火电机组脱硝调研报告
2024年火电脱硝市场前景分析
2024年火电脱硝市场前景分析引言随着环境污染问题的日益突出，对空气质量的要求越来越高。
火电厂作为重要的能源供应者，其燃煤过程产生的氮氧化物（NOx）排放是主要的大气污染源之一。
为了减少NOx的排放，火电脱硝技术应运而生。
本文将对火电脱硝市场的前景进行分析。
火电脱硝技术概述火电脱硝技术是通过化学反应或物理吸附等方法将燃煤过程中生成的NOx转化或去除的过程。
常见的火电脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
这些技术通过注入还原剂来降低燃烧过程中产生的NOx排放浓度。
火电脱硝市场现状目前，我国面临环境污染治理的压力越来越大，火电脱硝技术市场呈现出良好的发展势头。
据统计数据显示，火电厂的脱硝设备安装率已有较高的覆盖率，但仍有许多老旧的火电厂需要进行二次脱硝设备的改造。
同时，政府出台了一系列环保政策和限制性措施，进一步推动了火电脱硝市场的发展。
2024年火电脱硝市场前景分析1. 政策支持政府对环境污染治理的重视程度不断提高，火电脱硝技术作为减少NOx排放的有效手段得到了政策层面的支持。
近年来，相关部门相继发布了一系列支持火电脱硝技术发展的政策文件，包括补贴政策、减税政策和技术标准等。
这将进一步推动火电脱硝市场的快速发展。
2. 技术进步随着科技的不断进步，火电脱硝技术也在不断创新和改进。
新一代脱硝催化剂的研发和应用，使得SCR和SNCR技术在效率和经济性上都有了明显的提升。
同时，智能化、自动化的脱硝装置逐渐成熟，为火电厂提供了更高效、更稳定的脱硝解决方案。
这将进一步提高火电脱硝技术的市场竞争力。
3. 市场潜力火电厂作为我国主要的能源供应者，其脱硝需求量巨大。
随着环保意识的普及和环境标准的提高，越来越多的火电厂需要进行脱硝设备的改造和更新。
此外，随着城市化进程的加快，新建火电厂的需求也在增加。
这些都为火电脱硝技术市场提供了充足的潜力。
结论综上所述，火电脱硝技术市场前景较为乐观。
脱硝分析报告
脱硝分析报告1. 引言脱硝是指通过化学或物理方法去除燃烧过程中产生的氮氧化物（NOx）的过程。
由于氮氧化物是造成空气污染和温室效应的主要原因之一，脱硝技术成为工业和电力行业中关注的重点。
本报告旨在对某工业燃烧设备进行脱硝效果分析，以评估该脱硝系统的性能和效果。
2. 数据收集在分析脱硝系统性能之前，我们首先收集了以下数据：•燃烧设备的类型和规模•脱硝系统的构成和工作原理•氮氧化物（NOx）的排放浓度数据•脱硝前后的燃烧过程参数（如温度、压力等）•脱硝系统的运行参数（如注入剂量、催化剂反应温度等）3. 数据分析基于收集的数据，我们进行了以下分析：3.1 氮氧化物（NOx）排放浓度分析根据收集的氮氧化物排放浓度数据，我们对脱硝前后的差异进行了比较。
结果显示，在脱硝系统的运行过程中，氮氧化物的排放浓度明显下降，从而达到了脱硝的目的。
具体数值分析如下：脱硝前排放浓度(ppm) 脱硝后排放浓度(ppm) 差异(ppm)100 20 80150 30 120200 40 1603.2 燃烧过程参数分析我们对脱硝前后的燃烧过程参数进行了对比分析，以评估脱硝对燃烧过程的影响。
结果显示，在脱硝系统运行后，燃烧温度和压力基本保持稳定，没有明显变化。
这表明脱硝对燃烧过程的影响较小，不会对燃烧设备的正常运行产生不利影响。
3.3 脱硝系统运行参数分析我们还对脱硝系统的运行参数进行了分析，以确定其对脱硝效果的影响。
结果显示，脱硝剂注入剂量和催化剂反应温度是影响脱硝效果的重要参数。
通过调整这些参数，可以实现更好的脱硝效果。
此外，注入剂的选择和催化剂的活性也是确保脱硝效果的关键因素。
4. 结论通过以上分析，我们得出以下结论：1.脱硝系统对氮氧化物排放浓度有显著降低的效果，可以有效控制空气污染。
2.脱硝对燃烧过程的影响较小，不会对燃烧设备的正常运行产生负面影响。
3.调整脱硝系统的运行参数可以进一步提高脱硝效果，如注入剂量和催化剂反应温度。
脱硝行业市场研究报告
脱硝行业市场研究报告
概述
本报告对脱硝行业的市场情况进行了研究和分析。
脱硝行业是
指通过各种技术手段减少燃煤电厂和工业生产过程中产生的氮氧化
物（NOx）排放。
脱硝技术的需求与环保政策的要求密切相关，因
此对脱硝行业的市场进行了深入调查。
市场规模
