燃煤发电机组脱硝技术介绍
最新脱硝介绍范文
最新脱硝介绍范文脱硝技术是一种常用的大气污染治理技术，用于减少燃煤锅炉和工业炉中产生的氮氧化物（NOx）的排放。
随着环境保护意识的增强和相关政策的出台，脱硝技术的研究和应用也得到了广泛关注。
为了更好地了解最新脱硝技术，本文将重点介绍脱硝技术的原理、方法和应用等方面的内容。
脱硝技术主要是通过催化还原和吸收法来减少燃煤锅炉和工业炉中产生的NOx排放。
催化还原法是指将氨水（NH3）或尿素溶液喷入燃烧器或锅炉炉膛中与燃烧过程中产生的NOx反应，生成氮气和水蒸气。
这种方法需要催化剂的支持，常用的催化剂有铁、钒、钼等金属。
吸收法是指将NOx溶解在脱硝剂中，例如乙醛、氨水、过硫酸等，通过化学反应将NOx转化为不容易排放的氮化物或硫酸盐。
目前，最常用的脱硝方法是选择性催化还原脱硝（SCR）和选择性非催化还原脱硝（SNCR）技术。
SCR技术通过在锅炉烟道中加入催化剂和氨水溶液来降低NOx排放。
这种方法具有高效性和可靠性，能够实现90%以上的NOx减排效果。
SNCR技术是在燃烧区域的高温区域直接注入氨水或尿素溶液，通过化学反应降低NOx排放，其优点是设备简单、投资成本低，但对温度和氨水使用量有较高要求。
除了SCR和SNCR技术，还有一些新兴的脱硝技术值得关注。
例如，非燃烧物料脱硝（SNCR-H)技术，该技术主要是利用高温下的非燃烧物料进行脱硝，可以减少锅炉炉膛中的燃烧反应，进而减少氮氧化物的生成。
此外，还有燃烧与吸附耦合技术（CAPS）和SELECT技术，它们利用燃烧过程中产生的活性物质进行脱硝。
这些新兴技术在能源利用效率、脱硝效率和环保效果等方面都有一定的优势。
脱硝技术在工业和能源领域的应用非常广泛。
在燃煤锅炉和工业炉中，脱硝技术能够减少NOx的排放，降低大气污染，改善空气质量。
此外，脱硝技术也常常用于发电厂、钢铁厂和化工厂等工业领域，以满足环保标准和政策要求。
随着环境保护意识的增强和政策的推动，脱硝技术的研究和应用将会进一步发展。
电厂脱硝原理
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。
低温脱硝方案
低温脱硝方案低温脱硝技术是一种减少燃煤电厂排放氮氧化物（NOx）的有效方法。
本文将介绍低温脱硝的原理、工作流程以及常用的低温脱硝方案。
一、低温脱硝原理低温脱硝是指通过在较低温度下，利用催化剂将NOx转化为氮气和水蒸气，从而降低NOx的排放浓度。
低温脱硝原理主要包括以下几个步骤：1. 氨水喷射：氨水作为还原剂被喷射到燃煤电厂的烟气中。
烟气中的氮氧化物与氨水反应生成氮气和水蒸气。
2. 催化转化：在催化剂的作用下，氨水中的氨气（NH3）与NOx发生反应，生成氮气和水蒸气。
3. 脱硝效率控制：通过调节氨水的喷射量和催化剂的性能，对脱硝效率进行控制，以达到减少NOx排放浓度的目的。
二、低温脱硝工作流程低温脱硝工作流程主要包括烟气处理系统、氨水喷射系统和催化剂系统。
1. 烟气处理系统：燃煤电厂烟气中的NOx经过除尘器等设备的处理后，进入烟气处理系统。
在该系统中，烟气与氨水进行喷射反应，并与催化剂一起通过催化转化过程。
2. 氨水喷射系统：氨水喷射系统负责将适量的氨水喷射到烟气中，与NOx进行反应。
该系统通常包括氨水储存罐、喷射管路和喷射装置等设备。
3. 催化剂系统：催化剂系统主要包括催化剂反应器和催化剂床。
在催化剂反应器中，催化剂与烟气中的氨水进行反应，催化NOx转化为氮气和水蒸气。
三、常用的低温脱硝方案低温脱硝技术在燃煤电厂中得到了广泛应用，常见的低温脱硝方案主要有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种。
1. 物理吸附法：这种方法可以通过在烟气中增加可吸附物质，如二氧化硫（SO2），有效吸附NOx，从而降低NOx排放浓度。
物理吸附法的优点是技术成熟、经济实用。
但是，该方法对烟气中硫含量有一定要求，并且吸附剂回收和再生工艺相对复杂。
2. SCR技术：SCR技术是一种常见的低温脱硝方法，通过在催化剂的作用下，将烟气中的NOx和氨气还原成氮气和水蒸气。
SCR技术具有脱硝效率高、适用范围广的优点，但是需要较高的操作温度和使用催化剂。
脱硝工艺技术
脱硝工艺技术脱硝工艺技术是一种用于减少燃煤电厂等大气污染物排放的重要方法。
