烟气脱硝技术简介
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＜100MW和100～165MW等级机组
占34%。
500～1000 MW
火电机组NOx排放特征
上世纪80 年代中期，以石横电厂300MW 锅炉为标志，我国电站锅
炉的设计制造开始采用早期的 LNB。同时期引进的锅炉也大多采用 了类似技术。但是，这些锅炉投运后运行状况表明，NOx 的控制水 平十分有限，排放范围为：550～1000 mg/m3 。
05年以后投产的大容量锅炉，切圆和墙式在数量和排放浓度也有趋同的 倾向。
拱上燃烧：占有8%的比例。虽然份额较小，但是NOx排放浓度普遍很高，
高达1200～2000 mg/m3 是同容量其他燃烧方式锅炉的2～3倍。就此推断， 排放总量接近墙式燃烧。
CFB（循环流化床）：仅占3%的份额，并且排放浓度较低，350mg/m3以下。
风混合等方式。
2.5 燃烧后烟气脱硝技术 选择性催化还原法（SCR）
SCR脱硝技术是指使用还原剂（尿素、氨水、液氨等）在合适的温度
范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮 气和水；
SCR脱硝技术具有脱硝率高（50～90%、可调），选择性好（与NOx反
应)，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；
再燃烧所需之燃料不一定要和主燃烧器所用燃料相同,通常,再燃烧所用
燃料一定需要有较高的反应能力方能达到效果,天然气,油,及超细媒粉 （43μ)都曾被用来做为再燃烧之燃料
再燃烧需配合过剩空气(分离式燃尽风、炉顶风 OFA, Over Fire Air)从
而在燃尽区实现完全燃烧，将未燃烧的CO和飞灰中的碳燃烧尽
7
对空气预 热器影响
SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞 或腐蚀的机会较SCR低
8 9
系统压力损失 燃料的影响
可以达到1.5～2.6g/kW.h；
拱上燃烧方式的单位排放量高达4.5～5.8g/kW.h。
1.4 火电厂氮氧化物排放控制
《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）替代GB13223-2003 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物（以NOx计）排放浓度
时段 实施时间 2010-01-01 Vdaf﹤10% 燃煤锅炉 10%≤Vdaf ≤20% Vdaf ﹤20% 天然气 燃油锅炉及 燃气锅炉 燃油或其他燃气燃料 天然气 燃气轮机组 燃油或其他燃气燃料 150 150 120 120 第1时段 2010-01-01 1300 1100 650 200 400 650
140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 100mw 200~250mw 500~1000mw 05年前 05年后
火电机组NOx排放特征
切圆燃烧：占有66%的份额，是主要的燃烧方式。 墙式燃烧：占有量24%。与切圆相比，早期的墙式燃烧NOx排放浓度较高。
2）
单位mg/Nm3
第3时段 2010-01-01
第2时段 2010-0101 1100 2015-01-01
2015-01-01
重点区域200 其他区域400
1）
650 450
重点区域200 其他区域400 150 200
重点区域200 其他区域400 150 200
150 200
200 200
3）
400 80 80 50 50
火电厂氮氧化物排放控制 征求意见稿
火电厂氮氧化物排放控制征求意见稿
在制定第 3 时段浓度限时遵循以下原则： ① 重点地区内新建、改建和扩建的火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝 装臵，执行200mg/m3 的限值。 ② 其他地区新建、改建和扩建的燃煤电厂，须同步配套建设烟气脱硝装 臵或预留烟气脱硝场地，执行400mg/m3 的限值。 更严格的限制将执行200mg/m3和100mg/m3的标准。
围着燃料管进入锅炉通常都做涡旋式进入。
阶段式燃烧是将燃料加热起来同时将与其结合在一起的氮释放出来,此自
由氮存在于一个缺氧的气态环境中 。
剩下来的空气则留在燃烧程序的后段进入,以便使未燃烧成氮氧化物之气
态碳化合物完成燃烧。
百度文库
2.2 空气分级燃尽风（OFA）
主燃烧区之空气减量供应,剩下来的空气分成一段或多段在主燃烧区的
NOx单位排放量仅有1.0g/kW.h左右（切圆和墙式燃烧方式）；
上世纪80年代到04年期间投产的300～385MW等级范围的切圆燃烧锅炉，
总容量达到69,610MW ，它们的NOx单位排放量为1.8～2.8g/kW.h；
