脱硝技术介绍
1 烟气脱硝技术的发展和国内现状
西方发达国家在20世纪60年代末就对NOx的污染给予了充分的重视，开展燃煤电站NOx控制技术的研究，逐渐制定出严格的排放标准，各种NOx控制技术应运而生。目前在西方发达国家的燃煤发电机组上普遍采用了低NOx燃烧技术，烟气脱硝技术也已趋于成熟并逐渐得到应用。日本从上个世纪80年代初开始商业应用烟气脱硝技术，德国是从80年代中开始在中低含硫量的燃煤电站锅炉上采用烟气脱硝技术，美国是从上个世纪90年代开始在使用中高含硫量的燃煤锅炉上进行控制NOx排放的示范项目研究和商业应用。到上个世纪90年代初，日本和德国的烟气脱硝装置装机容量分别已经超过了30GW，目前烟气脱硝装置发电锅炉单机最大装机容量超过了1000MW。这些装置分别为选择性催化还原（SCR）脱硝、选择性非催化还原（SNCR）脱硝和同步脱硫脱硝等类型。而且绝大部分都用SCR法， SNCR法仅占约5%，少数燃煤电厂采用活性焦同步脱硫脱硝法进行烟气脱硝。这些国家燃煤发电机组锅炉装有SCR烟气脱硝装置后的NOx的排放值平均为200mg/Nm3。我国台湾1997年在台中电厂4台新建550MW发电机组首次安装SCR烟气脱硝装置，NOx的排放值平均为400mg/Nm3。
我国在燃煤电站烟气NOx排放控制方面，尚处于起步阶段，国内在烟气脱硝技术的研究仅仅限于机理方面。目前我国仅有少数燃煤电站安装了烟气脱硝装置。目前国内已投运的烟气脱硝装置的电厂有：后石电厂（600MW，SCR法）、宁海电厂（600MW，SCR法）、乌纱山电厂（600MW，SCR法）、松屿电厂（300MW，SCR 法）、利港电厂（600MW，SNCR法）等。
２术语和定义
２.1 选择性催化还原法Selective catalytic reduction (SCR)
在有催化剂存在的条件下，将还原剂（氨气）喷入温度为300℃－420℃的
烟气内，使氮氧化物（NOx）还原成氮气（N2）和水（H2O）的方法。
２.2 选择性非催化还原法Selective non-catalytic reduction (SNCR)
在没有催化剂存在的条件下，将还原剂（尿素）喷入温度为850℃－1250
℃的烟气内，使氮氧化物（NOx）还原成氮气（N2）和水（H2O）的方法。
２.3 SNCR/SCR混合法Hybrid SNCR/SCR
这是选择性非催化还原法与选择性催化还原法的组合。先将还原剂（尿
素）喷入温度为850℃－1250℃的烟气内进行脱硝，再让烟气通过布置在温度
为300℃－420℃的烟道内的催化剂层进一步脱硝的方法。
２.4 催化剂Catalyst
本身不参加脱硝反应，却能提高脱硝反应速度的物质。
２.5还原剂Reducing agent
本身参加脱硝反应，将氮氧化物（NOx）还原成氮气（N2）和水（H2O）的化学试剂。２.6氨逃逸率Ammonia slip rate
经过脱硝反应后，烟气中残余的未参加反应的微量氨占烟气的体积份额，
以百万分率表示。
２.7高含尘布置High dust arrangement scheme
SCR装置布置在锅炉省煤器和空气预热器之间的方式。
２.8低含尘布置Low dust arrangement scheme
SCR装置布置在烟气除尘器或脱硫装置之后的方式。
3主要烟气脱硝技术及其比较
在通常的燃烧温度下，煤燃烧生成的NOx中，NO占90%以上，NO2占5%～10%，而N2O只占1%左右。在大气污染治理领域里，NOx主要指的是NO和NO2。煤燃烧过程中生成的NOx有三种方式：
热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。
燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解，接着氧化而生成的NOx。
速度型NOx，它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的NOx。
对于燃煤电站锅炉，一般热力型NOx占总NOx的25%，燃料型NOx占75%，速度型NOx所占份额很少。
见诸于文献资料上有关NOx的控制方法有几十种之多，归纳起来，这些方法不外乎从燃料的生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前有
关燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NOx控制。所以在国际上把燃烧中NOx的所有控制措施统称为一次措施( primary pollution prevention )，把燃烧后的NOx控制措施称为二次措施(secondary pollution prevention)，又称为烟气脱硝技术。
目前普遍采用的燃烧中NOx控制技术即为低 NOx燃烧技术，主要有低 NOx 燃烧器（Low NOx Burner, LNB）、空气分级燃烧（Air Staging）和燃料分级燃烧（Fuel Staging）。
应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。
３.１ SCR烟气脱硝技术
近几年来选择性催化还原法（SCR）脱硝技术发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。
SCR技术与SNCR技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂（最常用的是氨和尿素），在一定温度下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NO x）反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：
4 NO + 4 NH3 + O2→ 4 N2 + 6 H2O
NO + NO2 + 2 NH3→ 2 N2 + 3 H2O
6 NO2 + 8 NH3→
7 N2 + 12 H2O
4 NH3 + 3 O2→ 2 N2 + 6 H2O
4 NH3 +
5 O2→ 4NO +
6 H2O
