加氨系统有两类，一类是无水氨系统。对于无水氨系统，氨 从氨罐依次进入蒸发器和积聚器，经减压后与空气混合，再喷 入烟道中。对于有水氨系统，氨从氨罐经雾化喷嘴进入高温蒸 发器，蒸发后的氨喷入烟道中。 催化剂的选择： SCR反应主要是再催化剂表面进行，催化剂外表面积和微孔 特性很大程度上决定了催化剂的反应活性。
1.烟气所携带的飞灰中含有Na、K、Ca、Si、As等成分时，会使催化剂“中毒” 或受污染，从而降低催化剂的效能； 2.飞灰对催化剂反应器的磨损和使催化剂反应器蜂窝状通道堵塞； 3.如烟气温度升高，会使催化剂烧结或使之再结晶而失效 4.如烟气温度降低，NH3会和SO3反应生成（NH4)2SO4,从而堵塞催化反应器通 道和空气预热器； 5.高活性的催化剂会使烟气中的SO2 氧化成SO3 为了尽可能延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外，要 使反应器通道有足够的空间可以防堵塞，同时还要有防腐措施。 ②布置在静电除尘器和空气预热器之间 如图，这时温度为300－400℃的烟气先经过静电除尘器以后再进入催化 剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵 塞，但烟气中的SO2始终存在，因此烟气中的NH3和SO3反应生（NH4)2SO4而 发生堵塞的可能性仍然存在。采用这一方案的最大问题是，静电除尘器无法 在300－400 ℃的温度下正常运行，因此很少被采用。
燃料型NOx
1.燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化－还原反应 而生成NOx，它是煤燃烧过程NOx生成的主要来源。反应机理：
2.燃料型NOx既受燃烧温度、过量空气系数、煤种、煤颗粒大小等影响 同时也受燃烧过程中燃料－空气混合条件的影响以及高温下的自由基。 3.控制方法（1）通过改变煤或其它化石燃料的燃烧条件，从而减少燃 料型NOx的生成量，即燃烧过程中NOx的脱除；（2）对燃烧后的含 NOx的烟气进行
用于NOX催化还原或催化分解的催化剂有上千种。按活性组分的不同， 可分为以下几类：金属氧化物、贵金属、钙钛矿复合氧化物、炭基催化剂和 离子交换分子筛。其中，前两类已经实际应用于固定源NOX的治理，贵金属 催化剂和钙钛矿复合氧化物多用于汽车尾气净化，离子交换分子筛对NOX的 催化还原和催化分解活性都很高。基本的金属催化剂有钛、钒、铝、钨。大 多数的SCR装置其催化剂都可具有十年以上的使用周期而不需要再更换催化 剂。在载体方面，大多数工业催化剂都使用TiO2或沸石等多孔结构；烟气流 过催化剂表面，由于扩散作用进入催化剂的细孔中，使NOX的分解反应得以 进行。 试验研究和应用结果表明，催化剂因烟气特性的不同而异。对于煤粉炉， 由于排出的烟气中携带大量的飞灰和SO2，因此，选择的催化剂除应具有足 够的活性外，还应具有隔热、抗尘、耐腐、以及低SO3转化率等特性。 总之，SCR法系统中使用活性催化剂应具有以下特点：⑴宽的温度范围， 高的催化活性；（2）低氨流失量；（3）具有抗SO2、卤素氢化物（HCl、 HF) 、碱金属（Na2O、 K2O）、重金属（As）等性能、低失活速

例如：选择性催化还原法（SCR）、热力脱硝等。 烟气脱硝技术 NOx的水溶性和反应活性差，治理比较困难，技术要求高，迄今为止世 界各国开发的燃煤烟气NOx治理技术种类比较多。按脱除机理不同主要分为 两大类：即传统NOx治理技术和等离子体过程 NOx治理技术。 烟气脱硝技术按照其作用原理的不同，可分为催化还原、吸收和吸附三 类，按照工作介质的不同可分为干法和湿法两类。目前，干法脱硝占主流地 位。原因是NOx与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收；NOx经还 原后成为无毒的N2和O2，脱硝的副产品便于处理；以NH3为主的氨基还原剂 对烟气的NO可选择性吸收。湿法与干法相比，主要缺点是装置复杂且庞大； 排水要处理，内衬材料腐蚀，副产品处理较难，电耗大。 干法烟气脱硝技术，包括采用催化剂来促进NOx还原反应的选择性催化 还原法、非选择性催化还原法、以及电子束照射法和同时脱硫脱硝法等 （一）选择性催化还原法（SCR） 选择性催化还原法（SCR）是工业上应用最广的一种脱硝技术，可应用 与电站锅炉、工业锅炉、燃起锅炉、内燃机、化工厂以及炼钢厂，理想状态 下，可使NOx的脱除率达到90％以上，但实际上由于氨量的控制误差而导致 二次污染等原因使得通常仅能达到65％－80％的净化效果。由于此法效率 高，是目前能找到的最好的可以广泛用于固定源NOx治理的技术。 氨和烟气混合物通过催化床，在那里氨和NOx反应生成气体N2和水气， 反应式：
烟气中的SOX反应生成（NH4)2SO4附着在催化剂表面；烟气温度高时，NH3 会与O2发生反应，导致烟气中的NOX增加。 此外还有烟气流型及氨的湍流混合，催化剂的钝化，SO2对发应的影响， 烃类及其它的催化还原等。 案例： 福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统 烟气脱销方式采用日立公司的选择性触媒还原烟气脱硝系统 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通 过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，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，通过一种特殊的喷嘴装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反 应器内触媒层进行还原反应过程，脱硝后烟气经过空气预热器回收后进入静 电除尘器。
