第二篇 火電廠煙氣脫硝技術

第一章 脫硝工藝技術概述

第一節 緒論

我國能源資源以煤炭為主，在電源結構方面，今后相當長的一段時間內將繼續維持燃煤機組為主的基本格局不變。煤、石油、天然氣等化石燃料的燃燒會產生二氧化碳（CO₂）、二氧化硫（SO₂）、氮氧化物（NO_x）和顆粒物等污染物的排放，其中煤燃燒產生的污染物最為嚴重，是我國目前大氣污染物的主要來源。據統計，我國80%的電力能源、70%的化工燃料、60%的化工原料和80%的供熱燃料都來自煤，這種狀況在目前和今后相對長的一段時間內不會有根本改變。

火電廠是煙塵、SO₂和NO_x等大氣污染物排放大戶，GB 13223《火電廠大氣污染物排放標準》的實施，對控制火電廠大氣污染物的排放、保護生態環境和推動電力行業的技術進步發揮了重要作用。近年來，國家制訂出臺了一系列相關的法律法規、規劃、技術政策等，對火電廠大氣污染物的排放控制提出了更高的要求。

我國環境保護雖然取得了積極進展，但環境形勢依然嚴峻，以煤為主的能源結構導致大氣污染物排放總量居高不下，潛在的環境問題不斷顯現，區域性大氣污染問題日趨明顯，長三角、珠三角和京津冀地區等城市群大氣污染呈現明顯的區域性特征，NO_x的污染問題尚未得到有效控制，酸雨的類型已從硫酸型向硫酸和硝酸復合型轉化。

GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》規定，

要控制SO₂、NO_x、煙塵和汞及其化合物四種污染物，其中汞及其化合物為新設置的控制排放物。

國家《節能減排“十二五”規劃》對脫硫脫硝提出了明確的要求：新建燃煤機組全部安裝脫硫脫硝設施，完成5056萬kW現役燃煤機組脫硫設施的配套建設，對4267萬kW不能穩定達標的燃煤機組進行脫硫改造，完成7000萬kW燃煤機組低氮燃燒技術改造和4億kW燃煤機組脫硝改造。

有效控制煤燃燒產生的大氣主要污染物CO₂、SO₂、NO_x及粉塵的排放量是落實十八大有關科學發展精神和完成“十二五”節能減排任務的具體實踐。煙氣脫硝技術即減排NO_x技術在我國已起步，根據國家環境保護部網站公布的信息，自20世紀90年代國內第一臺煙氣脫硝裝置在福建后石電廠600MW機組投運以來，截至2011年3月底，全國共有218臺燃煤火電機組的煙氣脫硝裝置投入運行。在國家“十二五”快速發展過程中，GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》的實施，將大大推進我國煙氣脫硝技術的發展。

本篇主要講述大型鍋爐的選擇性催化還原煙氣脫硝技術，

該工藝簡稱SCR，是英文SelectiveCatalyticReduction的縮寫。

SCR是目前世界上應用最廣、技術成熟的脫硝工藝。

為此，廣泛收集了國內外有關燃煤電站選擇性催化還原法（SCR）煙氣脫硝的最新技術、設備、建設、運行、調試過程的資料，結合作者在燃煤電站煙氣脫硝裝置設計、建造、調試與運行管理上的經驗，較為全面、系統地闡述了SCR煙氣脫硝工程技術知識。

第二節 NO_x的生成機理

目前燃煤電站按常規燃燒方式產生的NO_x主要包括一氧

化氮（NO）、二氧化氮（NO₂ ），以及少量N₂O等，其中NO

占90%，NO₂占5%～10%，N₂O僅占1%左右。因此，燃煤

電站NO_x的生產與排放量主要取決于NO。

根據NO_x生成機理，煤炭燃燒過程中所產生的NO_x量與煤炭燃燒方式、燃燒溫度、過量空氣系數和煙氣在爐內停留時間等因素密切相關，煤炭燃燒產生NO_x的主要機理有下述三個方面。

