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sncr脱硝原理及工艺
脱硝是指将燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）转化为较为无害的氮气（N2）或氨（NH3）的过程。
脱硝在工业生产中非
常重要，尤其是对于电力、钢铁、化工等行业而言。
Sncr是
一种常用的脱硝工艺，下面将介绍其原理和工艺过程。
1. Sncr脱硝原理：
Sncr脱硝主要利用氨水或尿素溶液与燃烧过程中的NOx发生
化学反应，将其转化为氮气或氨。
这种反应在高温下进行，需要满足适当的反应温度和氨水的投加量。
2. Sncr脱硝工艺过程：
（1）烟气进入SNCR反应器：燃烧产生的烟气进入SNCR反
应器中，反应器中设置有适当的喷射装置，用于喷射氨水或尿素溶液。
（2）氨水或尿素喷射：通过喷射装置，将氨水或尿素溶液喷
射到烟气中。
喷射后的氨水或尿素溶液与烟气中的NOx发生
反应，将其转化为氮气或氨。
（3）反应温度控制：Sncr脱硝反应需要在一定的温度范围内
进行，通常为800°C-1100°C。
通过调节喷射装置和燃烧设备，控制烟气的温度在适宜的范围内。
（4）反应产物处理：脱硝反应后的烟气中生成的氮气或氨进
入气体处理系统进行进一步处理，以确保排放的气体符合环保要求。
Sncr脱硝工艺具有脱硝效率高、操作简单、设备布局灵活等
优点，广泛应用于不同工业领域。
但同时也存在氨逃逸、不适
用于高浓度NOx气体等问题，因此在实际应用中需要综合考虑各种因素，选择合适的脱硝工艺。
脱硝的工艺流程脱硝是一种减少燃煤电厂和工业锅炉排放的二氧化氮（NOx）的工艺。
脱硝的目的是减少空气污染，保护环境和人类健康。
下面是一个典型的脱硝工艺流程的描述。
首先，在燃煤电厂或工业锅炉中，燃烧产生的高温烟气中含有大量的NOx，这些有害气体需要被去除。
脱硝工艺的第一步是将烟气通过一种称为喷淋层的装置，喷淋层将尿素溶液释放到烟气中。
尿素溶液在高温环境下分解，产生一种称为尿素气体的物质。
尿素气体与烟气中的NOx发生化学反应，生成氨气和二氧化碳。
第二步是将烟气中的氨气和NOx一起进一步处理。
烟气通过一系列的减速装置，使烟气在其中停留一段时间，以便氨气和NOx之间进行更充分的反应。
这个过程被称为选择性催化还原（SCR），通过使用特殊的催化剂，NOx会与氨气进行反应，生成氮气和水汽。
第三步是净化烟气，去除其中的固体颗粒物和其他污染物。
这个过程通常通过电除尘器或布袋过滤器来完成，这些设备通过电荷吸引和过滤的原理，将固体颗粒物从烟气中分离出来，同时保持烟气的正常流动。
最后一步是排放处理后的烟气，保证其满足环境排放标准。
通常，处理后的烟气通过排气管道排放到大气中。
在某些情况下，为了满足更严格的排放标准，烟气可能需要进一步处理，例如进行干燥或冷却。
整个脱硝工艺需要一个完善的监控系统，以确保各个步骤的运行正常。
例如，监控系统可以监测烟气中的NOx浓度，以便自动调节尿素溶液的喷淋量。
此外，还需要定期对催化剂进行维护和更换，以保持其催化性能。
脱硝工艺是一项复杂的工程，需要综合考虑工艺效率、能耗、运维成本等各个方面。
目前，有许多不同的脱硝技术可供选择，如SCR、SNCR（选择性非催化还原）等，每种技术都有其适用的场景和优势。
总之，脱硝是一种重要的空气污染控制工艺，可以有效减少燃煤电厂和工业锅炉排放的NOx。
通过合理的工艺流程设计和运行管理，可以实现高效的脱硝效果，保护环境和人类健康。
电厂脱硝原理
