SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析
SCRSNCRNCR臭氧脱硝技术比对
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。
其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。
但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。
一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。
将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于OH、HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显着降低能耗。
新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。
采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。
利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。
低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。
二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对(参考仅供)
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。
其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH¬3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。
但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。
一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。
将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于•OH、•HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显著降低能耗。
新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。
采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。
利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。
低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。
二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。
其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NOx
、N2O5
传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化
物）的固化处理，不产生二次污染。
采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化
吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。
利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。
低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。
二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术
1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投
1、喷嘴下方水冷壁腐蚀严重。
2、空预器、过热器、省煤器积灰严重，影响锅炉对锅炉影响较大较小出力，
降低热效率
3、灰斗积灰渣严重。
4、影响布袋除尘器除尘效果，降低布袋使用寿命。
PNCR法避免了以上缺点。
SNCR法脱硝率一般30%-50%，并随运行时间加长降低；达不3mg/Nm以下排放标准；PNCR法脱硝率一般80%-90%，由于采用高分子材料不受运行时
间影响脱硝率。
烟气脱硝SCR和SNCR工艺对比分析(成本,运行成本,优缺点)
催化剂还原剂系统压力损
失
反应剂喷射位置SO2/SO3 氧化
SCR 使用（成份主为
TiO2,V2O5,WO3）
尿素或NH3
增大
多选择于省煤器与SCR
反应器间烟道内会
SNCR不使用尿素或NH3无通常炉膛内喷射
不会
NH3 逃逸
除NOX温度NOx脱除效率投资成本NOx脱除运行成本除NOX终产物
<3ppm
300～400℃80～95 %～250元/kw～2分 /kwh氮气和水
5~10ppm
950～1050℃30～50%～50元/kw～0.3分 /kwh 氮气、CO2和
水
SCR和SNCR的区别
下游设备造成影响
对空气预热器影响燃料的影响锅炉的影响
造成空预器堵塞
催化剂中的V、Mn、Fe等多
种金属会对SO2 的氧化起催
化作用，SO2/SO3氧化率较
高，而NH3 与SO3 易形成
NH4HSO4 造成堵塞或腐蚀
高灰分会磨耗催化
剂，碱金属氧化物
会使催化剂钝化
受省煤器出口烟气
温度的影响
无不会造成堵塞或腐蚀无影响
受炉膛内烟气流速
、温度分布及NOx分
布的影响
区别
预留空间设备占地面积安装设备检修、维护
需要大（需增加大型催化
剂反应器和供氨或尿
素系统）
时间长麻烦
不需要小( 锅炉无需增加催
化剂反应器)时间短简单。
烟气脱硝技术方案的对比
烟气脱硝技术方案的对比烟气脱硝技术是治理大气污染的关键措施之一，能够有效降低烟气中的氮氧化物（NOx）排放，减少对大气的污染。
目前，烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方法。