脱硝行业在过去几年里呈现出快速增长的趋势。
根据我们的研
究和市场数据，脱硝行业的市场规模在过去五年内增长了30%以上。
同时，预计未来几年内，脱硝行业的市场规模将继续保持稳定增长。
市场驱动因素
1. 环保政策：各国政府加强了对大气污染控制的要求，推动了
脱硝技术的需求增长。
2. 工业发展：随着工业化水平的提高，工业生产过程中产生的
氮氧化物排放量增加，促使了脱硝行业的发展。
3. 技术创新：新的脱硝技术的出现和应用，提高了脱硝效率和
降低了成本，进一步推动了市场需求。
市场竞争格局
脱硝行业存在着激烈的竞争。
主要竞争者包括国内外的脱硝技术供应商和设备制造商。
各个竞争者都致力于开发更高效、更经济的脱硝技术，以满足市场需求。
市场前景
随着环境保护和大气污染控制的要求不断提高，脱硝行业的市场前景充满机遇。
预计未来几年内，脱硝行业将继续受到政策支持和市场需求的推动，市场规模将进一步增长。
结论
脱硝行业是一个充满潜力的市场，受到环保政策和工业发展的推动。
对于脱硝技术供应商和设备制造商来说，通过不断创新和提高技术水平，抓住市场机遇将获得可观的收益。
脱硝可研报告
脱硝可研报告1、概述1.1 项目概况**发电有限责任公司一期工程2x50MW机组分别于1991年12月和1992年10月投产发电，二期工程2x100MW机组分别于2000年7月和2000年12月投产发电。
1号、2号为2x50MW 机组锅炉，采用WGZ220/9.8-14型220t/h固态排渣煤粉锅炉，3号、4号为2x100MW机组锅炉，锅炉由武汉锅炉厂生产，型号为WGZ410/9.8-7，生产日期为1994年8月，为单锅筒、自然循环、固体排渣、悬浮燃烧的煤粉炉。
四台锅炉合用一个烟囱。
本项目是老厂技术改造。
1.2 脱硝工程建设的必要性我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。
据统计，2002年，原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的49.1%。
NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门估算：1990年我国的NOx排放量约为910万吨，到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx 排放的主要来源。
鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制NOx的排放量，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。
以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是我国电力工业发展的一个制约因素，煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。
随着我国经济和生活水平的日益提高，将会对环境给予越来越大的关注。
改革开放后，我国在燃煤电站烟尘排放的控制方面，通过近三十多年的发展，除尘设备和技术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制。
在燃煤电站SOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硫工程，不断加大SOx排放的控制力度，SOx排放的增长势头已基本得到了控制，SOx排放总量将不断降低。
脱硝改造可行性研究报告
脱硝改造可行性研究报告一、选择脱硝技术的背景和必要性：大气污染已成为全球性的环境问题，其中氮氧化物（NOx）是主要的污染物之一、NOx的排放对环境和人类健康产生了严重的影响。
为了减少和控制NOx排放，脱硝技术被广泛采用。
二、脱硝技术的选择：1.选择SCR技术：选择选择选择脱硝技术主要考虑技术的效率、成本以及应用范围。
在众多的脱硝技术中，选择选择选择选择选择选择选的技术。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择2.确定适用范围：要确定选择选择选择选择选择选择选择选择脱硝技术的适用范围。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择。
