烟气脱硝技术综述(下)(清华大学煤清洁燃烧技术重点实验室)
选择性催化还原(SCR)法烟气脱硝技术
选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术摘要：选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术以其高效的特点在国外得到了普遍的应用。
本文概述了SCR法的基本原理、催化剂的分类及成型布置方式、SCR 系统在电站锅炉系统中的布置方式、系统的构成和主要装置设备以及工程应用中常见的问题和解决办法。
分别以飞灰、飞灰与Al2O3混合、堇青石蜂窝陶瓷的Al2O3涂层作为载体，担载CuO、Fe2O3等金属氧化物作为活性成分进行活性测试，在实验室理想气体条件下具有较高的效率。
关键词：选择性催化还原，催化剂，SCR系统，飞灰1. 引言NO和NO2是人类活动中排放到大气环境的大量常见的污染物，通称NOx。
酸雨主要由大气污染物如硫氧化物、氮氧化物及挥发性有机化合物所导致。
因为其对土壤和水生态系统所带来的变化是不可逆的，它的影响极其严重。
NOx对大气环境的污染除了其本身的危害之外，还由于它们参与光化学烟雾的生成而受到人们的特别关注。
固定源氮氧化物排放控制技术主要有两类：燃烧控制和燃烧后控制。
燃烧控制的手段主要包括低过量空气燃烧、烟气再循环、燃料再燃烧、分级燃烧和炉膛喷射等；燃烧后脱硝的措施包括湿法和干法[1]。
而在干法中，选择性催化还原（SCR）法烟气脱硝技术具有高效率的特点，目前最高的脱硝效率能达到95%以上，因此在世界范围内得到了十分广泛的应用。
SCR烟气脱硝系统最早由七十年代晚期在日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用。
到目前为止已经有170多套的SCR装置在日本的电站机组上运行，其总装机容量接近100,000MW。
在欧洲，SCR技术于1985年引入，并得到了广泛的发展。
电站机组的总装机容量超过60，000MW[2]。
在美国，最近五到十年以来，SCR系统得到十分广泛的应用。
为适应更高的排放标准，SCR已经被作为最好的可以利用的技术。
此外在丹麦、意大利、俄罗斯、澳大利亚、韩国、台湾等国家和地区都建立了一些SCR的脱硝装置。
我国福建某电厂也曾引进该装置和技术。
烟气脱硝技术的研究与应用
烟气脱硝技术的研究与应用随着工业的发展，大量的废气不断地排放到空气中，其中包括含有二氧化硫、氮氧化物等的烟气。
这些有害气体的排放会对环境造成严重的污染，对人们的健康也会产生危害。
因此，烟气治理成为了当今社会亟待解决的问题之一。
而其中，烟气脱硝技术的研究与应用成为了一种新型的污染治理手段，受到了广泛的关注和重视。
一、烟气脱硝技术的背景烟气脱硝技术是指通过特定的方法，将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，从而达到降低氮氧化物排放的目的。
这项技术的诞生，是源于二氧化硫减排的技术。
在减少二氧化硫排放的过程中，发现其所产生的反应物可以有效地催化氮氧化物的还原，从而形成烟气脱硝技术。
二、烟气脱硝技术的发展历程烟气脱硝技术的研究可以追溯到上个世纪。
20世纪70年代，脱硝技术开始从实验室进入到工业生产中。
最初，脱硝技术用于烟气脱硫中，但很快人们发现，在烟气中添加二氧化硫的同时，也可以达到脱硝的目的。
20世纪80年代，催化还原法和选择性非催化还原法被提出，使得烟气脱硝技术得到了更广泛的应用。
随着时间的推移以及技术的不断发展，烟气脱硝技术已成为现代化工业领域中最常用的环保技术之一。
三、烟气脱硝技术的原理烟气脱硝技术基于氮氧化物的还原反应原理，是通过选择性还原的方法来使烟气中的氮氧化物转化为N2和H2O。
目前，主要的烟气脱硝技术包括：SCR（选择性催化还原）、SNCR（选择性非催化还原）和异丙醇法等。
其中，SCR技术是目前应用最广泛的一种烟气脱硝技术，可将NOx降至95%以上。
其工作原理是将氨气和催化剂混合，让烟气在催化剂上通过，使氮氧化物被还原为N2和H2O。
SNCR技术是将还原剂在高温下与烟气混合，使其与氮氧化物反应生成N2和水。
SNCR技术具有简单易行、设备维护和运行成本低等优点，但其脱硝效果较为有限。
异丙醇法是将异丙醇（IPA）加入烟气中，通过与氮氧化物反应而使其还原为N2和H2O。
该技术具有成本低、运行可靠等特点，但其脱硝效率较低。
脱硝技术的介绍范文
脱硝技术的介绍范文一、低氮燃烧技术：低氮燃烧技术是通过调整燃料燃烧的方式来降低NOx的排放。
该技术主要通过改变燃烧设备的结构和参数以及燃烧过程中的操作条件来实现。
常见的低氮燃烧技术包括分级燃烧、流化床燃烧、超细颗粒煤和燃料添加剂等。
分级燃烧是指在锅炉中设置多级燃烧器，通过不同燃烧器之间的分布来实现燃烧的分级，以降低燃料燃烧产生的NOx排放。
流化床燃烧是一种高效燃烧技术，通过床层内部的温度、物料循环和流动速度等参数的控制，可以实现低NOx排放。
超细颗粒煤是将煤通过研磨等处理技术制备成小颗粒煤，燃烧时可以增加煤粉的燃烧速度，减少煤的残留时间和温度，从而减少NOx的生成。
燃料添加剂是通过向燃烧过程中添加一些特殊化学物质，改变燃料的燃烧特性，从而减少NOx的排放。
二、选择性催化还原（SCR）技术：SCR是目前最常用的脱硝技术之一，主要用于燃煤电厂和燃气锅炉等大型燃烧设备中。
该技术通过在烟气中喷射氨气（NH3）或尿素溶液，使NOx与氨气在催化剂的作用下发生反应，生成氮气和水。
SCR技术具有高效、可靠、稳定的特点，能够将NOx的排放降低到较低的水平。
催化剂的选择和设计是SCR技术成功应用的关键。
三、选择性非催化还原（SNCR）技术：SNCR技术是一种无催化剂的脱硝技术，主要适用于小型锅炉和工业炉等燃烧设备。