下面将对这两种技术方案进行对比分析。
首先是SCR技术，它使用催化剂将氨气（NH3）和烟气中的NOx进行催化反应，生成无害的氮气和水。
SCR技术具有高脱硝效率、广泛适用性和成熟的工艺流程等优点。
其污染物排放浓度可在10毫克/立方米以下，脱硝效率可达90%以上。
此外，SCR技术在高温烟气环境下具有较好的稳定性，适用于火电厂、炉窑等大规模烟气脱硝场合。
但SCR技术也存在一些问题。
首先，该技术需要额外添加氨气作为还原剂，增加了运行成本。
其次，SCR催化剂的使用寿命受到积灰、硫酸盐腐蚀等因素的影响，需要定期维护和更换，增加了设备运行的复杂性和费用。
此外，SCR技术对烟气中的氧气含量和温度要求较高，如果不满足要求，会影响脱硝效率。
另一种技术方案是SNCR技术，它通过直接添加氨水（NH4OH）或尿素溶液到烟气中，使其中的NOx在高温下发生非催化还原反应，生成氮气和水。
SNCR技术具有投入成本低、操作简便的特点。
它适用于小型燃煤锅炉、工业炉窑等场合，可以在较短的时间内实现脱硝效果。
然而，SNCR技术也存在问题。
首先，其脱硝效率相对较低，通常在40%至70%之间，无法达到SCR技术的高水平。
其次，SNCR技术对烟气温度的要求较高，一定范围内的温度变化会影响脱硝效率。
此外，SNCR技术对氨水或尿素的溶液浓度、喷射位置和喷射方式等参数也有一定要求，需要认真调节和管理。
综上所述，SCR技术和SNCR技术各有特点，适用于不同的烟气脱硝场合。
对于大型火电厂、炉窑等高温烟气场合，SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好的优点，但运行成本较高，需要额外添加氨气和定期维护催化剂。
而对于小型燃煤锅炉、工业炉窑等低温烟气场合，SNCR技术具有投入成本低、操作简便的优点，但脱硝效率相对较低。
烟气SCR脱硝与SNCR脱硝技术比较
烟气SCR脱硝与SNCR脱硝技术比较锅炉燃用低热值高灰分燃料，尾部灰浓度远高于煤粉锅炉，会造成SCR反应器催化剂磨损严重、使用寿命降低，将使运行费用增加较大；省煤器后烟温较煤粉炉低，设计310℃左右为SCR脱硝反应的温度下限，不利于SCR反应器提高脱硝效率；由于催化剂的加入会将SO2氧化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸氨和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀且系统阻力增加较大，影响机组运行安全。
鉴于以上因素，不考虑采用SCR或者SNCR+SCR联合脱硝工艺。
脱硝工艺的选择：烟气脱硝技术比较（福建地区）SNCR适用于CFB机组，首先其炉膛出口温度一般在850——1000℃区间内，在SNCR工艺高效“温度窗”内；其次燃烧后烟气分三股分别经过分离器，在分离器内剧烈混合且停留时间超过1.5秒，为SNCR工艺提供了天然的优良反应器；最后由于CFB燃烧技术是一种低NOX燃烧技术，CFB锅炉出口NOX浓度较低，再通过SNCR工艺，可确保出口浓度达到环保要求；此外SNCR工艺投资和运行费用都低于SCR工艺，工业试验和国外运行经验均表明SNCR系统用于CFB锅炉，设计合理可达50%以上脱硝效率，氨逃逸可低于8ppm。
综合比较认为：采用SNCR脱硝技术，对该项目锅炉效率、排烟温度、锅炉受热面以及锅炉下游设备造成腐蚀的影响均较小，不影响机组运行的安全，不需要进行针对性设备改造。
SNCR脱硝技术与SCR脱硝技术相比，具有工程实施较为简单易行，投资及运行成本低，占地面积少，建设工期短，氮氧化物排放可达到环保要求。
根据满足布置要求，投资成本经济合理，本工程推荐采用SNCR 工艺。
2、SNCR脱硝系统还原剂的选择：SNCR脱硝系统还原剂有液氨、氨水、尿素三种。
1）液氨：优点：喷入炉膛后会迅速挥发成气体，不会造成炉内受热面湿壁、腐蚀；缺点：氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护要求高，需相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；采用液氨的SNCR相对而言系统比较复杂，初期投资费用高，运行维护费用高，管道损失大，液氨泄漏事故频繁发生，从安全方面考虑，建议不采用液氨作为还原剂；2）氨水：优点：喷射刚性、穿透力比氨气喷射高；缺点：氨水恶臭、挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全要求，由于含大量的稀释水，储存、输送系统复杂；3）尿素：采取一般的工业、农业用尿素作为还原剂，其含氮量在46%以上，其运输、储存、输送都无需特殊的安全防护措施。
SCR和SNCR脱硝技术
SCR和SNCR脱硝技术SCR脱硝技术SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O催化剂NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。
烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。
因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。
烟气脱硝技术特点SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。
在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。
根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。
图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
SCR脱硝系统一般组成图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。
SCRSNCRSNCR40脱硝技术优缺点
SCRSNCRSNCR40脱硝技术优缺点首先，SCR（Selective Catalytic Reduction）是一种高效的脱硝技术，其原理是将氨水（NH3）或尿素蒸汽注入废气中，并在催化剂的作用下，使氨和氮氧化物（NOx）发生反应生成氮气（N2）和水蒸气（H2O）。
SCR技术的优点如下：1.高脱硝效率：SCR技术能够将NOx排放物转化为无害的氮气和水蒸气，其脱硝效率通常可达到90%以上。