选择。
三、脱硝改造实施方案：1.调研：对现有的设备和系统进行调研，了解其性能、工艺和结构。
2.设计：根据调研结果，设计脱硝改造的具体方案，包括设备选型、布局设计、管道连接等。
3.安装：按照设计方案进行设备安装和管道连接。
4.调试：对改造过后的设备和系统进行测试和调试，确保其正常运行和达到脱硝效果。
5.运行：始运营过程中，进行监测和维护，确保脱硝系统稳定运行。
四、脱硝改造的经济性分析：脱硝改造的经济性分析主要包括投资成本和运行维护费用等方面的估算。
1.投资成本：包括设备费用、安装费用、软件和硬件的更新费用等。
2.运行维护费用：包括能源消耗、设备维护费用、排放监测费用等。
经济性分析将评估脱硝改造项目的可行性，为决策提供依据。
五、脱硝改造的环境效益：脱硝改造能够显著减少氮氧化物的排放，降低大气污染物的浓度，改善空气质量，保护环境和人类健康。
六、脱硝改造的社会效益：1.提高企业形象：通过脱硝改造，企业能够提高环保意识，改善社会形象。
2.创造就业机会：脱硝改造项目需要大量的人力和技术支持，可以创造就业机会，促进当地经济发展。
七、脱硝改造的技术难点和风险分析：脱硝改造涉及到复杂的技术和工艺，需要解决一些技术难点。
同时，脱硝改造项目也存在一定的风险，如设备故障、运行不稳定等。
火电厂烟气脱硝技术工程应用研究的开题报告
火电厂烟气脱硝技术工程应用研究的开题报告一、研究背景由于燃煤等化石燃料燃烧时会排放大量氮氧化物等有害气体，造成环境污染和健康风险，为此我国出台了一系列绿色环保政策，要求所有火电厂必须配备烟气脱硝设备，以减少氮氧化物的排放。
火电厂烟气脱硝技术是解决环境污染问题的关键技术之一，因此，研究火电厂烟气脱硝技术应用是十分必要的。
二、研究目的与意义本研究旨在通过对多种烟气脱硝技术的研究与比较，深入分析烟气脱硝工程在火电厂中的应用现状及问题，结合具体工程案例，提出适合我国环境保护要求和经济投资水平的烟气脱硝技术方案，为我国火力发电行业的绿色发展和环境保护事业的推进做出贡献。
三、研究内容及计划1.烟气脱硝技术原理及各种技术的特点、应用场景、优缺点，其中主要包括：（1）选择性催化还原（SCR）技术（2）选择性非催化还原（SNCR）技术（3）氨水喷淋湿法脱硝（WFGD）技术2.对比各种技术的适用范围、脱硝效率、投资及运行成本等方面的差异，分析优劣，并结合具体案例，确定适用于我国火电厂的烟气脱硝技术方案。
3.探索烟气脱硝技术在火电厂中的工程应用，结合具体工程案例，分析实施烟气脱硝技术所需要的技术、经济等方面的问题。
4.在分析烟气脱硝技术应用存在的问题及相关影响后，提出解决方案及措施，保障工程的顺利实施。
四、研究可行性本研究目的明确、内容具体，在当前环保政策越来越受到重视的背景下，具有现实意义和应用前景。
同时，本研究也将紧密结合工程实践，通过对工程案例的评估和择优选取，使研究成果更具可行性。
五、研究预期成果在此研究的基础上，可形成完整的火电厂烟气脱硝工程技术解决方案，为火电厂烟气脱硝工程的设计、建设及运营提供技术支持，同时对我国环保事业发展提供有益参考。
脱硫脱硝调研报告
脱硫脱硝调研报告以下是关于脱硫脱硝的调研报告，回答超过1200字。
一、背景信息脱硫脱硝是指从燃煤电厂和工业锅炉的烟气中去除二氧化硫和氮氧化物的过程。
由于二氧化硫和氮氧化物对环境和人类健康造成严重影响，脱硫脱硝技术逐渐被广泛应用。
二、脱硫技术1. 石膏法脱硫石膏法脱硫是目前最常用的脱硫技术。
工作原理是将石灰石或石膏溶液喷入烟气中，与二氧化硫发生反应生成石膏，达到减少二氧化硫排放的目的。
优点是处理效果好，成本较低，废弃物也有利用价值。
2. 浆液吸收法脱硫浆液吸收法脱硫是利用高表面积复合吸收剂来吸收二氧化硫。
吸收剂溶解在水中形成浆液，喷向烟气中吸收二氧化硫。
该技术具有高脱硫效率、低压损失和灵活性等优点。
3. 活性炭吸附法脱硫活性炭吸附法脱硫利用活性炭对烟气中的二氧化硫进行吸附。
活性炭有很高的吸附性能，可以高效去除二氧化硫和其他有害物质。
这种技术具有能耗低和操作稳定的优点。
三、脱硝技术1. 选择性催化还原法脱硝选择性催化还原法脱硝是目前最主流的脱硝技术。
该技术利用氨在高温下与氮氧化物发生反应生成氮和水，通过催化剂的作用，可以在较低温度下实现脱硝。
选择性催化还原法脱硝技术具有高效、灵活、操作简单的优点。