该技术通过在烟气中喷射氨水或氨气，使之与烟气中的NOx发生反应，生成氮气和水。
SNCR技术具有投资成本低、运行灵活等优点，但在脱硝效率和NOx排放的稳定性方面相对于SCR技术还有一定的改进空间。
四、湿法脱硝技术：湿法脱硝技术是指在烟气中加入二氧化硫（SO2）吸收剂，将烟气中的SO2和NOx一同吸收，形成硫酸和硝酸，然后通过反应池等设备将硫酸和硝酸转化为硫酸铵（（NH4）2SO4）和硝酸铵（NH4NO3），最后通过一系列的工艺步骤将其分离、浓缩和干燥，得到脱硝产物。
湿法脱硝技术具有高效、全程脱硝、能够同时处理多种污染物等优点，但其设备投资和运行成本相对较高。
烟气脱硝工艺技术
烟气脱硝工艺技术烟气脱硝是现代环保工程中的一项重要工艺技术，主要是用于去除燃烧过程中产生的二氧化氮（NOx）污染物。
烟气脱硝工艺技术的实施，可以显著降低大气中的氮氧化物排放量，保护环境，维护人民的健康。
下面将介绍几种常见的烟气脱硝工艺技术。
首先，选择性催化还原（SCR）工艺是烟气脱硝中应用较为广泛的一种技术。
该工艺主要通过在烟气中添加氨气（NH3）作为还原剂，与烟气中的NOx发生催化还原反应，生成氮气和水蒸气，从而将NOx从烟气中去除。
SCR工艺具有高效、高选择性和可控性好的特点，可以在较低的温度下脱硝。
该技术的缺点是需要大量的氨气供应和催化剂的使用，增加了成本和运营复杂性。
其次，选择性非催化还原（SNCR）工艺是一种不需要催化剂的烟气脱硝技术。
该工艺利用氨气或尿素等还原剂在一定温度下与烟气中的NOx发生非催化还原反应，达到脱硝的目的。
SNCR工艺具有简单、灵活、投资少和运行成本低的优点，但由于温度要求较高，其脱硝效率相对较低。
第三，湿式烟气脱硝工艺也是一种常见的脱硝技术。
该工艺主要通过在烟气中加入一定量的碱液，如NaOH或NH3水溶液，使烟气与碱液接触，生成用于脱硝的氨盐或碱金属氮化物，从而将NOx脱除。
湿式脱硝工艺具有脱硝效率高、操作简单和用途广泛的优点，但需要处理大量的废液，对环境产生了次生污染。
最后，催化燃烧工艺是将脱硝催化剂添加到燃烧装置中，在燃烧过程中催化氧化生成的NOx，进一步还原和去除。
催化燃烧工艺具有简单、低成本和操作方便的特点，但需要定期更换催化剂，增加了维护成本。
总之，烟气脱硝是为了保护环境、降低空气污染而开发的一项重要技术。
上述几种烟气脱硝工艺技术都有各自的优缺点，应根据具体情况选择合适的工艺。
未来，在环保要求日益提高的背景下，烟气脱硝工艺技术还有进一步发展的空间，可以通过不断改进和创新，提高脱硝效率和降低成本，更好地保护生态环境和人民身体健康。
烟气脱硝技术简介讲解
2010年03月
主要内容
第一章：燃煤电厂氮氧化物排放特征及法律、法规。 第二章：现有的脱硝技术 第三章：脱硝技术：低氮燃烧、SNCR、SCR 第四章：SCR脱硝技术 第五章：脱硝还原剂（氨、尿素） 第六章：拥有的技术和工程实例
1.1火电机组NOx排放特征
根据官方统计，截至07年底，已
再燃烧技术的脱硝效率一般可达40%，但需对原燃烧系统和制粉系统 （采用超细煤粉的场合）及炉体实施较大的改造。
2.4 烟气再循环
再循环烟气会将燃料所需之氧剥夺,使火焰温度降低,从而减少氮氧化物的 生成。
30%的烟气混入一次风，可降低30-40%氮氧化物的生成。
再循环方式有将烟气引入送风机入口或将烟气吹进二次风风箱以与二次 风混合等方式。
不导致SO2/SO3氧化 5~10ppm
不会因催化剂导致SO2/SO3的 氧化，造成堵塞或腐蚀的机会 为三者最低
重点区域200
650
其他区域400 1）
450
150
200
200
200 3）
400
2015-01-01 2010-01-01
重点区域 200 其他区域 400
150
200
重点区域 200 其他区域 400
150
200
燃气轮机组
天然气 燃油或其他燃气燃料
80
80
50
50
150
150
120
120
火电厂氮氧化物排放控制 征求意见稿
单位mg/Nm3
时段
第1时段
第2时段
第3时段
实施时间
2010-01-01 Vdaf﹤10%
2010-0101
烟气脱硝技术解析
国内主流烟气脱硝技术解析氮氧化物(NO )是污染大气的主要污染物之一，主要来自化石燃料的燃烧和硝酸、电镀等工业废气以及汽车排放的尾气，其特点是量大面广。
难以治理。
含有氮氧化物的废气排放，会给生态环境和人类生活、生产带来严重的危害。
根据国家环境保护总局有关研究的初步估算，2000年中国NO 的排放量约为1500万t，其中近7O%来自于煤炭的直接燃烧，固定源是NO 的主要来源。
鉴于中国今后的能源消耗量将随着经济的发展而不断增长，因此，NO 的排放量也将持续增加。
据估算，到2010年，中国NO 排放量将达到2194万t。
如果不加强控制，NO 将会对大气环境造成更为严重的污染。
目前，处理氮氧化物废气的方法主要有液体吸收法、固体吸附法、等离子活化法、催化还原法、催化分解法、生物法等，近年来随着世界环境问题的日益突出工业释放的废气所造成的空气污染受到广泛的关注。
本文介绍几种比较有价值的烟气脱硝技术。
1、干法烟气脱硝技术干法脱硝技术主要有：选择性催化还原法、选择性非催化还原法、联合脱硝法、电子束照射法和活性炭联合脱硫脱硝法。
选择性催化还原法是目前商业应用最为广泛的烟气脱硝技术。
其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入氨或者尿素等脱硝反应剂，将一氧化氮还原为氮气，脱硝效率可达90%以上，主要由脱硝反应剂制备系统、反应器本体和还原剂喷淋装置组成。
选择性非催化还原法工艺原理是在高温条件下，由氨或其他还原剂与氮氧化物反应生成氮气和水。
该工艺存在的问题是：由于温度随锅炉负荷和运行周期变化及锅炉中氮氧化物浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。
