燃煤电厂氮氧化物减排与控制技术报告污染物减排与控制方向.docx
《燃煤电厂氮氧化物减排与控制技术报告污染物减排与控制方向.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃煤电厂氮氧化物减排与控制技术报告污染物减排与控制方向.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
燃煤电厂氮氧化物减排与控制技术报告污染物减排与控制方向
技术背景
氮氧化物是大气主要污染物之一，是光化学烟雾污染、城市灰霾天气、大气酸沉降等一系列环境问题的重要根源。
由于氮氧化物可以在大气层中长距离输送，其引起的全球性或区域性污染问题也日益凸现。
据统计，1995年全国氮氧化物排放约1090万t，2000年全国氮氧化物排放总量已达1200万t左右，2004年增长到1860万t，年增长率在6%以上。
预计到2020年NOx排放量将达到2900万t左右，其中燃煤电厂排放量占40%。
2011年，国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）中，进一步对NOX的排放标准做了更为严格的规定:
对现有燃煤机组和新建燃煤机组分别从2014年1月1日和2012年1月1日起，NOX排放浓度为100mg/m3。
同年，全国人大审议通过的“十二五”规划刚要中，将NOX首次列入约束性指标体系，要求在“十二五”期间减少10%。
当前，世界范围内控制燃煤电厂烟气NOx排放的方法有很多，总结起来大致分为三类：
一是无氮燃烧技术，即通过调控燃烧过程从源头上控制NOx生成的洁净燃烧技术；二是低NOx燃烧技术，即通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中已生成的NOx；三是烟气净化技术，即通过各种技术手段来脱除烟气中的NOx
1无氮燃烧技术
1.1化学链燃烧技术
化学链燃烧技术（Chemical-loopingcombustion）是一种新颖的无火焰燃烧技术，化学链燃烧技术（CLC）作为新一代洁净、高效燃烧技术，可以实现CO2内分离和避免NOx污染物产生，且可实现化学能的梯级利用，已成为世界能源、环境问题研究的重要方向。
反应时燃料不直接与空气接触燃烧，而是通过载氧体在两个反应器（空气反应器、燃料反应器）之间的循环交替反应来实现燃烧过程，反应不产生燃料型NOx。
由于无火焰的气固反应温度远远低于常规燃烧温度，因而可控制热力型NOx的生成。
化学链燃烧过程中，以氧载体在两个反应器之间的循环交替反应来实现燃料的燃烧过程，氧载体在两个反应器之间循环既传递了氧，又传递了反应生成的热量，是整个化学链燃烧过程中最重要的因素。
目前采用的载氧体主要有Fe和Ni，对应的金属氧化物为Fe2O3和NiO。
这种根除NOx的生成的燃烧技术是解决烟气污染问题的一个重大突破。
CLC过程把一步的化学反应变成两步化学反应，实现了能量梯级利用，且燃烧后的尾气可与燃气轮机、余热锅炉等构成联合循环提高能量的利用率。
目前CLC的研究重点集中在以下4方面：
①氧载体的筛选与制备②化学链燃烧反应器的设计③化学链燃烧反应系统分析和数值模拟④化学链燃烧技术的拓展。
开展固体化学链燃烧、液体化学链燃烧、化学链重整（CLR）、化学链制氢（CLH）等技术的深入研究。
1.2O2/CO2燃烧技术
O2/CO2燃烧技术于1981年提出，该技术预先将空气中的N2分离，使煤在纯O2或O2/循环烟气或O2/CO2气氛下燃烧。
该技术原理示意图见图所示。
锅炉尾部排烟的一部分烟气经再循环系统送至炉前，与空气分离装置制取的氧气（O2含量在95%以上）按一定比例混合后，携带燃料经燃烧器送入炉膛，在炉内组织与常规空气燃烧方式类似的燃烧过程，并完成传热过程。
由于O2/CO2气氛的高比热性导致火焰传播速度减慢，使得O2/CO2气氛下比相同氧含量的O2/N2气氛下的火焰温度低减少了，而随着NOx在CO2再循环过程中大量分解，O2/CO2气氛下NOx的排放不到常规空气燃烧的1/3。