在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（850~1,100℃）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件（300~400℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。
选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NO x发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，与SNCR技术相比从而降低了氨的消耗。
SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨则被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为80~90%。
３.２ SNCR烟气脱硝技术
SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在5GW以上。
选择性非催化还原技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NO x进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850~ 1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NO x进行SNCR 反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
研究发现，在炉膛850~1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NO x，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在850~1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：
NH3为还原剂
4 NH3 + 4NO +O2→4N2 + 6H2O
尿素为还原剂
2NO+CO （NH 2）2+21
O 2→2N 2+CO 2+2H 2O
SNCR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%~40%，受锅炉结构尺寸影响很大，
多用作低NOx 燃烧技术的补充处理手段。SNCR 技术目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。
SNCR 由还原储槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。
SNCR 系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：
? 接收和储存还原剂；
? 还原剂的计量输出、与水混合稀释；
? 在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；
? 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
３.３ SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR 混合是SNCR 工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR 工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx ，它是把SNCR 工艺的低费用特点同SCR 工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。理论上，SNCR 工艺在脱除部分NO x 的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR 体系可向SCR 催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NO x 的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR 反应器中安装一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射可以改善氨在反应器中的分布。SNCR/SCR 混合工艺的 运行特性参数可以达到50~60%的脱硝效率。
４ SCR 脱硝工艺
SCR 的简化流程图如下。还原剂通过安装在烟道中的喷射格栅喷射进入燃烧室和省煤器的下游。通常采用压缩空气、二次风、就地吸风或蒸汽稀释NH3有助于喷射。还原剂和烟气混合后进入装有催化剂的反应器中。热烟气和还原剂通过催化剂的过程中扩散，并与催化剂中的活性物质接触，NOx 通过化学反应还原成
氮气和水。烟气中的热量提供了反应需要的能量
４.1 SCR脱硝工艺的重要参数
（1） NOx脱除率
SCR工艺可以获得90％以上的脱除率。但随着脱除率的提高不但投资和运行费用会有较大增长，而且运行中的问题也会增多。经验证明，NOx的脱除率为70～80％的系统可以长时期运行且很少污垢在空气预热器形成。
（2）氨逃逸率
氨量过大不但会增加下游污垢的产生而且多余的氨排放到大气将造成新的污染，氨逃逸水平一般控制在2～3ppm以内，最大不要超过5ppm。
（3）SO2 /SO3的转化率。
SO2转化为SO3以后，将与多余的NH3生成铵盐，对催化剂以及下游设备都会产生极为不利的影响，所以设计上对SO2 /SO3的转化率有严格要求，SO2
转化为SO3的比率一般应该控制在1%以内。
（4）运行温度。
运行温度主要涉及催化剂的选择，是保证SCR达到预期目标的关键，温度一定要与所选用的催化剂相适应，合适的运行温度一般在300～420℃之间。
（5）燃料特性。
燃料是SCR催化反应器设计的一个重要的控制因素。它对反应器和催化剂的影响比较复杂，不同的燃料带来不同的问题———如砷、钙的污染，粉尘的沉积、非常规燃料或燃料特性变化范围大对催化剂的寿命和脱硝系统运行产生的不确定性等，将大大增加SCR脱硝系统的设计难度。