一、熱力型NO_x

熱力型NO_x是由空氣中氮在高溫條件下氧化而成，生成量的多少主要取決于溫度。如圖2121所示，在相同條件下NO_x生成量隨溫度增高而增大，當溫度低于1350℃時，幾乎不生成熱力NO_x，且與介質在爐膛內停留時間和氧濃度（見圖2 122）的平方根成正比，隨著反應溫度t的升高，其反應速率按指數規律增加，當t＜1500℃時，NO的生成量很少，而當

t＞1500℃時，t每增加100℃，反應速率增大6～7倍。

圖2121 不同類型NO_x生成量與溫度的關系

圖2122 不同過量空氣系數和停留時間與

熱力型NO_x生成量的關系

1—t=0.01s；2—t=0.1s；3—t=1s；4—t=10s；5—t=100s；6—t=∝

熱力型NO_x的生成是一種緩慢的反應過程，溫度是影響NO_x生成最重要和最顯著的因素，其作用超過了O₂濃度和反應時間。隨著溫度的升高，NO_x的生成量達到峰值，然后由于發生高溫分解反應而有所降低，并且隨著O₂濃度和空氣預熱溫度的增高，NO_x生成量存在一個最大值。當O₂濃度過高時，由于存在過量氧對火焰的冷卻作用，NO_x的生成量值有所降低。因此，盡量避免出現氧濃度峰值和溫度峰值是減少熱力型NO_x生成的有效措施之一。

熱力型NO_x生成機理為

O₂+N→2O+N O+N₂→NO+N N+O₂→NO+O

在高溫下總發生的反應為 N₂+O₂→2NO

2NO+O₂→2NO₂

二、燃料型NO_x

燃料型NO_x是燃料中氮化合物在燃燒過程中熱分解且氧化而生成的，燃料型NO_x的形成包括揮發性NO與焦炭性NO

兩種途徑。燃料型NO_x的生成量與火焰附近氧濃度密切相關，通常在過量空氣系數小于1.4的條件下，轉化率r隨著O₂濃度上升而呈二次方曲線增大，這與熱力型NO_x不同，燃料型NO_x生成過程的溫度水平較低，且在初始階段，溫度影響明顯，而在高于1400℃之后，即趨于穩定。

燃燒氮生成NO_x可以用轉化率r表示，其表達式為

r=（NNOar）R≤1

式中：（NO）_R為燃料N轉化為NO的值，%；N_ar為燃料收到基

氮含量，%。

對于燃煤電站而言，燃料氮向NO_x轉化的過程可分為三個階段：首先是有機氮化合物隨揮發分析出一部分；其次是揮發分中氮化物燃燒；最后是焦炭中有機氮燃燒。揮發有機氮生成NO的轉化率隨燃燒溫度上升而增大，當燃燒溫度水平較低時，燃料氮的揮發分份額明顯下降，如圖2123所示。

圖2123 燃料型NO_x的生成隨燃燒溫度變化情況

總之，燃料型NO_x的生成量與不同的燃料和鍋爐運行狀況關系密切，其NO_x的生成量占燃煤鍋爐排放總量的60%～80%。

三、快速型NO_x

快速型NO_x是1971年Fenimore通過實驗發現的，碳氫化

合物燃料在燃料過濃時，反應區附近會快速生成NO_x，其轉化率取決于過程中空氣過剩條件和溫度水平?？焖傩蚇O_x生成強度在通常爐溫水平下是微不足道的，尤其是對于大型鍋爐燃料的燃燒更是如此。所謂快速型NO_x是與燃料型NO_x緩慢反應速度相比較而言的，快速型NO_x生成量受溫度影響不大，而與壓力關系比較顯著，且成0.5次方比例關系。

對于大型燃煤電站鍋爐，在以上三種類型的NO_x中，燃料型NO_x是最主要的，占總生成量的80%以上；熱力型NO_x生成量與燃料溫度的關系很大，在溫度足夠高時，熱力型NO_x生成量可占總量的20%；快速型NO_x在煤燃燒過程中的生成量很少。