电厂脱硝是指利用化学方法将燃煤电厂烟气中的氮氧化物（NOx）进行减排，以减少对大气环境的污染。
脱硝技术是电厂环保治理的重要环节，也是保障大气环境质量的关键措施之一。
脱硝原理主要分为烟气脱硝和燃烧脱硝两种方式。
烟气脱硝是通过在燃烧过程中添加脱硝剂，如氨水或尿素溶液，使烟气中的NOx与脱硝剂发生化学反应，生成氮气和水，从而达到减排的目的。
燃烧脱硝则是通过优化燃烧工艺，减少燃烧温度和氧气浓度，从而减少NOx的生成。
烟气脱硝主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种技术。
SCR技术是利用催化剂在一定温度下催化氨与NOx发生还原反应，将NOx转化为氮气和水。
而SNCR技术则是在燃烧室中直接喷射氨水或尿素溶液，与燃烧产生的NOx进行还原反应。
燃烧脱硝则主要包括低氮燃烧技术和燃烧过程控制技术。
低氮燃烧技术通过调整燃烧工艺，降低燃烧温度和氧气浓度，减少NOx的生成。
燃烧过程控制技术则是通过优化燃烧参数，如燃烧温度、燃烧时间等，减少NOx的排放。
在电厂脱硝过程中，除了选择合适的脱硝技术外，还需要考虑脱硝剂的选择、脱硝设备的设计和运行参数的控制等因素。
合理的脱硝工艺和设备能够有效地减少NOx的排放，保障电厂的环保要求。
总的来说，电厂脱硝是通过化学方法将燃煤电厂烟气中的氮氧化物进行减排的环保技术。
脱硝原理主要包括烟气脱硝和燃烧脱硝两种方式，以及相应的技术和设备。
通过合理选择脱硝技术和设备，电厂能够有效地减少NOx的排放，保护大气环境质量。
电厂烟气脱硫脱硝及治理策略随着工业化进程的不断推进，电厂作为能源生产和供应的重要角色，也面临着环境保护和污染治理的挑战。
烟气脱硫脱硝是电厂环保工程的重要组成部分，其治理策略对于保护环境、减少大气污染具有重要意义。
一、烟气脱硫脱硝技术原理1. 烟气脱硫燃煤等化石能源在燃烧过程中会产生二氧化硫等有害气体，为了减少对环境的污染，需要进行烟气脱硫处理。
常见的脱硫方法包括湿法脱硫和干法脱硫。
湿法脱硫是利用喷雾喷淋、吸收剂等技术将烟气中的二氧化硫吸收并转化为硫酸盐，从而达到脱硫的效果；干法脱硫则是通过在燃烧过程中添加吸收剂或增加脱硫装置来实现脱硫的目的。
这些方法可以有效减少燃煤电厂烟气中的二氧化硫排放，提高环境空气质量。
2. 烟气脱硝燃煤等化石能源的燃烧过程中还会产生氮氧化物，这些物质对大气环境的影响也较为严重。
烟气脱硝也是电厂环保工程中的重要内容。
常用的脱硝方法包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等技术。
SCR技术是利用催化剂对烟气中的氮氧化物进行催化还原反应，将其转化为氮和水，从而实现脱硝的效果；SNCR技术则是通过在燃烧炉中喷射氨水等还原剂，利用高温下的非催化还原反应将氮氧化物转化为氮、水和二氧化碳。
这些脱硝技术可以有效减少电厂烟气中的氮氧化物排放，减轻大气污染的程度。
1. 技术升级随着环保要求的不断提高，电厂需要不断升级现有的脱硫脱硝设备，采用更加先进和有效的脱硫脱硝技术。
还可以结合多种技术手段，如脱硫脱硝与除尘、脱硫脱硝与余热回收等综合利用，提高设备的能效比和治理效果。
2. 管理控制电厂需要建立严格的废气排放监测和管理制度，对脱硫脱硝设备的运行情况进行实时监测和调整，确保设备处于最佳运行状态，减少废气排放。
还需要加强对操作人员的培训和管理，提高其对设备运行和维护的认识和技能，确保设备运行的稳定和效果的持久。
3. 成本控制烟气脱硫脱硝需要投入大量的资金和人力，因此需要进行成本控制和效益评估。
烟气脱硝操作方法