4.2 催化剂
三种形式：蜂窝式、板式和波纹板式。板式催化剂用金属网作载体，活性物质被涂在金属网上，做成平板形，将几层平板交错组合在一起，组成一个催化剂单元。蜂窝形催化剂是一种将载体材料与活性成分混合在一起的自支撑型催化剂，通过模压挤出的方式制造。
图3－2 板式催化剂图3－3 蜂窝型催化剂
图3－4 波纹板式催化剂
波纹板式催化剂以纤维物质为载体，通过浸润的方法将活性物质附在载体表面。波纹板式催化剂的形状与板式催化剂相似。
反应器在锅炉尾部烟道中一般有三种不同的安装位置，即高含尘烟气段布置、低含尘烟气段布置和尾部布置。
高尘布置SCR
SCR布置在省煤器下游，空预器和除尘器上游。反应器所在的位置的烟气温度为350℃左右，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在300~400℃的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，烟气不用加热就能满足还原剂的反应条件，因而它被广泛采用。
4.3 对SCR下游设备的影响
4.3.1 SCR装置对空气预热器的影响
NH4HSO4，在150℃～210℃温度下由气态变成液态，很容易粘附在空气预热器造成阻塞，这种阻塞现象在两层热交换器的界面处最为严重。
SCR装置的催化剂中的V、Mn、Fe等会对SO2的氧化起催化作用，将烟气中的SO2氧化为SO3。
喷入SCR中的NH3除了与NOx反应外，总有作为逃逸氨从SCR反应器中排出，任何催化剂都只能尽量地减少氨的逃逸，却无法杜绝。
NH4HSO4的产生量与SCR装置出口烟气中的SO3、NH3量有关，因此对SCR装置性能要求NH3的逃逸率＜3ppm，SO2/SO3的转换率＜1%。
NH4HSO4是在约230℃温度条件下，SCR中未耗尽的氨与烟气中的SO3化学反应而产生的，因此只能粘结在空预器的中、低温段上。当NH3的逃逸率在3～5ppm 时，运行3～6个月后，就能使空预器的阻力上升一倍，迫使停机来清洗空预器的堵灰。
NH3的逃逸率还与SCR的脱硝效率有关，对同一SCR装置中，如要求提高脱硝效率，则势必会增加NH3的逃逸率。因此，在保证脱硝效率的前提下，要大量降低NH3的逃逸率是困难的。
一般情况下，可采取下述对策防止或降低空气预热器阻塞：
(1) 向SCR制造厂家提供正确的设计和校核煤质资料，以及省煤器出口的烟气资料，以便制造厂家正确选择催化剂，以最大限度地降低NH3逃逸率和SO2/SO3
的转换率。
(2) 合理选择空气预热器的传热元件分段
回转式空气预热器一般为高、中、低温三段传热元件。安装SCR装置后，可改为高、低温两段，其目的是防止分段点的烟气温度在150～200℃的范围内。
例如某台锅炉，SCR出口烟气温度为370℃，空预器出口烟气温度为130℃，如将空预器分成高、中、低三段，其两段间的烟气温度可能为270℃及190℃，则中、低段间的烟气温度正好落在150～200℃的NH4HSO4的凝结范围内，该处就极易产生NH4HSO4的粘结而造成阻塞。因此宜将其分成高、低温两段。两段分界处的烟气温度可设计成不低于230℃，甚至在锅炉低负荷运行时，该处的烟气温度也要保证在200℃以上，这样可防止在分段处NH4HSO4的严重粘结。
(3) 低温段换热元件采用镀搪瓷换热元件
由于搪瓷镀层在整个使用寿命期内的表面光洁度始终保持较好，不仅可以防止硫酸对受热面的腐蚀，而且大大减轻了NH4HSO4对换热元件的结垢。据有关资料介绍，镀搪瓷后，换热元件表面结垢只有非搪瓷镀层换热元件的15～25%，同时抗腐蚀能力也比非搪瓷镀层换热元件增加了十倍。另外，停炉后，对换热元件结垢的清除也容易得多。因此，从目前掌握的资料看，空预器低温段换热元件几乎都是采用镀搪瓷的。
采用镀搪瓷换热元件的缺点是：(a)传热系数下降，使受热面积增加。(b)设备投资费用增加。
(4) 正确选择换热元件的波形
空预器换热元件有DU、DL、CU及NF等多种波形，在低温段上，应(宜)采用吹灰穿透能力强的NF型波形，因为其吹扫特性较好，可降低NH4HSO4的阻塞。
(5) 采用性能良好的吹灰器
在空气预热器的热端和冷端均加装吹灰器。热端吹灰对冷端吹灰可起到一定的加强作用，但仅有热端吹灰并不能有效地清除冷端的积灰，因此在冷端也应加装高效的吹灰器，这是清除NH4HSO4堵塞的有效办法。
吹灰的介质可用蒸汽或压缩空气，过高的吹灰介质压力和过多的吹灰次数并不适宜，因为要影响换热原件的使用寿命。
蒸汽吹灰器作为正常运行时使用，一般每班吹灰一次，蒸汽参数一般为0.6～1.4MPa、350℃左右。
(6) 水冲洗
当空预器的阻力超过设计阻力值的一定倍数时，即应对空预器进行水冲洗，水冲洗可以在空预器正常运行或停运时进行。高压冲洗水为一套独立的水系统，冲洗水的压力可超过10MPa，可用普通的工业水作为冲洗水，该系统由空预器厂配套供应，设计院仅提供水源即可。
4.3.2对锅炉系统其它设备的影响
（1）对空气预热器漏风率的影响
由于SCR及空预器使烟气阻力增加，造成烟气与一、二次风的压差增加，引起空预器的漏风系数增加，一般会增加0.5～1.0%左右。
（2）对烟气量的影响
SCR装置运行时，其主要反应生成N2和H2O，其数量对于锅炉烟气成分和烟气量来说，影响是很小的。例如对600MW机组，在脱硝效率为80%，锅炉在BMCR 工况时的喷氨量约为250kg/h，加上稀释NH3的空气量，约为5000kg/h，相比～2500000kg/h的烟气量来说，仅为烟气量的1/500。
（3）对锅炉效率的影响
装设SCR后，增加了烟道长度，加上SCR装置表面的散热损失和冷空气的漏入，可以使进入空预器进口的烟气温度下降1～2℃，该数值与散热面积及保温质量有关。另外，虽然氨在喷入SCR装置前经过加热，但也因增加了烟气量而造成排烟热损失的增加，上述两者相加，可降低0.05～0.1%的锅炉效率。
（4）对吸风机的影响
从SCR制造厂提供的数据看，对脱硝效率在80～90%的SCR装置，其阻力(包
括烟道)在1000Pa左右，加上空预器阻力的增加值150～200Pa，一般使吸风机的压头增加值为1200Pa左右，该值相当于吸风机原有压头的25～30%，也就是说需增加吸风机运行电耗25～30%。
（5）对电除尘器的影响
