燃煤烟气脱硝技术的应用与进展
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的加快以及能源消费量的不断增加，燃煤火电厂作为我国主要的能源供应方式，占据着重要的地位。
燃煤火电厂在发电过程中产生的大量烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物等有害物质给环境带来了严重的影响。
为了保护环境，减少空气污染，我国对火电厂烟气的净化技术提出了更高的要求，其中烟气脱硫脱硝技术应用成为了重点。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用与节能环保方面进行探讨。
一、烟气脱硫脱硝技术概述1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术是指利用化学方法或物理方法降低烟气中二氧化硫的浓度，从而减少对大气环境的污染。
目前常见的烟气脱硫方法包括湿法石膏法、干法石灰石法和氨法等。
湿法石膏法是目前应用最为广泛的一种方法，其原理是将石膏与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到脱除二氧化硫的目的。
烟气脱硝技术是指采用各种方法降低烟气中氮氧化物的浓度，从而减少对大气环境的污染。
常见的烟气脱硝方法包括选择性非催化还原（SNCR）、选择性催化还原（SCR）以及催化氧化法等。
SCR技术由于具有高脱硝效率、低能耗和低副产物生成等优点，被广泛应用于火电厂的烟气脱硝工程中。
目前，我国火电厂烟气脱硫脱硝技术应用已取得了显著的成效。
各地燃煤火电厂纷纷按照国家环保政策的要求，进行烟气脱硫脱硝改造，以减少大气污染物排放。
京能集团旗下的燕山热电厂采用了世界先进的湿法石膏法脱硫技术，将烟气中的二氧化硫大幅降低，达到国家排放标准。
与此该公司还引进了SCR脱硝技术，通过对烟气进行催化还原处理，有效降低了氮氧化物的排放浓度。
神华集团、华电集团等国内大型火电企业也在技术改造方面取得了积极成果，不断提高烟气脱硫脱硝技术的应用水平。
1. 节能作用烟气脱硫脱硝技术的应用在一定程度上有助于提高火电厂的能源利用率，达到节能减排的目的。
烟气脱硫过程中所需的吸收剂以及脱硝过程中的催化剂等均属于能源材料的消耗，但通过技术改造和优化设计，可以降低该消耗量，提高设备和反应效率，从而达到节能要求。
燃煤烟气脱硝技术的应用与发展
燃煤烟气脱硝技术的应用与发展1.氮氧化物的污染现状空气净化技术:我国是以燃煤为主的发展中国家，其构成以煤炭为主，消耗量占一次消费量的76%左右[1]。
随着经济的快速发展，煤耗的增加，燃煤造成的大气污染日趋严重，特别是燃煤中的氮氧化物（NOx），是大气污染的主要污染物之一。
NOx 是NO、NO2 、N2O、N2O4、N2O5等物质的总称，由其引起的环境问题以及对人体的危害可以归纳为以下几个方面[2]：（1）NOx对人体的致毒作用，尤其是二氧化氮，可以引起支气管和肺气肿等呼吸系统疾病；（2）NOx对植物具有损害作用；（3）NOx是形成酸雨、酸雾的主要污染物；（4）NOx与碳氢化合物共同作用可形成光化学烟雾；（5）NOx 参与臭氧层的破坏。
因此，NOx对大气的污染已成为一个不容忽视的重要问题，控制和治理氮氧化物污染已迫在眉睫。
燃煤脱氮称为脱硝，脱硝是控制NOx污染的一个重要途径。
近年来国内外研究开发了一系列燃煤烟气脱硝技术，并取得了一定成果。
2 烟气脱硝技术[3]烟气脱硝技术按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。
湿法脱硝包括：酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法、络盐吸收法等；干法脱硝包括：选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、等离子体活化法等。
此外，近十几年来国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理含NOx，成为研究的热点。
2 .1 湿法烟气脱硝技术湿法烟气脱硝是利用液体吸收剂将NOx溶解的原理来净化燃煤烟气，其最大的障碍是NO很难溶于水，往往要求将NO首先氧化为NO2 。
