脱硫脱硝技术概述Word下载.docx
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（二）选择性非催化还原脱硝13
1.SNCR脱硝工艺及过程化学13
2.主要影响因素14
（三）选择性催化还原脱硝15
1.反应原理15
2.工艺流程16
3.催化剂17
4.主要影响因素19
（四）工程案例20
1.工艺流程20
3.烟气系统21
4.脱硝公用系统22
5.SCR脱硝主要设备和材料22
一、烟气脱硫的化学基础
SO2既有氧化性，又有还原性，同时很多盐类和吸附剂如碱盐类、碱土化合物、金属氧化物以及活性炭等对SO2有吸附作用。
烟气脱硫工艺的化学基础是利用SO2的这些特性进行的。
（一）与水和碱的反应
SO2溶解于水的同时生成H2SO3，而硫的化合价不变：
此反应是可逆反应，H2SO3只能存在于稀释的水溶液中，不能以游离态分离出来，温度上升时反应向左移动。
SO2不仅与可溶性碱及弱酸盐在水溶液中最容易反应，而且与难溶性碱与弱酸盐如Ca（OH）2、CaCO3、Mg（OH）2亦易于反应。
显然这时首先生成亚硫酸盐，随后亚硫酸盐即被碱中和。
由于亚硫酸是二元酸，故可能产生两种盐类：
碱过量时生成正盐（亚硫酸盐）；
SO2过剩时生成酸式盐（亚硫酸氢盐）。
如与NaOH反应：
亚硫酸和亚硫酸盐不稳定，能被空气中的氧逐渐杨华伟硫酸和硫酸盐：
（二）与氧化剂反应
SO2与氧化剂反应生成六价硫化合物，气态SO2直接同O2生成SO3的反应进行得很慢：
利用催化剂如臭氧、过氧化氢、硝酸、氧化氮等溶液与SO2均能迅速反应，并都生成硫酸。
（三）与还原剂的反应
在各种还原剂的作用下SO2可以还原成元素硫或硫化氢（在某些情况下，还原根据反应条件而定。
①随温度的不同可使SO2还原成元素硫或者硫化氢：
在催化剂如铂的作用下，反应能在较低温度下进行。
②不同的金属（镁、铁、铜、镉等）还原SO2：
③在高温下SO2被煤、一氧化碳和甲烷还原成元素硫：
二、烟气脱硝的化学基础
NOx的脱除，从化学反应来看，总是氧化和还原反应这两方面，利用氧化反应的有NO+（臭氧或过锰酸钾）→NO2，然后再用水吸收NO2。
另外NO2溶于水，实质上也是氧化反应，其反应式为：
HNO2不稳定，受热立即分解：
因此，实际上是：
有足够O2存在时NO又氧化成NO2，因此
用碳酸钠、氢氧化钠、石灰乳可吸收NO2，例如：
NO和NO2均可在还原剂作用下，还原为N2。
这些还原剂为CH4、NH3、CO、H2等，常用的是CH4和NH3。
用CH4时发生如下反应：
以上反应在铂、铑为催化剂时进行，是处理硝酸生产过程尾气中NOx脱除的依据。
用NH3时，反应如下：
以上反应，在有铂催化剂时进行，是处理发电厂烟气中NOx的常用方法之一。
三、吸收法净化理论
（一）吸收平衡
（1）亨利定律
当液相为理想溶液、气相为理想气体，且溶液温度高于气体临界温度时，气液平衡关系可用亨利定律来描述：
或
式中，H、E、m称为亨利系数，但其单位有所不同。
若上式中溶质的平衡浓度C的单位用mol/m3，溶质组分在气相中的分压p单位取Pa时，则亨利系数的单位为mol/（m3.Pa）；
当溶质组分在液相中的溶解浓度x单位取用摩尔分数（无量纲），平衡分压p*用Pa时，则亨利系数E的单位与分压单位相一致，用Pa；
m又称为相平衡常数（无量纲）。
溶解度系数与亨利系数关系为
式中，ΡL、ML分别是纯溶剂的密度（kg/m3）和相对分子质量。
（二）吸收速率
吸收是气态污染物从气相向液相转移的过程，对于吸收机理以双膜理论应用较为普遍。
相互接触的气液两相间存在以稳定的相界面，在相界面两侧的气相和液相中分别存在两层滞留膜，即气膜和液膜，在气膜以外的气相称为气相主体，在液膜以外的液相称为液相主体。
吸收过程为：
被吸收组分从气相主体通过气膜边界向气膜移动；