2.广泛适用性：SCR技术可以适用于各种不同类型的燃烧设备，包括煤炭锅炉、发电机组等。
3.低消耗：SCR技术在脱硝过程中所需的氨水或尿素用量相对较低，因此具有较低的运行成本。
然而，SCR技术也存在一些缺点：1.对催化剂的要求高：SCR技术需要使用催化剂来促进反应，但催化剂的选择和维护较为复杂，且催化剂的失效可能会影响脱硝效率。
2.需要较高的运行温度：SCR脱硝需要在相对较高的温度下进行，因此该技术的适用范围受到温度限制。
SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是另一种常见的脱硝技术，其原理是在废气中喷射氨水或尿素溶液，使其与NOx发生反应生成氮气和水。
SNCR技术的优点如下：1.简单操作：SNCR技术相对于SCR技术而言，设备结构较为简单，操作和维护相对较为容易。
2.适用范围广：SNCR技术适用于各类燃烧设备，无论是煤炭锅炉、发电机组还是工业炉等。
3.较低的投资和运营成本：相对于SCR技术，SNCR技术的投资和运营成本较低。
然而，SNCR技术也存在一些缺点：1.脱硝效率较低：相对于SCR技术，SNCR技术的脱硝效率较低，通常在60-70%之间。
2.可能产生副产品：在SNCR过程中，由于NOx与氨水或尿素的非选择性反应，可能还会产生有害气体，如亚硝酸和二氧化氮等。
3.受温度和氨浓度的限制：SNCR技术对温度和氨浓度有一定的要求，因此在应用中需要针对不同的工况进行调整。
SNCR40是SNCR技术的改进版本，其主要的区别在于SNCR40在喷射氨水前加入了特殊催化剂，并在反应过程中通过优化喷射量和喷射方式来提高脱硝效率。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析作者：伏会方来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第07期摘要：本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。
分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。
对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。
关键词：SCR；SNCR；烟气脱硝1 概述随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。
其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。
燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。
在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。
为了应对日趋严重的大气环境污染。
新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。
从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。
我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。
2 烟气脱硝技术简介火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。
该类技术通过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx 发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。
2.1 选择性催化还原法（SCR）在催化剂作用下，还原剂NH3 在相对较低的温度下将NO 和NO2 还原成N2，而几乎不发生NH3 的氧化反应，从而提高了N2 的选择性，减少了NH3 的消耗。
该工艺于20 世纪70 年代末首先在日本开发成功，80 年代和90 年代以后，欧洲和美国相继投入工业应用，现已在世界范围内成为大型工业锅炉烟气脱硝的主流工艺。
主要反应：4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O6N O2 + 8 NH3 → 7 N2 + 12 H2O反应温度230～450 ℃，一般应用温度：320～400 ℃脱硝效率在70～95%之间。
2.1.1 技术特点在NH3/NOx 的摩尔比为1 时，NOx 的脱除率可达90%以上，NH3 的逃逸量控制在5 mg/L 以下。
为避免烟气再加热消耗能量，一般将SCR 反应器置于省煤器后、空气预热器之前，即高飞灰布置。
氨气在加入空气预热器前的水平管道上加入，与烟气混合。
SCR 系统由氨供应系统、氨气/空气喷射系统、催化反应系统以及控制系统等组成，催化反应系统是 SCR 工艺的核心，设有NH3 的喷嘴和粉煤灰的吹扫装置，烟气顺着烟道进入装载了催化剂的SCR 反应器，在催化剂的表面发生NH3 催化还原成NOx。
但此方法存在的缺点是：需要设置催化剂反映塔、催化剂费用高、烟气中导致催化剂失效的因素较多，燃煤时催化剂的使用寿命仅约为四年，而且失效的催化剂是危险固废。
2.1.2 还原剂选用SCR法还原剂来源为液氨和尿素。
国内大型电厂大多选用液氨气化后作为还原剂，原料易得，投资相对尿素较低，技术相对简单成熟可靠，运行费用低。
缺点是液氨属于高度危害化学品，在运输和使用过程中有一定安全风险，在人口稠密地区面临较大安全压力。
以尿素为原料制备氨气设备投资较大，尿素成本较液氨成本高一倍以上。
但是以尿素为还原剂原料相对安全，可以在人口稠密区域电厂实施。
2.2 选择性非催化还原法（SNCR）其原理是在炉内喷射氨或尿素等化学还原剂使之与氮氧化物在烟气中反应，将其转化成气态分子氮（N2）及水（H2O），尿素亦有少量的二氧化碳（CO2）全工艺无使用或生成固体。
SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850℃～1250℃之间。
NH3或尿素还原NOx的主要反应为：NH3为还原剂4 NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O尿素为还原剂NO+CO（NH2）2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O2.2.1 选择性非催化还原法（SNCR）特点SNCR 和SCR 最大的不同在于脱硝过程中不使用催化剂，成本大幅降低。