装设SCR后，电除尘器的运行负压需相应增加。在电除尘器设计时，应考虑负压对除尘器强度的影响。
SCR装置的氨逃逸率能够控制在3ppm以下，因此对电除尘器的除尘效率影响不大。在编制设备招标规范书中，宜将进除尘器前的烟气量及烟气成分，包括氨逃逸量明确。
5 SNCR工艺
5.1 概述
目前运用的有两种SNCR系统。一是采用氨水的Thermal DeNOx?，由Exxon Research and Engineering Company 于1975年开放并取得专利；另一直采用尿素的NOx OUT?，由美国电力科学研究院（EPRI）开发并取得专利。Fuel Tech获得这项专利的许可证，并获得多项改进该工艺的专利。Fuel Tech又把专利转让给多个厂商。Exxon 和EPRI 两项技术的主要不同之处是氨以气态喷射而尿素以液态喷射。除此之外，两项技术的流体喷射和控制技术都非常的相似。经过多年的不断改进。目前SNCR已经发展成为一项成熟的烟气治理技术。
5.2 系统描述
SNCR是通过化学反应将NOx转换为N2和水蒸气H2O，还原剂（氨或尿素）喷射入燃烧后的烟气中。在一定温度范围内，还原剂与NOx的反应大大高于与烟气中其它物质的反应，因此SNCR也是个选择性化学反应。SNCR把燃烧室作为反应室。还原剂通过装在炉膛上部和锅炉对流段的喷枪被喷射入烟气。液氨在喷射前被蒸发器蒸发气化，尿素溶液在喷射后被锅炉加热气化。喷射带来烟气和还原剂的混和，锅炉炉膛提供化学反应的能量。NOx被还原，反应后的烟气被排出锅炉。药品还原剂的载体可以用压缩空气、蒸气或水，在采用上部燃尽风（即火上风）或烟气再循环方法的低氮燃烧技术的锅炉上，还可以用上部燃尽风或再循环烟气作载体。喷入角度可以是垂直于壁面的，也可以是和壁面成其他不同大小的倾角的。
SNCR工艺流程示意图
SNCR系统描述
SNCR系统由四个步骤：（1）还原剂卸料和储存，（2）计量，稀释和混和还原剂，（3）将稀释的还原剂在锅炉适当位置中喷入锅炉，（4）还原剂和烟气的混和。这些步骤对于尿素或氨水的SNCR都相同，但是这种系统的设计和设备有所不同，因为氨水喷入是气态，尿素喷入是溶液。尿素通常用于大型锅炉，因为尿素的储存较安全且尿素的扩散性高。
尿素SNCR通常采用模块化设计。模块包括泵，阀门，管道，仪表和控制设备以降低安装时间和成本，并易于将来的扩建。部件按功能模块安装在不锈钢的
框架中。这些模块能整体运到现场并直接安装。
6 SNCR/SCR 混合型工艺
SNCR/SCR混合型工艺 (图5-1)又称为HYBRID，该工艺利用SNCR和SCR工艺各自的优点，将它们的负面影响降到最小程度。
SNCR/SCR混合型工艺将两个经过验证的主流技术SNCR和SCR集成在一起，所以 SNCR/SCR混合型工艺以经过成功验证的脱硝工艺为基础。该工艺前端是SNCR装置，它利用稳定化的尿素水溶液减少锅炉内的NOx，尿素-SNCR 产生的副产物氨作为还原剂随烟气一起进入后端SCR装置进一步还原NOx，使反应剂得到充分利用。
SNCR/SCR混合型工艺的另一项优点是因锅炉内已装有SNCR系统，大幅度降低了SCR装置入口的NOx浓度，从而大幅度减少了所需要的SCR反应容积，降低了SCR系统昂贵的装置成本。
SNCR/SCR混合型工艺只需要很少量的催化剂，当所需的NOx 减排率不太高时，锅炉的引风机可能不需要改造就能满足少量催化剂产生的压降要求。在一些工程中，催化剂可以装入锅炉烟道、扩展烟道、省煤器或空气预热器中。
SNCR/SCR混合型工艺的设计目标是：
?在保证SNCR 的NOx 还原率最大化的同时，获得与SCR同样高的 NOx 还原率；
?不使用危险的氨作为反应剂，因此保证了安全；
?比SCR更经济；
?降低与SCR相关的催化剂中毒、受热面沾污和系统压力损失；
?不需要大的空间。
图5-1 SNCR/SCR 混合工艺
7 几种脱硝工艺的比较
7.1脱硝效率及适用范围
SCR工艺的脱硝效率最高，理论上可达到100％，工程实际运用中也能达到90％以上，是目前主流的炉外脱硝工艺，市场占用率达80％以上。SCR工艺对燃料的适应性广，无论是燃煤、燃油、燃气或垃圾焚烧锅炉都有良好的脱硝性能。SCR工艺适用于各种锅炉容量，目前最大投运的机组为1000MW级容量。国内外，600MW等级以上的大容量机组几乎都采用SCR工艺。
SNCR工艺的脱硝效率最低，通常为20～40％。这是因为SNCR的脱硝反应发生在炉膛内，需要在合适的温度范围内，而炉内温度场和烟气场非常复杂，造成还原剂难以在合适的温度范围内与NOx混和。随着炉膛的增大，脱硝效率呈下降趋势。因此对于600MW等级以上的大型锅炉很少采用SNCR工艺。根据目前掌握的材料，国内600MW及以上的脱硝机组在建的有近百台，而采用SNCR工艺的机组还不到10台。
SNCR/SCR混和工艺的脱硝效率介于上述两种工艺之间，一般为40～70％。国内采用SNCR的机组基本上预留了催化剂反应器的位置，为今后采用SNCR/SCR 混和工艺创造了条件。国外采用SNCR/SCR混和工艺的机组也很少。
7.2投资成本
从理论上说SCR工艺系统较SNCR复杂，需要额外的脱硝反应器、催化剂和钢结构，因此SCR的投资高于SCNR。国外工程案例也反映了这种规律。国内市场由于脱硝系统往往采用整岛总包的方式，采用SCR工艺的国内工程公司众多，其技术转让方分别来自于美国、日本、欧洲等多家国外公司，竞争十分激烈，脱硝岛的价格一直呈下降趋势，目前300MW机组的成本在50～60￥/kw，600MW机组的成本在40～50￥/kw，1000MW机组的成本在35～50￥/kw左右。而采用SNCR 的国内工程公司很少，其技术转让方目前近局限于美国FuelTech公司，受技术转让方专利费用等因素的影响，投资成本较高，目前一般300～600MW的初投资在40～60￥/kw。
7.3对锅炉及其它辅机的影响
SCR工艺一般将反应器布置在省煤器和空预器之间，对锅炉的影响较大。如反应器入口的烟气流场设计或催化剂孔径选择不当，可能造成催化剂堵塞，造成机组停运。硫酸氢氨易于沾在空预器受热面上，造成受热面堵塞，空预器阻力增加。由于反应器及催化剂的存在，增加了烟气系统的阻力，引风机的选择上需要考虑增加额外的扬程。
采用SNCR工艺需向炉膛内喷入还原剂，对炉内的燃烧会有扰动。氨水和尿素对炉膛受热面有腐蚀作用，如设计不当，还原剂可能造成对锅炉受热面的腐蚀。