被吸收组分从气膜向相界面移动；
被吸收组分在相界面溶入液相；
溶入液相的被吸收组分从气液相界面向液膜移动；
溶入液相的被吸收组分从液膜向液流主体移动。
根据双膜理论，在稳态吸收操作中，从气相主体传递到界面吸收质的通量等于从界面传递到液相主体的通量，从界面上无吸收质的积累和亏损。
被吸收组分在气膜和液膜内的传质速率可用描述分子扩散的菲克定律推出。
对于气膜：
式中，NA为被吸收组分A的传质速率，kmol/（m2.s）；
DAG为组分A在气相中的分子扩散系数，kmol/（m.s.Pa）；
ZG为气膜厚度，m；
pAG，pAi分别为气相主体与界面处的分压，Pa；
kAG为气相传质系数，kmol/（m2.s.Pa）。
对于液膜：
式中，
为组分A在液相中的分子扩散系数，m2/s；
为液膜厚度，m；
分别为液相主体与界面处的浓度，kmol/m3；
为气相传质系数，m/s。
四、吸收设备与设计
（一）吸收设备
对用于处理气态污染污染物的吸收设备，一般要求气液有效接触面积大，气液湍流程度高（以利于提高吸收速率），设备压力损失小，结构简单，易于操作和维修，从而减少投资及操作费用。
吸收设备按气液相接触形态可分为：
①气体以气泡形态分散在液相中的鼓泡反应器中、搅拌鼓泡反应器和板式反应器；
②液体以液滴状分散在气相中的喷雾、喷射和文丘反应器中（它们主要用于含尘气流的除尘，但在某些场合，也可用于处理气态污染物）；
③液体以膜状运动与气相进行接触的填料反应器和降膜反应器等。
（二）吸收设备的选择
强化吸收过程，提高处理效率，降低设备的投资和运行费用，是吸收设备选择的基本要求。
能完全满足上述要求的吸收设备是很难选择的，通常根据实际情况权衡多种因素，有所侧重加以选择。
对反应速度很快，即γ（膜内转化系数）和β（增大因子）均较大的化学吸收而言，其过程属扩散控制，故要求所选择的吸收设备能产生高的气液湍动和大的气液接触面积，以降低气膜的传质阻力，增大传质面积，从而提高吸收效率。
这类设备有喷雾塔、填料塔、文丘里吸收器和板式塔。
若化学反应速率很低，即即γ（膜内转化系数）和β（增大因子）都较小，其吸收过程属动力学控制。
此时，要求所选择的吸收设备具有持液量大，气液接触时间长的特点，以使较慢的化学反应有足够的空间和时间进行反应。
在这种情况下增大气液接触面积，提高气液湍动程度对强化吸收过程意义不大，此时宜选用鼓泡塔、鼓泡搅拌釜等吸收设备。
（三）吸收设备设计
吸收塔的设计一般包括如下几个方面与步骤：
①吸收记得选择与用量的计算；
②设备类型的选择；
③塔径的计算；
④填料层高度或塔板数的计算；
⑤确定塔的高度；
⑥塔的流体力学计算及校核；
⑦塔的附件设计。
1．吸收剂的选择与用量
吸收剂的选择原则是：
①吸收剂对污染物具有良好的选择性和吸收能力；
②吸收剂在吸收污染物后形成的富液应为副产品或无污染液体，或更易处理和再生利用的物质；
③吸收剂的蒸汽压要低，不易起泡，热化学稳定性好，黏度低，腐蚀性小；
④廉价易得。
吸收剂的用量由物料衡算计算得到。
2.塔径的计算
填料吸收塔塔径取决于处理的气量Q（m3/s）和适宜的空塔速度u（m/s）。
处理气量Q根据实际的工业过程而定，空塔速度u一般由填料塔的液泛速率uf确定，通常取u=（0.60～0.75）uf。
一般填料塔的操作空塔气速大致在0.2～1.0m/s。
3.填料层高度计算
通常，气态污染物的浓度很低，化学吸收剂的浓度也不高，即pi=p，CI=CT，故有
4.填料吸收塔的压力降
利用埃克特通用图可根据选定的空塔气速求压降。
五、石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术
（一）工艺流程与过程化学
烟气在冷却塔中用水洗涤降低温度并增湿，同时除去大部分的烟尘。
冷却后的烟气进入吸收塔用石灰浆液洗涤脱硫，然后经过除沫、升温由烟囱排放。
