火电厂脱硝技术综述
火电厂脱硝技术综述
火电厂脱硝技术综述发布时间：2021-09-29T05:10:07.701Z 来源：《当代电力文化》2021年第15期作者： 1.甘毓霖 2.周军 3.周腾文[导读] 电力工业是国民经济发展提供能源的基础性行业，同时也是社会发展和人民生活的公用性事业1.甘毓霖2.周军3.周腾文1.3.华能井冈山电厂2.华能荆门热电有限责任公司摘要：电力工业是国民经济发展提供能源的基础性行业，同时也是社会发展和人民生活的公用性事业。
由于我国的能源结构是以煤炭为主，火力发电一直在我国的电力结构中占据主导地位。
而火力发电技术需要煤炭资源，在燃烧过程中不仅产生大量的烟尘，还会释放二氧化硫、氮氧化物等污染物。
为减少对大气的污染，火力发电企业都使用了脱硫脱硝技术，控制排放的同时也提高了能源效率，取得了社会效益和经济效益双丰收。
脱硫脱硝工艺设计是双丰收最核心的保证。
本文主要分析火电厂脱硝技术综述。
关键词：火电厂；大气环境；污染问题；烟气脱硫脱硝技术；节能环保引言近年来，我国烟气脱硫脱硝技术的应用范围不断扩大，该技术能够对烟气污染问题进行较好地处理，达到节能降耗的目的，其中脱硫技术涉及到多种脱硫剂类型，包括：氨基脱硫技术、钙基脱硫技术、镁基脱硫技术等，且结合脱硫脱硝操作的产物可将这些类型分成干法烟气处理技术、半干法烟气处理技术、湿法烟气处理技术。
当前我国的烟气脱硫脱硝技术水平不够成熟和完善，依然存在一定的资源浪费问题，故而相关研究人士依然需要注重该技术的研究，通过进一步优化运用和合理设置烟气脱硫脱硝技术，来显著提高烟气污染物处理效果，并进一步提升火电厂生产的环保性。
1、常用脱硫脱硝技术介绍按工艺流程划分，脱硫脱硝技术可分为燃烧前脱硫脱硝、燃烧中脱硫脱硝以及烟气同时脱硫脱硝；按脱硫剂划分，可分为钙基脱硫工艺、钠基脱硫工艺、氨基脱硫工艺、镁基脱硫工艺等；按脱硫脱硝产物划分，可分为干法、半干法和湿法。
电力行业现行的主要技术包括：氯酸氧化技术、烟气净化技术、活性焦炭技术、低氮燃烧技术、石灰石-石膏技术、海水脱硫技术、高能辐射技术。
火力发电厂脱硫脱硝工艺
排放总量：衡量排放污染物总量的重要指标，通常要求达到国家或地方标准
2
3
4
1
环保效益
01
减少二氧化硫排放，降低酸雨危害
03
降低温室气体排放，减缓全球变暖
02
减少氮氧化物排放，减轻大气污染
04
保护生态环境，促进可持续发展
经济效益
减少环境污染：降低二氧化硫和氮氧化物的排放，改善空气质量
01
节省能源：减少燃料消耗，降低生产成本
02
提高生产效率：减少设备维护和停机时间，提高生产效率
03
增加企业竞争力：满足环保法规要求，提高企业形象和竞争力
04
谢谢
汇报人名字
结构：包括塔体、喷淋系统、除雾器等
工作原理：利用碱性溶液吸收二氧化硫和氮氧化物，生成亚硫酸盐和硝酸盐
特点：高效、节能、环保，可有效降低烟气中的污染物排放
反应器
作用：用于脱硫脱硝反应的进行
工作原理：利用化学反应原理，将烟气中的硫氧化物和氮氧化物转化为无害物质
性能要求：耐高温、耐腐蚀、耐磨损，保证反应器长期稳定运行
结构：包括反应器本体、催化剂、气体分布器等
除尘器
作用：去除烟气中的粉尘和颗粒物
1
原理：利用惯性、重力、离心力等物理原理进行除尘
2
结构：主要由壳体、滤袋、清灰系统等部分组成
3
性能：除尘效率高，运行稳定，维护方便
4
脱硫脱硝效果评价
排放标准
脱硫效率：衡量脱硫效果的重要指标，通常要求达到90%以上
排放浓度：衡量排放污染物浓度的重要指标，通常要求达到国家或地方标准
01
优点：脱硫效率高，可达90%以上
火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨
火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨火电厂锅炉脱硫脱硝技术是指通过一系列化学反应的方法，将锅炉烟气中的硫氧化物（SOx）和氮氧化物（NOx）转化为无害的化合物，以达到减少大气污染物排放的目的。
脱硫技术是指去除烟气中的SOx的方法。
常见的脱硫技术包括石灰石湿法脱硫、海藻酸脱硫、氨法脱硫和选择性催化还原脱硫等。
石灰石湿法脱硫是最为常用的一种脱硫技术，其原理是将石灰石与烟气进行反应，生成石膏（CaSO4·2H2O）来吸附SOx。
海藻酸脱硫是利用海藻酸溶液与烟气进行反应，生成海藻酸盐（CaSO4·0.5H2O）来吸附SOx。
氨法脱硫是通过向烟气中喷射氨水，将SOx与氨水中的氨发生反应，生成硫化氨气体（NH4HSO4），然后在催化剂的作用下，再经过一系列反应转化为硫酸氨。
选择性催化还原脱硫是指在适当温度和氧化还原条件下，通过将氨水或尿素溶液喷射到烟气中，使烟气中的NOx和NH3发生反应，生成氮气和水。
脱硫脱硝技术的选择应综合考虑火电厂锅炉的工艺特点、烟气成分及排放标准等因素。
不同的方法在脱硫脱硝效率、运行成本、投资费用等方面存在差异。
选用合适的脱硫脱硝技术对于提高火电厂锅炉的环保性能非常重要。
随着环保意识的提高和对大气污染物排放标准的不断加大，火电厂锅炉脱硫脱硝技术的研发和应用也得到了广泛关注。
目前，我国在火电厂锅炉脱硫脱硝技术方面已取得了一些进展，但还存在一些亟待解决的问题。
脱硫脱硝技术的运行成本较高，需要进一步研究降低运行成本的方法；脱硫副产物的处理方式还需要进一步完善；部分脱硫脱硝技术对配套催化剂的要求较高，需要提高催化剂的稳定性和寿命等。
火电厂锅炉脱硫脱硝技术的研究和应用是实现清洁能源转型的重要环节。
只有通过不断创新和技术改进，才能有效降低大气污染物排放，保护环境。
火电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术综述 王冬梅
火电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术综述王冬梅摘要：目前随着我国经济的快速发展，与此同时我国的环境问题也十分的严峻，其中烟气的大量排放是造成我国环境污染的重要因素。