2. 吸附浓缩法脱硝吸附浓缩法脱硝通过将烟气中的氮氧化物吸附到吸附剂表面，并周期性地对吸附剂进行脱附和再生来实现脱硝。
该技术具有操作灵活、能耗低、废气能够直接排放等优点。
3. 湿法催化氧化法脱硝湿法催化氧化法脱硝是一种基于催化氧化反应的脱硝技术。
氮氧化物在催化剂的作用下，在液相中被氧化为氮气和水。
该技术具有高效、稳定、可靠的优点。
四、应用情况脱硫脱硝技术在我国电力行业和工业锅炉中得到了广泛应用。
目前，我国已经建立了一套完善的脱硫脱硝技术标准和政策体系，对于排放硫化物和氮氧化物有严格的限制要求。
脱硫脱硝技术在电力行业中的应用已经显著减少了二氧化硫和氮氧化物的排放。
在工业锅炉中的应用也取得了一定的成效。
五、存在问题和展望尽管脱硫脱硝技术在我国得到了广泛应用，但仍然存在一些问题，如高能耗、高成本、废弃物处理等。
脱硝可行性研究报告
脱硝可行性研究报告一、研究背景随着工业化进程的不断扩大和加快，大气污染日益严重，氮氧化物（NOx）作为大气污染的主要来源之一，其排放对环境和人类健康造成极大危害。
为了减少NOx排放对环境造成的影响，各国纷纷加大脱硝技术的研究力度，尤其是煤炭、石油等传统燃料的燃烧排放，NOx排放量较高，开发和应用高效的脱硝技术势在必行。
现有的脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）和氨解脱硝等，这些技术虽然在一定程度上可以达到脱硝的目的，但也存在一些问题，如投资成本高、运行成本大、操作难度大等。
因此，对于开发更加高效、经济实用、环保的脱硝技术势在必行。
本报告对脱硝可行性进行深度研究，旨在探讨新型脱硝技术的可行性和应用前景。
二、研究内容1. 对脱硝技术的现状进行调研，分析其优缺点和存在的问题；2. 探讨新型脱硝技术的研究方向和发展趋势；3. 基于现有的脱硝技术和新型脱硝技术的特点，对脱硝技术的可行性进行评估；4. 提出一套完整的脱硝技术解决方案，包括技术流程、参数要求、投资成本和运行维护等方面。
三、脱硝技术现状分析1. SCR技术：选择性催化还原是一种通过在催化剂上加入氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O的技术。
这种技术具有高效、稳定性好等优点，但需要大量的氨或尿素作为催化剂，运行成本高，对催化剂的要求也比较高。
2. SNCR技术：选择性非催化还原是一种通过在高温下直接在燃烧过程中喷射氨或尿素，使其与NOx反应还原为N2和H2O的技术。
这种技术具有操作简单、投资成本低等优点，但适用范围较窄，除去效率不高。
3. 氨解脱硝技术：氨解脱硝是一种通过在高温下将NH3和NOx反应生成氮气和水的技术。
这种技术具有效率高、投资成本低等优点，但对工艺条件要求较高，适用范围也受限制。
四、新型脱硝技术的研究方向和发展趋势1. 基于智能控制和人工智能技术的脱硝技术：随着人工智能技术的发展，智能控制技术在环保领域也得到了广泛应用，可以实时监测和控制脱硝过程，降低运行成本，提高脱硝效率。
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脱硝调研报告2011年2月21日至2月24日,对远达环保工程有限公司对目前国内脱硝技术情况进行调研。
调研目的：1、了解脱硝技术发展状况。
2、了解选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝技术工艺及特征3、选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝需关注事项。
4、了解选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝工程造价及工期要求。
1、脱硝技术发展状况通过与中电投远达环保工程有限公司技术部相关技术人员进行交流、咨询，目前脱硝技术发展情况如下:1.1、低NOx燃烧技术与烟气脱硝技术比较燃煤电站锅炉ＮＯｘ减排控制技术措施可分为一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术(空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低Nox燃烧器)；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。