联合烟气脱硝技术结合了选择性和非选择性还原法的优势，但是使用的氨存在潜在分布不均，目前没有好的解决办法。
活性炭法是利用活性炭特有的大表面积、多空隙进行脱硝。
烟气经除尘器后在90~150℃下进入炭床(热烟气需喷水冷却)进行吸附。
优点是吸附容量大，吸附和催化过程动力学过程快，可再生，机械稳定性高。
湿法烟气脱硝技术现状及发展
湿法烟气脱硝技术现状及发展一、本文概述随着全球能源结构的转变和工业化的快速发展，氮氧化物（NOx）排放问题日益严重，对大气环境和人类健康构成了严重威胁。
烟气脱硝技术作为降低NOx排放的重要手段，近年来得到了广泛关注。
其中，湿法烟气脱硝技术以其独特的优势，在众多脱硝技术中脱颖而出，成为当前研究的热点。
本文旨在全面概述湿法烟气脱硝技术的现状与发展，通过对其基本原理、技术特点、应用现状以及存在问题等方面的深入分析，展望其未来的发展趋势，为相关领域的研究与实践提供有益参考。
本文将首先介绍湿法烟气脱硝技术的基本原理和技术特点，包括其脱硝机理、工艺流程、主要设备等。
随后，将重点分析当前湿法烟气脱硝技术的应用现状，包括其在国内外电力、钢铁、化工等行业的实际应用情况以及取得的成效。
在此基础上，本文将探讨湿法烟气脱硝技术存在的问题和挑战，如设备腐蚀、二次污染、能耗较高等问题，并提出相应的解决策略和发展方向。
本文将展望湿法烟气脱硝技术的未来发展趋势，包括技术创新、成本控制、环境友好等方面的进步，以期为相关领域的可持续发展提供有益启示。
二、湿法烟气脱硝技术现状当前，湿法烟气脱硝技术在全球范围内得到了广泛的研究和应用。
该技术以其处理效率高、反应速度快、设备投资少等优点，在烟气脱硝领域占据了重要地位。
然而，湿法烟气脱硝技术也面临着一些挑战，如废水处理、二次污染等问题。
在湿法烟气脱硝技术的研究和应用中，吸收剂的选择是关键技术之一。
目前，常用的吸收剂包括碱性溶液、氧化剂和还原剂等。
这些吸收剂通过与烟气中的氮氧化物发生化学反应，将其转化为无害或低毒的物质。
然而，吸收剂的选择需要根据烟气成分、脱硝效率、运行成本等因素进行综合考虑。
除了吸收剂的选择，反应器的设计也是湿法烟气脱硝技术的关键。
反应器需要具备良好的传质、传热和反应性能，以确保烟气与吸收剂充分接触和反应。
反应器的结构也需要考虑操作方便、维护简单等因素。
在实际应用中，湿法烟气脱硝技术还需要解决废水处理问题。
燃煤电厂脱硝技术综述
燃煤 电厂脱硝 技术综述
白 杨
（ 辽宁省环境监控 中心 ， 辽 宁 沈阳 １ １ ０ １ ６ １ ）
摘 要： 随着大气环境质量的 日益 恶化 ， 人们的环保 意识逐渐增强 ， 如何降低燃煤电厂 Ｎ Ｏ 的排放成为迫切 需要解决的 问题。 本 文介 绍 了燃煤电厂 中 Ｎ Ｏ 的形成机理 ， 并对低 氮燃烧技术及 选择性催化还原烟气脱硝技术特点进行探讨 ， 对燃煤 电厂降低烟气 中 Ｎ Ｏ 排放具
２ 燃煤 电厂氮 氧化物 的产 生途径
４ Ｎ Ｈ３ ＋ ２ Ｎ Ｏ ２ ＋ ０ ２ － － ￣ ３ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０ （ ２ ）
１概述
燃煤发电厂化石燃料燃烧时产生的氮氧化物主要包括 Ｎ Ｏ 、 Ｎ Ｏ 及 ４ Ｎ Ｈ３ ＋ ６ Ｎ Ｏ ￣５ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０ （ ３ ） Ｎ ０ ， 其中 Ｎ Ｏ占比例最大。燃煤发电厂中氮氧化物的产生量与进入反 ８ Ｎ Ｈ３ ＋ ６ Ｎ Ｏ 厂岬Ｎ ２ ＋ １ ２ Ｈ ２ ０ （ ４ ） 应系统的总氮量及燃烧方式密切相关 ，氮氧化物产生方式主要有燃料 由于烟气氮氧化物中 Ｎ Ｏ占 ９ ０ ％以上 ，所以脱硝的反应以反应（ １ ） 型（ ｒ ｕ ｌ ｅ Ｎ Ｏ ） 、 热力型（ ｔ ｅ ｈ ｒ ｍａ ｌ Ｎ ｏ） 及 陕速型（ ｐ ｒ ｏ ｍ ｐ ｔ Ｎ Ｏ 和反应（ ３ ） 为主。 在反应过程中 Ｎ Ｈ 有选择的与 Ｎ Ｏ 反应 ， 最终生成 Ｎ ２ ． １ 燃料型。燃煤中含有一定量的氮元素 ， 含量在 Ｑ ５ ％一 ２ ． ５ ％之间， 和Ｈ ： ０ 。在没有催化剂的情况下 ， 此类反应进行的温度区间较窄 ， 不适 通常以氮原子与各种碳氢化合物结合成氮的环状或链状化合物的形式 合于电厂的实际生产 ， 在选用适当的催化剂的条件下 ， 可以降低反应适 存在。 在燃烧时空气 中的氧与氮原子结合生成氮氧化物 ， 称之为燃料型 应的温度 ， 加快反应进度日 。 ＮＯ 。 ３ ． ２ ． ２ 选择陛催化还原法（ ｓ ｃ Ｒ） 催化剂 。 催化剂是烟气脱硝选择 『 生 催 ２ ． ２ 热力型。 空气中的氮气在煤燃烧状态下氧化所生成的氮氧化物 化还原法的关键 。 催化作用的原理是 Ｎ Ｈ 吸附在催化剂表面， 与Ｎ Ｏ反 被称之为热力型 Ｎ Ｏ 。根据前苏联学者吉利多维奇提出的机理 ， 空气中 应 ， 最终生成 Ｎ ： 和Ｈ ０ 。作用过程 ： （ １ ） Ｎ Ｈ 、 Ｎ Ｏ 和０ 从电厂烟气中扩 的氮气在高温中经过一系列反应被氧化。所经过 的反应如下 ： 散到催化剂表面并进一步向催化剂表面微孔扩散； （ ２ ） Ｎ ｏ 和０ ： 与在催 Ｏ＋ Ｎ ２ 『 ＿ Ｏ ＋ Ｎ 化剂活 ｌ 生 点的 Ｎ Ｈ 反应生成 Ｎ ： 和Ｈ Ｏ ． （ ３ ） 生成的 Ｎ 和Ｈ ２ ０从催化剂 Ｎ＋Ｏ厂 ０＋０ 表面逐步扩散到外界环境 中。目前 ， 催化剂的种类主要有 ： 贵金属催化 在富燃料状态下会发生如下反应： 剂； 金属氧化物催化剂 ； 沸石分子筛催化剂 ； 活性炭催化剂。工业用较多 Ｎ＋０Ｈ— ０＋Ｈ 的为金属氧化物催化剂 ， 常见的是氧化钛基 Ｖ ０ 一 ＷＯ Ｊ Ｔ ｉ Ｏ 催化剂 。 其 燃烧温度及氧含量对热力型 Ｎ Ｏ 的产生影响巨大。 