烟气脱氮技术

jinxin5617

第一部分 概述
当前煤炭占世界能源总需求的30%，大型电站锅炉中燃烧的煤粉占世界煤炭总消费的50%以上，燃煤发电量占世界总发电量的40%左右。燃烧过程煤炭中的氮和燃烧空气中的氮被转化成一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），这些通常称为NOx的氮氧化物对酸雨和光化学烟雾的形成，以及臭氧层的减少有直接关系。
NOx可通过呼吸进入人体，刺激呼吸道和肺部，对心脏、肝脏、肾脏造成损害，引起急性或慢性中毒，并有致癌作用。
工业使用的煤燃烧装置特别是大型燃煤电厂是全球NOx排放的主要来源之一。近年来NOx污染已引起世界范围的普遍关注，许多国家制定了非常严格的法规来限制工业用煤燃烧过程中NOx的排放。
中国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，已探明的煤储量为10000亿吨，其中烟煤占75%，无烟煤占12%，褐煤占13%。在我国的一次能源的生产和消费中，煤炭所占比例长期保持在75%左右，大大超出世界平均水平。
我国电力生产以燃煤发电为主，在总装机容量中，火电占75%左右，水电占24%，核电占1%。目前我国火电装机容量已达2.4亿千瓦，但人均不到0.2千瓦，与发达国家相比有很大差距。今后电力仍会大力发展，每年新增机组4000万千瓦以上，预计到2020年，我国火电装机容量将增加到5.7亿千瓦，此时煤在一次能源消费中的比例可能会下降到67%左右，但总消费量将从现在的每年12亿吨增长到31亿吨。
中国煤炭资源的特点是高灰分、高硫，灰分小于15%的煤只占总量的40%，硫分小于1%的煤只占总量的56.4%。由于资源特点和技术经济原因，我国把粉尘和二氧化硫的控制作为首要任务，较长时期忽略对氮氧化物的控制。
到1997年全国357个城市中空气含氮氧化物浓度超标的已经达到291个，特大城市基本处于环境容量饱和状态。一些地方的酸雨污染性质已开始由单一的硫酸型向复合型转化，致酸物质中氮氧化物比例不断增加。
预计到2010年中国NOx排放将达到2194万吨，若不加强控制，将造成非常严重的环境污染。
第二部分 脱氮的政策和现状
2.1国外NOx排放控制标准
近年来，由于氮氧化物排放对酸雨形成的贡献呈上升趋势，发达国家已把NOx 的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的火电厂NOx排放浓度标准。
为了达到规定的NOx排放浓度指标，多数国家采用的是已经商业化了的低NOx燃烧技术。日本、德国和奥地利等国采用了低Nox燃烧技术后的烟气脱硝技术。美国、丹麦、荷兰、瑞典正进行烟气脱硝的工程示范。
2.1.1日本
日本于1973年8月制定了最初的固定发生源NOx排放标准，此后该标准进行了4次强化，现行标准中规定的NOx排放极限值是200ppm，相当于410mg/Nm3。表1为日本燃煤火电厂氮氧化物排放标准。
表1   日本燃煤火电厂氮氧化物排放标准
气体排放速率        排放极限        适用范围
40000Nm3/h以下        350ppm（719mg/Nm3）        1973年9月10日以后开始建设的燃煤电厂
40000~70000Nm3/h        300ppm（616mg/Nm3）        1975年12月10日至1987年3月31日之间建设的燃煤电厂
40000~70000Nm3/h        250ppm（513 mg/Nm3）        1987年4月1日以后开始建设的电厂
70000Nm3/h以上        300ppm（616 mg/Nm3）        1973年9月10日至1987年3月31日之间建设的燃煤电厂
70000Nm3/h以上        200ppm（410 mg/Nm3）        1987年4月1日以后开始建设的燃煤电厂
2.1.2 美国
美国对热功率大于73MW以上的发电机组，按建设时间分为三个时段：即1971年8月17日~1978年9月18日建成的机组、1978年9月18日后建成的机组，1997年7月9日以后建成的机组。对不同的时段分别执行不同的排放极限。

