烟气脱硝技术是对NO，燃烧技术的补充。对于低NO，燃烧技术减排效果非常有限的
燃无烟煤、贫煤（挥发分较低）的机组，或
大气环境敏感区域，或地方标准严格的地区和
城市（如珠三角、长三角等经济发达地区，北京、上海、天津等特大城市），考虑
采用尾部
烟气脱硝技术。
（3）SNCR技术主要考虑现役机组的改造和对采用低NO.燃烧技术后依然少量超标排放
（4）新建、改建
、扩建的燃煤机组，宜选用SCR或SNCR；小于等于600MW时，在过
行技术经济比较后也可选用SNCR+SCR。
（5）燃用无烟煤或贫煤
且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR+SCR
通过综合比较和考虑，我国燃煤电站NO.减排措施建议见表1-4。
表1-4我
国燃煤电站NO，
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SNCR脱硝技术原理
所谓SNCR技术，就是在不采用催化剂的情况下，在护城（或循环流化床分离）
在炉中迅速分解，与烟气中的NO，反店
烟气适宜处均匀喷入氨或尿素等氨基还原剂，还原
生产N，和H30，而基本不与烟气中的氧气发生作用的技术。SNCR反应控制在很窄的烟气度
范围对应的炉盛位置进行。燃煤电站锅护典型的SNCR有置方案见图2-1。
阅SNCR过程不需要催化剂因此脱硝还原反应的温度比较高，比如脱硝还原剂为氨时，反应温度窗口为850~1100℃。老反应不在此温度窗口范围内行，当反应温度过高时，由于的分解会使NO。的还原率降低而反应温度过低时，氨的逃逸加，也会使NO。的还原率降低NH3是高挥发性和有毒的物质氨的逃逸会造成新的环境污染。
根据资料介绍，早在1975年，温蒂等人提出了一种“非化”污染物减排技术，将NH3入火焰后的烟气中，观察到……”，其里加入了足够多的NH3，完全消耗掉02后才实现了非催化
原NO和O2，不过他们认为NH3可能在进入反应室前就已经被炽热的不锈钢喷嘴氧化了
Lyon在石英管反应器中研究了NH3/02反应，在1208K、75ms的条件下得到90%的M
还原率。后来，Lyon和Benm在更精确的实验条件下，测量了不同停留时间下0、No
NH3的浓度，建立了一个自由基反应模型，是符合诸多NO还原反应特征的个理解释，普认为，这个化学反应是SNCR脱硝的基础。
SNCR过程除了可以使用氮作为还原剂以外，还可以直接用尿素或异佩酸。使用不同
还原剂，对应不同的还原NO，机理。还原剂氨、尿素和异酸对
对应的分别是热力DeNO,
第八节加装SNCR系统对顿护和销机的影响
NCR技术应用的一个不利
其中，N3O是重要的温完一在于其有可能产生二次污染，如小出。逃逸，诱发N40和
对气候和县氧层具有破坏作用，最认为是化N0.危
“重的污染物。m至气体，
、对NO、CO排放产生的影响
原剂一原本造液电于会分解成试CO，通过IHNCO进而生成，Q，因此，使用尿素治
NCR偏向于产生大量的NO，超过10%
体积浓度一般只占被还原的NO体度”，公，金被转化成NO。但对于氨水脱确，
1%~4%。浙江大学所作的相关试验表明，
排放浓度基本随脱硝效率的增加而增加，说明N，C
是被还原的NO转化的产物。但
金最高N2O排放浓度不超过7ppm，二次污染小
集电站SNCR系统运行中，如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的
。这是因为低温尿素溶液遇炉膛内的高温气流，会引起溶冷效应，造成燃烧中断，
排放增加。实验发现，尿素喷入的量越大，烟气中的CO浓度就越高。氨还原NO
身并不会生成CO，但由于H3对0、OH等活性根有很强的竞争能力，NH、开始分
大量的O、OH活性根，而CO的氧化反应速度慢且依赖于OH等活性根的浓度，
基脱硝会影响CO氧化，造成CO排放升高。有学者的试验表明，在工业应用中
还原剂的SNCR脱硝方法，使CO排放浓度从基础工况下的50ppm上升到80ppm。
对燃烧产生的影响
户过热器前温度高于800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭
引发飞灰、未燃烧炭提高的问题。但具体数量还有待进一步的研究和试验。
资孔下方水冷壁腐蚀
报道，某厂SNCR系统于2007年开始进行试验性运行，运行中降低NO。效果明
从350mg/m3(标态）降低到200mg/m3(标态)左右]，氨逃逸率控制在
引内，其他各项指标参数均没有发现异常。但是在试验性运行约4个月以后，
射近水冷壁发生腐蚀问题，引起数次锅炉水冷壁的泄漏，造成被动停炉的紧
向了安全生产。通过观察，数次水冷壁腐蚀泄漏呈现如下特征：金属表面没有
或大或小的溃疡状态，腐蚀管段经常出现不规则的腐蚀坑，有的呈贝壳状，
另外一个显著的特征是腐蚀多发生在喷孔的水冷壁弯管位置，具体见图2-
《以下措施，彻底消除了尿素喷射器液滴对水冷壁腐蚀的问题，以后未再
喷射器结构，将喷射器混合部分设置在炉外，优化喷射器的雾化形式
喷射器与水冷壁面的夹角，使喷射器下倾7，同时在保证喷射器不
孔下部水冷壁弯管部位加装不锈钢护板，外部敷耐火塑料