众所周知NOX会对环境和人体健康造成极大的伤害，NOX是NO、NO2、N2O等物质的总称，随着氮氧化物排放政策的日益严格，燃煤电厂作为排放大户首当其冲必须严格执行国家节能环保政策。根据《火电厂大气污染物排放标准》的相关规定，火力发电锅炉NOx排放浓度执行100mg/Nm3的标准，超洁净排放机组执行50mg/Nm3的标准。目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR选择性催化还原脱硝工艺、SNCR选择性非催化还原脱硝工艺和SNCR/SCR联用技术等，本文浅述以NH3为还原剂的SNCR脱硝效率的影响因素。
1前言
SNCR系统一般流程为经超级吸氨器将液氨稀释为20%浓度的氨水存放于氨水罐内，氨水输送泵将20%浓度的氨水送至稀释计量分配模块、稀释水泵将除盐水送至稀释计量分配模块，通过调门调节流量后稀释为5%浓度的氨水送至各喷枪喷入炉膛，高温下氨水与炉膛内烟气中NOx反应，达到降低脱硝入口NOx的目的，SNCR化学反应原理如下。SNCR、SCR两种技术反应所在炉侧位置如图1所示。
NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）
2、SNCR脱硝效率的影响因素
2.1反应区的温度
SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，温度范围的选择是SNCR还原NO效率高低的关键。在低于800℃时，SNCR反应很慢，脱硝效率低，还原剂NH3逃逸率较大，对设备造成腐蚀，同时容易生成硫酸氢氨，对空预器造成堵塞。如果反应区温度过高，还原剂NH3容易与氧气发生氧化反应产生NO，如果温度过高，出口NO有可能不降反升。
如图2所示在900℃之前区域氮氧化物随着反应区温度的增高逐渐降低，之后处于较低水平一段区间后逐步增大，考虑到火电厂负荷、燃烧等因素的影响一般取850～1150℃区间内氮氧化物浓度较低这段温度窗口。华润电力登封有限公司#4机组根据实际情况采取500MW到600MW之间负荷段投入SNCR系统。
SNCR脱硝技术
2.2还原剂在最佳温度窗口的停留时间
还原剂NH3在最佳温度窗口的停留时间对脱硝效率的影响也是比较明显，停留时间较短，反应物接触时间不充分，保证不了充分的反应过程，还原效果较低，时间越长，去除NOx的效果越好，在较长的停留时间内，NH3与NOx有充分的接触时间，从而进行充分的反应，NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率。
2.3、NH3/NO摩尔比
脱硝效率的影响因素NH3/NO摩尔比对氮氧化物的还原率影响也是比较明显的，在实际反应过程中当摩尔比大于1时才能达到较理想的NOx还原率，但是过大，虽然有利于NOx还原率增大，但氨逃逸加大会产生负面效应，如设备腐蚀和空预器堵塞等等，同时还增加了设备成本及运输费用。
2.4氧量
风量的大小对火电厂炉膛内燃烧有较大影响，在反应区大量的O2使NH3与O2的接触机会增多，从而促进了NH3氧化反应的进行，产生氮氧化物，使脱硝效率降低，同时氧量的增大，燃烧区域生成的氮氧化物相应增多，使SNCR入口反应物浓度增大，对还原剂NH3需求量相应增大，增加成本。因此从氧量对于NO还原率的影响来看，氧量越小越有利于NO的还原。
2.5、CO浓度
CO含量增大，最佳脱硝温度往低温方向移动，同时最佳脱硝反应温度下的脱硝率下降。固定反应温度下随着CO浓度的增加，出口NOX随之增加。因此，CO浓度太高会导致脱硝率的下降。
2.6、SNCR系统设备的投运情况
当SNCR系统喷枪雾化不好，或者局部还原剂NH3过于集中或分散，将在炉膛内产生还原场不均，对于整体的系统脱硝效率不利，在实际系统投运过程中，适当注意喷枪冷却风禁止停运，以防止喷枪烧坏产生局部缺氨，喷枪驱动动气源和氨水雾化气源，随喷枪一起投退，气源压力不正常时禁止向炉内喷氨水，以防止氨水雾化不足流至水冷壁，腐蚀受热管壁，未达到还原氮氧化物的效果，还对设备造成损害。
3总述
炉侧SNCR脱硝效率的影响因素有反应区的温度、还原剂在最佳温度窗口的停留时间、NH3/NO摩尔比、氧量、CO浓度、SNCR系统设备的投运情况等等，实际运行中要结合电厂具体情况，采取合适的运行参数，达到降低氮氧化物的目的，同时满足脱硝效率和SNCR系统氨逃逸等参数，SNCR投入后应定期对比空预器烟气侧差压变化，防止局部氨逃逸造成空预器堵塞。
