论文部分内容阅读
摘 要：近年来，随着我国NOx排放標准的提高，烟气脱硝技术已在国内燃煤电厂强制实施，今后的一段时间内，将有大量的烟气脱硝设备投入使用或进行技术改造。
针对当前所采用的烟气脱硝技术方法和相关问题，重点介绍了烟气脱硝技术中的选择性催化还原法和非选择性催化还原法，对烟气脱硝装置的合理选择具有一定的参考意义。
关键词： 烟气脱硝；脱硝装置；技术；氮氧化物（NOx）
中图分类号：TU834.6+34 文献标识码：A 文章编号：
1 引言
根据火电增容的预测和燃煤增量的预计，“十二五” 期间我国火电NOx的排放总量将由2010年的1050万吨增至1200万吨左右。这将极大地危害人身健康、生态环境以及国民经济的可持续发展。鉴于NOx对大气环境的不利影响以及目前火电厂NOx排放控制的严峻形势，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局于2011-07-29发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011），从2014-07-01起，已有的及新建的主要火力发电锅炉及燃气轮机组 NOx排放限值为100mg／m3。可见，燃煤电厂NOx的减排和控制是电力企业环保重点治理工作之一。
2 燃烧前脱氮技术
选用含氮量低的燃料，如用液态燃料或者煤气替代煤，或者用加氢脱硝、洗选等技术降低煤中氮的含量，从源头上控制NOX化物的发生量，为后续排放减轻压力。
3 燃烧中氮氧化物控制技术
通常把通过改变燃烧条件来降低燃料燃烧过程产生的NOX的各种技术措施，统称为低氮氧化物燃烧技术，现阶段主要包括降低燃烧温度和降低着火区域浓度两种技术。在当前的技术水平下，采用低NOX燃烧技术最多可使NOX的生成量降低60％左右，但若要使烟气中NOX有更大程度的降低，需要采用烟气脱硝技术对 NOX排放量进行控制。
4 燃烧后烟气脱硝技术
烟气脱硝技术是指通过各种物理、化学过程使烟气中的NOX还原为氮气和其他物质，或者将NOX中不溶于水的 NO氧化为易溶于水的NO2，然后通过碱吸收剂吸收，还有一种是直接通过溶液吸收。烟气脱硝技术包括选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技术、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术、液体吸收法、微生物吸收法、活性炭吸附法、电子束法等。
现阶段，燃煤电厂主要采用选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技等较为成熟的技术来减排和控制NOX。
4.1 选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）
SCR脱硝技术是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家和地区应用广泛，具有脱除效率高（可达90%以上），无副产物、不形成二次污染，装置结构简单，运行可靠，便于维护等优点。
4.1.1 SCR 技术的原理
典型的燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统采用氨(NH3)作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化反应器、烟气管道与控制系统等组成。SCR反应器通常布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间。离开省煤器的热烟气在进入SCR反应器前，在远离SCR反应器的上游烟道中喷入气态氨 (NH3)，与烟气充分均匀混合后进入反应器。氨(NH3)在反应器中催化剂作用下，选择性的将NOx还原成N2和H2O，而不是被 O2氧化，提高了反映效率，降低了控制难度。主要反应式如下：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
2NH3+NO+NO2→2N2+3H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
4.1.2 SCR反应器的布置方式
SCR脱硝技术按反应器布置方式的不同，分为高含尘和低含尘工艺。高含尘SCR工艺中脱硝反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器前。此工艺投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制不能使用。其不足是催化剂容易堵塞，同时由于副反应的发生会加剧空气预热器的堵塞和腐蚀。
低含尘SCR工艺的布置方式也称为尾部布置，脱硝反应塔布置在静电除尘器和脱硫装置后。由于催化剂在低粉尘及低含酸的环境中运行，所以催化剂使用寿命较长，但为满足催化剂运行温度，需要加装燃烧器或蒸汽加热器。此工艺投资和运行费用较高，适合旧厂改造和燃煤中含有可使催化剂中毒的有害物质时使用。
4.1.3 还原剂的选择
SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质，氨的提供有3种方式：液氨，氨水与尿素。从建设成本和运行费用等方面来看，液氨相对来说具有优越性，目前燃煤电厂锅炉SCR装置普遍使用的还原剂也是液氨。
4.1.4 SCR 反应主要影响因素
(1)烟气温度：根据前人的运行管理经验，催化还原脱硝的反应温度应控制在 320~400℃。当温度低于 320℃时，在催化剂上会发生副反应，烟气中的 SO3会与氨和水发生反应生成(NH4)2SO4或 NH4HSO4，一方面阻碍了氨与 NOX的反应，另一方面(NH4)2SO4或NH4HSO4附着在催化剂表面，造成催化剂活性降低，堵塞反应器的通道。当温度高于 400℃时，氨会与氧气发生副反应生成NOX，增加了氨的消耗，且影响脱硝效果，如果工作温度过高，催化剂通道与微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而催化剂失活，温度越高催化剂失活速度越快。