大部分的烟气排放是由于煤炭燃烧造成的，我国高达70%的火力发电中煤炭的燃烧过程会产生大量的二氧化硫等物质，排放到空气中会引起酸雨，给环境造成巨大的危害。
现阶段，我国为了缓解烟气排放对空气造成的污染，不断的对烟气脱硫脱硝技术进行研究。
本文对我国脱硫脱硝技术的现状和展望进行分析，研究了基于低温条件的烟气脱硫脱硝技术应用，为我国的烟气脱硫脱硝提供一些建议。
关键词：低温条件；烟气脱硫脱硝技术；应用引言在经济飞跃的背景下，中国每年所消耗的煤炭量也逐年增加，根据国家统计局发布的《2016年国民经济和社会发展统计公报》中，可知用于燃烧的煤炭超过43.6×108t。
煤炭消耗量巨大的火电厂企业每年消耗量都有所增加，火电厂产生的废气也对空气产生了较大的污染，酸雨就是火电厂废气产生的副作用之一，不仅会影响农作物生长，甚至会影响人们的身体健康。
在火电厂脱硫方面，按照相关统计结果，国内投入了7.2×108kW容量的机组设备用于烟气脱硫，脱硫总容量达到了3600×104kW，可以说国内目前使用的燃煤机组已经达到脱硫的目标，但是在改良及开发更好的除尘、脱硝设备方面还有较大的发展潜力。
1我国火电厂烟气脱硫脱硝技术的现状和展望工业的不断发展虽然促进了我国社会经济的发展，但是也造成了较为严重的环境问题，例如温室效应、臭氧空洞、酸雨和光化学烟雾等。
这些环境问题的出现，给人类社会的环境造成了巨大的危害，严重影响了人类社会的可持续发展，对人们的身体健康造成了严重的威胁。
造成这些环境问题的主要原因是由于硫化物和氮化物的大量排放，火力发电厂在进行生产的过程中，排放的烟气中都存在大量的硫化物和氮化物，因此，在火力发电厂中进行烟气脱硫脱硝技术的研究是至关重要的。
现阶段，去除烟气中氮氧化物最为有效的方法是用氨作为还原剂的选择性还原法。
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究随着环境保护意识的不断增强，火电厂脱硫脱硝技术也成为了国内外关注的热点之一。
脱硫脱硝技术是指在燃煤发电厂中，采用各种化学、物理和生物方法削减燃煤烟气中的二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）等有害物质的排放。
本文将就火电厂脱硝技术进行一次深入的探讨，并对脱硫脱硝技术未来的发展进行一定的展望。
一、火电厂脱硫脱硝技术的发展历程20世纪70年代以前，火电厂脱硫脱硝技术基本上还处于空白状态，燃煤发电厂排放的大量二氧化硫和氮氧化物等对环境造成了严重的污染。
为了应对这一严峻的环境问题，世界各国开始了对脱硫脱硝技术的研究和实践，开展了一系列技术攻关工作。
经过近几十年的不懈努力，各国在脱硫脱硝技术领域取得了丰硕的成果，使得火电厂的燃煤烟气排放得到了有效的控制。
1. 脱硫技术原理和方法燃煤发电厂烟气中的二氧化硫主要来自于燃煤过程中硫分的氧化产物，脱硫技术的主要任务就是将烟气中的二氧化硫有效地削减。
目前，常用的脱硫方法主要包括石灰石石膏法、喷射吸收法、氧化吸收法和选择性催化还原法等。
这些方法大大降低了二氧化硫的排放量，有效保护了大气环境。
虽然火电厂脱硫脱硝技术在不断的发展和完善，但是仍然面临一些问题和挑战。
脱硫脱硝技术的运行成本较高，需要消耗大量的化学药剂和能源，给企业的生产经营带来了一定的负担。
脱硫脱硝设备的效率和稳定性有待进一步提高，以适应火电厂高负荷、长周期运行的特点。
脱硫脱硝技术的适用范围有限，目前尚未有一种通用的脱硫脱硝技术，不同的煤种、燃烧方式和烟气成分都需要采用不同的脱硫脱硝技术。
脱硫脱硝技术的安全性和环保效益也亟待进一步提高，减少化学药剂的使用量，降低对环境的影响。
针对火电厂脱硫脱硝技术目前所面临的问题和挑战，未来的发展趋势可能会朝以下几个方向发展。
提高脱硫脱硝设备的运行效率和稳定性，降低运行成本，减少化学药剂的使用量，提高环保水平。
研发新型的脱硫脱硝技术，推广应用更加成熟和高效的脱硫脱硝技术，形成多元化、多层次的脱硫脱硝技术体系。
火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究
火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究近年来，环保问题愈发受到全球的关注，尤其是火力发电厂的烟气排放问题。
烟气中的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，对环境和人类健康造成严重威胁。
为了保护生态环境，火力发电厂需要采取有效的脱硫脱硝技术来降低这些有害物质的排放。
脱硫技术是指通过化学或物理方法将烟气中的二氧化硫转化为其他形式，从而使其不再对环境造成危害。
目前，常用的脱硫技术主要包括石灰石石膏法、海水脱硫法和氨法。
其中，石灰石石膏法是最常用的一种。
该技术通过将石灰石和氧化钙与烟气中的二氧化硫发生反应，生成硫酸钙，然后与水反应生成石膏，最终实现脱硫的效果。
海水脱硫法则是通过将海水喷雾到烟气中，使二氧化硫与海水中的盐发生反应，生成硫酸盐，并通过后续处理将盐回收利用。
氨法是通过将氨气喷入烟气中，形成硫氨酸和硫酸铵来脱除二氧化硫。
与脱硫技术相比，脱硝技术的研究相对较晚。
脱硝技术主要是通过化学反应、吸附和催化等方法将烟气中的氮氧化物转化为无害物质，减少其对大气环境的污染。
目前，常用的脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法和吸收液脱硝法。
其中，SCR法是最为常用的一种。
该技术利用催化剂使烟气中的氮氧化物与尿素或氨气发生反应，生成氮气和水蒸气，从而实现脱硝的效果。
SNCR法则是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，使其中的氨水或尿素与烟气中的氮氧化物发生反应，形成氮气和水蒸气。
研究火力发电厂烟气脱硫脱硝技术的目的是为了最大程度地降低大气污染物的排放，保护生态环境。
在研究过程中，需要考虑以下几个方面。
首先，要对不同脱硫脱硝技术的脱除效率和经济性进行评估。