为此一般先将NO通过与氧化剂O3 、ClO2 或KMnO4反应，氧化生成NO2 ，然后NO2 被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱硝。
湿法脱硝技术优点是脱硝效率较高。
因吸收剂种类较多，来源广泛，适应性强；能以硝酸盐等形式NOx，可达到综合利用的目的。
但其技术比较复杂，设备容量大不易建造，成本较高，而且易造成溶液的二次污染。
2.1.1稀硝酸吸收法由于NO和NO2 在硝酸中的溶解度比在水中大得多（例如NO在12%硝酸中的溶解度比在水中的溶解度大12倍），故采用稀硝酸吸收法以提高氮氧化物的去除率的技术得到广泛应用。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势燃煤电厂是目前我国主要的电力发电方式之一，但是燃煤电厂排放的烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，这些物质对环境和人体健康造成了严重的影响。
为了保护环境和改善大气质量，燃煤电厂必须进行烟气脱硫脱硝处理。
一体化技术是当前脱硫脱硝技术的发展趋势之一，本文将就燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的发展趋势进行分析。
一、烟气脱硫脱硝技术的发展现状目前，燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术主要包括石膏法脱硫、氨法脱硫，氨法脱硝等技术。
石膏法脱硫是目前应用最为广泛的脱硫技术，通过喷雾塔将烟气中的二氧化硫与石灰浆液反应生成石膏，从而实现脱硫。
氨法脱硝是目前应用最为成熟的脱硝技术，它通过在烟气中喷入氨气与氮氧化物反应生成氮和水，从而达到脱硝的目的。
当前，烟气脱硫脱硝技术已经比较成熟，但还存在着材料耗损严重、能耗较高、设备占地面积大等问题。
二、发展趋势及关键技术路线1. 一体化技术烟气脱硫脱硝一体化技术是将脱硫和脱硝设备整合在一起，通过优化设计和工艺调控，使脱硫脱硝设备能够实现协同工作，提高设备利用率、减少设备占地面积，并降低投资和运行成本。
一体化技术可以有效解决独立脱硫和脱硝设备之间的协同性问题，提高环保设备整体性能，是当前脱硫脱硝技术的发展方向。
2. 高效催化技术目前，氨法脱硝技术已经非常成熟，但其一次催化剂使用寿命短、能耗较高等问题亟待解决。
高效催化技术可以采用具有较高催化活性和稳定性的载体，提高催化剂的使用寿命，降低能耗，减少运行成本。
通过催化剂的改良设计和工艺参数的优化调控，提高脱硝效率，减少对环境的影响。
3. 低能耗脱硫技术当前，石膏法脱硫技术虽然应用广泛，但存在着石膏浆液配制和循环的能耗较高的问题，且脱硫效率不高。
低能耗脱硫技术可以通过对吸收剂的改进和工艺参数的优化，降低脱硫系统的能耗，同时提高脱硫效率，减少对环境的影响，是脱硫技术的发展趋势之一。
三、技术创新及应用前景目前，随着环保要求的日益严格，燃煤电厂对烟气脱硫脱硝技术的要求也越来越高，技术创新成为当前脱硫脱硝技术发展的关键。
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展摘要：近年来，我国风能和太阳能装机容量快速增加，燃煤电站需要承担更多的调峰调频任务。
因此燃煤电站将长期处于低负荷运行状态，这必然会影响机组脱硝系统的安全高效运行。
烟气脱硝技术具有技术成熟、脱硝效率高等优点，是当前燃煤电站广泛采用的烟气脱硝技术,该脱硝技术的最佳活性温度窗口在300～400℃范围内。
当燃煤机组处于低负荷运行状态时，SCR脱硝系统入口烟气温度较低，势必会造成脱硝效率的降低。
因此，国内外研究工作者提出了多种脱硝宽负荷运行方案，以提高燃煤机组在低负荷时的脱硝效率。
关键词：燃煤电厂；锅炉烟气；脱硝技术2021年，我国的燃煤发电量约占我国总发电量的54.56%。
为降低电厂排放物中的氮氧化物含量，燃煤电厂主要使用的脱硝技术有很多中。
很多技术都具有脱硝效率高、运行可靠、技术成熟等优点，但在实际运行过程中也存在脱硝效率低、烟道积灰严重和催化剂层磨损严重等问题。
在脱硝系统中，流场是否均匀将对喷氨效果、系统的脱硝效率和积灰问题起着决定性作用。