中Ｖ ０ 是起主要涪胜作用的主催化剂 ； ＷＯ 是能够改善催化剂效能的 ２ ３ 快速型。当燃料中的碳氢化合物富集时， 在燃烧区附近会快速 助催化剂 ； Ｔ ｉ Ｏ ： 是催化剂的载体 。脱硝反应器一般布置在除尘器之前 ， 生成 Ｎ Ｏ 。它是燃躁燃烧时产生烃类（ ｃ Ｈ、 Ｃ Ｈ ： 、 ｃ Ｈ ］ ） 撞击空气中的氮分 恶劣的工作条件给催化剂的应用增加了困难。 为了防止灰尘堵塞 ， 增加 子产生 Ｃ Ｎ、 ＨＣ Ｎ， 而后再氧化成为 Ｎ Ｏ 。 脱硝反应器结构强度 ，一般将催化剂固定在不锈钢板或制成蜂窝陶瓷 在燃煤锅炉中， 快速型 Ｎ Ｏ 产生量较小 ， 在燃用不含氮的碳氢燃料 状，就构成了平板式催化剂和蜂窝式催化剂 ，其中蜂窝式接触面积较 低温燃烧时， 快速型 Ｎ Ｏ 产生才被重点考虑。 大、 脱硝效率较高 ， 市场占有率在 ６ ０ ％以上。 ３控制燃煤电厂中氮氧化物排放的措施 ３ ． ２ ． ３ 选择 陛催化还原法（ ｓ Ｃ Ｒ ） 还原剂。 燃煤电厂使用的脱硝还原剂 针对燃煤电厂中氮氧化物排放的控制方法主要有燃烧中控制和燃 有液氨 、 氨水和尿素 ， 其中较常用的还原剂为液氨和尿素。（ １ ） 液氨法 ： 烧后控制。 燃烧 中控制是指通过调整燃烧方式 、 生产工况来降低氮氧化 液氨由专用的运输车辆运送至电厂储氨罐 ， 经过卸氨压缩机， 将槽车的 物的生成量 ， 主要方法为低氮燃烧技术 ； 燃烧后控制主要指的是烟气脱 液氨送至储氨罐。 而后液氨通过汽化器加热成为气态氨 ， 进入稳定氨气 硝技术Ｈ 。 压力的缓冲罐。 从缓 冲罐调节压力的氨气需要在氨气 ／ 空气混合器中与 ３ ． １ 低氮燃烧技术 。低氮燃烧技术主要包括： 分级燃烧技术 、 浓淡型 来 自 风机的空气充分混合 ， 最后通过注氨格栅均匀的与烟气混合 ， 共同 低Ｎ Ｏ 燃烧器、烟气再循环 Ｎ Ｏ 燃烧器以及其他类型的低 Ｎ Ｏ 燃烧 进入 Ｓ Ｃ Ｒ 催化反应器。 氨气与空气混合物的爆炸极限 是１ ６ ％ － ２ ５ ％ （ 最 器。 易爆炸浓度为 １ ７ ％） ， 液氨属于危险物质 ， 在电厂应用时应采取相应措 低氮燃烧技术具有技术成熟 、 应用广泛 、 结构简单 、 经济有效 、 适合 施保证安全。（ ２ ） 尿素法： 运送至电厂的尿素投 ＾ 搅拌混合罐， 经过搅拌 已 有机组改造等特点。 但一般睛 况， 低氮燃烧技术氮氧化物去除效率不 器的作用， 使尿素完全溶解 ，
脱硝文献综述
二氧化氯湿法洗涤脱除一氧化氮文献综述环工0802 徐亚武摘要：阐明了二氧化氯性质以及我们氮氧化物污染现状和一系列对大气处理控制措施。
关键词：二氧化氯、氮氧化物、脱硝0.前言我国是以燃煤为主的发展中国家,其能源构成以煤炭为主,消耗量占一次能源消费量的76%左右。
随着经济的快速发展，煤耗的增加,燃煤造成的大气污染日趋严重，而氮氧化物（NOx)是其主要成分之一.NOx是NO、NO2、N2O、N2O4、N2O5等物质的总称,由其引起的环境问题以及对人体健康的危害有以下几方面:①NOx 对人体有致毒作用、对植物有损害作用；②NOx是形成酸雨、酸雾的主要原因；③NOx与碳氢化合物共同作用可形成光化学烟雾；④NOx参与臭氧层的破坏。
因此,NOx对大气的污染已成为一个不容忽视的重要问题,控制和治理NOx污染已迫在眉睫，燃煤烟气脱硝是控制NOx污染的一个重要途径。
1.氮氧化物排放标准1.1［1]1。
2从整个排放标准体系来看,对于固定源，排放标准主要是根据设备的种类来区分的，对于移动源，排放标准主要是根据车种分类来区分的,即都是根据排放氮氧化物的设备或设施的不同来区分的,且排放标准在时间上都体现了新源比旧源严格的思想。
2排放标准针对不同的行业或各类污染源的具体特点有所不同。
2。
氮氧化物污染现状2.1氮氧化物（nitrogen oxides）是大气中主要的气态污染物之一。
氮氧化物包括多种化合物,如氧化亚氮(N2O)、一氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2）、三氧化二氮（N2O3）、四氧化二氮（N2O4）和五氧化二氮(N2O5)等.大气中存在的含量比较高的氮氧化物主要包括N2O、NO和NO2。
其中，NO和NO2是大气中主要的氮氧化物,以NOx表示。
大气中的NOx主要来源于2个方面,分别是自然源和人为源。
人为源排放的NOx绝大部分源于燃烧过程。
燃烧源又可分为流动燃烧源和固定燃烧源。
现代火电厂是最大的固定燃烧源，机动车辆是主要流动燃烧源.城市大气中的NOx一般有2/3来自汽车等流动燃烧源的排放， 1/3来自固定燃烧源的排放.无论是流动燃烧源还是固定燃烧源，燃烧产生的NOx主要是NO，占90%以上;NO2的数量很少,仅占5％～10％.目前,我国的NOx年排放量仅次于美国。
烟气脱硝技术
烟气脱硝技术安伟奇化学1801120181120105烟气脱硝技术摘要：随着氮氧化物污染的日趋严重，人们开始思考如何减少烟气中氮氧化物的产生及排放量。
本文简单综述各种烟气脱硝技术并对其进行简单对比，着重对主要的干法烟气脱硝技术中的选择性催化还原( SCＲ)的原理、特点及在工业上的应用进行了阐述，对未来的研究方向和研究前景进行了展望。
1、NO污染现状及危害随着我国城市化进程和社会经济的快速发展，人们面临的大气环境污染问题越来越突出。
其中，氮氧化物(NO x)作为重要的大气污染物之一，是造成酸雨、雾霾、光化学烟雾、温室效应以及臭氧层破坏的重要诱因，同时也对人体健康产生多种急性或潜在性危害(损伤人体中枢神经、刺激呼吸系统、致癌以及影响遗传信息传递等[1]。
氮氧化物包括一氧化氮和二氧化氮等氮化物，有 NO、N2O、NO2、N2O3、N2O4等，其中 NO2、NO 是大气中主要氮氧化物，以NOx表示。
NOx 主要来源于 2 个方面，分别为人为源和自然源，人为源排放的NOx绝大多数源于燃烧过程[2]。