脱硝工艺技术可将烟气中的氮氧化物转化为无害的氮气，从而达到降低氮氧化物排放的目的。
脱硝工艺技术有多种，其中较为常见的方法有选择性催化还原脱硝（SCR）、非选择性催化还原脱硝（SNCR）和氨水法脱硝。
SCR技术是目前应用最广泛的脱硝技术之一。
它利用催化剂将氮氧化物与氨气在一定温度下进行反应，生成水和氮气。
SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好、操作简便等优点。
但SCR技术存在的一个问题是，催化剂的使用会使脱硝设备的造价增加。
SNCR技术属于非选择性的脱硝技术，它是利用氨气或尿素在高温烟气中与氮氧化物发生反应，将其转化为氮气和水。
SNCR技术操作简单、投资成本较低，但其脱硝效果受烟气温度和混合氨气的浓度等因素的影响比较大。
氨水法脱硝技术是一种较为成熟的脱硝工艺，它利用氨水与烟气中的氮氧化物发生反应并生成盐酸或硝酸。
氨水法脱硝技术具有脱硝效果好、脱硝剂成本低等优点。
但是，氨水法脱硝技术使用液体脱硝剂，在运输、储存和操作过程中存在一定的安全隐患。
无论采用哪种脱硝工艺技术，脱硝反应的最佳工作条件是在一定的温度、压力和氧气浓度范围内进行。
此外，还需要考虑催化剂的选择、催化剂的腐蚀性、催化剂对烟气中其它成分的影响等因素。
随着环保意识的提升和大气污染治理的要求，脱硝工艺技术也在不断发展和完善。
当前，一些新型脱硝技术如湿法脱硝、催化捕集脱硝、等离子体脱硝等逐渐应用到实际生产中，取得了较好的脱硝效果。
脱硝工艺技术的发展对减少大气污染物排放、改善空气质量、保护人民健康和可持续发展具有重要的意义。
在未来，脱硝技术将继续不断创新，提高脱硝效率和稳定性，并与其它环保技术相结合，共同为建设美丽中国贡献力量。
电厂脱硝原理
电厂脱硝原理电厂脱硝是指利用一定的技术手段来减少燃煤电厂等工业设施中排放的氮氧化物（NOx）的过程。
氮氧化物是一种对环境和人体健康都有害的污染物，因此对其进行有效的控制和减排是环保工作的重要内容之一。
脱硝技术的运用不仅可以降低氮氧化物的排放浓度，还可以提高燃煤电厂的环保水平，减少对大气环境的污染。
电厂脱硝的原理主要是利用催化剂或吸收剂来将氮氧化物转化成氮气和水蒸气，从而达到减排的效果。
常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方式。
选择性催化还原是一种通过在催化剂的作用下将氨气与氮氧化物进行反应，生成氮气和水蒸气的技术。
在燃煤电厂中，烟气中的氮氧化物会经过催化剂层，与喷射进入烟气中的氨气进行反应，从而将氮氧化物转化成无害的氮气和水蒸气，达到减排的目的。
选择性催化还原技术具有高效、稳定的特点，可以将氮氧化物的排放浓度降低80%以上。
选择性非催化还原是一种通过在高温烟气中喷射尿素水溶液或氨水溶液，使其与烟气中的氮氧化物进行反应，从而将其转化成氮气和水蒸气的技术。
这种技术相对于SCR技术来说，操作简单，投资成本低，但是对烟气温度和氨气的喷射量有一定的要求，需要根据具体的工况进行调整，才能达到较好的脱硝效果。
除了SCR和SNCR技术外，还有一些其他的脱硝技术，如干法脱硝、湿法脱硝等。
这些技术各有优劣，可以根据电厂的实际情况和环保要求进行选择和应用。
总的来说，电厂脱硝是一项重要的环保工作，其原理是利用催化剂或吸收剂将氮氧化物转化成无害物质，从而减少对大气环境的污染。
选择合适的脱硝技术，对燃煤电厂的环保水平和社会责任感都具有重要意义。
希望未来能够有更多的创新技术和方法，为电厂脱硝工作提供更多的选择和支持。
脱硝技术的介绍范文
脱硝技术的介绍范文一、低氮燃烧技术：低氮燃烧技术是通过调整燃料燃烧的方式来降低NOx的排放。
该技术主要通过改变燃烧设备的结构和参数以及燃烧过程中的操作条件来实现。
常见的低氮燃烧技术包括分级燃烧、流化床燃烧、超细颗粒煤和燃料添加剂等。
分级燃烧是指在锅炉中设置多级燃烧器，通过不同燃烧器之间的分布来实现燃烧的分级，以降低燃料燃烧产生的NOx排放。
流化床燃烧是一种高效燃烧技术，通过床层内部的温度、物料循环和流动速度等参数的控制，可以实现低NOx排放。
超细颗粒煤是将煤通过研磨等处理技术制备成小颗粒煤，燃烧时可以增加煤粉的燃烧速度，减少煤的残留时间和温度，从而减少NOx的生成。
燃料添加剂是通过向燃烧过程中添加一些特殊化学物质，改变燃料的燃烧特性，从而减少NOx的排放。