众所周知,燃煤时所形成的NOx可分为3种:
热力型（又称温度型）NOx、快速型NOx和燃料型NOx.热力型NOx为燃烧用气氛中的N2分子在高温下氧化而生成的氮氧化物;快速型NOx为煤燃烧时产生的烃（CHi,如CH,CH2和C2等基团）等物质撞击燃烧气氛中的N2分子而生成CN,HCN等产物,这些产物再被氧化生成氮氧化物;燃料型NOx为煤中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成的氮氧化物.前2种NOx的生成均与燃烧气氛中的N2有关,而煤粉在O2/CO2气氛下燃烧时,气氛中没有N2,这就避免了热力型NOx和快速型NOx。
O2/CO2气氛下NOx排放降低的另一个原因是由于在未燃烧碳表面发生NO/CO/Char的反应,促进了NO还原为N2。
C+CO2→CO
（1）
CO+NO
N2+CO2
（2）
Char+NO→N2+…（3）
O2/CO2气氛下,气氛中大量的CO2会在燃烧开始时使碳发生还原反应,生成较高含量的CO。
存在问题：
（1）空气分离产生大量副产物N2还需要找到合适的处理和利用途径。
O2/CO2气氛下煤的燃烧特性不同于常规空气燃烧，致使煤中灰分的物理化学行为发生改变，进而影响受热面的积灰结渣。
（3）研制适应电站锅炉规模需要的大型空气分离设备，是O2/CO2燃烧技术应用的前提。
进一步改善纯氧制造方法，如膜分离技术。
研究现状：
目前O2/CO2燃烧的实验研究均为实验室规模和小容量的半工业化规模，有必要进行更大规模的工业化实验，来估算在技术和经济上对电站煤粉炉的可行性。
2低NOx燃烧技术
2.1低氧燃烧器
通过降低锅炉内部氧浓度来减少燃烧过程中NOx的生成，还可减少排烟热损失、提高热效率，是一种最简单的降低NOx排放的方法。
要实现低氧燃烧，必须准确控制各燃烧器中燃料与空气的分配，使空气与燃料混合均匀；但如果炉内氧浓度过低（3%以下），会造成CO浓度急剧增加，从而大大增加化学未完全燃烧热损失，使燃烧效率降低，此外，低氧浓度会使得炉膛某些地区成为还原性气氛，从而降低灰熔点，引起炉膛结渣与腐蚀。
采用低氧燃烧技术可使NOx排放降低15%~20%。
中电国华北京热电分公的锅炉：
HG-410／9.8-YM15型单汽包自然循环、四角切圆燃烧、平衡通风、中间储仓式制粉系统、固态排渣煤粉。
做的低氧燃烧试验表明：
将炉膛出口氧量控制在2％～3％范围内较合理，此时NOx排放较低，锅炉效率也比较高。
2.2空气分级燃烧技术
空气分级燃烧是美国在20世纪50年代首先发展起来的，它是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一。
空气分级燃烧技术的基本原理是将煤粉燃烧过程分成两个阶段（主燃区和燃烬区）进行。
将燃烧用空气分两次喷入炉膛，减少煤粉燃烧区域的空气量，使煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区。
第一阶段供给燃烧所需理论空气量的80%左右，燃料在缺氧的富燃料条件下燃烧，因而使得燃烧速度和温度降低，从而抑制了热力型NOx的生成。
同时，燃料N分解后的中间产物（如NH，CN，HCN和NH3等）及燃烧中生成的CO通过相互作用、或使NO还原分解，抑制燃料型NOx的生成；第二阶段将燃烧用空气的剩余部分以二次空气输入，形成富氧燃烧，此时虽然空气量较多，一些中间产物被氧化为NO，但因火焰温度低，NOx生成量不大，因而总的NOx生成量降低。
采用空气分级燃烧一般可使NOx排放量降低30%~40%。
轴向燃烧
在距燃烧器上方一定位置处开设一层或两层所谓燃尽风喷在距燃烧器上方一定位置处开设一层或两层所谓燃尽风口,将助燃空气沿炉膛轴向（即烟气流动方向）分级送入炉内,使燃料的燃烧过程沿炉膛轴向分级分阶段进行。