在 NOx中 NO 占 90%以上，NO2 的数量很少，仅占 5%~10%。
近年来由于我国的大气污染越来越严重，政府对NO X排放的控制力度也越来越大，“十二五”期间，国家将NO X列入约束性指标，要求减排幅度为8% ～10%，“十三五”期间，国家将NO X纳入总量控制指标体系，要求“十三五”期间NO X 排放总量减少15%[3]。
NO x的人为排放主要来源于燃煤燃油等工业烟气和机动车尾气排放，全世界每年人为排放NO x总量已超过5 X 105吨。
《2015 年环境统计年报》数据表明，工业NO x排放占全国NO x排放总量的63.8 %，是NO x污染源的主要来源。
因此，实现工业污染源NO x排放的有效控制对于大气环境的改善具有重要意义[4]。
2、现有脱硝技术目前，控制燃烧产生的NOx 主要三种形式：燃料脱氮、改进燃烧方式和生产工艺脱硝、烟气脱硝。
烟气脱硝技术的发展现状及未来趋势
烟气脱硝技术的发展现状及未来趋势近年来，环保问题愈来愈受到人们的关注。
其中，作为大气污染的主要源头之一的烟气排放问题，一直是环保领域研究的重点。
烟气脱硝技术是一种有效的减少大气污染的方法，本文将对烟气脱硝技术的发展现状及未来趋势进行探究。
烟气脱硝技术简介在烟气中，SOx是对环境造成最大影响的污染物质之一。
而烟气脱硝技术就是针对其中的氮氧化物（NOx），采用一系列化学反应将其转化为无毒的氮气和水蒸气，从而实现脱硝的过程。
烟气脱硝技术的种类比较多，主要包括选择性催化还原法（SCR）、非选择性催化还原法（SNCR）、湿式法等。
其中，SCR技术因其高效率、高精度、良好的稳定性和适应性等特点，被广泛应用于火力发电、钢铁、石化等行业。
烟气脱硝技术的发展现状随着国家环保政策的推进，烟气脱硝技术得到了广泛的应用。
特别是在火力发电和钢铁行业，烟气脱硝技术的应用比较普遍。
在国内的应用中，SCR技术受到了较高的关注。
据统计，目前全国SCR技术的装机容量已经达到了10万兆瓦以上。
其中，京能集团、大唐集团、华能集团等大型发电企业已经拥有了较为完备的烟气脱硝技术研究和应用体系。
此外，从技术升级的角度来看，国内的烟气脱硝技术也在不断地进行优化。
比如，将SCR技术与湿式脱硫技术相结合，形成了一种新的技术方案，可以实现对火力发电厂烟气各种污染物的一次净化。
烟气脱硝技术的未来趋势未来，烟气脱硝技术将面临诸多挑战。
首先是技术方面的问题。
虽然SCR技术在各方面表现出色，但仍存在催化剂易老化、催化剂在高温环境下失活等问题。
这些问题导致SCR技术的运行成本较高，因此未来需要通过技术创新来降低其成本。
其次，采用无催化剂脱硝技术的发展方向也值得重视。
因为无催化剂的脱硝技术不仅可以降低运营成本，而且还可以有效减少废弃物产生。
目前，我国的无催化剂脱硝技术已经开始在实际应用中得到体现，未来将会成为发展烟气脱硝技术的重要方向之一。
最后，监测技术的提升也是烟气脱硝技术未来的发展趋势之一。
烟气脱硝技术阐述
烟气脱硝技术阐述燃煤火电厂大气污染物（特别是NOX ）的排放对生态环境的影响将越来越严重。
为此，必须加大污染治理力度，努力改善大气环境质量，提高污染物排放的标准。
随着国内社会经济的发展、科技的进步，人民们生活水平的日益改善，社会对环境的重视达到了空前的高度。
在国家能源环保政策的鼓励下，烟气脱硝装置成为继脱硫装置后电厂建设的重要组成部分。
这对我国电力事业的发展包括设计、运行和维护等提出了新的要求。
一、脱硝基本技术及概念降低NOx排放主要有两种措施：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx 燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。
由于炉内低氮燃烧技术的局限性，对于燃煤锅炉，虽然采用改进燃烧技术可以达到一定的脱除Nox 效果，但脱除率一般不超过60 % ，Nox 的排放仍不能达到令人满意的程度。
为了进一步降低Nox 排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。
目前工业上应用的炉后脱硝可分为选择性非催化还原法（SNCR ），选择性催化还原法（SCR ）。
河北建投沙河电厂一期工程烟气脱硝采用SCR技术，在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是目前脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术，目前已成为国内外电站脱硝广泛应用的主流技术。
SCR 技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性地与NOx 反应生成N2 和H2O，而不是被O2 所氧化，故称为“选择性”。
SCR 系统包括反应器系统、氨存储及供给系统、氨喷射系统及相关的调节控制系统。
SCR 工艺脱硝反应在反应器内进行，反应器一般有垂直和水平气流两种布置方式，如图1 所示。
在燃煤锅炉中，烟气含尘量很高，一般采用垂直气流方式。
在SCR 系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、NOx 浓度、SO3 浓度、催化剂劣化速度和氨逃逸率等。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，而每种催化剂又具有最佳反应温度，因此烟气温度直接影响反应的进程。
燃煤烟气脱硝技术原理
燃煤烟气脱硝技术原理燃煤烟气脱硝技术是以硝酸盐还原为主要手段，采用化学物理方法对燃煤烟气中的氮氧化合物进行脱除的方法。
该技术的原理是通过在一定条件下，使氨(或尿素)与烟气中的NOx反应生成氮和水，完成氮氧化物的脱除。