不同的技术会有不同的成本和效果，需要根据实际情况选择适合的技术。
其次，要研究火力发电厂烟气特性对脱硫脱硝技术的影响。
不同火力发电厂烟气中二氧化硫和氮氧化物的浓度和物理性质会对脱硫脱硝技术的效果产生影响。
最后，要研究脱硫脱硝技术对烟气中其他污染物的影响。
火电厂脱硝技术培训
1.2 主要影响因素
主要影响因素：烟气温度、烟气流速、氧气浓 度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃 逸等
• 烟气温度控制在320～400℃；
• 氧浓度一般控制在 2%～3％； • SO2氧化率<1% • NH3 逃逸 <3ppm
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1.3 催化剂的选择
• • • 平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有 活性成份的载体压制而成； 蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成 型； 波纹状催化剂是丹麦HALDOR TOPSOE A/S公司研发的催化 剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。加工工艺是先制 作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中 浸泡，以使活性成份能均匀吸附在基板上。 各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。
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表1.脱硝技术一般比较
脱硝效率% 所采用的技术 工程造价 运行费用
低氮燃烧技术
SNCR技术 LNB + SNCR技术 SCR技术 SNCR/SCR 混合技术
25-40
25-40 40-70 80-90 40-80
较低
低 中等 高 中等
低
中等 中技术特点
在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率 最高，最为成熟的脱硝技术。1975年在日本Shimoneski电厂建 立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本、欧洲 和美国得到了广泛应用。
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表2. 不同还原剂比较
液氨 项目 反应剂费用 运输费用 安全性 存储条件 储存方式 初投资费用 运行费用 便宜 便宜 有毒 高压 液态 便宜 便宜 较贵 贵 有害 常压 液态 贵 贵 需要高热量蒸发蒸馏水 和氨 需要 最贵 便宜 无害 常压，干态 微粒状 贵 贵 需要高热量水解尿素和蒸 发氨 基本上不需要 氨水 尿素
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。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的加快以及能源消费量的不断增加，燃煤火电厂作为我国主要的能源供应方式，占据着重要的地位。
燃煤火电厂在发电过程中产生的大量烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物等有害物质给环境带来了严重的影响。
为了保护环境，减少空气污染，我国对火电厂烟气的净化技术提出了更高的要求，其中烟气脱硫脱硝技术应用成为了重点。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用与节能环保方面进行探讨。
一、烟气脱硫脱硝技术概述1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术是指利用化学方法或物理方法降低烟气中二氧化硫的浓度，从而减少对大气环境的污染。
目前常见的烟气脱硫方法包括湿法石膏法、干法石灰石法和氨法等。
湿法石膏法是目前应用最为广泛的一种方法，其原理是将石膏与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到脱除二氧化硫的目的。
烟气脱硝技术是指采用各种方法降低烟气中氮氧化物的浓度，从而减少对大气环境的污染。
常见的烟气脱硝方法包括选择性非催化还原（SNCR）、选择性催化还原（SCR）以及催化氧化法等。
SCR技术由于具有高脱硝效率、低能耗和低副产物生成等优点，被广泛应用于火电厂的烟气脱硝工程中。
目前，我国火电厂烟气脱硫脱硝技术应用已取得了显著的成效。
各地燃煤火电厂纷纷按照国家环保政策的要求，进行烟气脱硫脱硝改造，以减少大气污染物排放。
京能集团旗下的燕山热电厂采用了世界先进的湿法石膏法脱硫技术，将烟气中的二氧化硫大幅降低，达到国家排放标准。
与此该公司还引进了SCR脱硝技术，通过对烟气进行催化还原处理，有效降低了氮氧化物的排放浓度。
神华集团、华电集团等国内大型火电企业也在技术改造方面取得了积极成果，不断提高烟气脱硫脱硝技术的应用水平。
1. 节能作用烟气脱硫脱硝技术的应用在一定程度上有助于提高火电厂的能源利用率，达到节能减排的目的。
烟气脱硫过程中所需的吸收剂以及脱硝过程中的催化剂等均属于能源材料的消耗，但通过技术改造和优化设计，可以降低该消耗量，提高设备和反应效率，从而达到节能要求。
燃煤发电机组脱硝技术介绍
3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的原理及布置形方式
➢ 选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）SCR技术
