脱硫脱硝案例

注册环保工程师专业考试的案例一、水污染控制工程案例。

1. 小型污水处理厂升级改造。

有这么一个小镇上的污水处理厂，原来就是那种很传统的工艺，大概就是简单的活性污泥法。

这个污水处理厂每天处理量大概在5000立方米。

但是随着小镇的发展，污水量增加了不说，水质也变得复杂起来，氨氮和总磷老是超标。

工程师们就得想办法升级改造啊。

他们首先对进水水质进行了详细的监测和分析，发现工业废水混入的比例增加了不少。

于是呢，在原来活性污泥法的基础上，加了个厌氧缺氧好氧（A2/O）的工艺段。

这个A2/O工艺就像是给污水处理系统请了个高级管家。

厌氧段可以让聚磷菌释放磷，缺氧段进行反硝化脱氮，好氧段去除有机物、硝化和吸收磷。

2. 工业废水零排放处理。

有一家化工企业，他们生产过程中会产生大量含有高浓度有机物和盐分的废水。

这个废水要是直接排放，那周围的水体就完蛋了。

企业老板也知道环保的重要性，就想搞个零排放系统。

工程师们接到这个活儿可没少费脑筋。

他们采用了蒸发结晶的方法来处理盐分。

但是这个废水里的有机物太多了，直接蒸发的话，蒸发器很快就会结垢堵塞。

所以呢，先上了个高级氧化法，像芬顿氧化，把大部分有机物给分解掉。

然后把经过氧化处理的废水送到多效蒸发系统。

这个多效蒸发就像接力赛一样，一个蒸发单元接着一个蒸发单元，不断地把水蒸出去，盐分就留下来了。

蒸出来的水再经过反渗透膜处理，进一步去除残留的有机物和盐分。

最后得到的水就可以回用到生产车间，而结晶出来的盐呢，经过处理后还能作为工业原料再利用，真正实现了废水的零排放。

这就像是把废水里的宝贝都给提炼出来了，一点都不浪费。

二、大气污染控制工程案例。

1. 火电厂脱硫脱硝改造。

有个老火电厂，烟囱里冒出来的烟又黑又脏。

原来的脱硫脱硝设备比较老旧，效率很低。

这个火电厂的装机容量是30万千瓦，每小时要烧好多煤，产生大量的二氧化硫和氮氧化物。

工程师们决定对它进行改造。

对于脱硫，把原来简单的石灰石膏法脱硫系统进行优化，增加了吸收塔的高度和喷淋层数。

钢厂烧结机脱硫脱硝氧含量折算摘要：一、烧结机脱硫脱硝的背景和意义二、烧结机脱硫脱硝中的氧含量折算方法三、氧含量折算在烧结机脱硫脱硝中的应用案例四、氧含量折算对烧结机脱硫脱硝效果的影响五、总结与展望正文：一、烧结机脱硫脱硝的背景和意义随着我国经济的快速发展，钢铁工业作为支柱产业之一，其产量不断攀升。

然而，钢铁烧结过程中产生的大量烟气污染物，如二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和粉尘等，对环境造成了严重破坏。