為了確定NO_x生成濃度，理論計算通?？捎脻衫嗑S奇公式，表達式為

C_NOx=K（C_N2C_O2）1/2exp（-R21T5T00）

式中：C_NOx、C_N2、C_O2分別為NO_x、N₂、O₂的濃度，g/m³；

R為氣體常數；T_T為溫度，K；K為系數，在0.023～0.069

的范圍內。

根據理論與過濾爐膛的實際狀況分析可得，NO_x濃度隨

著爐膛溫度和氧濃度的增高而增加。影響NO_x生成量的主要因素是溫度，由于NO_x生成的溫度調節較難確定，理論計算也就相對較困難。在實際工程中，有學者提出了在爐膛設備中NO_x濃度的半經驗公式為

C_NOx=0.16D⁰_a^.9Q⁰_u^.5α³_T

式中：Q_u為鍋爐容積熱強度，標態，W/m³；D_a為爐膛當量直徑，m；α_T為過量空氣系數。

四、燃燒過程中NO_x的生成比例

燃煤電站煙氣中生成的NO_x，或多或少地包含了上述三種機理類型的NO_x，如圖2124所示。

圖2124 燃燒過程中三種機理對NO_x生成量的貢獻

由圖2124中可以看出，在燃燒溫度低于1400℃時，煙氣中NO_x絕大多數是屬于燃料型NO_x，熱力型NO_x和快速型NO_x的量相對較少，因此采取相關措施有效控制燃料型NO_x的產生就能控制煙氣中NO_x的含量。

五、燃煤電站NO_x排放量估算

由于爐型的不同，NO_x排放量也有著明顯的差別。煤粉爐的燃燒溫度通常為1300～1500℃，循環流化床鍋爐采用低溫（850～950℃）燃燒及二次分段燃燒，因此煤粉爐相比循環流化床鍋爐更易生成NO_x，特別是熱力型NO_x排放量遠大于循環流化床鍋爐，煙煤煤粉爐實測的NO_x排放濃度為450～

600mg/m³，循環流化床鍋爐的排放濃度一般為150～280mg/

m³。在相同煙氣量情況下，煤粉爐NO_x實際排放量是循環流化床鍋爐的2倍左右?？梢?，循環流化床鍋爐在NO_x控制方面有著明顯的優勢，這也是目前國家力推循環流化床鍋爐的原因之一。

對于煤粉鍋爐，NO_x的排放量可運用物料衡算方法進行估算，其簡化公式與完整公式為：

G=1.63B（βN+0.000938）G=1.63B（βN+10^-6V_gasC）

式中：G為NO_x排放量，kg；B為煤質量，kg；N為燃煤收

到基氮元素質量含量，%；β為煤中N向燃料型NO的轉變率，

通常為22，%；C為熱力型NO質量濃度，可取為93.8，mg/

m³；V_gas為煤燃燒所產生的實際煙氣，通常 8.3～8.8，

m³/kg。

由上式可見，物料衡算方法事實上考慮了實際煙氣量的問題，簡化公式只是把實際煙氣量按照10.0m³/kg取值簡化而已。

對于循環流化床鍋爐，建議采用下式進行估算，即

G=1.63BβN/（1-δ）

式中：δ為熱力型NO_x折算系數，一般取值為5～10，%；β為煤中N向燃料型NO的轉變率，取值為11～12，%。

以上幾式得出的NO_x排放量按下式近似折算NO_x排放濃度，即

c₁=10⁶G/（V_gasB）

式中：c₁為NO_x排放質量濃度，mg/m³；

不過，氮氧化物的形成途徑比較復雜，物料衡算法僅考慮了煤質因素與熱力型NO_x的比例，往往過高地估算了排放量，實際工程中一般不推薦使用。

六、影響燃煤電站NO_x生成的主要因素

燃煤電站鍋爐煙氣中的NO_x主要來自燃料中的氮，從總體上看燃料氮含量越高，則NO_x的排放量也就越大。實踐證明，燃料中氮的存在形式不同，NO_x生成量也就隨之改變。實際工程中有很多因素都會影響燃煤電站煙氣中NO_x含量的多少，有燃料種類的影響，有運行條件的影響，也有鍋爐負荷的影響。