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SCR－选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction）
SCR技术：还原剂（NH3）在催化剂的作用下， 将烟气中NOx还原为氮气和水'。“选择性”
无
存储条件
常压，干态
储存方式
微粒状
设备投资
高
占地
小
初投资
高
设备安全要求
基本上不需要
优点
没有溢出危险，设备占地面 积小，对周围环境要求低
缺点
还原剂能耗大，系统设备投 资和还原剂成本高
液氨
氨水
低
高
中
高
有毒
有害
高
中
高压
常压
液态
液态
低
中
大
大
低
高
有法律规定
需要
还原剂和蒸发液氨成 液体溢出后的扩散范围小于 本低，储存体积小 液氨，浓度范围容易控制
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
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选择性催化还原法（SCR）常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
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4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响
对空气预热器的影响 对引风机和烟道的影响 对锅炉性能与安全性的影响 对锅炉尾部布置的影响
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对空气预热器的影响
加拿大
新西兰 泰国 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北
排放限值
460
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 ，
脱硫脱硝行业技术发展综述
脱硫脱硝行业技术发展综述摘要：综合脱硫技术和脱硝技术是目前我国燃煤发电厂技术气体脱硫过程中的技术。
本文主要描述了发展综合技术在中国煤炭能源产业以及中国面临的一些问题,燃煤电厂实际研究气体技术,从这些结论发展前景集成技术燃煤电厂,我们希望将来我们可以为我们的煤炭能源做出贡献。
关键词:脱硫脱硝；行业技术；发展引进新标准在不同行业中的一些原创环保设施对于中国燃煤锅炉,面对大部分设备现代化,一定可以成为和焙烧装置,全国水泥生产线也将完全现代化和转化为设备。
新标准的实施将导致工业市场的发展，严格的新排放标准也将导致新的脱硫技术和脱盐技术的开发和应用。
本文主要分析了中国的综合燃煤技术，分析了生产过程和各种生产技术，目前中国主要使用了综合脱硫技术和脱硫技术，并指出了它在生产中的实际意义。
一、脱硫脱硝行业发展情况基于石灰岩石膏的传统脱硫化过程，碳排放控制工程规格的低排放要求不断发展新的技术来提高脱硫的效率。
措施的基础上,增加洒水层内性别均衡技术,使用高效喷嘴喷雾喷洒密度,提高效率或增加环改善传统技术特征喷洒空塔过程湿石灰石-石膏还具有技术塔复合技术,以此类推。
技术和分享在于道路安装隔离身体,浆液性游泳池和其他手段实现物理分区悬浮液或依靠自身特点悬浮液形成自然分工来实现pH悬浮液分区管理,完成有效吸收技术气体。
目前，工程应用中更广泛的pH脱硫化技术包括一个/两个塔的双循环，一个单塔的双分区，一个外油轮的pH段等等。
复合塔的脱硫化技术是在吸收塔内安装更强的气体流体迁移部件，如托盘或湍流装置。
通过密封层通过气体的三相传递速度可以大大提高，然后有效吸收二氧化碳的速率可以完成。
目前，在工程应用中广泛使用了复合塔的脱硫化方法，如底座塔和螺旋连接。
此外，根据其适当的技术特征，海水脱硫化过程、假过热层循环脱硫化和氨脱硫化在沿海发电厂也有一些应用，包括循环假硫化层、化学发电厂和其他超低排放区域。
双塔双周期技术最初是由公司开发的，与传统的石灰岩石膏湿法相比使用的技术气体脱硫化过程是不同的吸收塔系统，其他系统的配置基本上是一样的。
火电厂脱硫系统及脱硝技术介绍
（1）脱硫工艺采用湿式石灰石—石膏湿法。 （2）脱硫装置采用一炉一塔， 每套脱硫装置的
烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟 气量，石灰石浆液制备和石膏脱水为两套脱硫装 置公用。脱硫效率按不小于96%设计。 （3）吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石块，在电 厂脱硫岛内吸收剂制备车间采用湿式磨机制成浆 液。
脱硫工艺流程图
脱硫系统构成
石灰石浆液制备系统 烟气系统 吸收系统
电气与监测控制系统
事故浆液及排放系统
废水处理系统 石膏脱水及储存系统
公用系统
石灰石浆液制备系统
制备并为吸收塔提供满足要求的石灰石浆液。 石灰石浆液制备系统的主要设备包括石灰石储 仓、球磨机、石灰石浆液罐、浆液泵等。
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烟气系统
为脱硫运行提供烟气通道，进行烟气脱硫装置 的投入和切除，降低吸收塔人口的烟温和提升 净化烟气的排烟温度。烟气系统的主要设备包 括烟道挡板、烟气换热器、脱硫(增压)风机等。
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SO2吸收系统
通过石灰石浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫 酸产物，氧化空气将其氧化，并以石膏的形式 结晶析出。同时，由除雾器将烟气中的液滴除 去。SO2吸收系统的主要设备包括吸收塔、石 灰石浆液循环泵、氧化风机、除雾器等。
为了适应电站锅炉的负荷变化而造成炉膛内烟气温度的变 化，需要在炉膛上部沿高度开设多层氨气喷射口，以使氨 气在不同的负荷工况下均能喷入所要求的温度范围的烟气 中。
该法的主要特点是无需采用催化反应器，系统简单。