烟气脱硝是指利用特定的化学方法或设备将烟气中的氮氧化物（NOx）去除的过程。
常见的烟气脱硝操作方法包括：
1. 选择性催化还原（SCR）：将氨气或尿素溶液喷入烟气中，并通过反应器中的催化剂将NOx转化为氮气和水蒸气。
2. 非催化脱硝（SNCR）：在燃烧过程中喷入氨水或尿素溶液，利用高温下的化学反应将NOx转化为氮气和水蒸气。
3. 干法脱硝：利用固定床吸附剂、氧化剂或非水化物等物质吸附或氧化NOx。
4. 湿法脱硝：向烟气中喷入水或碱液溶液，利用化学反应将NOx转化为可溶性化合物，然后通过洗涤或沉淀的方式去除。
5. 高温空气氧化法（HTAO）：将烟气加热至高温，并通过氧气氧化NOx，然后再通过洗涤或其他方法去除。
以上方法均可有效去除烟气中的NOx，具体的操作方法和适用条件需根据具体的工艺和设备来确定。
火电厂烟气脱硝技术规范随着环境保护意识的不断提高和公众对空气质量的努力探求，烟气脱硝技术已经成为当今火电厂必不可少的设备。
烟气脱硝技术能够有效地去除生成烟气中的氮氧化物，特别是氮氧化物对大气污染的影响，这对提高环保标准，削减空气的污染，保障人类健康的作用不言而喻。
本文将就火电厂烟气脱硝技术规范进行认真介绍。
一、火电厂烟气脱硝技术简介烟气脱硝技术是一项利用化学方法进行脱硝的技术。
重要是通过在烟气中引入还原剂，将氮氧化物还原成氮气而去除的一种技术。
传统的烟气脱硝技术重要采纳的是选择性催化还原（SCR）技术。
但是SCR技术的成本较高，在运行过程中还要把握良好的技术要求，降低其运行过程中的失效率，大大加添了其操作难度。
目前，新型的脱硝技术如SNCR --选择性非催化还原、D-HMN--分子筛式夹杂、DDS--氨水直接喷淋等技术应用越来越多。
二、火电厂烟气脱硝技术规范概述火电厂烟气脱硝技术的规范包括脱硝设备的设计、脱硝剂的选择、运行、维护等多个方面。
为了保证脱硝设备的正常运行，提高脱硝效率，削减二氧化硫的排放，规范的订立尤为紧要。
1. 设计方案：对于火电厂脱硝设备的设计，要充分考虑到该设备的排放标准、投资和运营成本、设备的稳定性和牢靠性等因素。
同时，还应考虑如何保证设备的合理化分布，削减设备显现故障的可能性，提高设备可操作性。
例如，对于设备的合理化分布，可以通过合理的设计方案来实现。
这种方案可以将净化后的烟气重新输送到燃烧区域，从而达到节能环保的目的。
2. 脱硝剂的选择：脱硝剂的选择是烟气脱硝技术中的紧要一个环节。
目前比较常用的脱硝剂有尿素、氨水等。
这些脱硝剂虽然在化学性质上不一样，但各有优缺点，需要依据实际情况选用。
例如，对于尿素作为脱硝剂，在脱硝率上跟氨水相差不大，但是尿素可以在常温下存放，安全性较好，不会像氨水一样对员工带来不安全。
但是尿素在储存和输运过程中占用的体积较大，需要相应的设备来进行储存和输送。
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展摘要：近年来，我国风能和太阳能装机容量快速增加，燃煤电站需要承担更多的调峰调频任务。
因此燃煤电站将长期处于低负荷运行状态，这必然会影响机组脱硝系统的安全高效运行。
烟气脱硝技术具有技术成熟、脱硝效率高等优点，是当前燃煤电站广泛采用的烟气脱硝技术,该脱硝技术的最佳活性温度窗口在300～400℃范围内。
当燃煤机组处于低负荷运行状态时，SCR脱硝系统入口烟气温度较低，势必会造成脱硝效率的降低。
因此，国内外研究工作者提出了多种脱硝宽负荷运行方案，以提高燃煤机组在低负荷时的脱硝效率。
关键词：燃煤电厂；锅炉烟气；脱硝技术2021年，我国的燃煤发电量约占我国总发电量的54.56%。