理想的流场不但可以提高脱硝效率，还可以延长催化剂的使用寿命。
1火电厂烟气脱硝的现状分析以前，火电厂所用的脱硝技术都要借助在分硝和分硫的方式下展开的，更加关注的是某一个位置烟气排放的治理工作，但是这种传统的脱硝技术并不适合大范围的应用，而且应用流程非常的复杂和繁琐。
因此，为了火电厂更好的工作和发展，需要结合火电厂的具体情况，加强对脱硝技术应用的研究，以此来实现节能环保的目标，更好地保护大气环境，推动我国社会经济的可持续发展。
目前火电厂应用范围最广泛的脱硝技术主要有以下几种，即湿法技术、半干法烟气技术、干法烟气技术、膜吸收法以及微生物法等等，同时，还包括还包含加氢脱硝、低温煅烧和氧气再循环等技术方法。
火电厂烟气脱硝是一个非常复杂、庞大的系统工程，其广泛应用给我国电力企业的发展带来了很大的挑战和发展机遇。
因为此项工程非常庞大和复杂，所以应用到的机械设备也是非常多的，除了特定设备需要从国外引进以外，大部分的机械设备都是国内企业完成的，而在这种情况下，也会在一定程度上带动我国相关产业的发展，有效促进了我国社会经济水平的提高。
浅谈燃煤锅炉烟气中脱硝技术的应用
浅谈燃煤锅炉烟气中脱硝技术的应用燃煤锅炉是我国工业生产中常见的一种锅炉类型，其燃烧过程中会产生大量的烟气，其中含有二氧化硫、氮氧化物等有害物质。
为了减少燃煤锅炉排放的有害气体对环境造成的影响，脱硝技术成为了解决燃煤锅炉烟气排放问题的重要手段之一。
本文将浅谈燃煤锅炉烟气中脱硝技术的应用，介绍脱硝技术的原理、分类及在燃煤锅炉中的具体应用情况。
一、脱硝技术的原理脱硝技术是指将燃煤锅炉烟气中的氮氧化物（NOx）转化为无害物质的过程。
在燃煤锅炉燃烧过程中，空气中的氮气和氧气在高温条件下发生化学反应，生成氮氧化物。
这些氮氧化物在大气中不仅会对人体健康造成影响，还会对环境造成酸雨等污染。
对燃烧产生的氮氧化物进行有效的脱除具有重要意义。
脱硝技术的原理主要包括化学脱硝和非催化脱硝两种方式。
化学脱硝是指采用氨水或尿素等还原剂与烟气中的氮氧化物发生反应，将其转化为氮气和水的过程。
而非催化脱硝则是通过高温下直接还原氮氧化物为氮气和氮化氢的过程。
根据脱硝工艺的不同，脱硝技术可以分为SCR脱硝、SNCR脱硝、低氮燃烧技术等几种类型。
SCR脱硝技术是目前应用最为广泛的一种脱硝技术。
它采用氨水或尿素等还原剂，与燃煤锅炉烟气中的氮氧化物在催化剂的作用下发生反应，将其转化为氮气和水，达到脱硝的目的。
SCR脱硝技术具有高脱硝效率、适应性强、稳定性好等优点，但是投资和运行成本较高。
SNCR脱硝是通过在燃烧室内喷射氨水等还原剂，与烟气中的氮氧化物发生反应，完成脱硝的过程。
这种脱硝技术不需要催化剂的参与，适用于小型燃煤锅炉和老旧锅炉，技术成熟、投资成本低，但是脱硝效率较低。
低氮燃烧技术是通过改变燃烧方式和燃烧参数，减少燃烧产生的氮氧化物的生成，从根本上降低烟气中的氮氧化物含量。
这种技术成本低、操作简单，但是脱硝效果有限，适用范围受到限制。
三、脱硝技术在燃煤锅炉中的应用情况随着我国环保意识的提高和环保法规的严格执行，燃煤锅炉脱硝技术的应用已经成为了行业发展的必然趋势。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势1. 引言1.1 燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的重要性燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的重要性在于其对环境保护和人民健康的重要意义。
燃煤电厂是我国主要的能源供应来源，但同时也是重要的大气污染源之一。
燃煤电厂排放的烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物等有害物质，这些物质对大气造成严重污染，加剧了酸雨和雾霾等环境问题，对人体健康造成了严重危害。
实施燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术是十分必要的。
一体化技术能够有效地降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放浓度，达到净化烟气、保护环境、改善大气质量的目的。