在第一阶段,将从燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70%~75%（相当于理论空气量的80%左右）,燃料先在贫氧条件下燃烧,此时,第一燃烧区内过剩空气系数α<1,降低了燃烧区内的燃烧速度和温度水平,这不但延迟了燃烧过程,使燃料中的N在还原性气氛中转化成NOx的量减少,而且将已生成NOx部分还原,使NOx排放量减少。
在燃尽风喷口附近的第二燃烧区内,喷入的空气与第一燃烧区内生成的烟气混合,剩余燃料在α>1的富氧条件下完成燃烧过程。
径向燃烧
将二次风射流轴线向水冷壁偏转一定角度,形成一次风煤粉气流在内,二次风在外的径向分级燃烧。
此时,沿炉膛水平径向把煤粉的燃烧区域分成位于炉膛中心的贫氧区和水冷壁附近的富氧区（见图）。
由于二次风射流向水冷壁偏转,推迟了二次风与一次风的混合,降低了燃烧中心氧气浓度,使燃烧中心α<1,煤粉在缺氧条件下燃烧,抑制了NOx的生成,NOx的排放浓度降低。
由于在水冷壁附近形成氧化性气氛,可防止或减轻水冷壁的高温腐蚀和结焦。
技术现状：
采用空气分级燃烧原理的低NOx燃烧器发展最早,产品类型最多,应用也最普遍,但存在着火区富燃料燃烧,氧量不足,控制不好可能导致着火过程不稳定灰熔点降低引起炉膛结（通常采用布置“边界风”的方法来解决）及受热面腐蚀等问题。
2.3燃料分级燃烧技术
燃料分级燃烧通常使用天然气、油或煤粉等作为二次燃料，它是降低NOx排放的诸多炉内方法中最有效的方法之一。
在燃烧中已生成的NO遇到二次燃料中的烃根CHI和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时，会将NO还原为N2。
利用这一原理，可燃物质分两段供给燃烧系统，第一阶段将80%~85%的燃料送入主燃区，使燃料与空气充分混合，进行燃料稀薄燃烧，此阶段会生成一部分NOx。
第二阶段将剩余的15%~20%的二次燃料送入再燃区，此时燃料中含有的CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C、CnHm可将第一阶段生成NOx还原成N2，还能抑制新的NOx生成，从而实现NOx减排。
影响因素包括：
二次燃料的种类、二次燃料的比例、再燃区过量空气系数、烟气在再燃区的停留时间等
改变再燃区的燃料与空气之比是控制NOx排放的关键因素，燃料分级燃烧可使NOx生成量降低40%~50%。
这一技术存在的问题是为了减少不完全燃烧损失，最后还需要加设燃尽区，将再燃区未完全燃烧的产物燃尽，因而配风系统比较复杂。
此外这类燃烧器的结构相对复杂,需要选择二次燃料,而且只能在新建锅炉上实施,目前在我国还处于试验阶段。
2.4烟气再循环法
烟气再循环技术也是常用的降低NOx排放量的方法之一。
该技术将锅炉尾部空气预热器之前的低温烟气回抽并混入助燃空气中，经燃烧器或直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，从而降低燃烧区域的温度和氧浓度，最终降低NOx生成量，同时还具有防止锅炉结渣的作用。
技术指标：
循环倍率=再循环烟气量/无再循环时烟气量*100%
运行经验：
该技术NOx去除率随烟气再循环率的增加而增加，但是，随着再循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，未完全燃烧损失也会增加，因此电站锅炉的烟气再循环率一般会控制在10%~20%。
2.5低NOx燃烧器
该技术通过燃烧器结构的特殊设计及改变通过燃烧器的风煤比例，以达到在燃烧器着火区实现空气分级、燃烧分级或烟气再循环效果，在保证煤粉着火燃烧的同时，有效抑制NOx的生成。
具有代表性的低NOx燃烧器是浓淡煤粉燃烧器。
低NOx燃烧器技术，只需用低NOx燃烧器替换原燃烧器即可，设备投资较低；然而单靠这种技术无法满足更严格的排放标准，因此需要和其他NOx控制技术联合使用。
与传统燃烧器的技术对比：
传统的煤粉燃烧器为了强化燃烧，通常要求空气和燃料的快速良好混合，迅速着火燃烧产生高温。