－催化剂一般使用TiO2为载体的V2O5/WO3及 MoO3等金属氧化物。 －载体：TiO2 、活性炭或沸石等多孔介质。 －布置位置：除尘器前、除尘器后
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用火电厂是我国重要的能源供应单位，然而在发电的过程中会释放出大量的二氧化硫和氮氧化物等有害气体，这些气体不仅对环境造成污染，还对人类健康和生态系统产生严重影响。
火电厂脱硫脱硝技术的应用显得尤为重要。
本文将详细介绍火电厂脱硫脱硝技术的原理、应用和未来发展趋势。
一、火电厂脱硫脱硝技术原理1. 脱硫技术原理火电厂燃煤过程中会产生大量的二氧化硫，为了减少二氧化硫对环境的污染，脱硫技术应运而生。
目前常用的脱硫技术包括石灰石法、石膏法、氨法和碱液吸收法等。
石灰石法是最为常见的方法，其原理是使用石灰石（CaCO3）与二氧化硫反应生成硫酸钙（CaSO3），然后再氧化为石膏（CaSO4·2H2O），这样就完成了二氧化硫的脱除。
2. 脱硝技术原理火电厂燃煤过程中产生的氮氧化物对大气的污染也非常严重，因此脱硝技术也是十分重要的。
目前常用的脱硝技术包括选择性非催化还原（SNCR）和选择性催化还原（SCR）。
SCR技术是最为有效的方法，其原理是在一定的温度下，将氨气喷射到燃烧尾气中与氮氧化物发生反应，生成氮气和水，实现氮氧化物的脱除。
1. 技术成熟性目前，我国的火电厂脱硫脱硝技术已经相当成熟，采用的设备和工艺在国际上也较为先进。
大部分火电厂都已经实施了脱硫脱硝工程，并取得了较好的效果。
2. 应用效果火电厂脱硫脱硝技术的应用效果是显著的。
通过脱硫脱硝工程的实施，可以显著减少二氧化硫和氮氧化物排放量，有效改善了大气质量，减少了酸雨的形成，对环境保护作用明显。
3. 经济效益火电厂脱硫脱硝技术的应用还带来了明显的经济效益。
一方面，通过减少污染物排放，减少环境治理成本；废水处理和废渣处理等环保后续工序也为火电厂带来了一定的经济效益。
1. 技术升级未来，火电厂脱硫脱硝技术将继续进行技术升级和改进，以适应更加严格的环保标准和要求。
新材料、新工艺的引入将带来更高效、更节能的脱硫脱硝设备。
2. 系统完善未来，火电厂脱硫脱硝技术将更加注重整体系统的完善，包括废水处理、废渣处理、烟气脱除等，形成一个完整的环保系统，实现资源的最大化利用。
燃煤电厂SCR烟气脱硝技术综述
燃煤电厂SCR 烟气脱硝技术综述杨 冬Ξ1,2 徐 鸿1 刘学亭2(1.华北电力大学能源与动力工程学院,北京 102206)(2.山东建筑大学热能工程学院,山东济南 250014)摘 要:SCR 技术是目前国际上最成熟、应用最广泛的脱硝技术,本文介绍了SCR 技术的脱硝原理,分析了SCR 技术的各系统构成,对电厂加装SCR 脱硝装置提出了几点建议。
关键词:SCR ;燃煤电厂;NO x ;脱硝 改革开放以来,我国电力事业蓬勃发展,2005年我国发电装机容量已经突破4.5亿千瓦。
在我国电源结构中,火电发电是主要发电方式,2005年底火电装机容量比重达到70%以上,在今后相当长的时间内这一格局不会发生大的改变。
2005年发电用煤达8亿吨,折合标准煤5.68亿吨。
据统计,我国大气污染物中氮氧化物是化石燃料在高温下与空气混合发生燃烧时产生的。
90%以上的氮氧化物来源于矿物燃料(如煤、石油、天然气等)的燃烧过程,其中70%来自于煤的燃烧。
而火电厂发电用煤又占了全国燃煤的70%。
到2005年,全国氮氧化物排放总量达到1800万吨左右,电力行业排放量约占一半。
按照目前的排放控制水平,2020年中国氮氧化物排放量将达到2900万吨左右。
其中火电厂排放的氮氧化物占全国排放总量的比例还会更大。
NOx 进入大气后,在阳光作用下,易形成化学烟雾,危害人体的呼吸系统,NO 还是破坏大气臭氧层和形成酸雨的前驱气体之一,破坏生态环境。
面对严峻的环保形势,2003年我国颁布了新的《火电厂大气污染物排放标准》,国家允许的氮氧化物最高排放浓度(标准状态)为450mg Πm3(Vdaf >20%),并且自2004年7月开始征收氮氧化物排污费,标准为0.63元Π公斤。
由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得N Ox 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低N Ox 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。
火电厂烟气脱硝技术规范
火电厂烟气脱硝技术规范概述烟气脱硝技术是保障环境质量和人民健康的重要技术手段之一。
尤其是在火电厂等大型工业领域，烟气脱硝技术的应用更是至关重要。
本文将针对火电厂烟气脱硝技术进行规范和说明，以确保其在生产运行中的稳定性、可靠性和安全性。
技术流程火电厂烟气脱硝技术一般采用SCR烟气脱硝技术，其技术流程主要包括前处理、反应器、结构件、前后级SCR、NH3系统、气象站、烟气系统、电气控制系统、进出口管路、排放管道等。
前处理环节前处理环节主要是通过烟气加湿处理，增加烟气的湿度，以满足SCR脱硝反应时的反应物要求，同时也可有效降低烟气中的氧等杂质，提高反应质量。
反应器反应器是整个系统的核心部分，由反应器壳体、反应器蜂窝体和催化剂三部分组成。
反应器壳体是由扁铁板制成，而反应器蜂窝体是由多孔铝酸盐制成，具有良好的耐高温、耐腐蚀性能。
催化剂是SCR烟气脱硝中比较重要的组成部分，其选择对整个系统的性能影响较大。
结构件主要由氧气气流分配器、喷嘴、观察窗、温度传感器等组成。
喷嘴的作用是将压缩空气和氨水混合后向反应器中喷射，以实现脱硝反应。
SCR系统SCR系统是整个脱硝系统中应用最广泛的，其主要作用是催化氨水和NOx生成反应产物N2、H2O等。
NH3系统NH3系统主要是由氨水仓、氨水泵和氨水喷嘴等三部分组成，为了使SCR系统正常工作，氨水系统必须具有干燥和稳定的特性。
气象站在SCR系统正常运行前，需要对现场环境进行监测和调整，而气象站就可以起到这个作用。