7.4对环境的影响
SCR工艺的氨逃逸率比SNCR和混和法小，对大气的影响较小。采用SNCR工艺，用尿素作为还原剂时，NOx会转化为N2O， N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题已引起人们的重视。
SCR的催化剂失效后如处理不当会造成二次污染。目前对于失效催化剂的处理还没有好的方法，一般以掩埋为主。
SCR工艺、SNCR工艺、SNCR/SCR工艺的比较见表6-1。
烟气脱硝技术综合比较
8 选择原则
8.1对于脱硝效率要求80％及以上的机组，应采用SCR脱硝工艺；
8.2 对于机组容量为600MW等级及以下的机组，若要求脱硝效率不大于40％，宜采用SNCR脱硝工艺。
8.3对于脱硝效率要求在60％～80％范围内的机组，视还原剂的运输、储存、制备、初投资及运行费用并考虑短期内脱硝效率是否要求提高的因素，综合比较后确定采用SCR脱硝工艺或SNCR/SCR混合脱硝工艺。
8.4对于脱硝效率要求在40％～60％范围内的机组，宜采用SNCR/SCR混合脱硝工艺，SCR 装置宜布置在烟道内，不单独设置构架，但应考虑荷重增加的影响。
8.5 还原剂可采用液氨或尿素。还原剂的选用应根据厂址周围的环境、脱硝工艺、脱硝系统的投资、系统的年运行费用及药品来源的安全性及可靠性因素，经技术经济综合比较及安全评价后确定。
8.6 对于SCR烟气脱硝工艺，若电厂地处城镇边缘，而液氨产地距电厂较近，在能保证药品安全、可靠供应的情况下，宜选择液氨作为还原剂；若电厂位于人口密度高的中心城市、港口、河流位置，宜选择尿素作为还原剂。
8.7 对于SNCR烟气脱硝工艺，宜选择尿素作为还原剂。若电厂已有液氨或可利用管道输送液氨的情况下，可选择液氨作为还原剂。
8.8 脱硝工艺采用液氨作为还原剂时，液氨储存区应设置消防喷淋水系统，采用尿素作为还原剂时，尿素储存和氨制备系统的消防设计按GB50229。锅炉房脱硝系统的设备和管道的消防设计按GB50229。
1、化学反应原理 任意浓度的硫酸、硝酸，都能够跟烟气当中细颗粒物的酸、碱性氧化物产生化学反应， 生成某酸盐和水，也能够跟其它酸的盐类发生复分解反应、氧化还原反应，生成新酸和新盐，通过应用高精尖微分捕获微分净化处理技术产生的巨大量水膜，极大程度的提高烟气与循环 工质接触、混合效率，缩短工艺流程，在将具有连续性气、固、液多项流连续进行三次微分 捕获的同时，连续进行三次全面的综合性高精度微分净化处理。 2、串联叠加法工作原理 现有技术装备以及烟气治理工艺流程的效率都是比较偏低，例如脱硫效率一般都在98%左右甚至更低，那么，如果将三个这样工作原理的吸收塔原型进行串联叠加性应用，脱硫效率一定会更高，例如99.9999%以上。 工艺流程工作原理 传统技术整治大气环境污染，例如脱硫都是采用一种循环工质，那么，如果依次采用三种化学性质截然不同的循环工质，例如稀酸溶液、水溶液和稀碱溶液进行净化处理，当然可以十分明显的提高脱除效率，达到极其接近于百分百无毒害性彻底整治目标。 1、整治大气环境污染，除尘、脱硫、脱氮、脱汞，进行烟气治理，当然最好是一体 化一步到位，当然首选脱除效率最高，效价比最高，安全投运率最高，脱除污染因子最全 面，运行操作最直观可靠，运行费用最低的，高效除尘、脱硫、脱氮、脱汞一体化高精尖 技术装备。 2、高效除尘、脱硫、脱氮、脱汞一体化高精尖技术装备，采用最先进湿式捕获大化 学处理技术非选择性催化还原法，拥有原创性、核心性、完全自主知识产权，完全国产化，发明专利名称《一种高效除尘、脱硫、脱氮一体化装置》，发明专利号。 3、吸收塔的使用寿命大于30年，保修三年，耐酸、耐碱、耐摩擦工质循环泵，以及 其它标准件的保修期，按其相应行业标准执行。 4、30年以内，极少、甚至可以说不会有跑、冒、滴、漏、渗、堵现象的发生。 5、将补充水引进到3#稀碱池入口，根据实际燃煤含硫量和烟气含硝量调整好钠碱量 以及相应补充水即可正常运行。 6、工艺流程： 三个工质循环系统的循环工质，分别经过三台循环泵进行加压、喷淋。 （1）可以采用废水的补充水进入进行第三级处理的稀碱池，通过第三级循环泵或者称 为稀碱泵，进行第三次微分捕获微分净化处理，然后溢流至中水池。 （2）从稀碱池溢流来的稀碱水自流进入中水池，经过第二级循环泵或者称为中水泵的 加压循环，进行第二次微分捕获微分净化处理的喷淋布水。 （3）从中水池溢流来的中水进入稀酸池，第一级循环泵或者称为稀酸泵泵出的循环工 质，在进行第一级微分捕获微分净化处理循环过程当中，在稀酸池经过处理，成为多元酸， 通过补充水和澄清水保持两个循环系统工作。
SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔
且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
1、技术原理 冷冻法是物理方法，将含硫酸根的盐水冷冻降温，硫酸根将以芒硝的形式结晶析出。当盐水中硫酸根质量浓度小于25g/L时，该法受到成本限制。硝分离单元是通过冷冻结晶使富硝盐水中 的硫酸根以芒硝（Na 2SO 4 ·10H 2 O）的形式从淡盐水中分离出来。 利用冷冻法将富硝盐水中的硫酸根结晶分离是目前国内较为先进的脱硝方法，但该法的应用逐渐暴露出冷冻设备易堵塞等问题。我公司针对上述问题进行了一系列的自主研发和工艺改进，已研发出一套新型脱硝技术方案，并已向国家专利局提出了国家发明专利申请。 2、工艺流程简介 图冷冻脱硝工艺流程框图 富硝盐水首先进入预冷换热器进行预冷，预冷后温度可降至15~20℃。预冷后的富硝盐水进入兑卤槽，与兑卤槽循环液均匀混合，稳定降温至-5℃左右。兑卤槽循环液是通过兑卤循环泵泵至冷冻换热器获取冷量，冷冻换热器的冷源为冷冻机组的制冷剂。 兑卤槽在循环换热过程中因温度下降会有芒硝晶体析出并沉降，根据晶体析出情况定期泵至沉硝槽，在沉硝槽中晶体进一步长大。含大量芒硝晶体的浆料随后送至离心机进行离心分离，得到产品芒硝。沉硝槽的上清液只含少量的硫酸根离子（出槽淡盐水硫酸钠浓度为6~10 g/L，出槽淡盐水脱硝后返回前端），溢流收集于冷盐水储槽，经预冷换热器回收冷量后回流至淡盐水储槽进一步处理。 冷冻脱硝的吨水直接运行成本（电以元计）约为30~40元。