低NOx燃烧器从根本上来说，是通过时间上延迟燃料、空气的混合，空间上隔离燃料、空气的接触，以营造一个富燃、缺氧的燃烧环境。
富氧和缺氧的煤粉火焰如图所示，缺氧火焰推迟了氧气的供给，会延迟焦炭的燃尽，造成火炬拉长，峰值温度富氧低。
加上这种长火焰对外辐射散热的面积大，整体的温度低，也减少了热力型NOx的生成。
低Nox燃烧器可能会导致以下的三个问题:
1.导致CO和未燃尽碳损失增加;2.燃烧区域结渣;3.水冷壁的磨损和腐蚀增加。
小结：
煤粉炉低NOx燃烧技术
脱硝效率
优点
缺点
低氧燃烧技术
最多降低20%
投资最少，有运行经验
导致飞灰含碳量增加
空气分级燃烧（OFA）
最多30%
投资低，有运行经验
不是对所有锅炉都适用，有可能引起炉膛腐蚀和结渣，并降低燃烧效率
燃料分级燃烧（再燃）
最多50%
适用于现有的和新的锅炉的改装，可减少已形成的NOx，中等投资
可能需第二种燃料，运行控制要求高
烟气再循环（FGR）
最多20%
能改善混合和燃烧，中等投资
增加再循环风机，使用不广泛
低NOx燃烧器
与OFA合用时可达60%
适用于新的和改装的锅炉，中等投资，有运行经验
结构比常规燃烧器复杂，有可能引起锅炉炉膛结渣和腐蚀，并降低燃烧效率
3烟气净化技术
烟气脱硝净化技术可以分为湿法脱硝和干法脱硝技术。
有工业运用的脱硝技术主要有酸吸收、碱吸收、选择性催化还原、选择性非催化还原、吸附法等。
电子束、脉冲电晕、微生物法等也受到了广泛的关注。
3.1湿法烟气净化技术
3.1.1稀硝酸吸收法
该法利用NO和NO2在硝酸中的溶解度比在水中溶解度大来净化含NOx废气。
随着硝酸浓度的增加，其吸收效率显著提高，考虑到工业实际应用及成本等因素，实际操作中所用的硝酸浓度一般控制在15%～20%的范围内。
除浓度外，稀硝酸吸收NOx效率还与吸收温度和压力有关，低温高压有利于NOx吸收，实际操作中的温度一般控制在10～20℃
3.1.2碱性溶液吸收法
该法采用NaOH、KOH、Na2CO3、NH3·H2O等碱性溶液作为吸收剂对NOx进行化学吸收。
3.1.3氧化还原吸收法
氧化吸收法是将NO氧化为NO2后用碱液进行吸收。
常用的气相氧化剂有O2、O3、Cl2，ClO2等；液相氧化剂有HNO3、KMnO4、NaClO2、H2O2、Na3CrO4等。
液相还原吸收法是用液相还原剂将NOx还原为N2。
常用的还原剂有亚硫酸盐、硫化物、硫代硫酸盐、尿素水溶液等。
3.1.4络合吸收法
络合吸收法是20世纪80年代发展起来的一种可以同时脱硫脱硝的新方法，在美国、日本等国得到了较深入研究。
烟气中NOx的主要成分NO（占90%）在水中的溶解度很低，大大增加了气-液传递阻力，络合吸收法则利用液相络合吸附剂直接与NO反应，增大NO在水中的溶解度，从而使NO易于从气相转入液相。
湿法在实验装置上对NOx的脱除率可达90%，但在工业装置上则很难达到。
此法具有工艺过程简单、投资较少、可供应用的吸收剂多、可回收利用废气中的NOx等诸多优点，但也存在着氮去除效率低、能耗高、吸收废气后的溶液难以处理、容易造成二次污染、吸收剂、氧化剂及络合物的费用较高等问题，对于含NOx浓度较高的废气不宜采用
3.2干法烟气净化技术
3.2.1选择性催化还原法（SCRSelectiveCatalyticReduction）
SCR法早在20世纪70年代即在日本实现产业化，在日本、美国、欧洲等得到广泛应用，目前我国已配备烟气脱硝工艺的电厂中SCR工艺占96%。
SCR技术原理是，氨气被稀释到空气或蒸汽中后在催化剂表面与NOx反应生成氮气和水。
该法的优点是反应温度较低（320～400℃）、净化率高（85%以上）、工艺设备紧凑、运行可靠、还原后的氮气放空无二次污染。
其缺点:
则在于投资运行成本较高、易产生催化剂中毒或活性显著降低、氨逃逸造成二次污染等。
催化剂是影响SCR技术中NOx脱除效率的重要因素，是脱硝项目成功的关键。
同时，从经济上来讲，催化剂的初投资成本占项目总投资的30%~50%，催化剂的使用寿命决定着SCR系统的运行成本。