气象站主要是测量大气中的氨气和氧气等各项指标，以保证SCR系统的正常工作。
烟气系统烟气系统主要是采集烟气后经过前处理环节后输送到SCR系统中，最后由排放管道中排出。
电气控制系统电气控制系统主要是通过PLC控制器等进行控制和监控，确保各部件的正常工作和整个系统的稳定性和精度。
为了保障火电厂烟气脱硝技术的正常运行，在日常使用维护中，需要注意以下几点：1.氨水系统中氨水的配制和质量必须符合标准，以确保SCR系统的正常运行。
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用随着环境保护意识的不断提高，对于火电厂的污染排放要求也越来越严格。
作为主要的污染源之一，火电厂的二氧化硫和氮氧化物排放一直备受关注。
为了降低大气污染，保护环境，火电厂脱硫脱硝技术得到了广泛的应用。
本文将详细介绍火电厂脱硫脱硝技术的原理和应用情况。
一、火电厂脱硫技术的原理和应用1.脱硫技术原理脱硫技术主要是通过将烟气中的二氧化硫与吸收剂反应，形成硫酸盐或硫酸，从而达到脱硫的目的。
常见的脱硫方法包括湿法石膏法、干法石膏法、乳化液法、氨法等，其中湿法石膏法和干法石膏法是应用最为广泛的方法。
湿法石膏法是将石膏浆液喷入烟气中，与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而实现脱硫。
而干法石膏法则是将石膏颗粒喷入烟道，利用烟气中的水分使石膏颗粒与二氧化硫发生化学反应。
这两种方法各有优缺点，选择时需根据具体情况进行合理选用。
2.脱硫技术应用情况目前，我国火电厂的脱硫技术应用较为普遍，特别是在东部地区和大城市周边的火电厂，脱硫设施已经成为标配。
据统计，2018年，我国脱硫设施的覆盖率已经接近90%，大部分新建的火电厂都配备了脱硫设备。
我国还在不断推进脱硫技术的研发和应用，积极推动高效、节能的脱硫技术向深度脱硫和超低排放方向发展。
在实施“煤改气”政策的也要求提高火电厂的环保水平，不断改进和完善脱硫技术，减少二氧化硫排放。
脱硝技术是指通过将烟气中的氮氧化物与还原剂（如氨、尿素等）在脱硝催化剂的作用下，发生化学反应，将氮氧化物转化为氮气和水，从而实现脱硝的目的。
常见的脱硝方法有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
SCR技术是将氨气和烟气在SCR催化剂的作用下发生反应，还原氮氧化物为氮气和水。
SNCR技术则是直接在烟气中喷射氨水或尿素水，通过瞬间混合和反应，实现脱硝。
这些技术各有特点，需要根据火电厂的实际情况进行选择和应用。
与脱硫技术相比，我国火电厂的脱硝技术应用相对较晚，但随着环保要求的提高，脱硝技术的应用也在逐渐推广。
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用火电厂脱硫脱硝技术是为了降低火电厂排放的二氧化硫和氮氧化物含量而采取的措施。
二氧化硫和氮氧化物是火力发电过程中排放的主要污染物之一，具有强烈的刺激性气味和对环境和人体健康的不良影响。
火电厂需要采取相应的脱硫脱硝技术来减少这些有害物质的排放量。
火电厂脱硫技术主要有石灰石-石膏法、海水法、碱液吸收法、氧化吸收法等。
石灰石-石膏法是目前应用广泛的一种脱硫技术。
该方法通过引进石灰石和水，与燃烧产生的二氧化硫反应生成石膏，达到去除二氧化硫的目的。
该方法具有成本低、处理效果好、生成副产物可利用等优点。
海水法是一种相对简单的脱硫技术，该方法利用海水中的碱性物质与二氧化硫反应生成硫酸盐，达到脱硫的效果。
火电厂脱硝技术主要有选择性非催化还原法、选择性催化还原法和氨法等。
选择性非催化还原法是一种通过添加选择性催化还原剂（如氨）来还原氮氧化物的技术。
氨进入尾气中与氮氧化物反应生成氨基化合物，然后通过后续处理将其转化为氮气。
该方法具有高效、低成本的优点。
选择性催化还原法是一种结合了催化剂的选择性还原技术，通过在催化剂的作用下将氨与氮氧化物还原生成氮气。
氨法是一种传统的脱硝技术，通过直接注入氨气或氨水来还原氮氧化物成氮气，然后通过后续处理将氮气排放到大气中。
氨法具有简单、可靠、成本低等优点，但氨的使用会产生新的环境问题，如氨的挥发会导致气味问题和对生态环境的影响。
火电厂脱硫脱硝技术的应用可以显著降低火电厂的污染物排放，降低环境和人体健康的风险。
脱硫脱硝技术也存在一些问题和挑战。
脱硫脱硝技术需要投入大量的资金和资源，对火电厂经济效益和可持续发展提出了挑战。
脱硫脱硝技术会产生大量的副产物，如石膏和废水，对环境造成了一定的影响和负担。
脱硫脱硝技术的运行和维护也需要一定的人力和技术支持，对火电厂的管理和运营提出了要求。
火电厂脱硫脱硝技术的应用对于减少二氧化硫和氮氧化物的排放、改善环境和人体健康具有重要意义。
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火电厂脱硝技术综述王文选、肖志均、夏怀祥（大唐环境科技工程有限公司，北京，100089）氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。
通常所说的氮氧化物NO x有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。
我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。
研究表明，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。
在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。
对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。
控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx 通过技术手段从烟气中脱除。