二、选择性催化还原（SCR）技术：SCR是目前最常用的脱硝技术之一，主要用于燃煤电厂和燃气锅炉等大型燃烧设备中。
该技术通过在烟气中喷射氨气（NH3）或尿素溶液，使NOx与氨气在催化剂的作用下发生反应，生成氮气和水。
SCR技术具有高效、可靠、稳定的特点，能够将NOx的排放降低到较低的水平。
催化剂的选择和设计是SCR技术成功应用的关键。
三、选择性非催化还原（SNCR）技术：SNCR技术是一种无催化剂的脱硝技术，主要适用于小型锅炉和工业炉等燃烧设备。
该技术通过在烟气中喷射氨水或氨气，使之与烟气中的NOx发生反应，生成氮气和水。
SNCR技术具有投资成本低、运行灵活等优点，但在脱硝效率和NOx排放的稳定性方面相对于SCR技术还有一定的改进空间。
四、湿法脱硝技术：湿法脱硝技术是指在烟气中加入二氧化硫（SO2）吸收剂，将烟气中的SO2和NOx一同吸收，形成硫酸和硝酸，然后通过反应池等设备将硫酸和硝酸转化为硫酸铵（（NH4）2SO4）和硝酸铵（NH4NO3），最后通过一系列的工艺步骤将其分离、浓缩和干燥，得到脱硝产物。
湿法脱硝技术具有高效、全程脱硝、能够同时处理多种污染物等优点，但其设备投资和运行成本相对较高。
电厂脱硫脱硝原理
电厂脱硫脱硝原理
电厂脱硫脱硝是指通过一系列的工艺手段，将燃煤排放中的硫氧化物和氮氧化物去除，以减少对环境的污染。
脱硫原理：主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种技术。
湿法脱硫是将燃煤烟气与石灰乳或石膏乳充分反应，生成硫酸钙或石膏，并通过过滤或沉淀等工艺将之分离。
干法脱硫则是利用燃煤烟气中的碱金属和其他酸性气体中和反应，生成无害的盐类，再通过过滤和洗涤等工艺将之去除。
脱硝原理：主要采用选择性催化还原法和选择性非催化还原法。
选择性催化还原法在高温下，将燃煤烟气中的氮氧化物与氨气在催化剂的作用下进行反应，将其还原成氮气和水。
选择性非催化还原法则是在高温下，直接将燃煤烟气中的氮氧化物与一氧化碳等还原剂进行反应，将其还原成氮气和水。
这些脱硫脱硝的原理主要依靠化学反应的手段，可以有效降低电厂燃煤排放对大气和水环境的污染。
火电厂SCR烟气脱硝技术(详细版本)
SCR烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术（Selective Catalytic Reduction，SCR）是指在一定温度和催化剂的作用下，“有选择性”地与烟气中的NO x反应并生成无毒无污染的N2和H2O。
还原剂可以是碳氢化物（如甲烷、丙烯）、NH3、尿素等。
工业应用的主要是氨水（25%）、液氨，其次是尿素。
SCR反应原理首先由ENGELHARD公司发现并于1957年申请专利，后来日本成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。
1975年日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，日本大约有170套装置，接近100GW容量。
在欧洲有大约120多套SCR装置。
我国明确规定自2004年1月1日开始执行新的《火电厂污染物排放标准》GB13223-2003，强化NO x排放控制，以后建设的火力发电锅炉必须预留烟气脱硝装置空间。
新建电厂应严格按照环保“三同时”原则，进行脱硝建设，排放不得超过250mg/Nm3。
SCR烟气脱硝技术目前成为世界上应用最多、最成熟并且最有效的一种烟气脱硝技术。
SCR技术对锅炉烟气NO x控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，容易操作，可作为我国燃煤电厂控制NO x污染的主要手段之一。
但SCR技术消耗NH3和催化剂，目前我们使用的催化剂大多还是依赖国外产品，因此催化剂的费用通常占到SCR系统初始投资的一半左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命影响，因此存在运行费用高、设备投资大的缺点。
烟气脱硝采用的主要手段是干法，其原因是NO x与SO3相比，缺乏化学活性，难以被水溶液溶解吸收；而NO x经还原后成为无毒的N2和H2O，脱硝的副产物容易处理。
SCR和SNCR在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR 技术，该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染。