催化剂种类
技术性能
贵金属催化剂
以Pt、Ag等为活性成分，以颗粒状Al2O3或整体式陶瓷为载体具有很高的活性、选择性和热稳定性，有一定的抗硫、水毒化性能。
成本太高，活性温度高（550℃）、区间窄，对NH3有一定氧化作用。
金属氧化物催化剂
以V2O5、Fe2O3等为活性成分，以TiO2、SiO2等为载体。
具有很高的脱硝活性，成本相对较低，具有更强的抗硫中毒能力活性温度区间偏高（300～450℃）
含金属分子筛催化剂
含贵金属分子筛和含非贵金属分子筛两类，一般以ZSM-5沸石为载体。
催化活性高，活性区间宽，有较强的耐酸、热稳定性。
活性温度高，抗硫、抗水中毒性能差
碳基催化剂
本身既可做催化剂，也能作为负载活性成分的载体
来源广泛，成本低，活性温度区间低
催化活性较差
SCR三种布置方式
（1）高灰高温布置方式
SCR反应塔直接安装在省煤器出口与空气预热器入口之间，即布置在空气预热器与静电除尘器之前。
其主要特点是烟气经过省煤器后进入SCR反应塔时的温度通常为300～430℃,适合于大多数催化剂所要求的工作温度,这种方案烟气在进入SCR反应塔前不需要采用气-气加热器对其进行再加热,因而投资费用与运行费用较低,目前已成为新建与现役燃煤电厂锅炉安装SCR烟气脱硝装置时普遍采用的标准化布置方案。
由于离开锅炉省煤器的烟气中的全部飞灰和SO2等要全部流过催化剂,SCR入口烟气中飞灰浓度较高（20～30g/m3）,飞灰颗粒粗大（15～25μm）,且SO2含量较高。
催化剂表面的微孔易被飞灰颗粒及副反应产物硫酸氢铵堵塞,飞灰中的微量元素化合物尤其是气态As2O3等会引起催化剂中毒,催化剂表面受粗大飞灰颗粒的冲刷也易被磨损,烟气温度过高时会使催化剂烧结或失效,从而使催化剂反应活性逐渐降低,导致脱硝效率的降低。
此外,氨逃逸会影响SCR装置的下游设备（如空气预热器、除尘器）运行性能,同时也影响飞灰质量与FGD脱硫废水氨含量。
（2）高温低灰布置
SCR反应塔安装在高温静电除尘器出口与空气预热器入口之间,即布置在高温静电除尘器后面。
主要特点是烟气进入SCR反应塔前已经过高温除尘器除尘,其粉尘含量特别低（0.05～0.10g/m3）,飞灰颗粒较细（5～10μm）,但SO2含量仍然较高。
细灰颗粒易粘结,并且无粗大飞灰颗粒的自清扫作用,因此易导致催化剂堵塞,需要采用较高的烟气速度（5～7m/s）以清扫催化剂表面。
这种布置方案在日本早期投运的SCR装置中应用较多,高温静电除尘器通常在300~400℃高温下运行,一般情况下烟气在进入SCR反应塔前具有足够高的温度而不需要进行再加热。
（3）低温低灰布置方式
SCR反应塔布置在空气预热器和静电除尘器以及烟气脱硫装置的下游。
即布置在除尘器与脱硫装置之后。
主要应用于欧洲早期对现役锅炉机组的SCR改造工程。
烟气经过高温除尘器与脱硫装置后,SCR反应塔入口飞灰浓度与SO2含量极低,很少会发生催化剂磨蚀与堵塞问题,可采用比表面积较大、中等孔径的催化剂,催化剂用量少（约为高温侧高飞灰烟气段布置方案的80%）,使用寿命较长（3～5年）。
此外,由于氨在除尘器与脱硫装置下游喷入,因此喷氨对飞灰质量与脱硫废水没有影响。
但是由于FGD之后排烟温度仅有50~60度，需要在烟道内加换热器提高烟温，一定程度上增加了能耗和运行费用。
三种催化剂型式比较
催化剂型式
蜂窝状
平板式
波纹板式
特点
表面积大、活性高、催化体积小、催化活性物质比其他类型多50％到70%；催化剂再生后仍保持选择性
表面积小，催化剂体积大；生产简便，自动化程度高；烟气通过性好；但上下模块间容易堵塞；实际活性物质比蜂窝少50%
表面积介于蜂窝式与板式之间，重量轻；生产自动化程度高；活性物质比蜂窝式少70%烟气流动性很敏感；上下模块之间容易堵塞
适用范围
高灰、低灰均适用
高灰、低灰均适用
主要用于低灰
市场情况
蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小等突出优点，目前占据了80%的市场份额。