早期墙式燃烧锅炉的单位排放量为3.2～4.6g/kW.h 。采用前几代LNB后
脱硝技术简介
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
SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而可使其脱硝
效率逐步升级最终可达到80%以上。
由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨氮以及烟气成分分布以及工艺参数
很难精确测定，因此控制调试难度较大。
2.8.脱硝技术经济的对比
NOx控制技术 各种燃烧调整技术 燃烬风技术OFA 烟气再循环FGR 脱硝率（%） 10—30 20—30 20—50 20—40 40—50 40－70 60－80 20—50 60—90 40—80 投资费用（元/kw） 0—10 5—15 4—12 6—12 30—50 6－20 30－60 25—50 70—110 40—80
台，总容量2,385MW。在建和拟建SCR的（新建）机组容量超过 120,000MW。
未来1.2亿新建机组的氮氧化物排放浓度可以达到 50～200mg/m，单位
发电量的排放将会达到0.2～0.5g/kW.h。
第二章、现有的脱硝技术
目前商用的氮氧化物排放控制技术
1.燃烧中脱硝（锅炉内燃烧）技术：低NOx燃烧器（LNB）、空气分级燃 烧（OFA）、燃料分级燃烧、烟气再燃等。
100MW以下的机组没有统计数据。我国有大量的CFB锅炉，50MW及以下等
级有几千台，100～150MW等级有几百台。这些锅炉分布在化工和能源行 业，用于供热和发电（数量不详）。
1.3火电机组燃烧方式分布特征
火电机组燃烧方式分布特征
2005年以后投产的大容量机组，由于采取了高参数，以及先进的LNB技术，
安装SCR反应器（烟道型反应器），利用SNCR中逃逸的NH3将NOx进一步还 原，利用这种组合方式可以将采用SNCR出口的NOx浓度再降50～60%左右， 氨的泄漏量小于5 ppm。由于上游使用了SNCR降低了SCR的入口NOx的负荷， 可以减少SCR催化剂的使用量，降低催化剂的初投资；而下游的SCR利用 SNCR逃逸的NH3可以减少NH3的逃逸量。
2.3 再燃烧/阶段性燃烧技术
燃料如同空气一样,也成阶段性的进入锅炉中燃烧，一般分成主燃区、再
燃区和燃尽区
一部份燃料(通常为10%～20%)注入主燃烧区上方的再燃区而不供入空气 目的是创造一个缺氧的还原性气氛，在此区域内燃料会与氮氧化物中之
氧作用而将氮释放出来形成氮分子N2、CO2及H2O。
2.燃烧后烟气脱硝技术（常用）： 选择性催化还原（SCR）、选择性非
催化还原（SNCR）、SCR/SNCR联用等。 3.其他脱硝技术：电子束、液体吸附法、活性焦等
2.1.烧中脱硝（锅炉内燃烧）技术 低NOx燃烧器（LNB）
燃烧器被设计成可调整或不可调整式的分级进气,以做阶段式燃烧。
燃料混合一部份的一次风(Primary air)由燃烧器喷入锅炉,二次风则包
经投入运行的火电总装机容量约 为5.5亿千瓦，2010年火电装机 容量约为7亿千瓦。
300～385 MW等级机组的份额占
机组等级
＜100MW 100～165 MW 200～250 MW 300～385 MW
比例
23 11 9 30 27
机组台数
476 249 540 240
据首位，仍为主力机组，其次是 500～1000 MW等级机组。
应生成无害的N2和H2O；
SNCR工艺的反应温度为900～1100℃，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般
为25～60%（在阚山、利港等电厂使用）。
SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。
2.7SCR/SNCR联用
即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中
1.5 火电厂氮氧化物排放控制
2004年以后建造的锅炉都采用了先进的LNB技术。
据不完全统计，已经在总容量为7,370MW的在役机组上实施了LNB改造。
一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。截至2008 年底，全 国约有200 多台套火电机组安装了烟气脱硝装臵。
已建成投运的SCR的机组容量为16,670MW ，其中在役机组改造的有18
2004 年开始设计制造的大容量锅炉，各大锅炉厂都采用了先进的
LNB技术。这批锅炉投运后的实绩表明，NOx的控制水平有了实质性 的提高，排放范围为：350～600 mg/m3 。
1.2 2005年前后投产机组容量分布
2005年以前投产的机组 占火电总容量的68%，这些 锅炉基本上没有采取NOx控 制措施，或控制措施效果 十分有限； 2005年后投产的100～ 165MW等级锅炉并没有像大 容量锅炉那样采取有效措 施其氮 氧化物排放样没有 得到控制。
SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧
洲、美国等地区得到广泛的应用。
2.6燃烧后烟气脱硝技术 选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用； SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为液氨、氨水或尿素 SNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NO x有选择的反
上方注入锅炉；
主燃烧区的温度最高,此温度会使氮氧化,所以此区氧浓度尽可能保持
低,可减少氮之氧化；
剩下来的空气(全部空气量的30%左右)进入较低温之区域,因此可减低
氮氧化物的形成；
这种供风方式与LNB相结合，一般可减少NOx的生成量20-40%，实施时
须对现有的供风系统和炉膛进行一定程度的改造。
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
低NOx燃烧技 低NOx燃烧器（LNB） 术 再燃烧（Reburning）
LNB和先进的OFA LNB和再燃烧法 SNCR 尾部烟气处 理 SCR SNCR+SCR
2.9.多种脱硝技术的对比
序号 1 2 3 4 5 6 主要成熟技术 还原剂 反应温度 催化剂 脱硝效率 SO2/SO3氧化 NH3 逃逸 SCR 尿素、液氨、氨水 300~400℃ 成份主要为TiO2， V2O5 WO3 60%~90% 会导致SO2/SO3氧化 3~5ppm 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 催化剂会造成较大的压力损失 （＞100mmH2O） 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 大（需增加大型催化剂反应器 和供氨或尿素系统） SNCR/SCR联产 尿素、液氨、氨水 前段:900~1100℃，后段 :320~400℃ 后段加装少量催化剂(成份同前) 40%~80% SO2/SO3氧化较SCR低 3~5ppm左右 SNCR 尿素、液氨、氨水 900~1100℃ 不使用催化剂 大型机组25%~40%，小型机组配 合LNB、OFA技术可达80% 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
占34%。
500～1000 MW
火电机组NOx排放特征
上世纪80 年代中期，以石横电厂300MW 锅炉为标志，我国电站锅
炉的设计制造开始采用早期的 LNB。同时期引进的锅炉也大多采用 了类似技术。但是，这些锅炉投运后运行状况表明，NOx 的控制水 平十分有限，排放范围为：550～1000 mg/m3 。
05年以后投产的大容量锅炉，切圆和墙式在数量和排放浓度也有趋同的 倾向。
拱上燃烧：占有8%的比例。虽然份额较小，但是NOx排放浓度普遍很高，
高达1200～2000 mg/m3 是同容量其他燃烧方式锅炉的2～3倍。就此推断， 排放总量接近墙式燃烧。
CFB（循环流化床）：仅占3%的份额，并且排放浓度较低，350mg/m3以下。
风混合等方式。
2.5 燃烧后烟气脱硝技术 选择性催化还原法（SCR）
SCR脱硝技术是指使用还原剂（尿素、氨水、液氨等）在合适的温度
范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮 气和水；
SCR脱硝技术具有脱硝率高（50～90%、可调），选择性好（与NOx反
应)，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；
再燃烧所需之燃料不一定要和主燃烧器所用燃料相同,通常,再燃烧所用
燃料一定需要有较高的反应能力方能达到效果,天然气,油,及超细媒粉 （43μ)都曾被用来做为再燃烧之燃料
再燃烧需配合过剩空气(分离式燃尽风、炉顶风 OFA, Over Fire Air)从
而在燃尽区实现完全燃烧，将未燃烧的CO和飞灰中的碳燃烧尽
7
对空气预 热器影响
SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞 或腐蚀的机会较SCR低
8 9
系统压力损失 燃料的影响
可以达到1.5～2.6g/kW.h；
拱上燃烧方式的单位排放量高达4.5～5.8g/kW.h。
1.4 火电厂氮氧化物排放控制
《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）替代GB13223-2003 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物（以NOx计）排放浓度