1.鍋爐燃料特性影響

煤揮發成分中的各種元素比會影響燃燒過程中NO_x生成量，煤中氧/氮（O/N）比值越大，NO_x排放量越高；即使在相同O/N比值條件下，轉化率還與過量空氣系數有關，過量空氣系數大，轉化率高，使NO_x排放量增加。此外，煤中硫/氮（S/N）比值也會影響到SO₂和NO_x的排放水平，S和N氧化時會相互競爭，因此，在鍋爐煙氣中隨SO₂排放量的升高，NO_x排放量會相應降低。

2.鍋爐過量空氣系數影響

當空氣不分級時，降低過量空氣系數，在一定程度上會起

到限制反應區內氧濃度的目的，因而對熱力型NO_x和燃料型NO_x的生成都有明顯的控制作用，采用這種方法可使NO_x生成量降低15%～20%。但是CO濃度隨之增加，燃燒效率下降。當空氣分級時，可有效降低NO_x排放量，隨著一次風量減少，二次風量增加，N被氧化的速度降低。

另外，過量空氣系數的降低有利于還原氣氮的形成。由于在缺氧狀態下焦炭和CO對 NO的還原，能非常有效地降低NO_x的排放濃度。因此，過量空氣系數的降低對NO_x排放濃度的降低有著明顯的作用。當過量空氣系數低于1.25時，

NO_x排放質量濃度為100～200mg/m³。

3.鍋爐燃燒溫度影響

較低的燃燒溫度能有效抑制熱力型NO_x的生成。在850～950℃內，熱力型 NO_x生成量可以忽略不計，同時燃料型NO_x生成量也隨溫度的降低而減小。隨著爐內燃燒溫度的提高，NO_x排放量上升。

4.鍋爐負荷率影響

通常，增大負荷率，增加給煤量，燃燒室及尾部受熱面處的煙溫隨之增高，揮發分N生成的NO_x隨之增加。

5.爐型影響

燃煤電廠鍋爐一般采用煤粉鍋爐及循環流化床鍋爐。采用的燃燒器類型一般包括直流燃燒器和旋流燃燒器。爐型的影響實質上是爐膛溫度和溫度分布方式的影響。所有試驗和測量數據表明，NO_x排放濃度隨鍋爐爐膛平均溫度的升高而升高，尤其是燃燒器區域附近的溫度對NO_x排放濃度的影響最大。一般情況下，對于NO_x的排放量，固態排渣燃燒方式比液態排渣方式低，直流燃燒器比旋流燃燒器低，采用低氮燃燒技術比不采用低氮燃燒技術的煤粉鍋爐低20%～40%。作為具有低負荷運行能力、采取低溫分段燃燒方式、爐膛溫度一般為

800～900℃的 CFB鍋爐 NO_x排放濃度一般在 150～280mg/m³。

6.停留時間影響

燃燒區中，若氧氣充足，釋放出的N停留時間越長，則生成的NO_x越多；反之，若氧氣缺乏，延長燃燒區中的停留時間，使NO_x與中間產物反應充分，因而使NO_x量減少。

第三節 脫硝工藝比較

煙氣脫硝是把已生成的NO_x還原為N₂從而脫除煙氣中的NO_x，按治理工藝可分為濕法脫硝和干法脫硝。有工業業績的脫硝技術主要包括酸吸收法、堿吸收法、選擇性催化還原法、非選擇性催化還原法、吸附法、等離子體活化法等。此外，近十幾年來國內外一些科研人員還開發了用微生物來處理含NO_x廢氣的方法，成為研究的熱點。

一、濕法煙氣脫硝技術

濕法煙氣脫硝是利用液體吸收劑將NO_x溶解的原理來凈化燃煤煙氣。其最大的障礙是NO很難溶于水，往往要求將NO首先氧化為 NO₂，為此一般先將 NO通過與氧化劑 O₃、