为了减轻这些污染物对环境的影响，钢铁烧结企业纷纷实施脱硫脱硝技术。

脱硫脱硝是指从烟气中去除二氧化硫和氮氧化物的过程。

在这一过程中，氧含量折算方法起着至关重要的作用。

通过折算烟气中的氧含量，可以更准确地评估烧结机脱硫脱硝的效果，从而为钢铁企业提供更为可靠的环保数据。

二、烧结机脱硫脱硝中的氧含量折算方法氧含量折算方法主要基于烟气中氧气的含量与二氧化硫和氮氧化物的排放量之间的关系。

在烧结机脱硫脱硝过程中，烟气中的氧气会被脱硫剂和脱硝剂吸附或参与化学反应。

因此，通过测量烟气中氧气含量的变化，可以间接评估脱硫脱硝效果。

具体折算方法如下：首先，需要采集烟气样本，并测量其含氧量。

然后，根据烧结机的生产参数和烟气成分，计算出烟气中的理论氧气含量。

最后，通过比较实际含氧量和理论含氧量，可以得出烧结机脱硫脱硝的氧含量折算结果。

三、氧含量折算在烧结机脱硫脱硝中的应用案例在某钢铁烧结厂，实施了活性炭脱硫脱硝技术。

为了评估该技术的效果，采用了氧含量折算方法。

首先，采集了烧结机烟气样本，并测量其含氧量。

然后，根据烧结机的生产参数和烟气成分，计算出烟气中的理论氧气含量。

最后，将实际含氧量与理论含氧量进行比较，得出活性炭脱硫脱硝的氧含量折算结果。

根据这一结果，可以评估该技术的实际效果，并为进一步优化提供依据。

四、氧含量折算对烧结机脱硫脱硝效果的影响氧含量折算方法对于评估烧结机脱硫脱硝效果具有重要意义。

通过这一方法，可以更准确地了解脱硫脱硝技术的实际效果，从而为钢铁企业提供更为可靠的环保数据。

循环流化床锅炉烟气脱硝案例分析摘要：SNCR脱硝技术是当今主流的火电厂烟气脱硝技术，本文针对循环流化床锅炉脱硝改造进行案例分析，对现场情况、脱硝方案选择、工程实施等环节进行了阐述，最后分析了该方案的实施为企业带来的环境效益。

关键词：循环流化床锅炉；烟气脱硝；选择性非催化还原（SNCR）煤炭是我国主要的能源，目前及今后很长一段时间，我国以煤为主的能源结构不会有根本的改变。

我国消费的煤炭中，70%以上是以燃烧方式消耗的，燃煤电站是主力军，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中NOx是人为NOx源的主要来源。

因此，实现NOx排放的有效控制，是实现国家减排任务的重要工作。

1 循环流化床锅炉在燃烧中的优点（1）燃料来源广泛，CFB锅炉独特的燃烧工作方式使得CFB锅炉几乎可以使用所有固体燃料并能够达到很高的燃烧效率。

这使得CFB锅炉能够充分利用劣质燃料，对我国能源的综合利用有着重要意义。

（2）高效脱硫脱硝。

向炉内投入石灰石等脱硫剂、向烟气中投入氨基脱硝剂可以达到深度脱硫与脱硝的目的。

（3）负荷调节范围广，CFB锅炉的负荷调节范围在30%～110%。

这非常适合用于热电厂或调峰电厂。

（4）灰渣综合利用效果好，CFB锅炉燃烧温度低，灰渣不会黏结和软化，活性好。

有利于灰渣的废物利用。

2循环流化床锅炉烟气脱硝案例分析2.1 企业烟气NOx排放现状某循环流化床锅炉电厂建有两台超高压、一次中间再热480t/hCFB锅炉，机组年发电量16亿kwh。

供电煤耗为379g/kwh，锅炉热效率为91%。

现需要对锅炉进行脱硝改造，存在问题如下。

（1）锅炉烟气尚未进行脱硝处理，经测量NOx排放约为80-150mg/m3；（2）场地受限，设备改造空间有限；（3）该电厂位于市区附近，人口较稠密。

2.2 脱硝改造设计该公司根据自身特点，结合现场实际情况，最终选择了SNCR脱硝工艺，其特点如下：在适合的温度窗口即高温区域（800～1100℃）均匀喷入氨水或尿素溶液来实现NOx的脱除。

脱硫脱硝除尘一体化工程节能减排案例分析易成;张晓文;姚娅;李密;吴思【摘要】为响应国家“煤电节能减排”的号召，杭州某橡胶企业自备燃煤电厂锅炉机组环保设施进行烟气超低排放改造。

在改造过程中，引进了巴西先进的“脱硫脱硝除尘一体化”技术，拟通过高效的脱硫脱硝设备进行项目锅炉烟气处理改造，以期获得高效节能环保的烟气处理方案，然而实际项目改造后脱硝除尘效果并不是很理想，与现场原有锅炉工况以及所引进的巴西工艺使用条件等因数都存在着密切的关联，本文就该橡胶企业引进巴西烟气一体化处理技术的工程进行案例分析，并提出一些可行性改进建议，以期完善该巴西一体化工艺，使其更加本土化，更加匹配于该企业的改造升级，从而取得更多的经济效益、社会效益和环境效益。