且不导致SO2 /SO3氧化，故造成空预器堵塞的机会非常小。
整个过程没有压力损失，因此不需提高引风机压头，特别是改造机组不需对引风机进行改造，既节省了投资又缩短了建设工期。
SNCR 所需设备占地面积小，且相对于SCR设备简单，施工量减少，缩短了工程实施时间，对于改造机组而言，在场地限制较大的情况下更便于工程实施。
SNCR 工艺整个还原过程在锅炉内部进行，不需要另外设立反应器。
还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中。
喷嘴布置在燃烧室和省煤器之间的过热器区域，锅炉的热量为反应提供了能量，使NOX在这里被还原。
反应器、反应器支撑钢结构及其附属烟道的取消，降低了较大一部分投资，减少了大部分安装工作，而且更便于日后的检修、维护工作。
SNCR脱硝效率对大型燃煤机组通常在25-40%之间。
对反应窗有利非大型电站机组SNCR工艺效率可达80%。
2.2.2 影响SNCR脱硝性能的因素2.2.2.1 温度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（900～1100℃）。
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，造成还原剂逃逸，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。
2.2.2.2 合适的温度范围内可以停留的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。
停留时间从100ms增加到500ms，NOX最大还原率可达到93%左右。
2.2.2.3 适当的NH3/NOX摩尔比NH3/NOX摩尔比对NOX还原率的影响也很大。
根据化学反应方程，NH3/NOX摩尔比应该为1，但实际上都要比l大才能达到较理想的NOX还原率，已有的运行经验显示，NH3/NOX摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，最大不要超过2.5。
NH3/NOX摩尔比过大，虽然有利于NOX还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。
当NH3/NOX摩尔比小于2，随NH3/NOX摩尔比增加，NOX晚还原率显著增加，但NH3/NOX。
摩尔比大于2后，增加就很少。
而且NH3/NOX摩尔比增加，NOX还原率增加，但氨逃逸率也增加了。
2.2.2.4 还原剂和烟气的混合程度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NH3/NOX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25%～40%。
一般来说，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。
2.2.3 加装SNCR系统对锅炉和辅机系统的影响2.2.3.1 对CO排放和燃烧排放影响燃煤电站SNCR系统运行中，如果运行控制不适当，低温尿素溶液可能造成燃烧中断，造成CO排放升高和飞灰、未燃烧炭提高。
2.2.3.2 锅炉局部水冷壁腐蚀根据尿素行业的经验，尿素溶液在一定条件下具有较强的腐蚀性。
SNCR喷嘴周围的炉灰、烟气、空气以及水蒸汽、渗漏的水滴等与尿素作用，产生了一系列化学反应。
可能引起还原剂喷嘴附近水冷壁的腐蚀。
2.2.3.3 冷灰斗积渣随着SNCR系统的运行，还原剂溶剂水进入炉膛，增大了烟气中的水含量，使得 SO2与烟气中的氧化钙反应更有利，使冷灰斗中硫酸钙比列增加，造成积渣结垢堵塞。
2.2.3.4 氨逃逸在SNCR运行过程中，为了保证脱硝效率，实际注入的还原剂量稍大于理论计算量，造成氨逃逸率升高。
2.2.3.5 锅炉热效率的影响由于还原剂及载体的喷入，使得锅炉尾部排烟体积流量增加，对锅炉效率产生一定的影响，国家规范中要求SNCR脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%，但是这对于大型机组来说，这个效率损失很大，所以应在投资和节能之间做最优的选择。
3 SNCR/SCR联合脱硝SNCR/SCR联合脱硝在烟气系统前段采用SNCR法初步脱硝，后段采用SCR深度脱硝。
SNCR/SCR混合方案工艺只需要少量的催化剂。
逃逸的氨会随烟气流向下游的SCR系统，使其利用率反应率更为完全。
此外，可以大幅减少其所需要的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间。
相关文献统计显示，以2×300MW机组脱硝工程为例，同样的脱硝效率，SNCR/SCR联合脱硝投资较SCR法低20～30%，运行费用低15%～20%。
4 结论SCR和混合法具有较高脱硝效率>80%，投资也较大，SNCR脱硝效率在小型锅炉上效率较高，在大型机组上脱硝效率较低，投资较小，适合于小型锅炉、改造项目及对排放要求相对较低的行业及地域。
SNCR/SCR混合法是一个综合的方案，它的最大优点在于可以根据排放要求，分期实施，并比SCR便宜，产能问题大幅减少。
脱硝装置的成本主要在装置的成本，运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。
可根据项目实际情况和要求选择最适合的方案。
参考文献：[1]HJ562-2010.火电厂烟气脱工程技术规范选择性催化还原法[S].环境保护部，2012.[2]段传和，夏怀祥.选择性非催化还原法（SNCR）烟气脱硝[M].北京：中国电力出版社，2012.[3]夏怀祥，段传和.燃煤电站SCR烟气脱硝工程技术[M].北京：中国电力出版社，2012.[4]孙克勤，钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京：化学工业出版社，2007.[5]杨广贤.最新火电厂烟气脱硫脱硝技术标准应用手册[M].北京：中国环境科学技术出版社，2007.作者简介：伏会方（1983- ），男，汉族，云南省曲靖市人，大学本科，工程师，研究方向：从事化工工艺设计。