ClO₂或KMnO₄反應，氧化生成NO₂，然后NO₂被水或堿性

溶液吸收，實現煙氣脫硝。

1.稀硝酸吸收法

由于NO和 NO₂在硝酸中的溶解度比在水中的大得多（例如NO在濃度為12%的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NO_x去除率的技術得到廣泛應用。隨著硝酸濃度的增加，其吸收效率顯著提高，但考慮工業實際應用及成本等因素，實際操作中所用的硝酸濃度

一般控制在15%～20%的范圍內。稀硝酸吸收NO_x的效率，除了與本身的濃度有關外，還與吸收溫度和壓力有關，低溫高壓有利于NO_x的吸收。

2.堿性溶液吸收法

該法是采用NaOH、KOH、Na₂CO₃、NH₃ · H₂O等堿性

溶液作為吸收劑對NO_x進行化學吸收，其中氨（NH₃ · H₂O）的吸收率最高。為進一步提高對NO_x的吸收效率，又開發了氨—堿溶液兩級吸收：首先氨與NO_x和水蒸氣進行完全氣相反應，生成硝酸銨白煙霧；然后用堿性溶液進一步吸收未反應

的NO_x，生成硝酸鹽和亞硝酸鹽，NH₄NO₃、NH₄NO₂也將

溶解于堿性溶液中。吸收液經過多次循環，堿液耗盡之后，將含有硝酸鹽和亞硝酸鹽的溶液濃縮結晶，可作肥料使用。

該法廣泛用于我國常壓法、全低壓法硝酸尾氣處理和其他場合的含NO_x的廢氣治理。采用該法的優點是能將NO_x回收為有銷路的亞硝酸鹽或硝酸鹽產品，有一定經濟效益，工藝流程和設備也較簡單；缺點是吸收效率不高，對煙氣中的NO_x/NO的比例有一定限制。

濕法煙氣脫硝具有吸收劑種類較多、來源廣泛、適應性強的優點，能以硝酸鹽等形式回收NO_x，達到綜合利用的目的。但其實際應用系統較復雜、能耗高；并且需要大量的液體吸收劑來洗滌鍋爐煙氣，將對下游的空氣預熱器、除塵器等設備帶來許多不利的影響；同時吸收廢氣后的溶液難以處理，還容易造成溶液的二次污染等。因此，該技術對于含NO_x濃度較高的、大煙氣量的燃煤電站來說基本不宜采用。

二、干法脫硝技術

與濕法煙氣脫硝技術相比，干法煙氣脫硝技術的主要優點是：基本投資低，設備及工藝過程簡單，脫除NO_x的效率也較高，無廢水和廢棄物處理，不易造成二次污染。主要的技術有下述幾個方面。

1.選擇性催化還原法（SCR）脫硝

SCR（SelectiveCatalytic Reduction）由美國Eegelhard公

司發明并于1959年申請了專利，而日本率先在20世紀70年代對該方法實現了工業化。SCR脫硝原理是利用NH₃和催化劑（鐵、釩、鉻、鈷或鉬等堿金屬）在溫度為200～450℃時將NO_x還原為N₂。由于NH₃具有選擇性，只與NO_x發生反應，基本不與O₂反應，所以稱為選擇性催化還原法脫硝。

SCR法中催化劑的選取是關鍵。對催化劑的要求是活性高、壽命長、經濟性好和不產生二次污染。在以氨為還原劑來還原NO_x時，雖然過程容易進行，銅、鐵、鉻、錳等非貴金屬都可起到有效的催化作用，但因煙氣中含有SO₂、塵粒和水霧，對催化反應和催化劑均不利，故采用銅、鐵等金屬作為催化劑的SCR法必須首先進行煙氣除塵和脫硫；或者是選用不易受煙氣污染和腐蝕等影響的，同時要具有一定的活性和耐一定溫度的催化劑，如二氧化鈦為基體的堿金屬催化劑，其最佳