表2   美国电站锅炉氮氧化物排放标准
大于73MW（热功率）以上发电机组        排放极限lb/MBtu        折合值mg/Nm3
1971年8月17日至1987年9月18日建成的        0.7        860
1978年9月18日以后建成的        0.5~0.6；65%去除率        615~740
1997年7月9日以后建成的        0.15        190
2.1.3 欧盟
欧盟对NOx 的控制，与烟尘控制和SO2控制相同，也是通过2001/80/EC 和88/609/EEC指令进行的。分不同时段的规定为：
对2002年11月27日以后获得许可证的新建厂，热功率大于或等于300MW机组、燃用一般性固体燃料的，执行200mg/Nm3的极限值。
对1987年7月1日后、2002年11月7日以前获得许可证的新建厂，燃用一般性固体燃料的，执行650mg/Nm3极限值，燃用挥发分低于10% 的固体燃料的，执行1300mg/Nm3的极限值。
对1987年以前获得许可证的现有厂，按照2001/80/EC中的要求制定和实施排放量削减计划，达到规定的排放总量上限要求，或者采取措施达到第二时段的排放极限值。
2.1.4其它国家和地区
不同国家的排放控制标准不同，总的说来，发达国家的要求比较严格，发展中国家的要求比较宽松。
表3   其它国家和地区的NOx限制值（以NO2计）
国家或地区        装机容量或热输入功率        排放标准（mg/Nm3）
澳大利亚        所有燃料燃烧设备        460
加拿大        所有热输入大于264GJ/h的新锅炉        460
新西兰        新机组        410
中国香港        1996年起        670
印尼        2000年起        850
朝鲜        1999年起        720
墨西哥        1998年起        785
中国台北                720
泰国                940
2.2我国NOx的排放控制标准
1973年我国制定了第一个污染物排放控制标准《工业三废排放暂行标准》（GBJ4—1973），对燃煤电厂排放的烟尘和SO2作了限制。
1992年8月1日起，中国首次实施单独为电厂制定《燃煤电厂大气污染物排放标准》（GB13223—1992）。
国家环保局于1996年3月7日颁布了经过修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—1996），替代1991年制定的原标准。在这个标准中，首次规定了电站锅炉的NOx 排放浓度限制值。即自1997年1月1日起，环境影响报告书待审查的批准新、扩、改建火电厂300MW及以上机组，NOx排放浓度不得超过650mg/Nm3。与国外平均值相比有相当差距，与发达国家和地区相比差距更大。
GB13223—1996执行7年，对中国环境污染的控制起到了一定的作用，新的GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》于2004年1月1日实施。
中国电力系统从1990年代初就开始对中国主要炉型烟气的NOx排放量进行普查，对不同煤种和不同燃烧方式下的NOx产生性能进行测试分析，为制定中国NOx排放标准提供了科学的依据。
在新的标准中，我国将加大控制氮氧化物控制的力度。在最新修订的《火电厂大气污染物排放标准》中，要求对新老机组都执行同样严格的排放浓度限制。在《排污费征收使用管理条例》中，规定到2005年7月起，将对氮氧化物执行与二氧化硫相同的排污费征收标准。
新的标准确定了第三时段（新建电厂）的NOx排放浓度极限值。在确定该浓度极限值时，区分燃煤挥发分的高低和固（液）态排渣方式，规定不同的要求：对燃料挥发分Vdta小于10%的锅炉，NOx的排放浓度极限值是900mg/Nm3；对燃料挥发分Vdta大于10%的锅炉，排放浓度极限值是450mg/Nm3；燃油和燃气锅炉的排放浓度极限值是50mg/Nm3。
此排放浓度与欧盟88/960/EEC指令中规定的极限值相当，比日本新建大型机组的极限值宽松（日本标准为200ppm，折合值410mg/Nm3）一些，比美国现行的标准宽松许多（美国标准为1.61b/MBTu•h，折合值190mg/Nm3）。
对第二时段（已建或在建电厂）大于或等于1000t/h的锅炉，GB13223—1996中曾规定NOx排放浓度极限值为650mg/Nm3，此规定将在新的标准中继续执行。
对第一时段的锅炉，GB13223—1996及以前标准中从未作NOx排放浓度限制，在新的标准中将明确提出要求，但比第二时段的要求宽松。
为适应新的环保要求，我国在《电力工业环境保护十五规划》中提出：将大力推广低氮燃烧技术；对新建大型火电机组全面安装低氮燃烧器，采用分级燃烧技术；对现有20万千瓦机组，开始启动低氮燃烧改建技术；在十五末期，在运行锅炉上完成排烟脱硝的工业示范试验。