为降低电厂排放物中的氮氧化物含量，燃煤电厂主要使用的脱硝技术有很多中。
很多技术都具有脱硝效率高、运行可靠、技术成熟等优点，但在实际运行过程中也存在脱硝效率低、烟道积灰严重和催化剂层磨损严重等问题。
在脱硝系统中，流场是否均匀将对喷氨效果、系统的脱硝效率和积灰问题起着决定性作用。
理想的流场不但可以提高脱硝效率，还可以延长催化剂的使用寿命。
1火电厂烟气脱硝的现状分析以前，火电厂所用的脱硝技术都要借助在分硝和分硫的方式下展开的，更加关注的是某一个位置烟气排放的治理工作，但是这种传统的脱硝技术并不适合大范围的应用，而且应用流程非常的复杂和繁琐。
因此，为了火电厂更好的工作和发展，需要结合火电厂的具体情况，加强对脱硝技术应用的研究，以此来实现节能环保的目标，更好地保护大气环境，推动我国社会经济的可持续发展。
目前火电厂应用范围最广泛的脱硝技术主要有以下几种，即湿法技术、半干法烟气技术、干法烟气技术、膜吸收法以及微生物法等等，同时，还包括还包含加氢脱硝、低温煅烧和氧气再循环等技术方法。
火电厂烟气脱硝是一个非常复杂、庞大的系统工程，其广泛应用给我国电力企业的发展带来了很大的挑战和发展机遇。
因为此项工程非常庞大和复杂，所以应用到的机械设备也是非常多的，除了特定设备需要从国外引进以外，大部分的机械设备都是国内企业完成的，而在这种情况下，也会在一定程度上带动我国相关产业的发展，有效促进了我国社会经济水平的提高。
烧结脱硫脱硝工艺流程烧结脱硫脱硝工艺是一种有效的大气污染治理技术，主要用于燃煤电厂和工业锅炉等设备中的烟气处理。
通过脱硫和脱硝工艺，可以将烟气中的二氧化硫和氮氧化物等有害物质去除，减少对环境的污染，保障人民健康。
烧结脱硫脱硝工艺的流程一般包括以下几个步骤：1. 烟气进入脱硫设备：首先，燃烧产生的烟气通过烟囱排放到大气中，然后进入脱硫设备。
脱硫设备主要是用来去除烟气中的二氧化硫，常见的脱硫方法包括湿法脱硫和干法脱硫。
2. 脱硫处理：在脱硫设备中，烟气与脱硫剂（如石灰石或石膏）接触，二氧化硫会与脱硫剂发生化学反应，生成硫酸钙或硫酸钙水合物等物质，从而将二氧化硫去除。
经过脱硫处理后，烟气中的硫含量大大降低。
3. 烟气进入脱硝设备：经过脱硫处理后的烟气继续进入脱硝设备。
脱硝设备主要是用来去除烟气中的氮氧化物，常见的脱硝方法包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
4. 脱硝处理：在脱硝设备中，烟气与氨水或尿素等还原剂接触，氨和氮氧化物在催化剂的作用下发生反应，生成氮气和水，从而将氮氧化物去除。
经过脱硝处理后，烟气中的氮氧化物含量明显降低。
5. 烟气排放：经过脱硫脱硝处理后的烟气经过除尘设备和脱硫脱硝废水处理系统的处理，最终达到环保排放标准，然后排放到大气中。
烧结脱硫脱硝工艺流程通过对燃烧产生的烟气进行脱硫和脱硝处理，有效减少了大气污染物的排放，保护了环境，改善了空气质量。
同时，该工艺还可以提高能源利用效率，减少资源浪费，符合可持续发展的要求。
总的来说，烧结脱硫脱硝工艺是一种环保高效的大气污染治理技术，对于减少大气污染、改善环境质量具有重要意义。
在未来的工业生产中，应该进一步推广应用这种技术，共同保护我们共同的家园。
烟气脱硫脱硝的方案烟气脱硫脱硝是用来减少烟气中二氧化硫和氮氧化物含量的技术。
由于燃烧煤炭和其他化石燃料会产生大量的二氧化硫和氮氧化物，这些污染物对环境和人类健康造成严重的威胁。
因此，研发高效的烟气脱硫脱硝技术非常重要。
烟气脱硫主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种方法。