【期刊名称】《资源节约与环保》【年(卷),期】2016(000)009【总页数】2页(P9-9,13)【关键词】燃煤电厂;烟气处理;脱硫脱硝除尘一体化;节能减排【作者】易成;张晓文;姚娅;李密;吴思【作者单位】南华大学环境保护与安全工程学院湖南衡阳 421001; 浙江五丰冷食有限公司浙江杭州 310018;南华大学放射性三废处理与处置重点实验室湖南衡阳421001;南华大学环境保护与安全工程学院湖南衡阳 421001;南华大学放射性三废处理与处置重点实验室湖南衡阳 421001;南华大学环境保护与安全工程学院湖南衡阳 421001【正文语种】中文火力发电厂是煤炭消耗大户，也是烟尘、SO2、NOx的排放大户。

近年来随着雾霾天气的不断增多，国家对火电厂提出的环保要求越来越严格。

为进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，要求燃煤发电机组污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即烟尘、SO2、NOx排放质量浓度分别小于5 mg/m3、35 mg/m3和50mg/m3。

为此，浙江某大型橡胶企业对其企业内自备电厂的3台机组环保设施进行烟气超低排放升级改造。

SCR脱硝系统主要由SCR催化反应器、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存和制备系统等组成。

SCR催化反应器的布置方式，目前国内外一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。

在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。

因此本期工程脱硝装置拟采用高尘布置方式。

烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR 反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层。

