燃油燃气锅炉烟气脱硝研究报告.docx
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燃油燃气锅炉烟气脱硝研究报告
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案
研究报告
长沙奥邦环保实业有限公司
二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究
1国内外脱氮技术介绍
目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。
另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。
1．1低氮燃烧技术
由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。
低NOx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生成及降低其排放量的目的。
对低NOx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。
1.1.1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。
它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉（煤粉）比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。
煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。
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，控制一次风粉比不超过1.8:
1。
调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5%10%。
二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2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，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，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。
1.1.3燃料分级燃烧技术
该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，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，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的排放量。
1.1.4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，降低了燃烧区域的温度，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
1.1.5技术局限
这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃用低挥发分的无烟煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。
需要结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物（NOx）排放。
低氮燃烧器技术：
主要通过降低火焰温度和氧含量减少NOx产生，可降低NOx生成量．30～60％。
1.2烟气脱硝技术
在排放要求较高时，需采用烟气净化技术。
目前应用较广的烟气脱硝技术有：
选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法、同时脱硫脱硝（如电子束法、活性焦还原法）等。
几种常用烟气脱硝技术的比较如下：
1.2.1选择性催化还原（SCR）技术
SCR脱硝技术是在催化剂作用下，用选择性还原剂（氨或尿素）将NOx还原为无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，
NOx脱除效率80～90％。
但投资和运行成本较高。
SCR技术在德国、Et本、奥地利、丹麦、美国等国应用广泛，奥地利AEE、鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱氮公司拥有较好的SCR业绩。
AEE公司于2001年投运的丹麦某电厂325MW机组脱氮效率达到95％。