吸收后的含亚硫酸钙和硫酸钙的混合浆液经过氧化，得到的石膏浆料经离心过滤和洗涤得成品石膏。
（二）过程化学
烟气中的SO2在水中具有良好的溶解性，在其遇到雾滴时，分解为H+和HSO3或SO3，与吸收液中的Ca2+反应生成Ca（HSO3）2或CaSO3，CaSO3极难溶于水，在这种化学推动力作用下，推动SO2进一步的溶解，发生链锁式的反应。
通过与烟气中的SO2与吸收液的这种反应来达到脱硫的目的。
用于FGD的石灰石吸收湿法洗涤工艺是按下列化学过程进行的。
在水中，气相SO2被吸收，并经下列化学平衡反应后生成亚硫酸：
由于H+被OH-中和生成H2O使得这一平衡向右进行。
OH-是由水中溶解的石灰石产生的，且通入的空气可将生成的CO2带走。
来自燃煤锅炉的烟气中所含低浓度的有害气体是由SO2、HCl和HF组成的。
与SO2相类似，气相中的HCl和HF也参与反应，并最终生成氯化钙和氟化钙，CaCO3与这些有害物质的全部反应如下：
工艺过程中生成的氯化钙溶于水，并随废水一起排放。
（三）脱硫系统的主要影响因素
影响脱硫率的因素很多，如吸收温度，进气SO2浓度，脱硫剂品质、粒度和用量（钙硫比），浆液pH值，液气比，粉尘浓度等。
1.浆液pH值
浆液pH值可作为提高脱硫率的细调节手段。
较低pH值有利于石灰石的溶解。
有关资料显示，当pH值在4～6之间变化时，CaCO3的溶解速度呈线性增加，pH值为6时的速率是pH值为4时的5～10倍。
因此，为了提高SO2的俘获率，浆液要尽可能地保持在较高的pH值。
但是，高pH值又会增加石灰石的耗量，使得浆液中残余的石灰石增加，影响石膏的品质。
另一方面，浆液的pH值又会影响
的氧化率，pH值在4～5之间时氧化率较高，pH值为4.5时，亚硫酸盐的氧化作用最强，随着pH值的继续升高，
的氧化率逐渐下降，这将不利于吸收塔中石膏晶体的生成。
在石灰石-石膏法湿法脱硫中，pH值应控制在5.0～5.5之间较适宜。
因此，在调节pH值时，必须根据每天的石膏化验结果、实际运行工况及燃煤硫分等进行合理调整。
2.钙硫比
钙硫比的大小表示加入到吸收塔中的吸收剂量的多少。
从脱除SO2角度考虑，在所有影响因素中，钙硫比对脱硫率的影响是最大的。
在其他影响因素一定时，钙硫比为1时的湿法烟气脱硫率可达90%以上。
3.石灰石
石灰石的配制及加入量是根据吸收塔内浆液pH值、烟气中SO2含量及烟气量来调节的，设计要求石灰石中CaO质量分数为51.5%～54.88%左右，浆液中石灰石的质量分数为20%～30%左右。
运行中发现，若主要燃用混煤，煤的含硫量变化较大，在遇低硫时，需要加入的石灰石浆液较少，小流量运行易造成管线的堵塞，而且，在加石灰石浆液时易引起pH值的波动，当浆液中的石灰石质量分数为20%左右时较稳定。
运行中有时会出现pH值异常，可能是加入的石灰石成分变化较大引起的。
如果发现石灰石中CaO质量分数小于50%，应对其纯度系数进行修正。
另外，石灰石中过高的杂质如SiO2等虽不参加反应，但会增加循环泵、旋流泵等设备的磨损。
石灰石的颗粒大小会影响其溶解，进而影响脱硫率。
设计要求90%的石灰石颗粒度均小于30
，此时的石灰石磨机的分选机速度应控制在270-280r/min之间。
4.液气比
液气比是决定脱硫率的主要参数，增加液气比，气象和液相的传质系数提高，有利于SO2的吸收，但是停留时间减少，削减了传质速率提高对SO2吸收有利的强度，因此存在最佳液气比。
5.进塔烟温
根据吸收过程的气液平衡可知，进塔烟温越低，越有利于SO2的吸收，降低烟温，SO2平衡分压随之降低，有助于提高吸收剂的脱硫率，但进塔烟温过低会使H2SO3与CaCO3或Ca（OH）2的反应速率降低，使设备庞大。
6.粉尘浓度
经过吸收塔洗涤后，烟气中大部分粉尘都会留在浆液中，其中一部分通过废水排除，另一部分仍留在吸收塔中。