反應溫度為300～400℃。

SCR法是國際上應用最多、技術最成熟的一種煙氣脫硝技術之一。該法的優點是：由于使用了催化劑，故反應溫度較低；凈化率高，可達80%以上；工藝設備緊湊，運行可靠；還原后的氮氣放空，無二次污染。但也存在一些明顯的缺點：煙氣成分復雜，某些污染物可使催化劑中毒；高分散度的粉塵微?？筛采w催化劑的表面，使其活性下降；系統中存在一些未反應的NH₃和煙氣中的SO₂作用，生成易腐蝕和堵塞設備的

（NH₄）₂SO₄和NH₄HSO₄，同時還會降低氨的利用率；投資

與運行費用較高。

2.選擇性非催化氧化還原法（SNCR）脫硝

SCR技術的催化劑費用通常占到SCR系統初始投資的50%～60%，其運行成本在很大程度上受催化劑壽命的影響。

因此，選擇性非催化氧化還原法（SelectiveNon CatalyticRe-

duction，SNCR）應運而生。其基本原理是把含有 NH_x基的

還原劑（如氨、尿素）噴入爐膛溫度為800～1100℃這一狹窄的溫度范圍區域，在沒有催化劑的情況下，該還原劑迅速熱分解成NH₃并與煙氣中的 NO_x進行反應，使得還原成 N₂和H₂O，而且基本上不與O₂發生作用。

SNCR法的還原劑可以是 NH₃、尿素或其他氨基，其反應機理相當復雜。當用尿素作還原劑時其反應方程式可簡單表述為

H₂NCONH₂+2NO+1/2O₂→2N₂+CO₂+2H₂O

SNCR工藝的 NO_x的脫除效率主要取決于反應溫度、NH₃與NO_x的化學計量比、混合程度和反應時間等。研究表明，SNCR工藝的溫度控制至關重要。若溫度過低，NH₃的反應不完全，容易造成NH₃泄漏；而溫度過高，NH₃則容易被氧化為NO，抵消了NH₃的脫除效果。溫度過高或過低都會導致還原劑損失和 NO_x脫除率下降。通常，設計合理的

SNCR工藝能達到高達30%～50%的脫除效率。

選擇性非催化氧化還原法工藝，最初由美國的Exxon公司發明，并于1974年在日本成功投入工業應用；20世紀80年代末歐盟國家一些燃煤電站也開始SNCR技術的工業應用；美國的SNCR技術在燃煤電站的工業應用是從20世紀90年代初開始的；目前國內一些采用該技術的機組也已建成投運。

該法的優點是不需要催化劑，投資較SCR法小，比較適合于環保要求不高的改造機組。因此，目前大部分鍋爐都不采用此法，主要原因是：①效率不高；②反應劑和運載介質（空氣）的消耗量大；③氨的泄漏量大；④生成的（NH₄）₂SO₄和NH₄HSO₄會腐蝕和堵塞下游的空氣預熱器等設備。

三、電子束照射同時脫硫脫硝技術

除塵后的煙氣主要含SO₂、NO_x、N₂、H₂O。它們在電子

束加速器產生的電子束流輻照下，經電離、激發、分解等作用，可生成活性很強的離子、激發態分子。再經化學反應，可生成一系列新物質。

H₂O→H+OH O₂→2O

OH+NO→HNO₂ O+NO→NO₂

OH+NO₂→HNO₃ SO₂+O→SO₃

為提高脫除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加劑，生成固體化學肥料硫酸氨和硝酸氨。

電子束輻照處理煙氣技術的優點有：能同時脫硫脫氮，處理過程中不用觸媒，不受塵埃影響，沒有老化、結集、阻塞、清洗等問題。由于是干式處理法，不影響原系統的熱效率，煙氣可不必在加熱即從煙囪排放。添加氨時，生成物可作肥料使用。脫除率高達80%以上，設備占地面積小，系統簡單，維修保養容易。