湿法脱硫主要是通过将烟气与碱性溶液进行接触，使二氧化硫转化为可溶性的硫酸盐，并被溶液吸收。
一种常见的湿法脱硫方法是石灰石石膏法。
这种方法使用石灰石和水生成石灰石石膏悬浮液，烟气通过悬浮液时，二氧化硫会被氧化成硫酸盐，并被石灰石石膏吸收。
这种方法具有处理能力大、脱硫效率高、对二氧化硫和硫酸盐的转化效率高等优点。
另一种湿法脱硫方法是海水脱硫法。
这种方法利用海水中丰富的碱性成分，通过将烟气与海水进行接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被海水吸收。
这种方法不需要外部吸收剂，处理成本低，但需要海水资源丰富的地区才能使用。
除了湿法脱硫，还可以采用干法脱硫。
干法脱硫通过将烟气与多孔物质（如活性炭、催化剂等）接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被吸附在多孔物质上。
这种方法可以适用于低硫煤的燃烧过程中，处理效果好，但对多孔物质的选择和再生成本较高。
烟气脱硝主要是通过选择性催化还原（SCR）技术来实现。
SCR技术利用氨作为还原剂，在催化剂的作用下，氮氧化物与氨还原生成氮气和水蒸气。
这种方法可以将氮氧化物的排放控制在规定标准以下，达到脱硝的目的。
SCR脱硝技术具有高效脱硝、操作稳定、适应性广等优点。
在SCR技术中，选择合适的催化剂对脱硝效果至关重要。
常见的催化剂有硅铝材料、钒钼材料等。
此外，控制氨与氮氧化物的比例也非常重要，过量的氨会导致亚硝酸盐形成，从而增加氮氧化物的排放。
总之，烟气脱硫脱硝技术在大气污染治理中起着重要作用。
通过选择合适的脱硫脱硝方法和催化剂，可以降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放，有效保护环境和人类健康。
烟气脱硝计算公式烟气脱硝是一种减少燃烧过程产生的氮氧化物（NOx）排放的技术。
常用的烟气脱硝方法包括选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）等。
下面将介绍烟气脱硝的计算公式。
1.氮氧化物（NOx）的浓度计算公式：NOx（mg/m³）= V × C/3600其中，V代表燃料的消耗速率（m³/h），C代表NOx的排放浓度（mg/m³），3600代表将时间单位由小时换算为秒。
2.氮氧化物（NOx）的排放量计算公式：E（kg/h）= V × C × MW × 10^(-6)/22.4其中，E代表NOx的排放量（kg/h），V代表燃料的消耗速率（m³/h），C代表NOx的排放浓度（mg/m³），MW代表NOx的分子量（g/mol），10^(-6)代表单位转换，22.4代表将m³转换为标准状况下的体积（L/mol）。
3.脱硝效率（DeNOx Efficiency）的计算公式：DeNOx Efficiency（%）= [NOx进口浓度 - NOx出口浓度]/NOx进口浓度× 100%其中，NOx进口浓度代表脱硝之前烟气中NOx的浓度，NOx出口浓度代表脱硝之后烟气中NOx的浓度。
4.还原剂（如氨水或尿素溶液）的投入量计算公式：M（kg/h）= E × 1/43其中，M代表还原剂的投入量（kg/h），E代表NOx的排放量（kg/h），1/43为化学计算中的系数。
5.反应剂的摩尔量计算公式：N（mol/h）= M × 1000/MW其中，N代表反应剂的摩尔量（mol/h），M代表反应剂的投入量（kg/h），1000为单位转换，MW代表反应剂的分子量（g/mol）。