如果因除尘、除灰设备故障，引起浆液中的粉尘、重金属杂质过多，则会影响石灰石的溶解，导致浆液pH值降低，脱硫率将下降。
大多数脱硫装置在实际运行中发现，由于烟气粉尘浓度过高，脱硫率可从95%以上降至70%～80%。
若出现这种情况，应停用脱硫系统，开启真空皮带机或增大排放废水流量，连续排除浆液中的杂质，脱硫率即可恢复正常。
（四）工艺设计
1.工艺参数的确定
脱硫装置工艺参数应根据锅炉容量和调峰要求、燃料品质、二氧化硫控制规划和规划环境影响评价要求的脱硫率、吸收剂的供应、水源情况、脱硫副产物和飞灰的综合利用、废渣排放、厂址场地布置等因素，经全面分析优化后确定。
新建脱硫装置的烟气设计参数宜采用锅炉最大连续工况（BMCR）、燃用设计燃料时的烟气参数，校核值宜采用锅炉经济运行工况（ECR）燃用最大含硫量燃料时的烟气参数。
已建电厂加装烟气脱硫装置时，其设计工况和校核工况宜根据脱硫装置入口实测烟气参数确定，并充分考虑燃料的变化趋势。
脱硫前烟气中的SO2含量可采用如下公式计算：
为脱硫前烟气中的
含量；
K为燃煤中的含硫量燃烧后氧化成
的份额；
为锅炉BMCR负荷时的燃煤量，t/h；
为锅炉机械未完全燃烧的热损失，%；
为燃料煤的收到基硫分，%。
2.湿法烟气脱硫工艺的几种模式
石灰石湿法烟气脱硫工艺的设备布置一般可以分为四种模式。
目前FGD发展的主流模式是所有化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。
这种布置可以降低投资和能耗，并已经达到了很高的系统运行可靠性，并且可以产生质量相当不错的石膏，单塔所占的面积较小，非常适用于现有电厂的改造。
3.工艺流程系统构成
石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫装置应由吸收剂制备系统、烟气吸收及氧化系统、脱硫副产物处置系统、脱硫废水处理系统、烟气及烟气再热系统、自控和在线监测系统等组成。
（1）吸收剂及制备系统
在资源落实的条件下，优先选用石灰石作为吸收剂。
为保证脱硫石膏的综合利用及减少废水排放量，用于脱硫的石灰石中CaCO3的含量宜高于90%，石灰石粉的细度应根据石灰石的特性和脱硫系统与石灰石粉磨制系统综合优化确定。
对于燃烧中低含硫量燃料煤质的锅炉，石灰石粉的细度应保证250目90%过筛率；
当燃烧中高含硫量煤质时，石灰石粉的细度宜保证325目90%过筛率。
当厂址附近有可靠优质的生石灰粉供应来源时，可以采用生石灰粉作为吸收剂。
生石灰的纯度应高于85%。
当资源落实、价格合理时，优先采用直接购买石灰石粉方案；
当条件允许许可且方案合理时，可由电厂自建湿磨吸收剂制备系统。
如果用干磨制备系统，应优先考虑区域性协作即集中建厂，还需要进行综合技术经济论证。
（2）烟气吸收及氧化系统
该系统主要由吸收塔、喷淋系统、除雾器、氧化风系统、事故浆液池系统等组成。
1吸收塔
吸收塔宜采用钢结构，内部结构应根据烟气流动和防磨、防腐技术要求进行设计，吸收塔内壁采用衬胶或衬树脂鳞片或衬高镍合金板。
在吸收塔底板和浆液可能冲刷的位置，应采取防冲刷措施。
吸收塔外应设置供检修维护的平台和扶梯，平台设计荷载不应小于4000N/m2，平台宽度不小于1.2m，塔内不应设置固定式的。
装在吸收塔内的除雾器应考虑检修维护措施，除雾器支撑梁的设计荷载应至少不小于2000N/m2。
吸收塔内与喷嘴相连的浆液管道应考虑检修维护措施，每根管道的顶部应有屋脊性支撑结构以便检修时在喷淋管上部铺设临时平台，强度设计应考虑不小于2000N/m2的检修荷载。
2喷淋系统
每台循环泵对应一层喷嘴。
循环浆液泵入口应装设滤网等防止固体物吸入的措施。
3除雾器
吸收塔均应装设除雾器，在正常运行工况下除雾器出口烟气中的雾滴浓度应不大于75mg/m3。
除雾器应设置水冲洗装置。
4氧化风系统