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3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的原理及布置形方式
➢ 选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）SCR技术
27
SCR－选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction）
SCR技术：还原剂（NH3）在催化剂的作用下， 将烟气中NOx还原为氮气和水'。“选择性”
无
存储条件
常压，干态
储存方式
微粒状
设备投资
高
占地
小
初投资
高
设备安全要求
基本上不需要
优点
没有溢出危险，设备占地面 积小，对周围环境要求低
缺点
还原剂能耗大，系统设备投 资和还原剂成本高
液氨
氨水
低
高
中
高
有毒
有害
高
中
高压
常压
液态
液态
低
中
大
大
低
高
有法律规定
需要
还原剂和蒸发液氨成 液体溢出后的扩散范围小于 本低，储存体积小 液氨，浓度范围容易控制
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
29
选择性催化还原法（SCR）常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
30
4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响
对空气预热器的影响 对引风机和烟道的影响 对锅炉性能与安全性的影响 对锅炉尾部布置的影响
31
对空气预热器的影响
加拿大
新西兰 泰国 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北
排放限值
460
410 940 670 850 720 1090 720
摘自：《火电厂大气污染物排放标准》编制说明（征求意见稿）
22
火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物（以NO2计）排放限值
摘自：火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）
3 术语和定义 3.4 现有火力发电锅炉及燃气轮机组 existing plant
达到NOx/NH3分布均匀、烟气速度分布均匀、减小烟气温度偏差、 保证催化剂反应条件并获得最小的烟气压降的目的 6）氨逃逸控制技术 通过优化烟道反应器结构和合理选择催化剂保证较低的氨逃逸量
7
2、日本BHK公司在烟气脱硝技术中的优势（续）
7）对电厂脱硝装置设计和改造有丰富的工程应用经验
➢ 对100余台机组进行改造 钢结构加固、地基基础改造、引风机容量改造 反应器增加吹灰和更换催化剂等
污染物排放监控位置 烟囱或烟道(4)
24
摘自：火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）
表2 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值 单位：mg/m3
序号 1
燃料和热能转化设施类型 燃煤锅炉
污染物项目
氮氧化物 （以NO2计）
以油为燃料的锅炉
氮氧化物
2
或燃气轮机组
（以NO2计）
以气体为燃料的锅炉
3
NOx脱除原理
在燃烧过程中脱除
通过改变燃烧条件来减少NOx的产生'。
在燃烧后脱除
4 NO + 4 NH3 + O2 ➙ 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 ➙ 7 N2 + 12 H2O
条件1:温度900～1100℃; 条件2:使用催化剂,温度 300～400 ℃.
NO+NO2+2NH3 ➙ 2N2+3H2O
➢ 对锅炉运行状况的了解全面、清晰，能更好地把握煤质、 烟气参数等对脱硝系统的影响，为设计高效脱硝系统奠定 坚实基础
8
BHK目前已向8个国家、9个公司进行了脱硝技术转让'。其中包括 美国B&W公司、德国Siemens公司、韩国现代重工、瑞典ABB公司等
CDTE
CDTE
No.