(2)SCR 入口烟气特性：SCR 反应器的入口处流动状况和反应物浓度的分布均匀情况将影响SCR的整体性能以及出口处氨和NOX的分布；合理的烟气流速能保证氨与NOX的充分混合，从而使反应能够充分高效地进行；反应需要有一定量的氧气参与进行，但是氧气的浓度需要控制在合理范围之内，一般控制在 2%-3%；氨逃逸是影响系统正常运行的重要因素之一,在生产中被喷射进系统的氨多于理论量以保证反应充分进行,反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，下游烟气 NOX含量随着氨逃逸量的增加而降低，但是为了避免由于氨气逃逸所造成的二次污染，控制氨的逃逸量小于3 ppm。
(3)催化剂：催化剂是SCR脱硝装置的核心部分，现阶段使用的催化剂主要是平行流催化剂，采用以TiO2为基体，并负载V2O5和 WO3等活性成分。该催化剂形状一般为板式、波纹板式或蜂窝式，蜂窝式催化剂具有较大的比表面积，耐腐性和可靠性也比较高，反复利用率高、使用寿命较长，故使用更加广泛。在实际运行中，应当对烟气进行实时监控，并定期进行清洗，防止催化剂中毒或污染，提高催化剂使用寿命。
4.2 非选择性催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）
SNCR即为选择性非催化还原法，是一种经济实用的NOX脱除技术，20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，目前为止世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量大约在2GW以上。SNCR 技术工程造价较低，建设周期短，运行费用比 SCR 节省，脱硝效率约在 25%～40%，而氨的逃逸却较高（5～10ppm），所以目前世界上大型电站锅炉单独使用SNCR技术的较少，比较适合于中小型电厂锅炉改造项目。
4.2.1 SNCR 技术的原理
SNCR技术是把含有氨基的还原剂喷入到锅炉炉膛中900℃～1100℃的区域内，还原剂快速热解成NH3，将烟气中的NOx还原成N2和H2O。主要反应原理的化学方程式如下：
用氨（NH3）作还原剂：4NH3+6NO→5N2+6H2O；
用尿素（( N H 4 ) 2 C O）作还原剂:
( N H 4 ) 2 C O→2NH2+CO，NH2+NO→N2+H2O，CO+2NO→N2+CO2
4.2.2 SNCR 工艺流程
SNCR 烟气脱硝工艺主要包括四个流程：(1) 还原剂的接收和储存；(2)还原剂的计量输出、与水混合稀释；(3)在锅炉合适位置注入混合后的还原剂；(4)还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
在反应过程中，当锅炉负荷变化或炉膛出口NOx浓度变化时，调节还原剂的用量，避免氨逃逸或影响脱硝率。为了满足不同温度区域的要求，同时使得反应接触面积更大，喷嘴一般采用多层布置的方式。
4.2.3 SNCR反应主要影响因素
(1)烟气温度：烟气温度是影响SNCR反应的重要因素，依据还原剂类型和SNCR 工艺运行的条件，最高效的反应的温度区间是900℃～1100℃，还原剂喷入炉膛后，若温度过低则反应速率过慢，反应不完全，几乎没有脱硝效果，容易造成NH3 逃逸；反之，若温度过高，还原剂被氧化成NOX，反而增加NOX 的排放量。
(2)停留时间：在合适的反应温度下，足够的反应时间是良好脱硝效果的重要保证。在工程设计过程中通常应用计算流体力学(CFD)和化学动力学模型(CKM)相结合进行工程设计，这两个模型结合在一起确定最优温度区域和最佳反应剂喷射模式，从而得到最佳反应时间。
(3)氨氮比根据反应方程式可以看出，理论上 1 摩尔 NOX进行化学反应需要 1 摩尔的氨，但实际上所需要的氨往往大于理论值，增加氨的使用量能够增加还原剂与烟气的接触面积，提高反应效率；但是如果氨的量增加同时也会导则氨逃逸量的增加，同时导致运行费用的增加。已有的运行经验显示,NH3/NOX摩尔比一般控制在 1.0~2.0 之间，最大不要超过 2.5。
4.3 SNCR/SCR 脱硝技术
SNCR/SCR 脱硝技术是把 SNCR 技术和 SCR 技术进行有效的组合，提高脱除NOx脱除效率的一种技术，它是结合了SCR 技术脱硝效率高、SNCR 技术投资省的特点而发展起来的一种工艺。SNCR 技术投资较少，且运行成本较低和占地面积小，但受温度停留时间和还原剂喷入方式条件限制较多，对氨的逃逸也需要严格控制，而且脱硝效率较低。SCR 技术氨的逃逸量小，脱硝效率高，但是一次投资比较大，且运行成本高，占地面积也大。在SNCR/SCR混合技术中，SNCR所产生的氨可作为下游SCR的还原剂，由SCR进一步脱除NOx，同时减少了SCR的催化剂使用量，降低了成本。但是该技术系统比较复杂，运营管理比较繁琐，对技术要求也较高。
5 结语
从国内已投运和在建的脱硝工程看，目前技术最成熟稳定、脱硝效率高的脱硝技术是 SCR 技术，且能适应日益严格的氮氧化物排放要求，在我国的脱硝技术中占主导地位，但是该技术投资和运行成本较高，主要原因在于核心部分催化剂的活性和寿命比较短，且价格昂贵，主要以进口为主，目前国内只有少数厂家能进行催化剂的生产和销售，今后应该加大SCR 催化剂的研发力度，加快其国产化进程，以降低烟气 SCR脱硝技术的成本，减轻电力企业的压力。SNCR技术具有投资成本低、建设周期短、占用空间小等优点，适于对现有中小型锅炉的改造；但是SNCR技术NOx脱除率不高，氨逃逸较高，已经慢慢难以适应不断提高的氮氧化物排放要求，已经逐渐退出市场，或者与低氮燃烧技术和SCR技术联合应用。
参考文献：
[1] 柏源，李忠华，薛建明，王小明. 尿素为还原剂燃煤烟气脱硝技术的研究与应用[J]. 电力科技与环保, 第2 7卷 第1期。
[2]《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）
[3] 杜雅琴,李新國,吴柯,等.火电厂NOx污染排放控制方法探讨[J].锅炉制造, 2006, (1): 33-35.