这些计算公式可以用于烟气脱硝系统的设计和优化，并可以帮助工程师评估和控制烟气脱硝系统的效率。
然而，实际的工程设计和运行中，可能还需要考虑其他因素，如催化剂的选择、反应温度和氧化还原条件等。
燃烧过程中的烟气脱硝陈坤（长沙理工大学集控1102班）摘要: 火电厂燃煤中排放的氮氧化物( NOx ) 是造成大气污染的主要成分, 如何经济有效地控制燃煤中SO2和NOx 的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。
文章综述了国内外火电厂脱硫脱硝技术的发展和应用、脱硫脱硝一体化技术的发展趋势, 着重介绍了世界上主要脱硝技术的分类、技术特点和应用, 包括联合脱硫脱硝、同时脱硫脱硝在内的脱硫脱硝一体化原理、特点和应用前景, 对火电厂脱硝和脱硫脱硝一体化技术的应用具有一定参考价值。
关键词: 节能减排; 燃煤火力发电厂; 氮氧化物( NOx ) ; 脱硝( 脱氮) ; 低NOx 燃烧; 烟气脱硝; 脱硫脱硝一体化;联合脱硫脱硝; 同时脱硫脱硝1. 引言煤炭是一种重要的能源资源, 当今世界上电力产量的60%是利用煤炭资源生产的。
中国又是一个燃煤大国, 一次能源能源76%是煤炭, 到2005 年我国煤年产量达20 亿t, 其中一半用于燃煤电厂,燃煤发电量约占全国总发电量的70% 左右。
煤燃烧排放烟气中含有硫氧化物SOX ( 主要包括: SO2、SO3 ) 和氮氧化物NOx ( 主要包括: NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5 ) , 其中SO2、NO 和NO2 是大气污染的主要成分, 也是形成酸雨的主要物质。
脱硫( Desulfurizat ion ) 、脱硝( Denit rif ication) ( 亦称脱硫脱氮) 是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx , 如何经济有效地控制燃煤中SOX和NOx 的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。
本文主要阐述火电厂脱硝技术和脱硫脱硝一体化的发展趋势, 有助于推动我国火电厂脱硝和脱硫脱硝一体化技术的应用, 以减少燃煤电厂氮氧化物NOx 的排放。
氮氧化物排放量NOx 排放量近70% 来自于煤炭的直接燃烧, 火力发电厂是NOx 排放的主要来源之一, 其中染大气的主要是N O 和N O2。
降低N Ox 的污染主要有二种措施: 一是控制燃烧过程中NOx 的生成, 即低NOx 燃烧技术, 亦称一级脱氮技术; 二是对生成的NOx 进行处理, 即烟气脱硝技术,亦称二级脱氮技术。
目前低NOx 燃烧技术主要有二段燃烧法、炉内脱氮( 三段燃烧) 、烟气循环法和低NOx 燃烧器等, 而烟气脱硝是近期内NOx 控制中最重要的方法, 目前脱氮效率最高、最为成熟的技术是选择性了一个新兴的节能产业, 出现了专业的节能企业,产业的疆域在不断延伸, 市场规模日益扩大。
尽管尚缺乏权威的统计数据, 但可从美、加节能市场的情况窥其一斑: 美国有专业节能企业2 100 多家, 仅纽约州的营业额就达85. 5 亿美元; 加拿大的节能服务市场则达200 多亿加元。
2. 国内外NOx排放标准自20世纪70年代初日本和美国率先实施控制SO2排放战略以来，许多国家相继制定了严格的SO2排放标准(表1-5)和中长期控制战略，加速了控制SO2的步伐，大大促进了有关控制技术的发展，使SO2排放在短短的十多年问，得到了大幅度的削减。
与SO2排放控制战略相比，NOx排放控制相对较晚，但到90年代初，发达国家均制定出严格的NOx排放标准，如表1-6所示。
