塞的问题，加上氨法起步晚、业绩少，主要设备如大功率的电子束加速器和脉冲电晕发生装置还在研制阶段。

这些都是制约氨法在烟气脱硫上推广的因素，一直没有被企业和环保部门完全接受。

由于部分相关技术的限制，目前在大型锅炉上应用尚有一定困难。

国内目前的应用有：

成都热电厂3.0105m3电厂采用了一种干底喷雾技术。

一般增湿后的烟气含H20在10%左右。

降温后的烟气与化学计量比的氨混合进入等离子体反应器，反应产物由二次除尘设备收集。

采用ESP或布袋均可，但选择布袋更优。

最后洁净的烟气从烟囱排出。

电晕放电法与电子束辐照法是类似的方法，只是获得高能电子的渠道不同，电子束法的高能电子束（500～800keV）是由加速器加速得到。

后者的活化电子（5～20Ev）则由脉冲流柱电晕的局部强电场加速得到。

该方法的NOx脱除率相当可观，其投资和运行费用也相对较低，但目前由于脉冲电源等技术尚不成熟，因此，距离大面积工业应用还有一段距离。

（2）湿法烟气同时脱硫脱硝技术

传统湿法烟气脱硝有两大类，一类是利用燃煤锅炉已装有烟气洗涤脱硫装置的，只要对脱硫装置进行适当改造，或调整运行条件，就可将烟气中的NOx在洗涤过程中除去。

另一类是单纯的湿法洗涤脱硝。

由于须加将NO氧化为NO2的设备，虽然效率高，但系统复杂，用水量大，并有水的污染，因此燃煤锅炉很少采用。

下面简单介绍同时脱硫脱硝的湿式系统：

1）石灰石膏法

采用生石灰、消石灰和微粒碳酸钙制成吸收液，并加入少量硫酸将吸收液的pH值调到4～4.5，则在洗涤反应塔里会发生下面的反应：

Ca（OH）2+SO2→CaSO3+H2O

CaSO3+SO2+H2O→Ca（HSO3）2

NO+2Ca（HSO3）2+H2O→12N2+2CaSO4.2H2O+2SO2

O2+2Ca（HSO3）2+H2O→12N2+2CaSO4.2H2O+2SO2

2）氨石膏法

在洗涤反应器中在加入NH3，则会发生下面的反应：

2NH3+SO2+H2O→（NH4）2SO3

（NH4）2SO3+SO2+H2O→NH4HSO3

NH4HSO3+2Ca（OH）2→CaSO3.12H2O+2NH3+72H2O+CaSO3

NO+2NH4HSO3→12N2+（NH4）2SO4+SO2+H2O

NO2+4NH4HSO3→12N2+2（NH4）2SO4+2SO2+2H2O

传统湿式系统的普遍缺点是结构和系统复杂运行成本和初投资较高。

但近年来研究的电化学辅助脱硝、生物辅助脱硝技术等，有望在脱硝技术上取得新的突破。

应该指出，同时脱硫脱硝技术虽说具有良好的发展前景，但目前还远不如单独脱硫、脱硝技术成熟，且脱硝率也低于单独方式，还有待于进一步的研究。

4.3脱硝工艺选择的原则

根据以上对脱硝工艺的简要介绍，本项目控制NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺项目投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合

考虑：

（1）NOx排放浓度必须满足国家最新排放标准和当地政府对环保的要求。

（2）脱硝工艺要适用于项目已经确定的煤质条件、并考虑燃煤来源变化的可能性。

（3）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩。

（4）根据项目的实际情况，尽量减少脱硝装置的建设投资、运行费用。

（5）脱硝装置应布置合理。

（6）脱硝还原剂有稳定可靠的来源。

（7）脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。

（8）检修和维护费用小。

（9）脱硝装置对电厂锅炉运行的影响最小。

4.4脱硝工艺的选择

4.4.1主要技术路线

根据热电厂提供资料，热电厂1～3号锅炉实际氮氧化物排放监测浓度在387.45mgNm3之间，由以上数据可以看出：

NOx排放浓度1～3号锅炉均不满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011）中200mgNm3的要求。