在烟气进入催化剂层前设有氨气注入系统，烟气与氨气充分混合后进行催化剂反应，脱去NOX。

反应后的烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。

SCR反应器布置在空预器上方。

SCR脱硝系统流程图：
整个系统配置可分为两层:
第一层:集中监控层。

由一台电脑所组成。

集中监控层完成对生产工艺个部分的运行监视、数据采集和控制调度功能。

该层是整个监控系统的核心。

第二层：现场设备层。

现场温度、流量压力等仪表实时监测并将采集的数据传送给监控层显示记录（该系统所用仪表均为我公司品牌）。

现场照片：
SCR脱硝系统监控软件
PLC控制柜
设备以及仪表。

环境工程案例库环境保护的法律条例电厂烟气脱硫案例罗斯托克编写本文受委托于:德国技术合作公司Dag-Hammarskjöld-Weg 1-565760 Eschb rnGermany中德环境技术中心湖南长沙湖南中国作者:Th msen 电话 +49-201-848 53 21 Ing.-Bür Ralf66 传真: +49-201-848 53 22 ScharpenhangEssen 手机 +49-163-486 42 16 45257Germany E-mail: rth.Th msen@t- nline.de3罗斯托克电厂3.1罗斯托克电厂 在西德和东德重新统一后罗斯托克市附近的Greifswald 电厂完全停止运行后被拆除因而非常有必要建造一新电厂并且选在靠近罗斯托克港口的一个地方1994年建成了拥有一台锅炉和500 MW 机组的电厂并进入试运行阶段煤是从罗斯托克港口通过一个 1.2 km 长加顶的带式运输机运输的电厂配备了一个冷却塔用来冷却水新鲜的冷却水是从波罗的海获得燃料采用无烟煤大部分的煤是由南非波兰和俄罗斯供应的但为了节约采用了各国的资源根据LCP-条例电厂最初设计了ESP, DENOX 和FGD 系统⇒ 电厂名罗斯托克 ⇒ 厂址罗斯托克德国 ⇒ 所有者E.ON 电力公司VEA RWE Energie e.dis Energie N rd ⇒ 经营者KNG mbH ⇒ 电话+49 – 381 – 6702 0 ⇒ 传真+49 – 381 – 6702 203 锅炉为本生式锅炉由德国巴布科克鲁奇Lentjes 公司制造FGD 系统为湿法石灰石石膏工艺其他供应商如下⇒ 锅炉德国巴布科克/Lentjes ⇒ 涡轮机 ABB ⇒ ESP ABB / Fläkt ⇒ DENOX Lentjes /德国巴布科克 ⇒ FGD Lentjes Energie & Ents rg ng(原来的 G ttfried Bisch ff)电厂原先设计为供暖的中等负荷的电厂运行时间大约每年为4 000小时1994年开始试运转从最开始就配有FGD 系统除了输出电能电厂还将供暖300 MW 一旦需满负荷的供暖电能就只有450 MW 如果仅仅发电效率为42.5%如既供电又供暖效率可达62.5%选取现在的地址主要是考虑到世界各国的煤可经罗斯托克港口运输 运行排放标准是以LCP-条例为依据的而审批部门要求采用最佳实用技术来达到排放限度SOX 的排放限度为200 mg/m³ 标态粉尘的排放限度为200mg/m³ 标态除了这个排放标准外电厂还必须无一例外的遵循LCP-条例的所有要求图 3.1:电厂所在的罗斯托克港口与锅炉配套的DENOX ESP 和 FGD安装在一条直线上仅仅DENOX部分有一更换催化剂的旁路ESP和 FGD不能通过旁路烟气经过冷却塔排放在这个电厂中没有烟囱图 3.2:烟气治理原理流程图图 3.3:罗斯托克电厂3.2 FGD 系统3.2.1 概述 安装的FGD 工艺是湿法石灰石石膏工艺通过利用碳酸钙CaCO3进行烟气脱硫而且产生适于销售的石膏吸收装置是无填料的空喷淋塔而且配备强制氧化的吸收池吸收装置是靠内部浆液循环运作来实现的并且被设计为酸净化系统吸收池内的pH 值控制在4.5和5.5之间在吸收池中贮存一定量的石膏晶体作为生成新石膏晶体的晶核另一部分石膏排放出来进行脱水石膏脱水后的滤出液又返回到吸收装置再利用新鲜的补给水由除雾冲洗系统液滴分离器与吸收塔一体补充或者直接加入到吸收池除雾器用地表水雨水冲洗由于使用俄罗斯的煤氯含量很低循环中不能获得所需的氯的含量因此在处理过程中将无废水外排额外的氯通过利用海水作为补给水获得准备用的碳酸钙粉运送到电站碳酸钙粉贮存在库中碳酸钙干粉通过-气力运输和喷射系统直接送入吸收池除了大的吸收循环泵所有的泵都为一用一备一旦出现故障自动控制系统就会转向备用的系统在停运后所有运输石膏和石灰乳的管道和泵将会自动得到冲洗和排干图 3.4: FGD 吸收塔在维护时期设计为能容纳系统吸收塔管道冲洗水全部液体的废水罐能容纳石膏浆在重新启动之前浆液将被打回吸收塔在再次试运转后包含的石膏晶体将立即作为晶核这样避免了堵塞和堵漏的运行问题烟气进入吸收塔时大约120 °C不需另外的冷却装置由于烟气经冷却塔排放不需蓄热式换热器引风机设计为能克服从锅炉到冷却塔的压力损失FGD系统没有单独的增压鼓风机引风机安装在吸收塔的后面理论上这是最经济的位置然而对材料选择的高要求和维修工作的困难目前不赞成把风机安装在这个位置图3.5:罗斯托克电厂原理流程图3.2.2吸收塔吸收塔是空喷淋塔例如没有强化气液传质的内部填料吸收浆液由泵从吸收池打入到喷嘴然后逆流喷射为了限制液滴带入到净化气体中在吸收塔出口之前安装除雾器为了防止吸收塔腐蚀内表面用内衬橡胶为避免固态石膏和其他组分的沉淀吸收塔的底部被特别设计为倒锥形这种底部不需要额外的搅动与底部为一体的是强制氧化系统⇒ 吸收塔数量 1个m⇒ 塔径 14.8⇒ 塔高 55.5 m⇒ 材料 St 37, 内衬橡胶, 4mm⇒ 空气氧化系统 