脱硝反应分为两个步骤，一是氮氧化物的还原，即NOx+NH3→N2+H2O或NOx+NH3→N2O+H2O。
二是生成硫酸，即SO2+H2O+1/2O2→H2SO4。
在烟气脱硝的过程中，赖于光催化氧化、吸附、还原等不同的反应机制实现。
催化氧化是指将氨氧化为氮气，然后与烟气中的氮氧化物进行化学反应。
吸附中，按照煤粉脱硝和液氨脱硝两种方法进行实现。
煤粉脱硝是指将煤粉与其它还原剂混合后在烟道上干蒸气，使NOx在一定的温度范围内被还原为N2。
液氨脱硝是指将液氨喷入热烟气中，形成一定的反应温度和空间，并与旋转喷头发生反应生成N2和H2O。
硝酸盐还原反应可以发生在酸性、中性和碱性介质下，其所有反应都需要NH3(或其它还原剂)存在。
烟气中NO的还原可由NH3分解得到，因此就有SO2/NH3对NO的协同作用。
另外，由于硝酸盐还原的反应速率常常很慢，因此在催化剂的存在下可以加速反应速率，提高还原效率。
烟气脱硝的反应条件是越高越好，但是过高的反应温度受到两个方面的限制。
其一是由于烟气中水分分压随温度升高而升高，反应产生成烟气中水的水解也会升高，形成的氨水会使脱硝机组结垢，影响脱硝效率；其二是催化剂失活的问题。
由于烟气脱硝催化剂往往不稳定，容易失活变质，化学反应速率也会下降，因此温度控制比较关键。
总之，燃煤烟气脱硝技术通过利用化学物理反应原理，结合催化剂作用，可有效地降低燃煤发电厂烟气中氮氧化物的浓度，达到环境保护要求。
但在实践中应根据不同的工艺条件和排放标准选择合适的脱硝技术，以取得更好的脱硝效果。
烟气脱硝技术综述
烟气脱硝技术综述发表时间：2020-11-05T10:09:33.283Z 来源：《基层建设》2020年第18期作者：孙思思[导读] 摘要：电厂锅炉运行下会产生大量的烟气，烟气中含有的有毒有害气体严重污染大气环境。
江苏爱尔沃特环保科技有限公司江苏徐州 221000摘要：电厂锅炉运行下会产生大量的烟气，烟气中含有的有毒有害气体严重污染大气环境。
文章通过对电厂眼球脱硫脱硝技术的重要性进行分析，并探讨电厂常用的烟气脱硝技术措施。
关键词：烟气脱硝；电厂锅炉；锅炉脱硝；脱硝技术引言火电厂中锅炉在生产过程中，经燃烧会形成烟气，那么烟气中便包含大量的二氧化硫与氮氧化物等，这些污染物的存在会导致环境污染，并且威胁到人们的身体健康。
以往火电厂在脱硫脱硝技术的使用上，主要是以控制烟气中的污染物含量为目标，尽管在一定程度上已经获得了良好的成效，但是传统工艺操作比较复杂，造价成本也比较高，增加了综合调控排放更低的难度。
为了改善这些问题，烟气脱硝协同控制技术得到应用，1火电厂排放有毒气体脱硫脱硝技术的发展火电厂发电要燃烧掉大量的煤炭，在此期间会出现非常多的有害气体，其中主要包括氮氧化物、二氧化硫等，会给大气环境造成很大的破坏。
而我国为让生态环境免遭污染，从发达国家引进了脱硫脱硝技术，并进行了全面的研究，同时再此基础上进行了功能开发。
当前，我国大量的火电厂在利用煤炭进行发电的过程中，都开始采用烟气脱硫技术。
而若想得到合理的使用，则一定要采用石灰石-石膏法，而一些火电厂不但采用了烟气脱硫技术，同时也采用了另外的一些烟气处理方式，其中主要包括喷雾半干法、海水脱硫发等。
此外，由于社会的进步，使得人们越来越重视环保工作，这使得脱硫技术获得了更为广阔的发展空间。
不过只是采用脱硫技术这难以满足人们日益增长的环保要求，因此有必要把脱硫脱硝技术进行结合，从而便可以改善火电厂烟气污染的严重度。
2烟气脱硝技术分析2.1半干式脱硫技术半干式脱硫是一个复杂的过程，其中不仅涉及到了各种化学和物理反应还包含了气液固三相之间的相互转换。
烟气脱硝技术解析及目前常用的脱硝工艺技术
烟气脱硝技术解析及目前常用的脱硝工艺技术
由于炉内低氮燃烧技术的局限性, 对于燃煤锅炉,采用改进燃烧技术可以达到一定的除NOx 效果,但脱除率一般不超过60 %。
使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOX 的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。
目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类，其中：1）干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法；
2）半干法有活性炭联合脱硫脱硝法；
3）湿法有臭氧氧化吸收法等。
就目前而言，干法脱硝占主流地位。
其原因是：NOx 与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收；NOx 经还原后成为无毒的N2 和O2，脱硝的副产品便于处理；NH3 对烟气中的NO 可选择性吸收，是良好的还原剂。
湿法与干法相比，主要缺点是装置复杂且庞大；排水要处理，内衬材料腐蚀，副产品处理较难，电耗大（特别是臭氧法）
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脱硝催化剂简介-清华
运行时间(h)
耐久性测试
工业规模测试
石景山热电厂1号机组（220MW)
工业规模测试
工业规模测试
工业规模测试结果
初步测试结果表明：
初始NO为170 ppm 喷氨量为70 %，90 %时，NO转化率
可达到68 %，89 %。 脱硝效果主要来自第一层催化剂 NH3逃逸和SO2氧化符合工业应用要
Xinfang Yang, Bo Zhao, Yuqun Zhuo, Yang Gao, Changhe Chen and Xuchang Xu. DRIFTS study of ammonia activation over CaO and sulfated CaO for NO reduction by NH3. Environ. Sci. Technol. 2011, 45: 1147-1151. （SCI收录, 检索号：711HG）