采用一体化技术还能提高燃煤电厂的能源利用效率，降低运行成本，符合可持续发展的要求。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的推广应用具有重要的意义，对于保护环境、改善空气质量、促进经济可持续发展具有重要的作用。
1.2 燃煤电厂烟气治理现状目前，燃煤电厂烟气治理已成为环保领域的重要任务之一。
随着燃煤电厂数量的增加和规模的扩大，燃煤电厂排放的二氧化硫和氮氧化物等有害气体也日益增多，给环境带来了严重的污染问题。
在此背景下，燃煤电厂烟气脱硫脱硝成为治理燃煤电厂污染排放的重要手段。
目前，燃煤电厂烟气治理主要通过传统的独立脱硫和脱硝设备进行处理，分别采用湿法石膏法和SCR技术。
这种分离操作不仅设备繁多且占地面积大，同时存在运行维护成本高、能耗大等问题。
一体化脱硫脱硝技术逐渐成为解决当前问题的新途径。
随着环保政策的不断加强和技术的不断创新，燃煤电厂烟气治理取得了一定成果。
仍然存在一些燃煤电厂治理效果不佳、设备老化、运行成本高等问题，亟需引进和推广更先进的脱硫脱硝一体化技术，以实现燃煤电厂烟气排放的减少和环境质量的改善。
2. 正文2.1 脱硫脱硝一体化技术的定义脱硫脱硝一体化技术是指将烟气脱硫和脱硝两个工艺集成在一起，通过协同作用实现对燃煤电厂烟气中二氧化硫和氮氧化物的同时去除。
该技术能够有效地减少二氧化硫和氮氧化物排放，提高烟气处理效率，并且可以节约投资和运行成本。
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术是用于减少燃煤过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）排放的一种控制技术。
该技术主要通过在燃烧过程中添加脱硫剂和脱硝催化剂，将烟气中的SO2和NOx转化为可吸收或可除去的化合物，以降低排放浓度。
工程实例中，燃煤电厂通常会采用湿法烟气脱硫（FGD）和选择性催化还原（SCR）技术实现烟气脱硫脱硝。
湿法烟气脱硫技术基于石膏脱硫、石灰石-石膏脱硫、海藻脱硫等反应装置，将烟气通过喷射脱硫剂（如石灰浆）来捕捉SO2。
脱硫剂与SO2反应生成石膏，经过过滤和脱水处理，得到可回收利用的石膏产品，并且将脱硫后的烟气中的绝大部分SO2排放量降低到环保要求以内。
而选择性催化还原技术通过在烟气中注入氨水并使用催化剂，将NOx还原为氮和水。
SCR设备常常设置在烟气处理系统的末端，通过催化剂上的反应，NOx在与氨水接触时被还原为无毒的氮气和水蒸气，从而实现NOx的脱除。
这些技术在全球范围内已经得到广泛应用。
例如，中国的部分大型燃煤电厂已经采用了脱硫脱硝技术，通过装备湿法烟气脱硫和SCR设备实现了低排放和环保化的燃煤发电。
此外，美国、德国等国家也广泛应用了类似的技术来降低燃煤电厂排放的空气污染物。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术是指利用化学方法将燃煤电厂烟气中的二氧化硫和氮氧化物去除掉的技术。
随着环保意识的增强和政府对环境保护的重视，燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的发展趋势也变得愈发重要。
本文将从技术发展趋势、应用前景和挑战等方面进行探讨。
一、技术发展趋势1. 高效节能的脱硫脱硝技术随着技术的不断创新和发展，燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术将会朝着更高效节能的方向发展。
新型脱硫脱硝装置将更加具有高效和节能的特点，将有助于降低电厂的能耗，实现环境保护和节能减排的双重目标。
2. 多污染物一体化处理技术未来燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术或将向多污染物一体化处理技术发展。
不仅仅是对二氧化硫和氮氧化物的处理，还将涉及到其他污染物的处理，如颗粒物的去除等。
多污染物一体化处理技术将更好地解决电厂烟气中多种污染物排放的问题，实现一体化处理。
3. 智能化控制技术随着信息技术和智能化技术的发展，未来燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术也将朝着智能化方向发展。