国内已经投运的SCR工程目前仅福建后石电厂600MW机组，由台塑美国公司独资兴建。
1.2.2选择性非催化还原（SNCR）
选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温850～1050"C处将还原剂（氨或尿素）均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。
SNCR工艺不需催化荆，但需要较离反应温度；反应系统简单、投资较省、运行成本低；脱氨效率一般仅有20～40％，应用较少。
1.2.3电子束法脱硫脱硝
电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气，产生的多种自由基在常温下将S02、NO等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝酸镀等。
优点是同时脱硫脱硝去除率高；系统简单，建设费用是同等规模FGD的70--80％；不使用催化剂；副产物是出路较好的化肥。
缺点是耗电量大，运行费用高；目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。
成都热电厂采用日本荏原公司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量30万Nm3／h。
1.2.4活性焦吸附法脱硫脱硝
烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态S02等产品，烟气中的NOx在加氨条件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。
脱硫
效率几乎达100％，脱硝率在80％以上，反应在100～200℃低温进行，不需烟气升温装置；不存在吸附剂中毒；建设费用与电子柬法相当，运行费用约是电子柬法一半。
活性焦吸附法是西德BF（Bergbau—Forschung）公司在1967年开发，日本的三井矿山（株）公司改进后于1984年10月建立处理能力3万／Nrash一1的工业试验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率JL乎100％，脱氩率在80％以上。
2.脱硝技术现状：
2．1SCR脱硝技术
2.1.1概念
国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用还原剂（氨或尿素）与烟气中的氨氧化物反应，将NOx还原生为无害的氮气和水蒸气。
根据催化剂种类不同，反应温度范围150～550"C，燃煤电厂SCR催化剂温度一般为350。
C左右。
按反应器布置方式不同，分为高含尘SCR工艺和低含尘SCR工艺。
2.1.2脱硝反应机理：
SCR反应条件下的化学反应式为：
4NH3＋4NO＋O2＝4N2＋6H2O
在适当催化剂的作用下，对NO2也有还原去除作用：
4NH3＋2NO2＋O2＝3N2＋6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O
2.1.3SCR工艺流程
SCR系统包括烟道、SCR反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。
其中，核心部分是SCR反应器。
脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、制各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。
液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。
氮气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池．再经由废水泵送至废水处理厂处理。
流程如图所示
三维视图
2.1.4技术特点
SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。
此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。
催化剂容易堵塞。
由于含尘量高，必须防止催化剂堵塞，通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问题。
反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03，再与烟气中的残留氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。
低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢铵。