3、技术特点 本系统工艺设计的主要技术特点如下： （1）采用逐级降温、三段沉硝，能很好地解决硝分离单元芒硝结晶堵塞严重的问题，冷冻效率高。富硝盐水在浓缩液储罐进行一次沉硝，并根据氯化钠和硫酸钠在水中的互溶度合理设定预冷温度，从而避免预冷换热器的堵塞。二次沉硝发生在兑卤槽，温度降至-(5~7)℃左右，冷冻换热器换热温差小，兑卤循环液流速大，从而有效避免了冷冻换热器的堵塞。三次沉硝发生在沉硝槽，温度在-(7~8)℃左右，沉降的晶体固液比高，有利于离心分离。 （2）换热网络合理，有利于节省能耗。沉硝槽溢流冷盐水用作预冷换热器的热源，既回收了热量（或冷量），同时也减轻了返回化盐工序后对系统工艺温度的影响。 （3）运行管理方便，工艺运转自动化程度高，设备维护简单。
一、减排氮氧化物社会效益 氮氧化物（NOx）是大气的主要污染物之一，包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O5等多种氮的氧化物，燃煤窑炉排放的NOx中绝大部分是NO。NO的毒性不是很大，但是在大气中NO可以氧化生成NO2。NO2比较稳定，其毒性是NO的4～5倍。空气中NO2的含量在3.5×10-6（体积分数）持续1h，就开始对人体有影响；含量为（20～50）×10-6时，对人眼有刺激作用。含量达到150×10-6时，对人体器官产生强烈的刺激作用。此外，NOx还导致光化学烟雾和酸雨的形成。由于大气的氧化性，NOx在大气中可形成硝酸（HNO3）和硝酸盐细颗粒物，同硫酸（H2SO4）和硫酸盐颗粒物一起，易加速区域性酸雨的恶化。 随着我国工业的持续发展，由氮氧化物等污染物引起的臭氧和细粒子污染问题日益突出，严重威胁着人民群众的身体健康，成为当前迫切需要解决的环境问题。2011年全国人大审议通过了“十二五”规划纲要，提出将氮氧化物首次列入约束性指标体系，要求“十二五”期间工业氮氧化物排放减少10%，氮氧化物减排已经成为我国下一阶段污染治理和减排的重点。 二、水泥厂脱硝工艺选择 目前，水泥窑NOx控制技术主要包括低氮燃烧器、分级燃烧法、非选择性催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）等，各控制技术的脱氮效率如下表所示： NOx控制技术低NOx燃烧器SCR分级燃烧SNCR
脱氮效率10~15%85~90%25~30%50~70% 1、低NOx燃烧器 目前在国内已经有广泛应用，但其效果受窑工况影响较大，一般NOx 的排放量不能达到预期效果或效果不明显。 低氮燃烧器一般把一次风分成浓淡两股，浓相在内，更靠近火焰中心；淡相在外，贴近水冷壁。浓相在内着火时，火焰温度相对较高，但是氧气比相对较少，故生成的氮氧化物的几率相对减少；淡相在外，氧气比相对较大，但由于距火焰高温区域较远，温度相对较低，故氮氧化物的生成也不会很多。根据氮氧化合物生成机理，影响氮氧化合物生成量的因素主要有火焰温度、燃烧器区段氧浓度、燃烧产物在高温区停留时间和煤的特性，而降低氮氧化合物生成量的途径主要有两个方面：降低火焰温度，防止局部高温；降低过量空气系数和氧浓度，使煤粉在缺氧的条件下燃烧。简介：用改变燃烧条件的方法来降低NOx的排放，统称为低NOx燃烧技术。在各种降低NOx排放的技术中，低NOx燃烧技术采用最广、相对简单、经济并且有效。 2、SCR法 SCR法具有脱氮效率高的优势，在电厂锅炉脱氮被广泛应用。但由于SCR操作温度窗口和含尘量的特殊要求，极少应用在国内外水泥生产线上，主要原因为：（1）出窑的烟气通常用于余热发电，出余热发电系统的烟气温度无法满足SCR的温度要求；（2）窑尾框架周边基本上没有布置SCR催
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分 脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 1湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙 （CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石
灰法容易结垢的缺点。 B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 2干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80％。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化
龙净环保脱硝技术介绍 龙净环保联合美国顶级脱硝公司开拓国内市场。该美国公司是美国国家燃烧实验室理事单位，美国环境总署，美国能源总署的技术咨询合作单位。多年来从事通过改进锅炉燃烧来减少锅炉及各类型燃烧器出口污染物的专业公司，公司从业至今已有30年几年，已在世界各地实施了几十个项目，并且公司在项目实施过程中发明（开发）了多种技术，并拥有多种专利。主要的技术由：煤粉锅炉的LK-LNB技术（全称旋转对冲燃烬风技术）、LK-SNCR 技术（智能型还原剂喷射系统—脱硝、脱硫及其他污染物技术）、混合式SCR 技术（LK-SNCR+SCR）、脱汞技术；CFB锅炉的LK-CFB-SNCR技术（脱硫、脱硝改进技术）、LK-CFB-SNCR技术、CFB-HYBRID-SCR 技术；水泥窑炉的LK-LNB技术、LK-SNCR技术。
一、LK-LNB技术 全称‘旋转对冲智能型分级燃烬风技术’，属第三代分级燃烧技术。 主要原理：通过在锅炉空预器出口的二次风道上抽吸大约占锅炉总风量的30%左右的热风，通过高压风机升压后通过特殊设计的喷口以极高的风速分多层喷入锅炉炉膛上部空间，形成强烈的扰动混合，并在主燃烧区域形成较强的还原性气氛及相对较长的还原空间，达到在较高的NOx去除效果的前提下不降低锅炉的燃烧效率及运行操控性能、安全性能。 性能指标： NOx降低值：不低于50%，绝对值排放控制（普通锅炉）280mg/Nm3以内； 锅炉效率：不降低 安全性能：不降低（不产生高温腐蚀和结焦，低负荷稳燃能力不改变） 二、LK-SNCR技术： 是一种多种污染物喷射还原系统或平台，根据需要，在此平台下通过喷射不同的化学剂能达到去除不同的污染物（加氨脱除NOx、加石灰石脱除SOx及加脱汞剂脱除重金属等）。 LK-SNCR技术在脱硝上反应原理同SNCR技术，也是通过向烟气中喷氨或尿素等含有NH3基的还原剂，在高温（850-1100度）和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应，把NOx还原成N2和H2O。在此反应中，部分还原剂还将与烟气中的O2发生氧化反应生成NO和H2O，因此还原剂消耗量较大。