第三部分 NOx治理技术
早在1970年代，世界发达国家如日本、原西德、美国、原苏联、加拿大等国就开始燃料NOx生成机理的研究，并进行低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术的开发。
3.1  NOx生成机理
人类活动排入大气的NOx中，90%以上是在各种燃料的燃烧过程产生的，NOx虽然有很多种，但主要是一氧化氮NO和二氧化氮NO2。燃料燃烧过程生成的NOx成分中，NO占大约占总量的90%~95%，在大气中NO会迅速氧化成毒性更大的NO2。
燃料燃烧所生成的NOx分为两类：一类由空气中的氮在高温下与氧化合而成，称为热力（Thermal）型NOx。另一类由燃料本身固有的氮氧化合物在燃烧时转化而成，称为燃料（Fule）型NOx。在燃烧过程中，热力型NOx和燃料型NOx会同时存在。在某些资料中还提到有快速型NOx的存在。
3.1.1 热力型NOx
热力型NOx是空气中的氮在高温氧化生成的，NOx的生成量与燃烧温度，燃烧气体中的氧浓度，以及气体在高温区停留的时间有关。   
表4给出了气体的组成接近锅炉排烟（N2=85%、O2=3%、CO2=12%）时，NOx 和反应温度和停留时间的关系。由表4的实验数据可以知道，热力型NO的生成速度是随温度的增高而加快的，在温度低于1300℃时，热力型NOx的生成量很少，燃烧温度高于1500度时NOx生成量显著增加。因此，通过控制燃烧温可以减少热力型NOx的生成。
表4  NO生成量与反应温度和停留时间的关系
温度（℃）        生成500ppm NO
所需要的时间（s）        平衡时NO的浓度（ppm）
1316        1370        550
1538        16.2        1380
1760        1.10        2600
1982        0.117        4150
3.1.2 燃料型NOx
燃料型NOx是燃料中的含氮有机物，主要是吡啶（C5H5N）、咔唑（C12H9N）及氨基化合物（RNH2）等在燃烧过程中氧化生成的。大多数的煤含氮1%~2%，实验表明，燃烧过程中20%~80%的有机氮被转化为NOx，燃煤锅炉所产生的NOx中，大约有75~90%是燃料型NOx。
按照燃料型NOx生成理论，燃料进入炉膛后含氮有机物首先分解，释放出HCN、NH、CNO等中间产物，形成挥发分N，残留在固体燃料中的形成焦碳N。在氧化环境下，挥发分N中的HCN、NH、CNO经过一系列氧化生成NO的。若遇到还原环境，氧化过程将可逆进行，NO被还原成分子氮N2。
HCN+O→NCO+H   
NCO+O→NO+CO
NH+O2→NO+OH   
NH+OH→NO+H2
一般情况下燃料型NOx的主要来源是挥发分N，可占总量的60%~80%，其余部分为焦碳N所形成。
燃料型NOx发生量除取决于燃料种类和燃料的含氮量外，还取决于燃烧区工况：在过量空气系数大于1的氧化气氛中，高挥发分煤的NOx生成量较多；在过量空气系数小于1的还原气氛中，高挥发分煤的NOx的生成量较低。因此，可以通过控制燃烧状态减少燃料型NOx的生成。