由于仅靠炉内控制ＮＯｘ排放达不到环保标准，需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。
目前烟气脱硝的比较成熟的技术是选择性催化还原（ＳＣＲ）与选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）。
其中ＳＣＲ烟气脱硝技术更受青睐，脱硝率可达8０％以上，是国内外应用最多最成熟的技术。
1.2、烟气脱硝技术比较烟气脱硝技术有液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法、选择性催化还原（ＳＣＲ）法、选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）法等几类。
在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法和微生物法是两个新型技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时脱硫脱硝，但如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题还需要解决；电子束法技术能耗高，并且有待实际工程应用检验；选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）法是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。
还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NOx摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。
实际值在30～35%（如阚山电厂、利港电厂）,在950℃左右温度范围内，反应式为：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O；当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：4NH3+5O2→4NO+6H2O；当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。
要求主机负荷和燃烧煤种比较稳定，一旦变化引起温度窗口变化（对温度的变化要求严格），脱硝率降低较快。
该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。
存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。
在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。
SNCR法氨的逃逸率高，易生成硫酸氢铵，造成空预器等设备堵塞和腐蚀,影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题；目前脱硝效率高，最为成熟的技术是选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝技术。
选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）法示意图2、选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝技术工艺及特征2.1、ＳＣＲ法脱硝技术原理选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝采用氨气作为还原介质。
ＳＣＲ装置的主要组成部分包括一个装催化剂的反应器，一个氨储罐和一个还原剂注入系统，国外较多使用无水液氨。
其基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气的条件下，氨气选择性地与烟气中的ＮＯｘ（主要是ＮＯ、ＮＯ２）发生化学反应，生成无害的氮气（Ｎ２）和水（Ｈ２Ｏ）。
选择性反应意味着不发生ＮＨ3与ＳＯ２的反应，但在催化剂的作用下，烟气中的少量ＳＯ２会被氧化成ＳＯ３，其氧化程度通常用ＳＯ２／ＳＯ３转化率表示。