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 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指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）
2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式
烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。
综述燃煤电厂烟气脱硝技术 摘要：人们对空气质量的要求越来越高，氮氧化物污染引起了人们的广泛注意。废气脱硝工艺一直是研究重点。本文通过对比燃煤电厂的脱硝的各种工艺，选出了最优工艺——SCR技术，本文综述了SCR的原理、国内外研究状况、应用情况及运行费用。通过本文可以使人们更好的了解燃煤电厂脱硝工艺。 关键字：烟气脱硝；低NO X燃烧技术；SCR技术 Summary of coal-fired power plant flue gas denitrification technology Abstract: People on air quality have become increasingly demanding, nitrogen oxide pollution has aroused extensive attention. Exhaust gas denitration process has been a research priority. By contrast coal-fired power plant denitration various processes, optimum process --SCR elected technology, this paper reviews the SCR principle, research status, applications and operating costs. Through this allows people to better understand the coal-fired power plant denitrification process. Key words: Flue gas denitrification ; Low NO X Combustion Technology ;SCR 氮氧化物是大气主要污染物之一。通常所说的氮氧化物有多种不同形式，如N2O、NO、NO2、N2O3和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是最重要的大气污染物[1]。NO X排入大气后，通过物理、化学作用，引发一系列的环境问题。对人体健康和生态环境造成威胁[2]。 氮氧化物的产生途径主要有一下几个方面：1.机动车辆排放的尾气2.工业生产过程中产生了氮氧化物3. 燃烧过程产生的氮氧化物。其中燃烧过程产生的氮氧化物包括热力型、瞬时型和燃料型[3]。 机动车排气量较小，排放源流动分散。主要采用机内净化的方法去除氮氧化物[4]。某些工业生产过程也会排出NO X废气，一般来说，它具有成分相对比较单一和气量小的特点，此类废气在治理中多采用湿法，并且尽量将分离出来的NO返回原生产系统，或者形成新的副产品，或者加以无害化处理[5]。在燃烧过程中，控制NO X的排放有两种途径：一种是在锅炉燃烧中控制燃料的燃烧，减少氮氧化物的生成；另一种是对烟气进行处理，消除烟气中的氮氧化物[6]。 交通运输、电力和火电厂排放的NO X占全部排放量的90%以上[7]。电力工业又是燃煤大户。具预测，到2020年，原煤消耗将达到20.5亿~29.0亿吨，燃煤产生的NO X将急剧增加[8]。由于火电厂燃烧所产生的NO X所生成的含量最多且成分较复杂，所以引起了人们的广泛重视。所以本文主要介绍燃煤电站烟气脱硝技术。 1 烟气脱硝工艺比选 烟气脱硝是指从烟气中去除氮氧化物，是世界各国控制氮氧化物污染、防治酸雨危害的主要措施[9]。据火电厂燃煤锅炉调查，一般采用低氮氧化合物燃烧技术（包括低负荷稳燃改造）的锅炉排烟中氮氧化物的浓度为500~900mg/m3，而未采用低氮氧化合物燃烧技术的锅炉排烟中NO X的质量浓度定700~1300mg/m3之间，平均1000g/m3左右。所以在烟气脱硝之前先采用低NO X燃烧技术，减少氮氧化物的产生，为后续处理减轻负担[10]。
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 一、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A、石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成
结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法：
S C R脱硝技术简介-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
SCR脱硝技术 SCR（Selective Catalytic Reduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1） 2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2） 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低，故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。