3.1.3快速型NOx
快速型NOx是瞬时性的氮氧化物，由燃料挥发分中的碳氢化合物和空气中的氮在燃烧前期快速反应生成，只占NOx总量的5%左右。
燃用挥发分较高的煤，需要的燃烧温度通常低于1500度，热力型NOx生成量较少，燃料型NOx的生成量可占到总量的80%。
燃用挥发分较低的煤时，为保证燃烧速度和火焰稳定需要较高燃烧温度，通常高于1500度，高温下热力型NOx含量开始增多，NOx的产生量与煤炭含氮量已没有很大相关性。
3.2  NOx控制技术
燃煤电厂中，控制NOx的技术大致可以分为两类：一类是通过改变燃烧过程，有效控制NOx的产生，主要技术包括分段送风，分段燃烧，低NOx燃烧器等；另一类是通过烟道气处理，使NOx在形成后被净化，主要技术包括选择性催化还原、选择性非催化还原等。
前一类技术的工艺相对简单、经济并且有效，采用得最广泛。只有在执行更严格的排放标准时，才采用烟气净化。
3.2.1 低NOx燃烧技术
不同燃烧方式，氮氧化物的产生量不同，在燃烧过程中采用NOx产生率较低的燃烧方式，是控制NOx排放的最直接措施。
一般而言，煤粉高效燃烧技术与低NOx燃烧技术是互为矛盾的。降低NOx生成与排放的根本在于控制燃烧区域的温度不能太高，但降低温燃烧又会影响燃烧效率，协调好两项技术的综合应用，使达到最佳效果是洁净燃烧的目的。
目前世界上先进的燃烧技术基本上兼顾了这些因素。主要的低NOx燃烧技术有以下几种：
3.2.1.1 低过量空气燃烧
这种方法通过调整锅炉的燃烧配风，使燃烧过程在尽可能接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可抑制NOx 的生成。这是一种最简单的降低NOx排放的方法，采用该技术时锅炉的燃烧系统不需要改造，一般可降低NOx排放15%~20%。
风量控制需要准确，如果炉内氧浓度过低（到3%以下），将增加化学不完全燃烧损失，造成CO浓度急剧增加，燃烧效率下降，飞灰含碳率上升，因此在锅炉设计和运行中需选取最合理的燃烧器和过量空气系数。
3.2.1.2 空气分级燃烧
空气分级燃烧的基本原理是将燃烧过程分阶段完成。
第一阶段，由主燃烧器供入炉膛的空气被减少到总供给空气量的70%~75%（约相当于理论空气量的80%），形成贫氧而富燃料的第一燃烧区。由于过量空气系数小于1，降低了燃烧的速度温度水平，不但使燃烧过程延迟，而且减少了NOx的生成量。
第二阶段，为了实现完全燃烧，富余空气通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口OFA（over fire air —通常称为火上风喷口）送入炉内，与第一燃烧区的烟气混合，形成富氧而贫燃料的第二燃烧区，在过量空气系数大于1 的条件下完成燃烧全过程。第二燃烧区内烟气温度相对较低，有利于限制热力型NOx的形成，由于燃烧过程所需要的空气是分级供入炉内的，故称为空气分级燃烧。