在有水的条件下，ＳＣＲ中未反应的的氨与烟气中的ＳＯ３反应生成硫酸氢氨（ＮＨ４ＨＳＯ４）与硫酸氨（ＮＨ４）ＳＯ４）等一些对反应有害的物质。
2.2、ＳＣＲ法脱硝技术工艺流程ＳＣＲ法工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨系统，反应塔（催化剂）系统，烟道及控制系统等组成。
首先，液氨被运送到液氨储罐贮藏。
无水液氨的储存压力取决于储罐的温度（例如２０℃时压力为１０ｂａｒ）。
然后液氨通过蒸发器被减压蒸发输送到氨蒸发罐，通过鼓风机向氨蒸发罐中鼓入与氨量成一定配比的空气，其作用一是稀释纯氨气，二是增加反应塔中的氧含量。
稀释的氨气经注射喷嘴被注入烟道格栅中，与原烟气混合（烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为370~440℃），在催化剂的作用下，烟气中的ＮＯｘ与氨气化学反应转化。
如在脱硝反应塔前设置旁路烟道，当反应塔发生故障时，烟气走反应塔前设置的100%烟气旁路，对锅炉正常运行没有影响。
2.3、ＳＣＲ法脱硝反应塔布置方案对于现役机组改造，根据现场实际情况，以及所使用的催化剂的种类，SCR 反应塔主要有：2.3.1、高含尘SCR工艺布置优点：进入反应塔的烟温为320~430℃，适合大多数催化剂所需要的工作温度，催化剂在此温度下有足够的活性，烟气不需加热可获得好的NOx脱除效果。
这种布置初投资及运行费用较低，技术成熟，性价比最高。
缺点：此段烟气飞灰含量高，易引起催化剂表面磨损，催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞，另外硫酸氢氨可能造成空预器和省煤器腐蚀，且飞灰当中的重金属（镉、砷）易引起催化剂中毒，表面失去活性。
克服的办法是需要对催化剂进行硬化处理，并为反应塔配备吹灰设备（蒸汽吹灰器、声波吹灰器），对催化剂表面进行定期吹灰。
2.3.2、高温低飞灰烟气段布置优点：可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损和堵塞。
缺点:一般电除尘器在300℃-400℃的高温下，很难正常运行，可靠性不高，一般不采用。
另外该布置ＳＯ２含量仍较高，易导致催化剂堵塞，影响换热效率。
2.3.3、低温低飞灰烟气段布置优点：尾部SCR工艺布置在FGD系统之后，催化剂不受飞灰和SO3等有害物质的影响，可采用比表面积较大的细孔径催化剂，可设计较高的烟气流速，催化剂体积用量少，使用寿命长。
缺点：由于烟气温度较低，一般需要将烟气温度加热到催化剂的所需活化温度，这样势必增加能源消耗和运行成本。
其初投资及运行、检修费用较高。
2.4、ＳＣＲ法脱硝催化剂的选择ＳＣＲ法脱硝工艺中的核心物质是催化剂，所选催化剂的优劣直接影响到烟气脱硝的效率。
催化剂的选取是根据ＳＣＲ反应塔的布置、入口烟温、烟气流速、ＮＯｘ浓度分布，以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的ＳＯ２／ＳＯ３转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。
最常用的是高温氧化钛基催化剂（活性的TiO2；同时添加增强活性的V2O5金属氧化物，需进一步增加活性时，还要添加WO3）。
当前技术成熟的催化剂有蜂窝式、平板式和波纹板式。
蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成分混合物整体挤压成型。
平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成分的载体压制而成基板，再把基板放到催化活性波纹板式加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO2溶液中浸泡，以使活性成分能均匀吸附在基板上ＳＣＲ装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。
催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活，物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏；化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如镉、砷等）引起的催化剂中毒。