1. 脱硝技术介绍降低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。
1.1 低NOx燃烧技术为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：（1）降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；（2）降低燃烧温度，防止产生局部高温区；（3）缩短烟气在高温区的停留时间等。
低NOx燃烧技术主要包括如下方法。
1.1.1 空气分级燃烧燃烧区的氧浓度对各种类型的NOx生成都有很大影响。
当过量空气系数a<1，燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时，对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。
根据这一原理，把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70％左右，从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。
因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。
燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合，完成整个燃烧过程。
炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧（OFA方式）和径向空气分级。
轴向空气分级将燃烧所需的空气分两部分送入炉膛：一部分为主二次风，约占总二次风量的70～85％，另一部分为燃尽风（OFA），约占总二次风量的15～30％。
炉内的燃烧分为三个区域，热解区、贫氧区和富氧区。
径向空气分级燃烧是在与烟气流垂直的炉膛截面上组织分级燃烧。
它是通过将二次风射流部分偏向炉墙来实现的。
空气分级燃烧存在的问题是二段空气量过大，会使不完全燃烧损失增大；煤粉炉由于还原性气氛易结渣、腐蚀。
1.1.2燃料分级燃烧在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOx 进入本区将被还原成N2。
为了保证再燃区不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口。
改变再燃烧区的燃料与空气之比是控制NOx排放量的关键因素。
存在问题是为了减少不完全燃烧损失，需加空气对再燃区烟气进行三级燃烧，配风系统比较复杂。
1.1.3 烟气再循环该技术是把空气预热器前抽取的温度较低的烟气与燃烧用的空气混合，通过燃烧器送入炉内从而降低燃烧温度和氧的浓度，达到降低NOx生成量的目的。
存在的问题是由于受燃烧稳定性的限制，一般再循环烟气率为15％～20％，投资和运行费较大，占地面积大。
1.1.4 低NOx燃烧器通过特殊设计的燃烧器结构（LNB）及改变通过燃烧器的风煤比例，以达到在燃烧器着火区空气分级、燃烧分级或烟气再循环法的效果。
在保证煤粉着火燃烧的同时，有效抑制NOx的生成。
如燃烧器出口燃料分股：浓淡煤粉燃烧。
在煤粉管道上的煤粉浓缩器使一次风分成水平方向上的浓淡两股气流，其中一股为煤粉浓度相对高的煤粉气流，含大部分煤粉；另一股为煤粉浓度相对较低的煤粉气流，以空气为主。
我国低NOx 燃烧技术起步较早，国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNBs技术。
对现有100～300MW机组也开始进行LNB技术改造。
采用LNB技术，只需用低NOx燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需作任何更改。
表1所示为脱硝技术的一般比较，从表中可看出，低氮燃烧技术的脱硝效率仅有25～40％，单靠这种技术已无法满足日益严格的环保法规标准。
对我国脱硝而言，烟气脱硝技术将势在必行。
表1、脱硝技术一般比较所采用的技术脱硝效率% 工程造价运行费用低氮燃烧技术25-40 较低低SNCR技术25-40 低中等LNB + SNCR技术40-70 中等中等SCR技术80-90 高中等SNCR/SCR 混合技术40-80 中等中等1.2 烟气脱硝技术1.2.1 炉膛喷射法实质是向炉膛喷射还原性物质，可在一定温度条件下还原已生成的NOx，从而降低NOx的排放量。
包括喷水法、二次燃烧法（喷二次燃料即前述燃料分级燃烧）、喷氨法等。
喷氨法亦称选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。
还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NO x摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。
在950℃左右温度范围内，反应式为：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：4NH3+5O2→4NO+6H2O当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。
该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。
存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。
在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。
1.2.2 烟气处理法烟气脱硝技术有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类。