3.常见的脱硝技术对于燃煤NOx的控制主要有燃料脱氮(即燃烧前脱氮)、改进燃烧方式和生产工艺(即燃烧中脱氮)和烟气脱硝(即燃烧后脱氮)三种方法。
前两种方法是减少燃烧过程中NOx的生成量，第三种方法则是对燃烧后烟气中的NQ进行治理。
燃烧前脱氮主要将燃料转化为低氮燃料，成本太贵，工程应用较少。
燃烧中脱氮是根据N(一的形成机理而产生的，主要有低氧燃烧法、二段燃烧法、烟气再循环法等，这种技术费用较低，脱硝率不高，而且一些低Nq燃烧技术和设备有时会降低燃烧效率，造成不完全燃烧损失增加，设备规模随之增大。
燃烧后脱氮主要指烟气脱硝技术，脱硝率较高，是近10年内N(L控制措施中最重要的方法。
按脱硝剂及脱硝产物在反应过程中的干湿状态可分为干法、湿法、和干一湿结合法三大类；干法可分为选择性催化还原法、选择性非催化还原法、吸附法、高能电子活化法；湿法可分为水吸收法、络合吸收法、稀硝酸吸收法、氨吸收法、亚硫酸铵法、弱酸眭尿素吸收法等；干一湿结合法是催化氧化和相应的湿法结合而成的一种脱硝方法。
按烟气脱硝工艺的不同可分为气相反应法、液相吸收法、吸附法、液膜法和微生物法等几类。
气相反应法又包括三类：一是电子束法和脉冲电晕等离子体法；二是选择性催化还原法、选择性非催化还原法和炽热碳还原法；三是低温常压等离子体分解法等。
第一类是利用高能电子产生的自由基将NO氧化为N02，再与H2O和NH3作用生成NH4NO3并加以回收利用，可同时脱硫脱硝；第二类是在催化或非催化条件下，用NH3、C等还原剂将N晚还原为无害N2的方法；第三类则是利用超高压窄脉冲电晕放电产生的高能活性粒子撞击NOx分子，使其化学键断裂分解为O2和N2的方法。
以上方法中，脉冲电晕等离子体法和分解法处于试验阶段。
表1-1为各种烟气脱硝工艺的比较。
3.1湿法烟气脱硝技术液体吸收法烟气脱硝又可称为湿法烟气脱硝，主要包括水吸收法、酸性吸收法、碱中和吸收法、氧化吸收法、液相还原吸收法等。
液体吸收法烟气脱硝工艺技术要点如表1—2所示，这些脱硝方法消耗大量吸收剂，吸收产物会造成二次污染，我国化工行业废气处理常采用这些方法，对NO中以NO为主的燃煤烟气不太适合。
从表1-2中也可以看出，湿法脱除NOx的困难在于NO的惰性，NOx脱除的立足点是强化NO的吸收。
络合吸收法就是一种强化吸收NO的方法。
3.2干法烟气脱硝技术1．选择性非催化还原法SNCR(Selective Non-Catalytic Redction) 选择性非催化还原是向烟气中喷氨或尿素等含有NH。
基的还原剂，在850～1100℃范围内没有催化剂还原Nq的方法。
还原剂迅速热分解和烟气中的Nq反应，迅速生成N2和H2o。
最重要的化学反应方程式是氨为还原剂：4NH3+6NO一5N2+6H20 (1一1)该反应主要发生在950℃的温度范围内，这是一个可逆的反应，当温度更高，超过反应温度时，氨就会被氧化成Nq。
尿素为还原剂：4NH3+502—4No+6H20 (1—2)(NH4)2Co一2NH2+CO (1—3)NH2+No—N2+H20 (1—4)No+Co—N2+C02 (1—5)在SNCR还原NOx的过程中，由于烟气中的02浓度一般比Nq浓度高许多，要耗去大量的还原性气体；由于采用不同燃料气作为还原剂，其起燃温度不同，要求的预热温度也不同；实际运行时脱氮效率也较低，通常当NH3／NO3摩尔比为1．2～1．5时，脱硝效率只有35％～45％。
SNCR在国外有较为广泛的应用，该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造加以实现。