1.4539⇒ 喷淋装置水管St 37, 内衬橡胶/ FRP⇒ 喷嘴 SiC⇒ 除雾器 PPH3.2.3 吸收剂系统脱硫工艺的添加剂是碳酸钙准备用的碳酸钙粉用卡车来运送中间石灰贮存库放在两送料斗出口之间 每个送料斗配备一风力输送系统每个系统按满负荷设计碳酸钙粉分批加入每批加入700 kg 两个系统交替运行3.2.4 石膏脱水系统脱水系统安装在石膏库的上面一台多水力旋流器进行预脱水由于真空带式过滤机运行的高度可靠性没有配备备用系统万一需要维修通过增加浆液的浓度石膏以吸收浆的方式贮存传送带把脱水后的石膏运送到石膏库入口脱水后的石膏含湿量可达到大约10通常一部分滤出液排入废水处理系统通过吸收循环液中的氯的浓度来控制废水的质量氯浓度将不得超过20,000 ppm 以免腐蚀3.3 技术参数 3.3.1 一般设计参数FGD 以含硫量为1.5%的煤设计的工作状况下SO X 入口浓度为3,500 mg/m³标态审批部门的要求除NOX CO等也对SO X 和粉尘的最大排放量作了要求⇒ 粉尘 20 mg/m³ 标态.⇒ SO X200 mg/m³ 标态.要求在烟囱中采用连续的排放测量法此测量法必须配备单独的计算机以便把所测数据换算为标态值要求对所有排放数据进行连续的记录测量的参数如下⇒ 粉尘 ⇒ SO 2 ⇒ NO X ⇒ O 2 ⇒ 温度 ⇒ 压力对烟气温度没有要求烟气 经过一冷却塔后排放是被允许的大量的调查表明烟气经冷却塔后排放有极好的分散性烟气以大约50 °C进入冷却塔饱和温度45-48°C在引风机内增加的温度然后由于较高温度的冷却塔空气烟气将获得额外的升力这时冷却塔运行在再冷却模式例如从涡轮冷凝器来的冷却水将被再循环仅仅蒸发的冷却水必须用从波罗的海的新鲜海水补给 图 3.6: 真空带式过滤器图 3.7:烟气排放的比较3.3.2 吸收塔系统吸收塔的主要组成部分包含内部结构的塔体本身循环泵和氧化系统吸收塔 ⇒ 流量 1,772,000 m³/h标态. ⇒ SO X 入口浓度3,500 mg/m³ 标态. ⇒ SO X 出口浓度200 mg/m³ 标态. ⇒ 吸收剂 碳酸钙 (CaCO 3) ⇒ 效率 95 %喷淋系统 ⇒ 喷淋层 6 ⇒ 喷嘴数量 180 ⇒ 每个喷嘴的流量 122 m³/h除雾器 ⇒ 厂商 Alpha Laval ⇒ 类型 钩形 ⇒ 数量 2 个(预- / 精细-除雾器) ⇒ 横截面* m²⇒ 气体流速 5.5 m/s循环泵一个吸收塔的数据⇒ 数量 3 ⇒ 类型 离心泵 ⇒ 流量 7,350 m³/h ⇒ 压头 根据到喷嘴的距离有所不同 ⇒ 功率损耗 1,250 kW (最大) ⇒ 泵身材料 1.4517 ⇒ 叶轮材料 1.4424曝气鼓风机100%⇒ 数量 2xm³/h⇒ 流量 7,350Pa000⇒ 压头 80°C⇒ 出口温度100⇒ 熄火温度 50 °CkW⇒ 功率损耗2193.3.3 吸收剂系统料库配备两个出口送料斗且每个送料斗都要配备流化措施确保添加剂连续的流动碳酸钙粉的量是通过一个慢行程定量给料系统控制碳酸钙粉根据处理SO X的量分批供给⇒ 吸收池容量2,500 m³⇒ 风力运输 2 x 100%3.3.4石膏脱水石膏脱水系统安装在石膏库的上面用多水力旋流器进行预脱水然后通过一台真空带式过滤器进行过滤分别都按满负荷设计由于锅炉所用煤和负荷的不同这个系统通常分批运行⇒ 石膏库容量 3,000⇒ 类型后进先出(Eurosilo)⇒ 真空带式过滤器数量 1 x 100%⇒ 石膏含水率 < 10%3.3.5占地由于主要的设备都布设在一条线上没有任何多余的空地与电厂所有的别的设备相比FGD是唯一占地较少的FGD的占地不到整个电厂所需占地的5-6%见图3.83.4 投资成本和运行费用对于一个完全配齐所有的环境保护设施的新建的电厂装设FGD的投资成本占全部投资成本的7-9% 这个数字包括所有的工程费用也包含土建所必需的费用与罗斯托克电厂类似的一个FGD系统将需要消耗电厂所发的电能的1.7 –2.0%每年用于维修更换和备用零部件的费用几乎占FGD机械装备起初投资的1.7 –2.0%人力需求依电厂本身的操作要求而定在罗斯托克电厂没有专门的FGD 的操作人员整个电厂的操作人员都可以在完成本职工作外来控制FGD 系统整个电厂可由一个工人在控制室里控制不包括维修工作图 3.8:罗斯托克电厂布置图3.5 运行经验罗斯托克电厂自1994年试运行以来(到2003年4月)共运行了67 000个小时在1994年到2000年期间共启动/关闭系统约1 100次高度的自动化使电厂一直能处于高效运行状态由于FGD 有时出现故障这种高效性也不是总能得到保证然而LCP-条例允许电厂无FGD 运行的时间每年最多可达240个小时一个操作员在中心控制室能完成所有必需的操作含湿量大的净化气体使引风机需要更高质量的材料并且使维修工作比原来预料的更多添加剂的供给和石膏的运输完全由各个运输公司负责卡车司机必须独立完成装卸工作而不要电厂其它工作人员的帮助一段时间后这种组织结构成功的得到实施生产的石膏品质好在水泥行业中用作缓凝剂FGD 系统没有安装旁路和备用设施万一FGD 运行出现故障锅炉必须关停3.6 环境影响在电厂试运行两年前即1992年建了一个排放测量室来收集排放数据这些数据是电厂试运行后的污染物排放情况作比较的基础直到今天从电厂到排放数据都没有出现可测的影响整个烟气处理系统DENOX, ESP, FGD都避免了任何的不良环境影响为了把测量结果公布给市民看在市中心建了一个布告板来自不同排放测量点的测量数据都公布出来了运行一年后即1995年当地政府确认电厂的排放符合排放标准图3.9 运行数据:SO2 = 37.4 mg/m³效率= 97.3 %图3.10 排放测量室1111 图3.11 罗斯托克市中心的布告板。