投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流程。
2.1.5SCR三种布置的特点
布置形式
反应器位置
特点
高尘布置
SCR反应器设置在省煤器的下游和空气预热器和粉尘控制装置上游之间
烟气温度在催化剂反应的最佳范围，烟气粉尘高，烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采用宽节距7~9mm，每层催化剂上部安装吹灰器，防堵塞，SCR反应器底部设灰斗。
低尘布置
SCR反应器布置在高温型电除尘器ESP和空预器APH之间
烟气中飞灰相对较少，催化剂的节距为4~7mm，催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤器旁路，对热效率有影响。
尾部布置
SCR反应器布置在湿法脱硫装置（FGD）的下游
烟气温度低、需用天然气燃烧加热，增加操作费用。
最普通的SCR工艺
2.1.5SCR性能参数与工艺优化
SCR工艺的性能参数有：
NOx脱除率：
一般80～90％，可达到95％；
氢逃逸率：
逃逸的氨进入灰中．影响灰出售，氨逃逸率一般限制在l～2ppm；
S02／s03转化率：
一般应小于l％，由于逃逸的氨与s03反应生成硫酸氢铵对省煤器等造成腐蚀。
通过计算机流体动力学（CFD）模拟可优化烟气速度分布、烟气与氨的均匀分布、反应温度、NH3／NOx比，以降低气流压损和氨逃逸率，优化SCR性能参数。
针对不同工程的烟气成分和含尘量等关键参数。
通过催化剂选型优化，降低系统阻力的同时延长催化剂使用寿命，防止催化剂积灰；在系统数值模拟的基础上，优化设计烟道布置、导流板布置、喷氨均布装置以及氨空气混合装置，提高系统反应效率，降低氨耗量。
2.1.6脱硝还原剂制备
2.1.6.1尿素热解制氨技术
在SCR系统（选择性催化还原脱硝工艺）中，利用还原剂--氨气和NOx反应来达到脱硝的目的，目前成熟的还原剂制备工艺有液氨法、氨水法、尿素水解法、尿素热解法。
采用液氨法和氨水法制备还原剂具有工艺简单、能耗低、维护方便等特点，但液氨和氨水都是有毒物质，其运输和储存都属于重大危险源，具有较大的安全风险。
使用液氨法作为还原剂时，在设计安全规范、运输线路许可、储存的安全评价及环评认证等支持性文件，并在相关管理部门进行危险化学品使用登记；
采用尿素制备还原剂时，从尿素的运输、储存及最终制成还原剂都非常安全，虽然工艺相对复杂、投资运行费用相对高，但能够确保氨来源的安全可靠。
在较大城市、人口密集、和靠近饮用水源的地方，越来越多的电厂脱硝系统开始倾向于选用安全的尿素作为还原剂。
该技术已应用于100MW～600MW机组脱硝装置，成功案例表明，该技术各项技术指标稳定可靠。
尿素热解制氨技术利用高温空气或烟气作为热源，将雾化的尿素水溶液迅速分解为氨气，低浓度的氨气作为还原剂进入烟道与烟气混合后进入SCR反应器，在催化剂的作用下将氮氧化物还原成无害的氮气和水。
尿素热解制氨系统一般包括尿素储备间、斗提机、尿素溶解罐和储罐、给料泵、尿素溶液循环传输装置、电加热器、计量分配装置、绝热分解室（内含喷射器）、控制装置等设备。
袋装尿素颗粒储存于尿素储备间，由斗提机输送到溶解罐里，用去离子水将干尿素溶解成质量浓度40%~60%的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐。
空预器提供的热一次风通过电加热装置（或直接采用空气加热，也可使用燃油、天然气、高温蒸汽等各种热源）加热到600℃左右进入绝热分解室。
尿素溶液经由循环传输装置、计量分配装置、雾化喷嘴等以雾化状态进入绝热分解室内高温下分解，生成NH3、H2O和CO2，分解产物通过氨气喷射格栅喷入脱硝系统前端烟道。
控制装置保证还原剂的供应量满足锅炉不同负荷与脱硝效率要求。
2.1.6.2技术特点：
使用安全的尿素，且易于运输和储存，无危险源建设、运行、管理的困扰；占地面积小，周围不需要大距离的防火安全间距；与尿素水解相比，投资与运行费用相当，但不需要压力容器，安全性更高；精确计量，调节控制容易，响应速度更快；分解完全，热解炉能将尿素溶液完全分解为还原剂；热源可根据现场实际情况选择性的组合。
国内SCR项目投资估算
国内单位KW投资成本与脱硝率、运行费用表
脱硝率
（%）
新机组投资成本
（元/KW）
新机组运行费用
（元/kgNOX）
老机组投资成本
（元/KW）
老机组运行费用
（元/kgNOX）
30
50
2.0~4.0
100
1.4~2.8
50
100
3.0~5.0
120
2.0~3.5
65
120
4.0~6.0
150
2.8~4.2
80
150
5.0~7.0
200
3.5~5.0
2.1.7SCR法工程应用实例北京某热电厂新建两台E级（254MW）燃气-蒸汽联合循环热电机组