图1  分级燃烧示意图
空气分级燃烧法弥补了简单低过量空气系数法的缺点，燃烧更加稳定，抑制NOx的效果也更好。
在燃烧过程中，一级燃烧区内空气过量系数越小，抑制NOx的效果越好，但不完全燃烧产物越多，引起燃烧效率下降和结渣的可能性越大。因此为降低NOx 排放，又保证锅炉燃烧的经济性和可靠性，必须安装精确的测量控制装置，使燃料控制的偏差在5%以内，风量控制的偏差在10%以内。
目前开发的先进的分段送风系统，有分离式燃尽风（SOFA），强耦合式燃尽风（CCOFA）等，都可以达到减少NOx排放并提高锅炉性能的目的。

图2   先进的分段送风系统示意图
若用空气分级燃烧法对前墙或前后墙布置燃烧器的原有炉膛进行改装，需将顶层燃烧器改作OFA喷口，将原来由顶层送入的煤粉送入富燃料燃烧区。经过炉膛改装可降低NOx发生量15%~30%。对于新设计的锅炉，可直接在燃烧器上方设OFA喷口。
      
图3   墙燃烧锅炉                  图4   角燃烧锅炉
为满足角燃烧锅炉改造需要，最近燃烧技术已发展到沿炉膛横向的分段燃烧（LNCFS）。即在切圆燃烧火炬中，让二次风偏离一次风，射向较大直径的假想圆，使锅炉中心形成贫氧的富燃料区，其外围形成富氧区。LNCFS又称为集中燃烧系统。
横向分段燃烧强化了脱硝效果，由于炉膛水冷壁周边附近为富氧区，能有效防止水冷壁结焦。这种技术已经成为NOx减排技术的新潮。

3.2.1.3 燃料分级燃烧   
燃烧中已经生成的NO，在遇到CH4和未完全燃烧产物CO、H2、C时，会发生NO的还原：
6NO+2CH4=3N2+2CO+4H2O
2NO+2CO=N2+2CO2
2NO+H2=N2+2H2O
2NO+2C=N2+2CO
根据以上原理，可以用分段供给燃料的办法，在炉内形成三个不同燃烧段，各段分别在贫燃料富氧、富燃料、富氧状态运行。
有80%~85%的燃料送入一级燃烧区即主燃区（送入一级燃烧区的燃料称为一次燃料），在过量空气系数大于1的条件下实现完全燃烧。一级燃烧将生成较多数量的NOx。
其余15%~20%的燃料在主燃烧器的上部送入二级燃烧区（送入二级燃烧区的燃料称为二次燃料，或再燃燃料，二级燃烧区又称为再燃区），在空气过量系数小于1 的条件下再燃，富余燃料形成强还原性气氛，不仅使得一级燃烧区所生成NOx得到还原，还抑制了新的NOx生成。
最后，在再燃区的上面布置OFA喷口形成三级燃烧区（燃尽区），保证未燃烧产物燃尽，从而完成燃烧全过程。第三次燃烧虽然会产生一定数量的NOx，但总体上讲，可以减少NOx的排放达50%~70%，在日本的实际锅炉中，燃料再燃得到的效果是使NOx的产生降低到150~200ppm。
燃料分级燃烧使用的二次燃料，可以和一次燃料相同，例如煤粉炉可以利用煤粉作为二次燃料，但目前更多采用以碳氢化合物类的气体或液体作二次燃料。这是因为和空气分级燃烧相比，燃料分级燃烧需要在炉膛内留出三级燃烧区，使二次燃料和烟气在再燃烧区内的停留时间相对缩短，最好有气体或液体燃料以保证燃烧速度。用煤作二次燃料时要选用高挥发分的易燃煤种，而且要磨得更细。