氧化风机宜采用罗茨风机，也可采用离心风机。
当氧化风机计算容量小于6000m3/h时，每座吸收塔应设置两台全容量或者每两座吸收塔设置三台50%容量的氧化风机；
当氧化风机计算容量大于6000m3/h时，宜采用每座吸收塔配三台50%容量的氧化风机，其中一台氧化风机备用。
（3）副产品处置系统
每套石膏脱水系统宜设置两台脱水机，单台设备出力按设计工况下石膏产量的75%选择，且不小于50%校核工况下的石膏产量。
在具备水利输送系统的条件下，石膏脱水机也可根据综合利用条件先安装一台，并预留再上一台所需位置，此时水力输送系统的能力按全容量选择。
脱水后的石膏表面含水率应根据综合利用的要求确定。
脱水后的石膏可在石膏筒仓内堆放，也可堆放在石膏贮存间内。
筒仓或贮存车间的容量应根据石膏的运输方式确定，根据工程经验，最好不小于24h。
（4）废水处理系统
脱硫废水中的重金属、悬浮物和氯离子可采用中和、化学沉淀、混凝、离子交换等工艺去除。
对废水含盐量有特殊要求的，应采取降低含盐量的工艺措施。
脱硫废水处理系统应采取防腐措施，适应处理介质的特殊要求。
处理后的废水，可按照全厂废水管理的统一规划进行回用或排放，处理后排放懂得水质应达到《污水综合排放标准》和建厂所在地区的地方排放标准。
（5）烟气及烟气再热系统
烟气及烟气再热系统，主要由脱硫进出口挡板门、旁路挡板门、增压风机、换热器、吸收塔组成
1增压风机
脱硫增压风机宜装设在脱硫装置进口处。
经技术经济比较后可与引风机合并设置。
2烟气换热器
在设计工况下，经烟气换热器后的烟气温度应不低于80℃。
当采用回转式换热器时，其漏风率不大于1%。
烟气换热器的受热面均应采取防腐、防磨、防堵塞、防玷污等措施，与脱硫后的烟气接触的壳体也应采取必要的防腐措施。
3挡板门
挡板门应有良好的操作和密封性能。
旁路挡板门的开启时间应能满足脱硫装置故障不引起锅炉跳闸的要求。
脱硫装置进口烟道挡板应采用带密封风的挡板，出口和旁路挡板门可以根据技术论证后确定是否设置密封风系统。
4烟道
对于设有烟气换热器的脱硫装置，应从烟气换热器原烟道侧入口弯头处至烟囱的烟道采取防腐措施，防腐材料的选取应根据适用条件采用鳞片树脂或衬胶。
对于没有装设烟气换热器的脱硫装置，应从距离吸收塔至少5m处开始采取防腐措施。
经过技术论证确认采用了耐腐蚀性钢材后，部分区段的烟道顶部和侧壁也可不采用防腐措施，但应考虑足够的腐蚀裕量。
防腐烟道的结构设计应当满足相应的防腐要求，并保证道体振动和变形在允许范围内，避免造成防腐层脱落。
烟气换热器下部烟道应当装设疏水系统。
脱硫装置原烟气设计温度应采用锅炉最大连续工况（BMCR）下燃用设计燃料时的空预器出口烟气温度并留有一定的裕量。
对于新建机组，应保证运行温度超过设计温度50℃，叠加后的温度不超过180℃的条件下的长期运行。
烟气换热器下游的原烟气烟道和净烟气烟道设计温度应至少考虑30℃超温。
脱硫装置应设置事故浆液池或事故浆液箱。
当设有石膏浆液抛弃系统时，事故浆池的容量可按照不小于500m3设置。
浆液箱罐应有防腐措施并装设防沉积装置。
（6）自控和在线检测系统
烟气脱硫系统根据不同子系统的要求，主要的控制回路包括：
①增压风机压力控制；
②石灰浆液补充控制；
③石膏浆液排放控制；
④废水系统控制；
⑤皮带机石膏层厚度控制等。
六、烟气脱硝技术
（一）燃烧过程中NOx的生成机理
燃烧过程中生成的NOx，可分为三类：
燃料型、热力型和瞬时型或快速型。
燃料型NOx是燃料中含有的氮的化合物（如杂环氮化物）在燃烧过程中氧化而生成。
热力型NOx是燃烧过程中空气中的氮气在高温下氧化而生成的。
快速型NOx是由空气中的N2与燃料中的碳氢离子团（CH等）反应生成。
燃烧烟气中NOx主要为NO和NO2，其中NO约占NOx总量的90%以上。
（二）选择性非催化还原脱硝