时段 实施时间 2010-01-01 Vdaf﹤10% 燃煤锅炉 10%≤Vdaf ≤20% Vdaf ﹤20% 天然气 燃油锅炉及 燃气锅炉 燃油或其他燃气燃料 天然气 燃气轮机组 燃油或其他燃气燃料 150 150 120 120 第1时段 2010-01-01 1300 1100 650 200 400 650
140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 100mw 200~250mw 500~1000mw 05年前 05年后
火电机组NOx排放特征
切圆燃烧：占有66%的份额，是主要的燃烧方式。 墙式燃烧：占有量24%。与切圆相比，早期的墙式燃烧NOx排放浓度较高。
2）
单位mg/Nm3
第3时段 2010-01-01
第2时段 2010-0101 1100 2015-01-01
2015-01-01
重点区域200 其他区域400
1）
650 450
重点区域200 其他区域400 150 200
重点区域200 其他区域400 150 200
150 200
200 200
3）
400 80 80 50 50
火电厂氮氧化物排放控制 征求意见稿
火电厂氮氧化物排放控制征求意见稿
在制定第 3 时段浓度限时遵循以下原则： ① 重点地区内新建、改建和扩建的火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝 装臵，执行200mg/m3 的限值。 ② 其他地区新建、改建和扩建的燃煤电厂，须同步配套建设烟气脱硝装 臵或预留烟气脱硝场地，执行400mg/m3 的限值。 更严格的限制将执行200mg/m3和100mg/m3的标准。
围着燃料管进入锅炉通常都做涡旋式进入。
阶段式燃烧是将燃料加热起来同时将与其结合在一起的氮释放出来,此自
由氮存在于一个缺氧的气态环境中 。
剩下来的空气则留在燃烧程序的后段进入,以便使未燃烧成氮氧化物之气
态碳化合物完成燃烧。
百度文库
2.2 空气分级燃尽风（OFA）
主燃烧区之空气减量供应,剩下来的空气分成一段或多段在主燃烧区的
NOx单位排放量仅有1.0g/kW.h左右（切圆和墙式燃烧方式）；
上世纪80年代到04年期间投产的300～385MW等级范围的切圆燃烧锅炉，
总容量达到69,610MW ，它们的NOx单位排放量为1.8～2.8g/kW.h；
早期墙式燃烧锅炉的单位排放量为3.2～4.6g/kW.h 。采用前几代LNB后
脱硝技术简介
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
SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而可使其脱硝
效率逐步升级最终可达到80%以上。
由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨氮以及烟气成分分布以及工艺参数
很难精确测定，因此控制调试难度较大。
2.8.脱硝技术经济的对比
NOx控制技术 各种燃烧调整技术 燃烬风技术OFA 烟气再循环FGR 脱硝率（%） 10—30 20—30 20—50 20—40 40—50 40－70 60－80 20—50 60—90 40—80 投资费用（元/kw） 0—10 5—15 4—12 6—12 30—50 6－20 30－60 25—50 70—110 40—80
台，总容量2,385MW。在建和拟建SCR的（新建）机组容量超过 120,000MW。
未来1.2亿新建机组的氮氧化物排放浓度可以达到 50～200mg/m，单位
发电量的排放将会达到0.2～0.5g/kW.h。
第二章、现有的脱硝技术
目前商用的氮氧化物排放控制技术
1.燃烧中脱硝（锅炉内燃烧）技术：低NOx燃烧器（LNB）、空气分级燃 烧（OFA）、燃料分级燃烧、烟气再燃等。
100MW以下的机组没有统计数据。我国有大量的CFB锅炉，50MW及以下等
级有几千台，100～150MW等级有几百台。这些锅炉分布在化工和能源行 业，用于供热和发电（数量不详）。
1.3火电机组燃烧方式分布特征
火电机组燃烧方式分布特征
2005年以后投产的大容量机组，由于采取了高参数，以及先进的LNB技术，
安装SCR反应器（烟道型反应器），利用SNCR中逃逸的NH3将NOx进一步还 原，利用这种组合方式可以将采用SNCR出口的NOx浓度再降50～60%左右， 氨的泄漏量小于5 ppm。由于上游使用了SNCR降低了SCR的入口NOx的负荷， 可以减少SCR催化剂的使用量，降低催化剂的初投资；而下游的SCR利用 SNCR逃逸的NH3可以减少NH3的逃逸量。
2.3 再燃烧/阶段性燃烧技术
燃料如同空气一样,也成阶段性的进入锅炉中燃烧，一般分成主燃区、再
燃区和燃尽区
一部份燃料(通常为10%～20%)注入主燃烧区上方的再燃区而不供入空气 目的是创造一个缺氧的还原性气氛，在此区域内燃料会与氮氧化物中之
氧作用而将氮释放出来形成氮分子N2、CO2及H2O。