图6  再燃过程示意图
早在1980年代，日本三菱公司就将燃料分级燃烧技术应用于锅炉，使NOx排放降低50%以上。随后日本、美国、欧洲把再燃技术大量用于新建电站和已建电站的锅炉改造，在商业运行中取得良好的环境效益和经济效益。
3.2.1.4 烟气再循环
目前使用的NOx减排技术还有烟气再循环，它是在锅炉的空气预热器之前抽取一部分较低温度的烟气直接送入炉内或者与一次风或二次风混合后送入炉内，这样不但可降低燃烧温度，而且也降低了氧气浓度，从而达到降低NOx 排放浓度的目的。再循环烟气量和未采用再循环时烟气量之比，称为烟气再循环率。经验表明，烟气再循环率为15%~20%时，煤粉炉的NOx排放浓度可降低25%左右。原来锅炉的燃烧温度越高，烟气再循环对NOx 降低的贡献越大。
电站锅炉的烟气再循环率一般控制在12%~20%，当采用更高的再循环率时，燃烧会不稳定，且不完全燃烧造成的燃料损失增加。
采用烟气再循环时需改装烟道、增加再循环风机、烟气混合器等，会增大投资并使系统复杂化，对已有设备的改装还会受到场地限制。
3.2.1.5 低NOx燃烧器
煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统中的关键设备，不但煤粉是通过燃烧器进入炉膛的，而且煤粉燃烧所需要的空气也是通过燃烧器进入炉膛的。从燃烧的角度看，燃烧器的性能对煤粉燃烧设备的可靠性和经济性起着主要影响。从NOx的生成机理看，占NOx绝大部分的燃料型NOx是在燃烧器附近，即煤粉着火阶段生成的。
过去开发的常规型燃烧器侧重于煤粉和空气迅速混合，以产生高的火焰温度，目的在于达到高的燃烧强度和燃烧效率。遗憾的是这些条件也易于产生更多的NOx，其结果是这些燃烧器的NOx排放率很高。根据煤的特性和操作条件不同，NOx排放率通常在1200~2000mg/Nm3之间。低NOx燃烧器的开发，侧重于通过各种手段降低火焰温度和火焰中的氧含量，以减少NOx的生成。
用于锅炉的空气分级，燃料分级、烟气再循环等降低NOx 浓度的大型减排技术都可以在低NOx燃烧器中应用，通过特殊的结构设计及改变风煤比例，达到最大限度抑制NOx生成的目的。在各种技术中，燃烧器分段送风技术被发现是减少NOx排放的有效方法，而这一点也正成为目前所用低NOx燃烧器的普遍特征。
世界各国的大锅炉公司，为使其锅炉产品满足日益严格的排放标准，开发了不同类型的低NOx燃烧器。使用这些燃烧器，可以使NOx生成量降低30%~60%。
3.2.1.6 低—低型燃烧系统
为更大幅度降低NOx 排放量和减少飞灰含碳量，很多公司将低NOx燃烧器和炉膛低NOx 燃烧技术（空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等）组合在一起，构成一个低—低型NOx燃烧系统。可以使NOx的排放量降低75%，排放浓度降到200mg/Nm3。
3.2.1.7 循环流化床燃烧系统
循环流化床锅炉可以燃烧劣质燃料，且燃烧效率高，燃烧过程污染物排放量少，取得较好的经济效果和环保效果。
循环流化床中积存着大量灼热物料，它相当于一个很大的储热池，新加入的燃料大约只占5%。新燃料进入炉膛后，立即与大量灼热物料混合，在剧烈扰动中受到强烈而稳定的加热，从而使任何难着火的燃料都得以迅速着火燃烧。由于物料在燃烧系统中不断循环，大大延长了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，为可燃物的燃尽提供了充分保证，燃料燃烧效率可达95%以上，灰渣含碳率小于2%。
循环流化床锅炉的炉膛温度始终控制在850~950度之间，属于低温燃烧，同时又采取了分段送风分级燃烧方式，从而大大降低了NOx的生成量。在过剩空气系数1.5的时候，NOx排放浓度可控制在300mg/Nm3以下。
对于高硫煤燃烧，可以在燃料中掺入石灰石、白云石粉末等脱硫剂，达到控制二氧化硫生成的目的，当钙硫比为2.3时，可达到90%的脱硫效率。