各国专家学者也都积极致力于SCR技术催化剂的研究和改进。
目前研究的热点是寻找新型复合型催化剂。
3.2.2选择性非催化还原法（SNCRselectivenon-catalyticreduction）
SNCR工艺最初由美国Exxon公司发明并于1974年在日本成功投入工业应用。
迄今为止，全世界约有300套SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其他燃烧装置。
该方法原理是：
在高温（900~1100℃）和没有催化剂的情况下，向烟气中喷氨气或尿素等含有NH3基的还原剂，选择性地将烟气中的NOx还原为N2和H2O，脱硝效率为25%～50%。
影响因素：
1.温度
SNCR技术不像SCR技术那样，借助催化剂的催化作用来降低NO/NH3反应的活化能，因此其反应的能量必须来自高温加热。
实验表明，NH3还原NO的反应只能在870一1205℃的狭小的温度区间内才能以一个合适的速率进行，一般称这个温度范围为SNCR反应的“温度窗口”。
一般来说，注入位置在锅炉的过热器和再热器的辐射对流区，这个位置有合适的温度范围。
简单的说，也就是SNCR过程中温度的影响存在着两种趋势：
一方面温度的降低会使NH3的生成速率下降，使NO脱除效率下降；另一方面是温度升高促进NH3的氧化，也会导致NO脱除效率下降。
因此，最佳温度是这两种趋势对立统一的结果。
从图中可知尿素溶液850℃-900℃温度范围内的脱硝效率都较高，900℃时脱硝效率达到最高值，1000℃时脱硝效率下降了很多，所以温度窗口选择在850℃-950℃之间较为适合，在实际工程中，选择适合的温度窗口也就决定了还原剂的喷入位置。
2.氨氮比NSR
摩尔比的确定是由想得到的还原效率决定的。
根据基本的化学反应方程式，还原2摩尔的NOx需要1摩尔的尿素或者2摩尔的氨。
在实际中，需要注入比理论更多的还原剂以达到所需要的还原水平。
这是因为实际反应的复杂性和注入试剂与烟气混合的限制。
不少研究人员表示，在理想的情况下:
温度在1200一1300K，氧浓度合适，混合充分，存在一个最低的NO浓度。
无论NSR如何增大，最终的NO浓度都不会低于这个最低值。
3.氮还原剂类型
Caton等人研究了氨、尿素、氰尿酸（异氰酸）等三种不同的还原剂的脱硝过程，发现三种还原剂在不同的氧量和温度下还原NO的特性不一样，氨的合适反应温度最低，异氰酸的合适反应温度最高，氨、尿素、氰尿酸三种还原剂分别在1%、5%和12%的氧量下脱硝效果最好。
4.合适的温度范围内可以停留的时间
停留时间指的是反应物在炉膛上部对流区内的存在时间，SNCR的所有步骤必须在这里完成。
这些步骤包括：
注入的尿素和烟气的混合、水分的蒸发、尿素分解成氨、NH3分解成NH和一些自由基、NOx的还原反应。
实验结果表明，脱硝率随着停留时间下的上升而上升。
停留时间的大小决定于烟气路径的尺度和流速，而这些参数是为了优化锅炉参数而不是为了SNCR过程。
流速也要维持避免管路的腐蚀。
因为这些设计需求，所以一般停留时间并不符合理想的SNCR过程。
5.烟气气氛
烟气中的O2、CO、H2O、H2、CHi等成分都对NH3N/O反应产生一定的影响作用。
Lyon所作的氨高温还原NO实验研究表明，在缺氧的情况下，SNCR反应并不会发生。
而氧浓度在0.5%一2.2%之间，最终的NO浓度变化不大。
由于不同燃烧设备排放烟气的氧量气氛条件多变，因此，SNCR反应在不同氧量条件下的特性是很关键的。
要在有氧的情况下，SNCR反应才能进行，同时氧浓度的__L升使反应的温度窗口向低温方向移动，并且最大的脱硝率下降。
氧量从0.5%上升一到50%，脱硝的最佳温度Topt从1000℃左右下降到800℃左右，脱硝率从超过95%降到低于60%。
6.未控制前NOx浓度水平
随着初始No浓度的下降，脱硝率下降。
存在一个NO的临界浓度困。
NO的初始浓度如果小于这个临界值，那么无论如何增加氨氮比
升级会员 