通过引入先进的智能化控制技术，能够更加精准地控制各种反应参数，并实现对装置运行状态的智能监控和管理，提高设备运行效率和稳定性。
4. 循环利用废弃物利用技术未来的发展趋势还将涉及到对废弃物的循环利用技术。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术所产生的废渣等废弃物将通过科学的处理方法得到有效利用，实现资源的再利用，减少对环境的影响。
二、应用前景燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的发展势头良好，具有广阔的应用前景。
随着环保政策的日益严格和执行力度的不断加强，作为主要污染源的燃煤电厂必须加大对烟气排放的控制力度，从而推动燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的广泛应用。
随着技术的成熟和成本的下降，燃煤电厂面临的压力也将减小，从而增加了投资进行脱硫脱硝改造的动力。
燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的应用也将有助于改善大气环境质量，减少二氧化硫和氮氧化物排放对大气污染的影响，有利于保障人民身体健康和生态环境。
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燃煤烟气脱硝技术的应用与进展摘要：文章介绍了近年来国内外应用和正在研究开发的一些主要的燃煤烟气脱硝技术，并对这些技术的优缺点作了比较和评述。
关键词：大气污染；烟气脱硝；氮氧化物1．前言我国是以燃煤为主的发展中国家，其能源构成以煤炭为主，消耗量占一次能源消费量的76%左右[1]。
随着经济的快速发展，煤耗的增加，燃煤造成的大气污染日趋严重，特别是燃煤烟气中的氮氧化物（NO X），是大气污染的主要污染物之一。
NO X是NO、NO2、N2O、N2O4、N2O5等物质的总称，由其引起的环境问题以及对人体健康的危害可以归纳为以下几个方面[2]：（1）NO X对人体的致毒作用，尤其是二氧化氮，可以引起支气管和肺气肿等呼吸系统疾病；（2）NO X对植物具有损害作用；（3）NO X是形成酸雨、酸雾的主要污染物；（4）NO X与碳氢化合物共同作用可形成光化学烟雾；（5）NO X参与臭氧层的破坏。
因此，NO X对大气的污染已成为一个不容忽视的重要问题，控制和治理氮氧化物污染已迫在眉睫。
燃煤烟气脱氮称为烟气脱硝，脱硝是控制NO X污染的一个重要途径。
近年来国内外研究开发了一系列燃煤烟气脱硝技术，并取得了一定成果。
2．烟气脱硝技术[3]烟气脱硝技术按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。
湿法脱硝包括：酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法、络盐吸收法等；干法脱硝包括：选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、等离子体活化法等。
此外，近十几年来国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理含NO X废气，成为研究的热点。
2 .1 湿法烟气脱硝技术湿法烟气脱硝是利用液体吸收剂将NO X溶解的原理来净化燃煤烟气，其最大的障碍是NO很难溶于水，往往要求将NO首先氧化为NO2。
为此一般先将NO通过与氧化剂O3、ClO2或KMnO4反应，氧化生成NO2，然后NO2被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱硝。
湿法脱硝技术优点是脱硝效率较高。
因吸收剂种类较多，来源广泛，适应性强；能以硝酸盐等形式回收NO X，可达到综合利用的目的。
但其技术比较复杂，设备容量大不易建造，成本较高，而且易造成溶液的二次污染。
2.1.1稀硝酸吸收法由于NO和NO2在硝酸中的溶解度比在水中大得多（例如NO在12%硝酸中的溶解度比在水中的溶解度大12倍），故采用稀硝酸吸收法以提高氮氧化物的去除率的技术得到广泛应用。
随着硝酸浓度的增加，其吸收效率显著提高，但考虑工业实际应用及成本等因素，实际操作中所用的硝酸浓度一般控制在15%~20%的范围内。