图9  循环流化床的脱硝和脱硫效率

循环流化床锅炉体积小，锅炉造价较低，但需要规格较高的耐火材料和少量耐热耐磨金属。循环流化床锅炉采用高压头风机，电耗比链条炉多（与煤粉炉采用研磨燃料相似），但燃烧效率高很多，可节约大量燃料，因此运行费用是低的。
3.2.2 烟气净化技术
在排放要求较高（极限浓度200mg/Nm3以下）时，需采用烟气净化技术，目前比较成熟的烟气净化技术包括选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）法，选择性非催化还原（Selective Non—Catalytic Reduction）法。
烟气净化技术中有些工艺可同时脱硫和脱硝，目前发展较好的有组合法、电子束法、活性焦还原法。
3.2.2.1 选择性催化还原法
（1）脱硝催化剂
为降低成本，选择性催化还原法中的催化剂一般不使用贵金属，常见非贵金属中的铜、铁、钒、铬、锰等都可起到有效的催化作用。各种类型的催化剂有不同的活性，因而使用温度和还原效率也不同。催化剂载体用氧化铝-氧化硅、氧化铝-氧化镁等，形状是球状、柱状、蜂窝状，要求有较高的机械强度。例如：
8209型铜铬系催化剂，是粒度3~6mm的球状颗粒，使用温度为220~230度，在NH3/NO（摩尔比）为1.4~1.6，空间速度为10000~14000/h-1时，净化率可达95%。
81084型钒锰系催化剂，是直径4.5mm长度6~8mm的圆柱体，使用温度为190~250度，在NH3/NO（摩尔比）为0.9~1.0，空间速度为5000/h-1时，净化率在95%以上。
在烟气脱硝装置中，催化剂通常制成平板型或蜂窝型的模块，便于用人工或机械装卸系统填装到反应塔中。


图10 催化剂模块的形式
（2）选择性催化还原法脱销技术
选择性催化还原法烟气脱硝，是向烟气中注入选择性还原剂（氨或尿素），在催化剂的作用下，烟气中氮氧化物与氨发生反应而被还原，生成无害的氮气和水蒸气。根据催化剂种类的不同，反应所需要的温度范围是250~420度。
6NO+4NH3=5N2+6H2O
2NO+CO(NH2)2=2N2+2H2O+CO2
SCR技术最先来源于化学工业，从1980年代开始，逐渐应用于燃煤锅炉以脱除烟气中的NOx。目前这种技术在日本、德国、北美获得最广泛的应用。
该技术有以下特点：
•技术成熟，应用广泛。在众多的燃煤电站烟气脱硝技术中，SCR法是应用最广的，且技术是最成熟的，已成为目电站锅炉脱硝的主流技术。
•脱硝效率高，副作用小，在已运行SCR装置中，脱硝率通常可达80%~90%，甚至更高。烟气中残留NH3的浓度可控制在5ppm以下，满足当前和今后日益严格的环保要求。
•SCR技术的缺点是需要高额投资（50~100美元/千瓦），催化剂更换时资金消耗大，运行成本高。
SCR系统的基本配置包括氨储存罐、氨-空气混合器、氨喷射器、气体均布装置、催化反应器、控制系统、旁路系统、吹灰系统等，核心部分是催化反应器。
        
图 11  催化反应塔内部           图12   催化反应塔外观

SCR法系统布置方案有高含尘量工艺流程和低含尘量工艺流程之分。
（1）高含尘量工艺
其流程布置的特点是，SCR反应器布置在锅炉省煤器后空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行，但催化剂必须选用防酸防堵材料。通过烟气的均匀分布可避免催化剂腐蚀和堵塞问题，烟气中低浓度的残留氨有利于避免SO2转化为SO3形成硫酸氢铵。
高含尘量工艺流程布置投资较低，但在旧厂改造中，由于场地限制，有时不能使用高含尘量工艺流程。

cpjnbj

内容很好，很丰富，很有帮助大家都来顶

realapex

嗯，不错，比较详细！

baiwazi4949

挺好的 不错 怎么没多介绍几种方法啊

liwb7245

此不是脱硝技术，应该叫脱销理论

liwb7245

确实写得比较详细，感谢了

liwb7245

请楼主发布关于选择性非还原性脱硝技术及原理

阿Q

:035 哪里抄抄来的？
你肯定没怎么接触过脱硝这一块~
你帖子后面应加上（未完待续……）
呵呵……
我新来的，不知道这里规矩，言语上的冒犯，望海涵:047

huanbao

以后大家应该多交流技术上的知识   表面上的东西大家都知道了

417167075

刚接触这行 ，学习一下！