北京某热电厂新建两台E级（254MW）燃气-蒸汽联合循环热电机组,配套进行SCR（SelectiveCatalyticReduction）法烟气脱硝装置建设,燃机燃烧的天然气成分见表1,余热锅炉中烟气脱硝装置入口烟气参数见表2。
表1 天然气成分
天然气成分
单位体积含量
CH4%
96.120
C4H6%
0.501
C3H8%
0.118
C4H10%
0.033
C5H12%
0.012
CO2%
2.600
N2%
0.147
H2Smg/Nm3
6.130
He%
0.469
表2 烟气脱硝装置入口烟气参数
项 目
单位
数值
烟气量
kg/s
548198
SCR入口烟气温度
℃
354130
SCR前烟气静压
Pa
3114
烟气成分
O2
%
13.1689
N2
%
75.1303
Ar
%
0.883
SO2
%
0
H2O
%
6.1746
CO2
%
3.1378
NOX
ppmvd
25（15%O2）
2.1.7.1 性能要求
本项目烟气脱硝装置主要性能要求见表3主要性能要求：
序号
名称
单位
数值
1
NOX
脱除率%
≥50
2
NH3
逃逸率ppm
≤3ppm
3
SO2/SO3
转化率%
≤1%
4
催化剂寿命
h
≥24000
5
脱硝装置压力损失
Pa
≤250
2.1.7.2 工艺流程
目前常用的脱硝技术可分为燃烧过程中脱硝和燃烧后烟气脱硝,燃烧过程中脱硝是在燃烧过程中抑制NOX生成,主要有分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等;燃烧后烟气脱硝是对燃烧生成后的NOX进行脱除,即烟气脱硝技术,主要有SCR法和SNCR（SelectiveNon-CatalyticReduction）法,工业应用中采用较多的是SCR法烟气脱硝技术。
经比较分析,本项目脱硝方案选用SCR法烟气脱硝工艺,由于项目所在地位于北京市四环之内,综合考虑还原剂的消耗量和不同还原剂的运输和安全成本,本项目还原剂选用20%（质量）浓度的氨水。
本项目工艺流程见图
主要可分为还原剂供应系统和余热锅炉烟气系统。
运氨槽车运来的20%浓度的氨水通过氨水卸载泵卸载到氨水储罐中储存,氨水储罐中的氨水经氨水计量泵送到蒸发/混合器中被从催化剂层后抽取的再循环高温烟气蒸发并与再循环烟气混合后通过喷氨格栅均匀的喷入到余热锅炉催化剂层上游;从燃机来的烟气经过余热锅炉第一级高温蒸发器换热模组后与喷氨格栅喷入的氨气混合通过催化剂层,烟气中的NOX在催化剂的作用下,与NH3发生还原反应,生成无二次污染的N2和H2O,然后通过余热锅炉的第二级高温蒸发器和省煤器,最后通过烟囱随烟气排放。
2.1.7.3主要设备选型
本项目余热锅炉烟气脱硝装置主要设备有氨水卸载泵、氨水储罐、氨水计量泵、蒸发/混合器、喷氨格栅、烟气再循环风机、催化剂等。
各主要设备参数
与功能见表4。
2.1.7.4运行情况
本项目脱硝装置随主机整体工程于2008年3月上旬建成后于3月底和4月初对单个设备进行了调试,并于2008年4月13日锅炉机组启动后对1#炉脱硝装置进行了整体启动和调试,脱硝装置一次启动成功运行,各项参数均达到设计值,脱硝效率达到了61.15%。
2#炉于2008年5月14日进行了启动,脱硝系统运行稳定,脱硝效率达到61.11%。
到目前为止,本项目两台机组脱硝装置均运行良好.如果机组年利用小时数按3500h计算,两台机组每年可减排NOX约30818t,可有效控制NOX排放,保护环境。
表4主要设备参数与功能
设备名称
参数
功能
备注
氨水卸载泵
流量15m3/h
将氨水从槽车卸载到氨水储罐
氨区共用1用1备
氨水储罐
有效容积25m3
满足一台余热锅炉7天20%浓度氨水消耗量的储存
氨区共用2台
氨水计量泵
流量30～120kg/h
满足1台锅炉不同负荷氨水供应量
氨区共用1用1备
蒸发/混合器
700×5000mm
将20%浓度氨水蒸发并与再循环烟气混合
1台/炉
喷氨格栅
在烟气通道截面按280mm间隔均布将氨与烟气的混合气体均匀的喷入到余热锅炉内
催化剂波纹板式
孔径313mm
加快NOX与NH3的反应速度,脱除烟气中的NOX
烟气再循环风机
烟气量11700Nm3/h
从催化剂层后抽取高温烟气将氨水蒸发
1用1备/炉
2.1.7.5经济分析
经济分析的目的是计算脱硝装置“折算每度电脱硝费用”。
基于设计条件和性能要求,本脱硝装置的主要费用包含初建费用、运行费用、设备维护费用、运行人员管理费用等,各项费用说明如下。
初建费用包含脱硝装置首次建设的设备、催化剂、安装等各项工程费用,不包含土地征用和使用费、运行费用包含脱硝装置运行的各项消耗费用,主要包含电耗、还原剂消耗、压缩空气消耗、水耗、催化剂消耗等。
对于水耗,本脱硝装置使用20%浓度氨水,通常不消耗水,此处不计算水耗;对于压缩空气,本项目消耗量较少,折算到运行费用的电耗中,未单独列出;对于催化剂消耗,考虑到催化剂化学寿命为24000h,每隔6～7年更换一层为消耗材料,本经济分析将此项列入运行费用。