期间发表学术论文11篇，其中国际期刊SCI收录4篇，Ei收 录6篇，申请专利2项目。（其中一项已授权）
发表文章和申请专利
发表文章情况:
Yufeng Zhao, Bo Zhao, Yuqun Zhuo, Changhe Chen, Xuchang Xu. Studies of the mechanism of ironbased sulfates catalyst for selective catalytic reduction of NO by NH3. Aisa-Pacific Journal of Chemical Engineering. 2011.（SCI收录, DOI:10.1002/apj.610）
烟气脱硫、脱硝及除尘技术研究进展文献综述
文献综述烟气脱硫、脱硝及除尘技术研究进展一、前言部分我国能源结构是以燃煤为主，煤烟型污染的控制是大气环境保护的重点。
应因地制宜、结合国情，根据地区大气环境的特点，开发应用成熟技术、实用技术。
在除尘方面，在满足环境质量标准和排放标准的前提下，小型电厂锅炉除尘可选择单元复合多管式除尘器和陶瓷多管除尘器；对于中大型电厂锅炉除尘优先采用多级静电除尘器和袋式除尘，以满足环境质量标准要求。
在脱硫脱硝方面，可通过选择低硫煤（0，7%以下），采用循环流化床锅炉，而且在燃烧过程加入石灰石为主的脱硫剂，可以有效的控制SO2的排放。
相对较低的燃烧温度也大大降低了NOx的生成。
烟气脱硫，我国先后引进并建成了包括石灰石/石灰—石膏法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙炉后活化干法、海水洗涤法和电子束法的示范工程，为电厂因地制宜选用不同的烟气脱硫工艺提供样板。
但湿法脱硫工艺是世界上应用最多最为成熟的技术，也是我国重点发展的脱硫技术。
我国低NOx燃烧技术也发展很快，通过空气分级燃烧、尾气再循环等改变燃烧条件和燃烧方式，控制燃烧温度,以减少NOx的产生。
结合我国国情开发电子束脱硫脱硝技术等，使其SO2、NOx资源回收利用，将会有广阔的应用前景。
注重选择引进国外先进、实用技术，通过消化吸收、加速使其国产化、配套化，降低造价。
[1]从而可知对于除尘、脱硫、脱硝处理系统的研究对现在的社会发展和未来有着重大的意义。
二、主题部分随着国民经济的迅速发展，我国已经成为能源生产和消费大国，在此产生的二氧化硫和氮氧化物的排放量也逐年增加，目前已经居世界第一位。
由于我国的经济结构和社会生活建立在国产能源的基础上，而煤炭又占常规能源探明储量的90%，因此，在今后相当长的时期内，煤炭仍将是我国的主要能源，据有关统计:若不采取有效的削减措施，2020年我国SO2:排放量将达到3500万吨，N O x排放量将达到2700万吨之多[2，3，4]其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90%以上，火电站是我国的主[5]要耗煤大户，其次是工业锅炉和取暖锅炉。
烟气脱硝技术
我国烟气脱硝技术综述摘要：氮氧化物(NO x)是火电厂排放的主要气体污染物之一。
本文介绍了国内外火电厂脱硝技术的现状与最新进展，分析了各种工艺过程的技术原理、技术特点及应用现状，为各燃煤电厂控制有害气体排放提供参考。
关键字：氮氧化物火电厂脱硝技术1 引言氮氧化物(NO x)是锅炉排放气体中的有害物之一。
NO x有6种不同形式：一氧化二氮(N2O)、氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2)、三氧化二氮(N2O3)、四氧化二氮(N2O4)和五氧化二氮(N2O5)。
其中NO和NO2是重要的大气污染物。
在煤燃烧过程中，生成NO x的途径有三个：（1）热力型NO x，它是空气中氮气在高温下氧化而生成的NO x；（2）燃料型NO x，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化生成的NO x；（3）快速型NO x，它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团等反应生成的NO x。
氮氧化物(NO x)引起的环境问题和人体健康危害主要有以下几个方面：（1）NO x对人体的致毒作用，危害最大的是NO2，主要影响呼吸系统，可引起支气管炎和肺气肿等疾病；（2）NO x对植物的损害；（3）NO x是形成酸雨、酸雾的主要污染物；（4）NO x与碳氢化合物可形成光化学烟雾；（5）NO x参与臭氧层的破坏。
所以，在大气环境的治理方面NO x的控制和治理尤为重要。
2 我国主要的脱硝技术对于煤粉锅炉而言，最主要的污染物是粉尘、SO2、NO x，其中前两者已经有一些比较成熟的解决方法，而对于NO x污染则主要从三个方面着手：（1）采用低NO x燃烧技术，降低炉内NO x生成量；（2）炉膛喷射脱硝技术，在一定的温度条件下还原已经生成的NO x，以降低其排放量；（3）在烟道尾部加装脱硝装置，把烟气中的NO x转变成为无害的N2或有用的肥料。
2.1低NO x燃烧技术低NO x燃烧技术是指通过燃烧降低NO x的生成量的技术，其主要途径如下：（1）选用N含量较低的燃料，包括燃料脱氮。
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硫化物,硝化物和粉尘联合控制工艺
近年来,美国巴布科克.威尔科克斯(B&W)公 司开发了一种SNRB技术.其特点是使用一种高 温布袋除尘器,将脱硫脱硝和除尘结合到一起. 其原理为:将钙基或钠基碱性吸收剂喷入烟气 中脱硫,将高温催化剂喷入耐高温陶瓷纤维袋 内并通过喷氨脱硝,高温脉冲喷射布袋除尘.