选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术是在没有催化剂存在的条件下，利用还原剂将烟气中的NOx还原为无害的氮气和水的一种脱硝方法。
该方法首先将含NHx的还原剂喷入炉膛温度为800～1000℃的区域。
在高温下，还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行还原反应生成N2和水。
该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造实现，因此投资相对较低，施工工期短，SNCR技术在20实际70年代中期最先工业应用于日本的一些燃油、燃气电厂烟气脱硝；
80年代末，欧盟国家的燃煤电厂也开始应用。
设计效率一般为30%～50%。
1.SNCR脱硝工艺及过程化学
（1）工艺流程
SNCR脱氮是利用喷入系统的还原剂氨或尿素将烟气中的NOx还原为氮气分子（N2）和水蒸气。
炉膛壁面上安装有还原剂喷嘴，还原剂通过喷嘴喷入烟气中，并与烟气混合，反应后的烟气流出炉膛。
整个系统由还原剂贮槽、还原剂喷入装置和控制仪表构成。
氨是以气态形式喷入炉膛，而尿素是以液态喷入，两者在设计和运行上均有差别。
尿素相对氨而言，贮存更安全且能更好地在烟气中分散，对于大型锅炉，尿素SNCR应用普遍。
当氨与NOx反应不完全时，未反应完全的NH3将从SNCR系统逃逸出。
反应不完全的原因主要来自两个方面，一种是因为反应的温度低，影响了氨与NOx的反应；
另一种可能是喷入的还原剂与烟气混合不均匀。
因此还原剂喷入系统必须将还原剂喷入到锅炉内有效的部位，以保证氨与NOx的混合均匀。
（2）过程化学
在蒸发器中，氨基还原剂，如氨（NH3）和尿素先被蒸发，而后通过喷嘴喷入炉膛中。
在合适的温度下，尿素或氨分解为活化的NH2和NH3激发分子。
通过一系列反应后，激发了的NH3与烟气中的NOx接触并反应，将NOx还原为N2和H2O。
该过程可用以下化学反应方式表示。
方程中用NO表示NOx，其原因是烟气中NOx90%～95%是以NO的形式存在。
反应过程可能发生副反应，副反应产物主要为N2O。
N2O是一种温室气体，同时它对臭氧层也能起到破坏作用。
尿素SNCR系统中，近30%的NOx能被转换为N2O，较NH3-SCR产生的N2O多。
氨必须注入最适宜的温度区（930～1090℃）内，以保证上述两个反应为主要反应。
当温度超过930～1090℃的范围，氨容易直接被氧气氧化，导致被还原的NOx减少。
另一方面，当温度低于此温度时，则氨反应不完全，过量的氨溢出而形成硫酸铵，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀危险。
2.主要影响因素
NO的还原效率决定烟气脱硝的效率。
SNCR系统中，影响NOx还原效率的设计和运行参数主要包括反应温度、在最佳温度区域的停留时间、还原剂和烟气的混合程度、NOx排放浓度、还原剂和NOx的摩尔比和氨泄漏量等。
①温度
以氨为还原剂时，最佳操作温度范围为870～1100℃。
以尿素为还原剂时，最佳操作温度范围为900～1150℃。
②停留时间
停留时间的大小取决于锅炉气路的尺寸和烟气流经锅炉气路的气速。
这些设计参数取决于如何使锅炉在最优化的条件下操作，而不是SNCR系统在最优化的条件下操作。
③混合程度
混合程度取决于锅炉的形状和气流通过锅炉的方式。
在大锅炉中还原剂的分散与烟气的混合比在小锅炉内难。
还原剂的混合由喷入系统完成。
喷嘴可控制喷射角度、速度和方向，将还原剂喷成液沫。
增加喷入液滴的动量，增多喷嘴的数量、增加喷入区的数量和对喷嘴进行优化设计可提高还原剂和烟气的混合程度。
④NH3/NOx摩尔比（化学计量比
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