稀硝酸吸收NO X的效率除了与本身的浓度有关外，还与吸收温度和压力有关，低温高压有利于NO X吸收。
实际操作中的温度一般控制在10℃～20℃，压力为高压[4]。
2.1.2 碱性溶液吸收法该法是采用NaOH、KOH、Na2CO3、NH3•H2O等碱性溶液作为吸收剂对NO X进行化学吸收。
其中氨（NH3•H2O）的吸收率最高。
为进一步提高对NO X 的吸收效率，又开发了氨-碱溶液两级吸收：首先氨与NO X和水蒸气进行完全其气相反应，生成硝酸铵和亚硝酸铵白烟雾；然后用碱性溶液进一步吸收未反应的NO X，生成硝酸盐和亚硝酸盐，NH4NO3、NH4NO2也将溶解于碱性溶液之中。
吸收液经多次循环，碱液耗尽之后，将含有硝酸盐和亚硝酸盐的溶液浓缩结晶，可作肥料使用。
该法广泛用于我国常压法、全低压法硝酸尾气处理和其他场合的含NO X的废气治理。
采用该法的优点是能将NO X回收为有销路的亚硝酸盐或硝酸盐产品，有一定经济效益；工艺流程和设备也较简单。
缺点是吸收效率不高，对烟气中的NO X/NO的比例有一定限制[5]。
2.1.3 液相络合吸收法液相络合吸收是一种利用液相络合剂同NO反应的方法，故该法主要用于处理含NO的NO X烟气。
NO生成的络合物在加热时又重新放出NO，从而使NO 能富集回收。
目前，研究的络合剂有FeSO4、Fe（П）-EDTA 及Fe（П）-EDTA- Na2SO3等。
在实验装置上，该法对NO的脱除率可达90%，但在工业装置上难以达到这样的脱除率。
Peter Harriott等人在中试规模试验装置上达到了10%~60%的NO脱除率[6]。
另外，该法还存在一个问题，即回收NO X必须选用不使Fe（П）氧化的惰性气体将其吸收，而且络合反应速度也较慢。
因此，液相络合吸收法目前尚未见工业化报道。
2.2 干法脱硝技术与湿法相比，干法净化处理含NO X尾气的主要优点是：基本投资低，设备及工艺过程简单，脱除NO X的效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染。
2.2.1 选择性催化还原（SCR）脱硝SCR（Selective Catalytic Reduction）是由美国Eegelhard 公司发明并于1959年申请了专利，而日本率先在20世纪70年代对该方法实现了工业化。
SCR 脱硝原理是利用NH3和催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等碱金属）在温度为200~450℃时将NO X还原为N2。
NH3具有选择性，只与NO X发生反应，基本上不与O2反应，所以称为选择性催化还原脱硝。
SCR法中催化剂的选取是关键。
对催化剂的要求是活性高、寿命长、经济性好和不产生二次污染。
在以氨为还原剂来还原NO X时，虽然过程容易进行，铜、铁、铬、锰等非贵金属都可起有效的催化作用，但因烟气中含有SO2、尘粒和水雾，对催化反应和催化剂均不利，故采用SCR法必须首先进行烟气除尘和脱硫，或者是选用不易受肮脏烟气污染影响的催化剂；同时要使催化剂具有一定的活性，还必须有较高的烟气温度。
通常是采用二氧化钛为基体的碱金属催化剂，最佳反应温度为300~400℃。
SCR法是国际上应用最多，技术最成熟的一种烟气脱硝技术。
在欧洲已有120多台大型的SCR装置的成功应用经验，其NO X的脱除率达到80%~90%；日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NO X技术。
该法的优点是：由于使用了催化剂，故反应温度较低；净化率高，可达85%以上；工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氮气放空，无二次污染。
但也存在一些明显的缺点：烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；系统中存在一些未反应的NH3和烟气中的SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备的（NH4）2SO4和NH4HSO4，同时还会降低氨的利用率；投资与运行费用（投资费用80美元/千瓦）较高[7,8,9]。