Location
Licensee
氮氧化物
3
或燃气轮机组
（以NO2计）
注：(1) 新建燃煤电厂污染物排放在烟囱监控'。
适用条件 全部
燃油锅炉 燃气轮机组 燃气锅炉
燃气轮机组
限值 100 100 120 100
污染物排放监控位置 烟囱或烟道(1)
50
25
2009－2010年全国污染防治工作要点
以火电行业为重点，开展工业氮氧化物污染防治，在京津冀、长 三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015年 年底前，现役机组全部完成脱硝改造，研究扶持政策，提高氮氧 化物污染防治技术水平
– 烟气中部分SO2转化成SO3 – 烟气中SO3的增加，引起酸腐蚀和酸沉积堵灰程度增加 – SO3与逃逸的氨反应产生硫酸氢氨和硫酸氨
NH3+SO3+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4 – NH4HSO4 沉积温度150～230℃，粘度较大，加剧对空
10~30 60~90 20~40 40~65
NOx控制极限
各种低NOx燃烧技 术组合，可将NOx 排放浓度降低到约 350mg/Nm3
受制于硬件设备
50mg/Nm3以下
取决于入口NOx浓 度
5
2、日本BHK公司(技术转让方)在烟气脱硝技术中的优势
1）世界上SCR系统和催化剂的开拓者，拥有最丰富的SCR 业绩和经验
970x1910xH
970x1930xH
14
催化剂性能比较
性能参数
板式
基 材 不锈钢金属板
氧化率
中
压力损失
低
抗腐蚀性
好
抗堵塞性
好
蜂窝式 整体挤压
高 高 一般 中
波纹板式 玻璃纤维板
中 中 一般 中
15
催化剂抗磨损性示意图
4、脱硝用还原剂比较
项目
尿素
运行还原剂成 本
中
能耗成本
中
安全性
无害
安全管理费用
120
天然气锅炉
100
以气体为燃料的锅炉
或燃气轮机组
氮氧化物
其他气体燃料锅炉
200
3
（以NO2计）
天然气燃气轮机组
50
其他气体燃料燃气轮机组
120
注：(1) 新建火力发电锅炉执行该限值'。 (3) 2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉执行该限值'。 (4) 新建燃煤电厂污染物排放在烟囱监控'。
8
中国大陆
Zhejiang University Energy Technology
9
中国台湾
CHENG CHEN MAC.
ห้องสมุดไป่ตู้
9
BHK公司脱硝工程业绩
10
3、脱硝催化剂的种类与应用
板式
蜂窝式
波纹板式
11
催化剂元件
催化剂组成成分
催化剂的组成: 大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5 -WO3或V2O5 –MoO3 为活性成分
➢ 烟气流场的CFD模拟 ➢ 实物模型验证
19
二、烟气脱硝技术的工程应用分析
1、NOx的危害 2、目前的NOx排放要求 3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的介绍 4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响 5、工程应用过程中应当注意的问题
20
1、NOx的危害
氮氧化物的危害性表现在： 对人体健康的直接危害 参与形成区域细粒子污染和灰霾的重要原因，使大气能见度降低 使酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变 NOx排放的增长加剧了区域酸雨的恶化趋势，同时其跨国界的“长距离输 送”，增加了我国NOx排放的国际压力
➢ 世界知名的锅炉供应商 ➢ 自行开发V/Ti基板式催化剂 ➢ 建成日本第一套脱硝装置 ➢ 建成美国和欧洲的第一套脱硝装置 ➢ 建成中国香港、台湾第一套脱硝装置 ➢ 中国大陆地区第一套投运的脱硝装置（福建后石电厂）
注：鉴于日本BHK公司在脱硝技术领域中的优势，陌陌工程于 2007年4月与其签订了烟气脱硝技术转让合同'。
23
摘自：火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）
表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值 单位：mg/m3
序号 燃料和热能转化设施类型 污染物项目
1
燃煤锅炉
氮氧化物 （以NO2计）
2
以油为燃料的锅炉 或燃气轮机组
氮氧化物 （以NO2计）
适用条件 全部
燃油锅炉 燃气轮机组
限值
100 200(3) 100(1) 200
6
2、日本BHK公司在烟气脱硝技术中的优势（续）
2）兼具锅炉制造、脱硝工程技术、催化剂生产和CFD等技术为一体 ➢ 具有成熟的工程设计技术和丰富的经验 ➢ 具有成熟的催化剂生产技术 ➢ 具有完善的CFD计算和实体模型的建模技术
3）BHK脱硝技术尤其适于中国电厂煤质多变、灰份高的特点 4）反应器结构紧凑，适合老机组改造 5）具有短烟道氨－烟气混合技术
1
Germany
UHDE
2
Italy
ABB SAE Sadelmi SpA
3
Finland
KVAERNER PULPING OY
4
Sweden
ABB / FLAKT AB
5
USA
B&W
6
Korea
HYUNDAI HEAVY IND. Co., Ltd
7
中国大陆
Datang Envi. Tec. & Eng’g Co., Ltd
脱硝效率高，可达90%；
使用广泛'。
28
氮氧化物与氨的化学反应（SCR)
基本反应方程式