SCR喷氨法催化剂反应器(SCR反应 器) 置于空气预热器前的高尘烟气中
NH3+空气 NH3
SCR反应器 锅炉
NH3
NH3储罐蒸发器 空气预热器 去湿法烟气脱 硫系统
静电除尘器
空气
此时,烟气中含有飞灰,二氧化硫,故反应器在
“ 不干净”的高尘烟气中.但此处温度在300到 500oC之间,适用于多数催化剂,但寿命受下列因 素影响: 烟气飞灰中Na,K,Ca,Si,As会使催化剂中毒或 污染. 飞灰对催化剂反应器的磨损和使催化剂反应器 蜂窝堵塞. 如烟气温度升高,会使CATA.烧结或使之再结晶 失效. 如烟气温度降低,氨会和三氧化硫生成硫酸氢 铵,堵塞烟道. 高活性CATA.会使二氧化硫氧化成三氧化硫.
烟气SCR脱硝法采用催化剂促进氨与还原反应。
若使用钛和铁氧化物类催化剂，其反应温度为 300oC至400oC，当采用活性焦炭时，其反应温 度为100oC至150oC。
根据CATA. 反应器在锅炉尾部烟道的位置,有
三种方案: (1)在空气预热器前350摄氏度位置. (2)在静电除尘器和空气预热器之间 (3)布置在FGD(湿法烟气脱硫装置)之后
(3)臭氧氧化吸收
NO+O3---NO2+O2 N2O5 +H2O---2HNO3 (4)高锰酸钾氧化吸收法
2NO+O3---N2O5
清洁烟气
喷 喷 入 入 碱 氨
烟气入口
高 温 陶 瓷 纤 维 袋
SOx-NOx-RoxBox(SNRB)工艺流程
5.2
湿法烟气脱硝 (1)同时脱硫脱硝的湿式系统 -------石灰/石膏法:采用生石灰,消石灰和微粒 碳酸钙制成吸收液,加入少量硫酸,将其PH调制44.5,在洗涤塔内反应如下: Ca(OH)2+SO2---CaSO3+H2O CaSO3+SO2+H2O---Ca(HSO3)2 NO+2Ca(HSO3)2+H2O---1/2N2+2CaSO4.2HO+2SO2 NO2+2Ca(HSO3)2+2H2O---1/2N2+2CaSO4.2HO+2SO2 --------氨/石膏法 (2)二氧化氯氧化吸收
选择性非催化脱硝法(SNCR)炉墙上 多层氨喷口位置示意图
喷入氨/尿素
1050oC-950oC
燃烧器
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
烟气
5．烟气处理降低NOx排放技术
各种低燃烧技术是降低燃煤锅炉排放值最主要
亦较经济的技术。但一般只降低排放50%左右。 据环保法对排放的要求，应低于40%方可，故 应考虑燃烧后的烟气脱硝处理技术。 5.1 干法烟气脱硝 包括使用催化剂来促进还原反应的选择性催化 脱硝法（SCR）、电子束照射法和同时脱硫脱 硝法。
NOx的产生机理及排放控制 技术（下）
清华大学煤清洁燃烧技术重点实验室
清华大学煤清洁燃烧国家工程研究中心
清华大学的方案
1. 一次风入口; 2. 多功能浓淡分流装置; 3. 稀相气流; 4. 浓相气 流; 5. 预热段(漩涡室); 6. 稳燃区; Wx. 出口截面流速.
多级浓缩直流煤粉燃烧器原理图
若喷入的氨未充分反应，则泄漏的氨会到锅炉
炉尾部受热面，不仅使烟气飞灰容易沉积在受 热面，且烟气中氨遇到三氧化硫会生成硫酸氨 （粘性，易堵塞空气预热器，并有腐蚀危险）。
总之，SNCR喷氨法投资少，费用低，但适用范
围窄，要有良好的混合及反应空间、时间条件。 当要求较高的脱除率时，会造成氨泄漏过大。
4．炉膛喷射脱硝
实质为向炉膛喷射某种物质，可在一定温 度条件下还原已生成的一氧化氮，以降低的排 放量。包括喷水法、二次燃烧法、喷氨法。
4.1 喷水法反应为：
但一氧化氮氧化较困难，需喷入臭氧或高锰酸
钾，不现实。
4.2喷二次燃料： 即前述燃料分级燃烧，但二次燃料不会仅选择
锅炉
NH3储罐 蒸发器
空气预热器
静电除 尘器 空气
湿法烟 气脱硫 系统
气/气加热器
去烟囱
布置在静电除尘器和空气预热器之间 布置在FGD(湿法烟气脱硫装置)之后其优点显
而易见,此时可使用高活性CATA.且结构紧凑, 其寿命较长.问题:反应器在FGD之后,温度仅有 50-60度,故需加热升温。
NO反应，它还会与氧气反应，使烟气温度上升。
4.3 喷氨法（尿素等氨基还原剂） 由于氨只和烟气中反应，而一般不和氧反应，
这种方法亦称选择性非催化剂吸收（SNCR）法。 但不用催化剂，氨还原NO仅在950－1050这一 狭窄范围内进行，故喷氨点应选择在炉膛上部 对应位置。 采用炉膛喷射脱硝，喷射点必须在950－1050 摄氏度之间。 喷入的氨与烟气良好混合是保证脱硝还原反应 充分进行、使用最少量氨达到最好效果的重要 条件。
SCR喷氨法催化剂反应器置于空气 预热器与静电除尘器之间
空气 NH3+空气 NH3
锅炉
NH3储罐 蒸发器
SCR反应器 空气预热器 湿法烟 气脱硫 系统
空气
静电除 尘器
去烟囱
SCR喷氨法催化剂反应器布置在
FGD(湿法烟气脱硫装置)之后
空气 NH3+空气 NH3 气/油燃烧器或 蒸汽换热器 SCR反应器