在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法和微生物法是两个新型技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时脱硫脱硝，但如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题还需要解决；电子束法技术能耗高，并且有待实际工程应用检验；SNCR法氨的逃逸率高，影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题；目前脱硝效率高，最为成熟的技术是SCR技术。
表2所示为烟气脱硝技术比较。
表2、烟气脱硝技术比较方法原理技术特点催化分解法在催化剂作用下，使NO直接分解为N2和O2。
主要的催化剂有过渡金属氧化物、贵金属催化剂和离子交换分子筛等。
不需耗费氨，无二次污染。
催化活性易被抑制，二氧化硫存在时催化剂中毒问题严重，还未工业化。
选择性非催化还原法用氨或尿素类物质使NOx还原为N2和H2O。
效率较高，操作费用较低，技术已工业化。
温度控制较难，氨气泄漏可能造成二次污染。
选择性催化还原法在特定催化剂作用下，用氨或其它还原剂选择性地将NOx还原为N2和H2O。
脱除率高，被认为是最好的烟气脱硝技术。
投资和操作费用大，也存在NH3的泄漏。
固体吸附法吸附对于小规模排放源可行，具有耗资少，设备简单，易于再生。
但受到吸附容量的限制，不能用于大排放源。
电子束法用电子束照射烟气，生成强氧化性OH基、O原子和NO2，这些强氧化基团氧化烟气中的二氧化硫和氮氧化物，生成硫酸和硝酸，加入氨气，则生成硫硝铵复合盐。
技术能耗高，并且有待实际工程应用检验。
湿法脱硝先用氧化剂将难溶的NO氧化为易于被吸收的NO2，再用液体吸收剂吸收。
脱除率较高，但要消耗大量的氧化剂和吸收剂，吸收产物造成二次污染。
2. SCR法技术特点在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。
1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR 技术在日本得到了广泛应用。
在欧洲已有120多台大型装置的成功应用经验，其NOx 的脱除率可达到80~90%。
日本大约有170套装置，接近100GW容量的电厂安装了这种设备。
美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。
SCR方法已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。
2.1 原理及流程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”。
主要反应如下：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2OSCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。
SCR 工艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图1所示。
在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。
(a) 垂直气流 (b) 水平气流图1、反应器布置方式按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，如图2所示。
采用高尘布置时，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。
优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求。
缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。
对于低尘布置，SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。
烟气中的飞灰含量大幅降低，但为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统，系统复杂，运行费用增加，故一般选择高尘布置方式。
(a) 高尘布置 (b) 低尘布置图2、SCR布置方式2.2 主要影响因素在 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、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。
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，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响 NH3与 NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证 NH3与 NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在 2%～3％；氨逃逸是影响 SCR 系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于 SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。
2.3 催化剂的选择SCR 系统中的重要组成部分是催化剂，当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。
平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂是丹麦HALDOR TOPSOE A/S公司研发的催化剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。