根据2010年1月27日实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）规定，加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。

在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。

对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。

烟气脱硝技术主要有：

选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、SNCR－SCR联合脱硝技术及其他烟气脱硝技术。

热电厂现有1～3号锅炉投运日期均在2003年以后。

根据《火电厂氮氧化物防治技术政策》规定，燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用选择性非催化还原技术（SNCR）或其他烟气脱硝技术。

本项目从国家脱硝技术路线看，需要采用选择性非催化还原技术（SNCR）或SNCR－SCR联合脱硝技术。

4.4.3主要技术特点

4.4.3.1烟气脱硝技术特点

（1）选择性非催化还原技术（SNCR）

1）反应机理

选择性非催化还原技术（SNCR）是当前NOx治理中采用且具有一定前途的炉内脱硝技术之一。

在没有催化剂，温度在850～1050℃范围内，氨为还原剂时，发生反应：

4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O

当温度过高时会发生反应：

4NH3+5O2=4NO+6H2O

当温度低于800℃时，反应不完全，氨的逃逸率高，造成二次污染，导致脱硝效率降低。

SNCR也可以采用尿素或者氨水为还原剂，加水配成一定浓度的溶液，直接喷入800～1100℃的烟气中，达到与喷氨一样的效果。

2）影响SNCR反应的因素

①还原剂喷入点的选择

喷入点必须保证使还原剂进入炉膛内适宜反应的温度区间（850～1050℃），这个温度范围存在与锅炉燃烧室和省煤室的过热器区域。

温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。

需要利用计算机模拟和流体力学的知识来模拟锅炉内烟气的流场分布和温度分布，以此为设计依据来合理选择喷射点和喷射方式。

②停留时间

因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。

实验研究表明：

停留时间从100ms增加到500ms，NOx最大还原率从70%上升到了93%左右。

图4.4-5SNCR工艺示意图

③适当的NH3NOx摩尔比

NH3NOx摩尔比对NOx脱除率影响也很大。

根据化学反应方程，NH3NOx摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，NH3NOx摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，最大不要超过2.5。

NH3NOx摩尔比过大，虽然有利于NOx脱除率增大，但氨逃逸加大又会造成新问题，同时还增加了运行费用。

根据美国环保署DanielC.Mussatti等人做的NOx还原率与反应温度和停留时间的关系的实验结果，图4.4-6为NOx脱除率与NH3NOx摩尔比的关系图，从中可以看出，当NH3NOx摩尔比小于2，随NH3NOx摩尔比增加，NOx脱除率显著增加，但NH3NOx摩尔比大于2后，增加就很少。

④还原剂和烟气的混合

两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3NOx摩尔比下得到较高的NOx还原率的基本条件之一。

只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。

大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的难度。

国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx还原率只有40%。

根据美国环保署所做的NOx还原率与锅炉容量之间关系的统计结果，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。

以上四个方面的因素都涉及到了SNCR还原剂的喷射系统，所以在SNCR中还原剂的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。

SNCR工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成本和运行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改造。

对于电站锅炉，投资成本和运行成本依据NOx排放浓度的不同二有所差异，特别是运行成本与烟气原始NOx浓度关系十分巨大，因为在SNCR工艺中,还原剂成本所占的份额达到50%以上。

3）SNCR技术的特点

由于SNCR技术的方案需要确定炉膛氮氧化物浓度数据，依此来确定合适的脱硝效率，并进行还原剂供应系统和炉区喷射系统的设计。

理论上SNCR技术可以达到70%以上的NOX脱除率，由于还原剂与烟气混合情况、烟气温度范围、氨逃逸等问题，使得大型锅炉一般NOX脱除率都