最全面的烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 一、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80%以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A 石灰石/石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙(CaSO3)可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙(CaSO4)，以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90%以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。
B 间接石灰石-石膏法： 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3˙nH2O)或稀硫酸(H2SO4)吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7˙H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99%以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 二、干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。
脱硝技术 一、SCR烟气脱硝技术原理介绍 选择性催化还原系统（Selective Catalytic Reduction,SCR）是指在催化剂的作用下，"有选择性"的与烟气中的NOX反应，将锅炉烟气中的氮氧化物还原成氮气和水。 SCR催化剂最佳的活性范围在300~400 ℃，一般被安排在锅炉的省煤器与空气预热器之间，因此对于燃煤锅炉的烟气脱硝系统，SCR催化剂是运行在较高灰尘环境下。 SCR烟气脱硝技术最高可达到90%以上的脱硝效率，是最为成熟可靠的脱硝方法。在保证SCR脱硝效率的同时还有控制NH3的逃逸率和SO2的转化率，以保证SCR系统的安全连续运行。烟气流动的均匀性、烟气中NOX和NH3混合的均匀以及烟气温度场的均匀性是保证脱硝性能的关键，是设计中需要考虑的因素。 二、SCR烟气脱硝工艺流程 三SCR烟气脱硝的技术特点 ?深入了解催化剂特性，针对不同的工程选择合适的催化剂，包括蜂窝、板式和波纹板式，不拘泥于某个种类或某个厂家的催化剂，并能通过优化催化剂参数，降低催化剂积灰风险，保持较低的烟气压降,可以联合催化剂厂商给业主提供催化剂管理经验，方便业主对催化剂进行管理； ?与国外最专业的流场模拟厂家合作，使用物模与数模技术，精心设计SCR系统的烟道布置、烟道内导流板布置、喷氨格栅、静态混合器等，使催化剂内烟气的温度、速度分布均匀，烟气中NOX与NH3混合均匀，可以最有效的利用催化剂，最大程度的降低氨的消耗量，减少SCR系统积灰，并保持SCR系统较低的烟气压降；
?反应器的设计合理，方便安装催化剂，并可适应多个主要催化剂提供商生产的催化剂,方便催化剂厂商的更换； ?过程参数采用自动控制，根据锅炉的负荷、烟气参数、NOX含量以及出口NH3的逃逸率自动控制喷氨量，优先保证氨逃逸率的情况下，满足系统脱硝效率。 ?针对脱硝还原剂，可以提供多种系统：液氨系统和尿素系统，博奇所提供的尿素催化水解系统具有安全、响应快、起停迅速以及能耗低等特点，可以为重视安全的业主提供最佳的脱硝解决方案。
我国氮氧化物的排放情况： 氮氧化物的危害 随着我国经济的发展，能源消耗带来的环境污染也越来越严重，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。其中烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源近年来，氮氧化物(NOx，包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O和N2O5等多种化合物）的治理已经成为人们关注的焦点之一。 在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NOx，故大气中NO普遍以NO的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3),在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，NO2转变成硝酸的速度加快。特别是当NO2与SO2同时存在时，可以相互催化，形成硝酸的速度更快。此外，NOx还可以因飞行器在平流层中排放废气，逐渐积累，而使其浓度增大，此时NO再与平流层内的O3发生反应生成NO2、O2，NO2与O2进一步反应生成NO 和O2，从而打破O3平衡，使O3浓度降低导致O3层的耗损。 我国氮氧化物的排放情况 在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。随着我国经济实力的增强，耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目，但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一,据统计,我国67%的氮氧化物(NOx)排放量来自于煤炭的燃烧。据国家环保总局统计预测, 2005年和2010年我国火电厂煤炭消耗量分别占全国总量的56%和64%,火电厂NOx产生量占全国总量的50%。从燃煤消耗对NOx排放贡献值来看,火电厂NOx排放控制是我国NOx排放总量控制关键所在。随着我国最新的《火电厂大气污染物控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施以及《京都议定书》的正式生效,国内对NOx 的排放控制将日趋严格,在火力发电厂中采用有效的NOx排放控制措施势在必行。