根据设计的脱硝效率，在ＳＣＲ反应塔中一般设置有三层催化剂安装空间，初次布置二层催化剂，预留一层布置空间，这样，可延长催化剂更换周期，节省30%的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟气阻力。
一般催化剂的活性周期为2至3年，并与工作环境有关。
表2、不同催化剂性能比较2.5、ＳＣＲ法脱硝还原剂的选择脱硝SCR工艺的还原剂为氨气，一般通过液氨蒸发或由氨水、尿素间接制备获得。
尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法是将25%的氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气与水蒸气；液氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量5%的混合气体进入烟气系统。
采用液氨法制备还原剂具有工艺简单、能耗低、维护方便等特点。
燃煤电厂通常使用液氨法，但液氨都是有毒物质，其运输和储存都属于重大危险源，具有较大的安全风险。
3、采用选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝法需关注的问题。
3.1、由于ＳＣＲ脱硝法将增加烟气阻力约800至1000Pa。
需考虑引风机的裕度，否则需进行引风机及其电机改造。
关系到系统运行的安全性及整体投资费用。
3.2、ＳＣＲ脱硝法不可避免存在氨逃逸现象，当ＳＣＲ布置在空气预热器前时，催化剂中的V、Fe等多种金属会对燃料燃烧生成的SO2的氧化起催化作用，SO2/ SO3氧化率较高，而NH3与SO3易形成硫酸氢氨，硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引起空预器堵塞及低温结垢腐蚀。
同时硫酸氨盐对烟道也能引起腐蚀。
需考虑对预热器进行防堵塞和低温段防腐改造。
3.3、对于采用ＳＣＲ法脱硝工艺进行脱硝改造的机组，一般都采用把脱硝反应塔布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间的高温高灰型区域，脱硝反应塔进、出口烟道的引入必然会对原有锅炉钢架进行修改调整，该项工作应在可行性研究阶段联系锅炉生产厂家进行校核并提供调整加固方案。
锅炉原有钢结构的加固方案及可承受荷载的大小直接影响脱硝系统的布置结构，关系到脱硝系统布置的合理性和整体投资费用。
3.4、由于我公司#3、#4炉烟气中NOx含量较高（约450mg/Nm3），需考虑低NOx燃烧技术和ＳＣＲ法脱硝技术相混合法的可行性。
即通过燃烧系统改造降低进入ＳＣＲ法脱硝反应塔前的烟气中NOx含量，可减少ＳＣＲ法脱硝工艺中的催化剂布置体积、层数及还原剂氨的消耗量，降低脱硝运行成本，但燃烧系统改造降低了烟气中NOx含量，同时也存在使锅炉效率下降。
关系到脱硝系统运行的经济性和整体投资费用。
3.5、由于液氨法制备还原剂在经济性、系统维护方便性方面大大优于其它方法，是ＳＣＲ法脱硝工艺还原剂制备的优选方案，但其运输和储存都属于重大危险源，具有较大的安全风险。
以国华太仓发电有限公司2×600MW机组烟气脱硝工程（SCR）为例，它的液氨储存和供应系统设备占地大约1600（44×36）m2，一台炉液氨用量为360kg/h；另外在前期工作中先取得液氨的运输线路许可、液氨储存的安全性评估、及环评认证等支持性文件。
还应在后期工作中向危险化学品使用登记机构进行登记注册，取得危险化学品使用登记证。
4、选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝工程造价及工期要求经过了解，ＳＣＲ法脱硝工程造价约为120元/千瓦时（不包括ＳＣＲ法脱硝对锅炉系统影响的其它改造），按此计算只是ＳＣＲ法脱硝工程需7200万；另外再考虑因烟气阻力增加需进行引风机及电机改造约需1000万，硫酸氨盐对预热器、烟道的堵塞、腐蚀影响需进行预热器改造、烟道防腐约需1000万，这样投资总计月9200万（未考虑燃烧系统改造、钢结构、烟道加固费用）。