由于相關技術不夠成熟，目前在大型鍋爐的應用上有一定困難，但該技術具有相當理想的應用前景。

四、電暈放電等離子體同時脫硫脫硝技術

電暈放電過程中產生的活化電子（5～20eV）在與氣體分子碰撞的過程中會產生OH、O₂H、N、O等自由基和O₃。這些活性物種引發的化學反應首先把氣態的SO₂和NO_x轉變為

高價氧化物，然后形成HNO₃和H₂SO₄。在氨注入的情況下，進一步生成硫酸氨和硝酸氨等細顆粒氣溶膠。產物用常規方法（ESP或布袋）收集，完成從氣相中的分離。

鍋爐排放的煙氣首先經過一級除塵，去掉80%左右的粉塵之后將煙氣降溫到70～80℃，目前降溫的方法有兩種：①熱交換器，②噴霧增濕降溫。一般增濕后的煙氣含 H₂O約10%左右。降溫后的煙氣與氨混合進入等離子體反應器，反應產物由二次除塵設備收集。采用ESP或布袋均可，但選擇布袋更優。最后潔凈的煙氣從煙囪排出。

電暈放電法與電子束輻照法是類似的方法，只是獲得高能電子的渠道不同，電子束法的高能電子束（500～800keV）是由加速器加速得到。后者的活化電子（5～20eV）則由脈沖流柱電暈的局部強電場加速得到。該方法的NO_x脫除率相當可觀，其投資和運行費用也相對較低，但目前由于脈沖電源等技術尚不成熟，因此，距離大面積工業應用還有一段距離。

五、生物法處理技術

生物法處理的實質是利用微生物的生命活動將NO_x轉化為無害的無機物及微生物的細胞質。由于該過程難以在氣相中進行，所以氣態的污染物先經過從氣相轉移到液相或固相表面，可生物降解的可/微溶性污染物從氣相進入濾塔填料表面的生物膜中，并經擴散進入其中的微生物組織，污染物作為微生物代謝所需的營養物，在液相或固相被微生物吸附凈化。

雖然微生物法處理煙氣中NO_x的成本低，設備投入少，但要實現工業應用還有許多的問題需要克服：①微生物的生長速度相對較慢，要處理大量煙氣，還需要對菌種作進一步的篩選；②微生物的生長需要適宜的環境，如何在工業應用中營造合適的培養條件是必須克服的一個難題；③微生物的生長，會造成塔內填料的堵塞。

用生物法處理電站煙氣中的NO_x目前還處于實驗階段，存在著明顯的缺點，例如吸收塔的空塔氣速、煙氣穩定、反硝化菌的培養、細菌的生長速度和吸收塔的堵塞等問題都有待于解決。此技術要運用到實際工程中，還需要進一步的研究和發展。

六、催化分解法

理論上，NO分解成 N₂和 O₂是熱力學上有利的反應，

NO→1/2N₂+1/2O₂，但該反應的活化能高達364kJ/mol，需

要合適的催化劑來降低活化能，才能實現分解反應。由于該方法簡單，費用低，被認為是最有前景的脫硝方法，故多年來人們為尋找合適的催化劑進行了大量的工作。催化劑主要有貴金屬、金屬氧化物、鈣鈦礦型復合氧化物及金屬離子交換的分子篩等。

對催化分解法反應的催化劑的研究雖然很多，但是用于燃煤電站的煙氣脫硝所需要的催化劑，仍與實際要求有很大的距離，需要進一步尋找新型催化材料，探索新的催化劑制備技術以及設計新的催化工藝流程以求得突破，才能更好地應用到工程中來。

根據上述脫硝工藝因素分析，采用選擇性非催化煙氣噴氨脫硝法（SNCR）投資少，運行費用也低，但此方法反應溫度范圍狹窄，對爐膛溫度要求比較高，對于煤種和負荷變化的適應性很差，運行困難，在全世界范圍內采用此方法的也很少。電暈放電等離子體和濕法煙氣同時脫硫脫硝技術都還在進一步研究中，離大規模的工業應用還有些距離。

一般采用選擇性催化還原法（SCR），布置方式為前置式。該方法脫硝效率可以達到80%以上，工藝成熟，在全世界脫硝方法中占主導地位。