NOx的生成机理：
氮氧化物包括NO、N2O、NO2 、N2O5等，化石燃 料燃烧过程生成的氮氧化物主要是NO和N2O，一 般把它们两种物质成为NOx，其中以NO为主（煤 燃烧过程所排放出的NOx 一般是指NO 和NO2 ）。 NOx的来源包括燃料中的氮化合物和空气中氮气的 氧化过程，因此可分为燃料型NOx（源自燃料氮的 氮氧化物）和热力型NOx（源自空气中的氮气）， 对于煤的燃烧过程以燃料型NOx为主。
4NH3+4NO+O2 4N2+6H2O 8NH3+6NO2 7N2+12H2O 反应式以第一式为主，因为烟气中几乎95％的NOX是以NO的形式存在的。 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围（980℃左右）进 行。通过使用适当的催化剂。上述反应可以在200－450 ℃的温度范围有效进 行。在反应过程中，NH3可以选择性的和NOX反应生成N2和H2O，而不是被O2 所氧化，因此反应被称为具有“选择性” SCR技术最早是在1950年由美国人首先提出来，1972年在日本开始正式 研究和开发，并于1978实现了工业化。1983年在日本竹原电厂3号机组 700MW全负荷应用成功， NOX脱除率达到80％，继日本之后，德国于1980 年代中叶引进SCR技术，1993年美国燃煤系统SCR装置在新泽西州的285MW 热电厂建成投产，运转证明SCR法技术上是可行的，运转上是稳定的。 SCR技术虽然已经实现了工业化，且又很多优点，如：反应温度低，催 化剂不含贵金属，寿命长等，但也存在有缺点：（1）由于使用了腐蚀性很强 的液氨或氨水，对管路设备的要求高，造价昂贵；（2）由于NH3的计算控制 加入量会出现误差，容易造成二次污染；（3）易泄漏，操作及存储困难，且 易于形成（NH4)2SO4；（4）只适用于固定源的净化，难以解决如汽车发动机 等移动源产生的NOX脱除问题。后来由于优化操作条件，改进了催化剂及其 载体，使该技术日趋成熟。
燃煤氮氧化物排放控制技术
现状：
•
大气中的NOX几乎有一半以上是由人为污染源所产生。 NOX污染主 要来源于生产、生活中所使用的煤、石油、天然气等化石燃料的燃烧， 是电力、化学、国防等工业以及锅炉和内燃机等设备所排放气体中的有 毒物质之一。 NOX以燃料燃烧过程所产生的数量最多，约占30％，其中 70％来源于煤炭的直接燃烧。 • 根据国家环境保护总局有关研究的初步估算，1990年我国NOX的排 放量约为910万吨，1995年排放量约为1000万吨，2000年排放量约为1500 万吨，鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，因此NOX 排放量也将持续增加，据有关研究估算，到2010年，我国的NOX排放量 将达到2195万吨，如果不加强控制， NOX将对我国大气环境造成严重的 污染。 • 2000年4月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议修 订通过的《中华人民共和国大气污染防治法》，已于2000年9月1日起施 行。其中第30条明确规定“企业应当对燃烧过程中产生的氮氧化物采取 控制措施”。第十三条规定“向大气排放污染物的，其污染物排放浓度 不得超过国家和地方规定的排放标准”。
SCR工艺流程及脱硝装置的布置：
理论上， SCR脱硝装置可以布置在水平烟道或垂直烟道中，但对于燃 煤锅炉，一般应布置在垂直烟道中，这是因为烟气中含有大量粉尘，布置 在水平烟道中易引起SCR脱硝装置的堵塞。 选择性催化还原脱销系统，主要是由催化剂反应器、催化剂和氨储存 及喷射系统组成，催化剂反应器在锅炉尾部烟道中布置的位置，有三种可 能的方案。 ① 布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置 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 作条件在“不干净”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，因而它被采用最为广 400 泛泛。但由于催化剂是在“不干净”的烟气中工作，因此催化剂的寿命受 下列因素的影响：
③布置在湿法烟气脱硫装置FGD之后 FGD 当锅炉尾部烟道中装有湿法烟气脱硫装置FGD时，可将催化剂反应器 装于FGD装置之后，这样催化剂将完全工作在无尘、无SO2的“干净”烟 气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞及磨损问题，也不存在催化剂的污 染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，并使反应器布置紧凑，以 减少反应器的体积。当催化剂在“干净”烟气中工作时，其工作寿命可达 3－5年（在“不干净”烟气中的工作寿命为2－3）。这一布置方式的主要 问题是，当反应器布置在湿式FGD脱硫装置后时，其排烟温度仅为50－ 60 ℃，因此，为使烟气在催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需 要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热 烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。
活性炭/焦催化 100－150 剂