sNcR技术的应用中可能出现的问题：①SNCR工艺中氨的利用率不高，为了还原NO3必然使用过量的氨，容易形成过量的氨逃逸，氨逃逸会造成环境的污染并形成铵盐，可能堵塞和腐蚀下游设备；②形成温室气体NzO，研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N：o；③如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的CO排放，这是因为低温尿素溶液喷人炉膛内的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致CO排放的增加；④在锅炉过热器前大于800℃的炉膛位置喷人低温尿素溶液，必然影响炽热煤炭的继续燃烧，引发飞灰含碳量提高的问题。
2．碳盾固体还原法碳质固体还原法利用碳为还原剂还原烟气中的NO3，属于无催化剂非选择性还原法。
当气源中02含量较高时，虽然碳消耗量很大，但02和Nq与碳的反应都是放热反应，消耗定量的碳所放出的热量与普通燃烧过程基本相同，这部分反应热量可以回收利用。
当烟气中存在O2时，02与碳反应生成CO，CO也能还原NOx。
4. 烟气脱硝技术烟气脱硝技术也有湿法脱硝和干法脱硝之分, 主要有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类。
4.1 气相反应法包括3 类:4.1.1 电子束照射法和脉冲电晕等离子体法, 是利用高能电子产生自由基将NO 氧化为NO2 , 再与H2O 和NH3 作用生成NH4N O3化肥并加以回收的方法。
4.1.2 选择性催化还原法、选择性非催化性还原法和炽热碳还原法, 是在催化或非催化条件下, 用NH3、C 等还原剂将NOx 还原为无害N2 的方法。
4.1.3 低温常压等离子体分解法, 利用超高压窄脉冲电晕放电产生的高能活性粒子撞击N Ox 分子, 使其化学链断裂分解为O2 和N2的方法。
4.2 液体吸收NOx 的方法较多, 应用较为广泛。
NOx 可以用水、碱溶液、稀硝酸、浓硫酸等吸收。
但是, 由于NOx 及难溶于水或碱溶液, 因而湿法脱硝效率一般比较低。
4.3 吸附法脱除NOx 。
常用的吸附剂有分子筛、活性炭、天然沸石、硅胶及泥煤等, 其中有些吸收剂如硅胶、分子筛、活性炭等, 兼有催化的性能,能将废气中的NO 催化氧化成NO2 , 然后可用水或碱吸收而得以回收。
吸附法脱硝效率高, 能吸收NOx , 但是因吸附量小, 吸附剂用量多, 设备庞大, 再生频繁等原因, 应用不广泛。
4.4 液膜法净化烟气是美国能源部能源技术中心开发的一种脱硝技术。
国外如美国、加拿大、日本等国对液膜法进行了大量的研究。
液膜为含水液体, 原则上对NOx 有吸附作用的液体都可以作为液膜。
4.5 微生物法烟气脱硝原理。
其原理是适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下, 利用NOx 作为氮源, 将NOx 还原成最基本的无害的N2 , 而脱氮菌本身获得生长繁殖。
其中NO2 先溶于水中形成NO3 及NO2 再被生物还原为N2 , 而NO 则是被吸附在微生物表面后直接被微生物还原为N2 。
目前较为成熟的气相烟气脱硝技术有: 选择性催化还原法( SCR) 技术、电子束照射法和脉冲电晕等离子体法。
液膜法和微生物法尚处于发展阶段, 还不成熟。
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