2.燃烧后烟气脱硝技术（常用）： 选择性催化还原（SCR）、选择性非
催化还原（SNCR）、SCR/SNCR联用等。 3.其他脱硝技术：电子束、液体吸附法、活性焦等
2.1.烧中脱硝（锅炉内燃烧）技术 低NOx燃烧器（LNB）
燃烧器被设计成可调整或不可调整式的分级进气,以做阶段式燃烧。
燃料混合一部份的一次风(Primary air)由燃烧器喷入锅炉,二次风则包
经投入运行的火电总装机容量约 为5.5亿千瓦，2010年火电装机 容量约为7亿千瓦。
300～385 MW等级机组的份额占
机组等级
＜100MW 100～165 MW 200～250 MW 300～385 MW
比例
23 11 9 30 27
机组台数
476 249 540 240
据首位，仍为主力机组，其次是 500～1000 MW等级机组。
应生成无害的N2和H2O；
SNCR工艺的反应温度为900～1100℃，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般
为25～60%（在阚山、利港等电厂使用）。
SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。
2.7SCR/SNCR联用
即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中
1.5 火电厂氮氧化物排放控制
2004年以后建造的锅炉都采用了先进的LNB技术。
据不完全统计，已经在总容量为7,370MW的在役机组上实施了LNB改造。
一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。截至2008 年底，全 国约有200 多台套火电机组安装了烟气脱硝装臵。
已建成投运的SCR的机组容量为16,670MW ，其中在役机组改造的有18
2004 年开始设计制造的大容量锅炉，各大锅炉厂都采用了先进的
LNB技术。这批锅炉投运后的实绩表明，NOx的控制水平有了实质性 的提高，排放范围为：350～600 mg/m3 。
1.2 2005年前后投产机组容量分布
2005年以前投产的机组 占火电总容量的68%，这些 锅炉基本上没有采取NOx控 制措施，或控制措施效果 十分有限； 2005年后投产的100～ 165MW等级锅炉并没有像大 容量锅炉那样采取有效措 施其氮 氧化物排放样没有 得到控制。
SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧
洲、美国等地区得到广泛的应用。
2.6燃烧后烟气脱硝技术 选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用； SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为液氨、氨水或尿素 SNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NO x有选择的反
上方注入锅炉；
主燃烧区的温度最高,此温度会使氮氧化,所以此区氧浓度尽可能保持
低,可减少氮之氧化；
剩下来的空气(全部空气量的30%左右)进入较低温之区域,因此可减低
氮氧化物的形成；
这种供风方式与LNB相结合，一般可减少NOx的生成量20-40%，实施时
须对现有的供风系统和炉膛进行一定程度的改造。
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
低NOx燃烧技 低NOx燃烧器（LNB） 术 再燃烧（Reburning）
LNB和先进的OFA LNB和再燃烧法 SNCR 尾部烟气处 理 SCR SNCR+SCR
2.9.多种脱硝技术的对比
序号 1 2 3 4 5 6 主要成熟技术 还原剂 反应温度 催化剂 脱硝效率 SO2/SO3氧化 NH3 逃逸 SCR 尿素、液氨、氨水 300~400℃ 成份主要为TiO2， V2O5 WO3 60%~90% 会导致SO2/SO3氧化 3~5ppm 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 催化剂会造成较大的压力损失 （＞100mmH2O） 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 大（需增加大型催化剂反应器 和供氨或尿素系统） SNCR/SCR联产 尿素、液氨、氨水 前段:900~1100℃，后段 :320~400℃ 后段加装少量催化剂(成份同前) 40%~80% SO2/SO3氧化较SCR低 3~5ppm左右 SNCR 尿素、液氨、氨水 900~1100℃ 不使用催化剂 大型机组25%~40%，小型机组配 合LNB、OFA技术可达80% 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