设备维护费用包含脱硝装置所有设备的检修、更换配件和易损件等维护费用。
运行人员管理费用包含脱硝装置运行维护人员的工资、福利等。
本脱硝装置详细的经济分析表见表5。
表5 经济分析表
项目
单位
技术参数
数值
备注
烟气量
kg/s
548198
SCR入口烟气温度
℃
354130
NOX浓度
ppmvd
25（15%O2）
NOX脱除效率
%
50（15%O2）
SO2/SO3转化率
%
1
NH3逃逸率
ppm
3
催化剂耗量
m3
31
24000小时
初建费用
初建总费用
万元
736.12
含首装催化剂
折算年均初建费用
万元/年
24.50
运行费用
年利用小时 数
h/年
3500
年氨水消耗量
t/年
315.40
年氨水消耗费用
万元/年
47.30
年电耗量
kWh/年
210000
年电耗量费用
万元/年
10.10
年折算催化剂费用
万元/年
44.70
年总运行费用
万元/年
102.20
设备维护费用
万元/年
73.60
运行人员管理费用
万元/年
24
平均年总消耗费用
万元/年
224.30
年发电量
kWh/年
700000000
折算每度电脱硝用
分/kWh
0.32
2.1.7.6 工程应用重点考虑
燃气余热锅炉SCR法烟气脱硝与常规火电厂燃煤锅炉或工业锅炉SCR法烟气脱硝工艺原理相同,但由于余热锅炉脱硝用的催化剂布置在余热锅炉炉内,工程设计还是有较大区别,对于余热锅炉脱硝在工程设计时应重点考虑以下几个方面的内容。
（1）喷氨混合装置
喷氨混合装置的关键是要考虑氨气和烟气的混合,另外还要考虑装置阻力问题。
目前常用于烟气脱硝的喷氨混合装置主要有涡流混合装置、静态混合器和喷氨格栅。
涡流混合装置要求的混合距离较大,且引起的烟气阻力较大;静态混合器混合距离较小,但引起的烟气阻力大;喷氨格栅可根据混合距离的远近布置喷嘴的数量
此方法易于设计且混合阻力小,为余热锅炉脱硝混合装置的最佳选择方案。
（2）喷氨装置的位置
根据余热锅炉结构型式,喷氨装置可布置在锅炉入口喇叭口段,也可布置在炉内催化剂前的换热模组之间。
喷氨装置布置在入口喇叭口段可节约炉内混合空间,减少喷嘴数量,但对喷氨装置的材质要求高,且氨分布调整困难。
喷氨装置布置在炉内催化剂前的换热模组之间时,对喷氨装置的材料要求较低,氨分布易于调整,能较好的满足机组负荷波动的影响,但要求喷氨装置与催化剂之间有一定的混合距离,加长了炉内烟道。
对于不同的余热锅炉型式,脱硝装置设计时应进行综合比较,合理选取喷氨格栅布置位置。
（3）催化剂选型
催化剂从其型式上主要分为平板式、波纹板式和蜂窝式,不同类型的催化剂有其各自的特点,燃气余热锅炉的烟气条件较好,烟气比较清洁,适合于选用比表面积大、活性高的催化剂。
另外,烟气系统阻力对燃气余热锅炉也很重要,对于催化剂的选型也要考虑催化剂层阻力大小。
综合比较,催化剂可优先选用波纹板式或蜂窝式。
2.2SNCR脱硝技术
2.2.1SNCR技术
SNCR工艺技术，又称为热力脱硝技术。
最初由美国的Exxorl公司发明，并于1974年在日本成功的工业化应用。
SNCR是一种不用催化剂，在850℃’1100℃炉膛温度区域内，喷入还原剂氨或尿素与NOx反应，迅速生成无害的N2和H20的过程进行脱硝。
一般SNCR技术脱硝率约30一50％。
SNCR技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。
这种技术的不足之处就是NOx的脱除效率不高，氨逃逸比较高。
所以单独使用SNCR技术受到了一些限制。
但对于中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。
因不使用催化剂，不会导致S02／S03氧化，造成堵塞或腐蚀的机会最低，没有压力损失；
NH3逃逸在10～15ppm[2]。
通常在炉膛内喷射还原剂，但还原NOX的反应对于温度条件非常敏感，反应温度窗口的选择是SNCR还原NOx效率高低的关键之一，温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等差数。
最佳的反应温度窗的温度范围为850～1150℃；当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。
SNCR工艺技术的关键就在于，还原剂喷入系统必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，即尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制获得较小的氨逃逸。
SNCR工艺喷氨示意图
与SCR技术相比，SNCR技术没有SCR技术所用的昂贵的脱硝催化剂，其技术优势就在于投资与运行成本少，SO
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