石油化工中的脱硫脱硝技术石油化工行业是世界上最重要的工业部门之一，然而，其生产过程会产生大量的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx），这些气体对环境和人类健康造成严重威胁。

因此，在石油化工过程中，脱硫脱硝技术的应用变得非常重要。

本文将讨论石油化工中常见的脱硫脱硝技术及其应用。

一、脱硫技术1. 燃烧方式脱硫燃烧方式脱硫是一种常见的脱硫技术，在石油化工中广泛应用。

该技术通过在燃烧过程中添加脱硫剂，如石灰石、石膏等，来降低燃料中的硫含量。

在燃烧过程中，硫与脱硫剂发生化学反应，生成无害的硫酸钙（CaSO4）沉淀物。

这种方法既可以减少SO2的排放，又可以回收硫。

2. 湿法烟气脱硫湿法烟气脱硫是一种高效脱硫技术，其原理是通过将烟气与含有碱金属离子的吸收剂接触，将SO2吸收到吸收剂中。

常用的吸收剂包括氢氧化钙（Ca(OH)2）和氨水（NH3）。

其中，氨水法是目前最常用的湿法脱硫技术，具有高效、灵活性强等优点。

3. 干法烟气脱硫干法烟气脱硫是一种将石灰石作为脱硫剂进行固定床吸收的技术。

通过将烟气与石灰石直接接触，SO2会与石灰石中的氧化钙（CaO）发生化学反应，生成无害的硫酸钙。

该技术可以同时去除烟气中的SO2和微粒物质。

二、脱硝技术1. 选择性催化还原（SCR）选择性催化还原（SCR）是一种常用的脱硝技术，通过在合适的温度下将氨（NH3）或尿素（CO(NH2)2）注入烟气中，通过催化剂的作用将NOx转化为无害的氮气（N2）和水（H2O）。

SCR技术具有高效、能耗低、适应性强等优点，已广泛应用于石油化工中。

2. 活性炭吸附法活性炭吸附法是一种将烟气中的NOx吸附到活性炭表面的方法。

这种技术通过在活性炭上形成一层氮氧化物吸附剂，使NOx在表面被吸附并转化为无害物质。

活性炭吸附法具有操作简单、投资成本低和损耗小等优点。

3. SDNR技术SDNR（Selective Direct Noncatalytic Reduction）技术是一种新型的非催化还原技术，其原理是通过在烟气中注入适量的还原剂（如氨或尿素）来直接还原NOx为N2和H2O。