2.2.2 非选择性催化还原（SNCR）脱硝与SCR法相比，SNCR法除不用催化剂外，基本原理和化学反应基本相同。
SNCR法通过在烟道气中产生的氨自由基与NO X反应，以去除NO X。
因没有催化剂作用，反应所需温度较高（900~1200℃），温度控制是关键，以免氨被氧化成氮氧化物。
该法的优点是不需催化剂，投资较SCR法小（投资费用15美元/千瓦）。
但氨液消耗量大，NO X的脱除率也不高。
日本的松岛火电厂的1~4号燃油锅炉、四日市火电厂的两台锅炉、知多火电厂350MW的2号机组和横须火电厂350MW 的2号机组都采用了SNCR法。
但目前大部分锅炉都不采用此法，主要原因是：（1）效率不高；（2）反应剂和运载介质（空气）的消耗量大；（3）氨的泄漏量大；（4）生成的（NH4）2SO4和NH4HSO4会腐蚀和堵塞设备[8,10,11]。
2.2.3 吸附法吸附法是利用多孔性固体吸附剂净化含氮氧化物废气。
常用的吸附剂有杂多酸、分子筛、活性炭、硅胶及含NH3的泥煤等。
其中利用分子筛作吸附剂来净化含氮氧化物废气是吸附法中最有前途的一种方法，国外已有工业装置用于处理硝酸尾气，可将氮氧化物浓度由（1500~3000）×10-6降低到50×10-6，回收的硝酸量可达到工厂生产量的2.5%。
此外，Dennis Helfritch 等人还研究了采用注入干吸附剂的方法达到同时脱除燃煤锅炉废气中的SO2和NO X [12]。
近年来法国氮素公司发明了COFA法，其原理是将含NO X的尾气与经过水或稀硝酸喷淋的活性炭相接触，NO氧化成NO2，再与水反应。
吸附法的优点是：去除率高，无需消耗化学物质，设备简单，操作方便。
缺点是：吸附剂吸附容量小，且需再生处理；设备费用较高，能耗较大。
它仅适用于处理含NO X浓度较低的废气。
2.2.4 等离子体活化法等离子体活化法是80年代发展起来的一种新型烟气脱硝技术，其原理主要是利用高能辐射激发烟气的各种气体分子，使之产生自由电子和活性基团，从而与SO2及NO反应达到脱硫脱硝目的。
根据高能电子的来源可分为电子束法（EBDC）[13]和脉冲电晕等离子法（PPCP）[14]。
（1）电子束法（EBDC）该法是20世纪70年代初由日本提出的，原理是利用阴极并经电场加速形成高能电子束（500~800KeV）, 这些电子束辐照烟道气时产生辐射化学反应，生成OH、O和HO2等自由基，这些自由基可以和SO2、NO X生成硫酸和硝酸，经分离达到净化目的。
电子束法已达中试阶段，脱销率达75%左右，脱硫率达90%以上[15]。
我国于1998年在成都电厂建成了电子束烟气脱硫示范工程。
该法优点是工艺简单，投资低，占地小，并且可实现同时脱硫脱硝，无废水和二次污染物排放，处理后烟气无需加热可直接排放，还可副产硫铵和硝铵。
缺点是需昂贵的电子加速器，处理单位体积的烟气能耗也较高，并要求要X射线屏蔽装置，难以大规模推广。
（2）脉冲电晕法（PPCP）脉冲电晕法是20世纪80年代提出的，它是在直流高电压上叠加一脉冲电压，形成超高压脉冲放电，在超高压脉冲放电下，需处理的烟气可在极短时间内（ns），使空间电场强度发生突然的巨大变化，反应器中烟气被瞬间激活，自由能猛增，形成活化分子。
这些活化分子在发生频繁碰撞的瞬间，将动能转化为分子内部的势能，原有的化学键发生断裂，生成新的单一原子气体或单质固体微粒，达到烟气净化目的。
该法具有显著的脱硫、脱氮效果，去除率均可达到80%以上，而且还可同时脱除烟气中的重金属，除尘效果亦优于直流电晕方式的传统静电除尘技术，有望成为一种脱硫、脱氮、除尘一体化的新工艺。
目前已成为研究热点，正处于工业性试验阶段[16]。
2.3 微生物法脱氮采用微生物净化含NO X废气的思路是建立在用微生物净化有机废气以及利用微生物进行废水反硝化脱氮获得成功的基础上，它的净化机理是：适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下，利用NO X作为氮源，将NO X还原为最基本无害的氮气，而脱氮菌本身获得生长繁殖。
其中NO2先溶于水中形成NO3-及NO2-，然后被微生物还原为氮气，烟气中的NO则直接被吸附在微生物表面还原为氮气。
用微生物进行废气脱硝是近年来国际上开始的基础性研究工作，该法能有效地脱除废气中的NO X，具有工艺简单、能耗和处理费用低、效率高、无二次污染等优点。