[4] 李群. 电厂烟气脱硝技术分析 [J]. 华电技术, 2008,30 (9):74-76.国家电站燃烧工程技术研究中心,2004:12-15.
[5] 陈杭君,赵华,丁经纬.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].热力发电,2005,34(2):15-18.
[6] 张文忠.火电厂烟气脱销技术工程应用研究[D].华北电力大学,2008.
[7] 曹铭.浅析工业锅炉 SCR 烟气脱硝技术[J].内燃机与配件,2010,(11):33-34.
针对当前所采用的烟气脱硝技术方法和相关问题，重点介绍了烟气脱硝技术中的选择性催化还原法和非选择性催化还原法，对烟气脱硝装置的合理选择具有一定的参考意义。
关键词： 烟气脱硝；脱硝装置；技术；氮氧化物（NOx）
中图分类号：TU834.6+34 文献标识码：A 文章编号：
1 引言
根据火电增容的预测和燃煤增量的预计，“十二五” 期间我国火电NOx的排放总量将由2010年的1050万吨增至1200万吨左右。这将极大地危害人身健康、生态环境以及国民经济的可持续发展。鉴于NOx对大气环境的不利影响以及目前火电厂NOx排放控制的严峻形势，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局于2011-07-29发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011），从2014-07-01起，已有的及新建的主要火力发电锅炉及燃气轮机组 NOx排放限值为100mg／m3。可见，燃煤电厂NOx的减排和控制是电力企业环保重点治理工作之一。
2 燃烧前脱氮技术
选用含氮量低的燃料，如用液态燃料或者煤气替代煤，或者用加氢脱硝、洗选等技术降低煤中氮的含量，从源头上控制NOX化物的发生量，为后续排放减轻压力。
3 燃烧中氮氧化物控制技术
通常把通过改变燃烧条件来降低燃料燃烧过程产生的NOX的各种技术措施，统称为低氮氧化物燃烧技术，现阶段主要包括降低燃烧温度和降低着火区域浓度两种技术。在当前的技术水平下，采用低NOX燃烧技术最多可使NOX的生成量降低60％左右，但若要使烟气中NOX有更大程度的降低，需要采用烟气脱硝技术对 NOX排放量进行控制。
4 燃烧后烟气脱硝技术
烟气脱硝技术是指通过各种物理、化学过程使烟气中的NOX还原为氮气和其他物质，或者将NOX中不溶于水的 NO氧化为易溶于水的NO2，然后通过碱吸收剂吸收，还有一种是直接通过溶液吸收。烟气脱硝技术包括选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技术、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术、液体吸收法、微生物吸收法、活性炭吸附法、电子束法等。
现阶段，燃煤电厂主要采用选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技等较为成熟的技术来减排和控制NOX。
4.1 选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）
SCR脱硝技术是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家和地区应用广泛，具有脱除效率高（可达90%以上），无副产物、不形成二次污染，装置结构简单，运行可靠，便于维护等优点。
4.1.1 SCR 技术的原理
典型的燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统采用氨(NH3)作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化反应器、烟气管道与控制系统等组成。SCR反应器通常布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间。离开省煤器的热烟气在进入SCR反应器前，在远离SCR反应器的上游烟道中喷入气态氨 (NH3)，与烟气充分均匀混合后进入反应器。氨(NH3)在反应器中催化剂作用下，选择性的将NOx还原成N2和H2O，而不是被 O2氧化，提高了反映效率，降低了控制难度。主要反应式如下：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
2NH3+NO+NO2→2N2+3H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
4.1.2 SCR反应器的布置方式
SCR脱硝技术按反应器布置方式的不同，分为高含尘和低含尘工艺。高含尘SCR工艺中脱硝反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器前。此工艺投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制不能使用。其不足是催化剂容易堵塞，同时由于副反应的发生会加剧空气预热器的堵塞和腐蚀。
低含尘SCR工艺的布置方式也称为尾部布置，脱硝反应塔布置在静电除尘器和脱硫装置后。由于催化剂在低粉尘及低含酸的环境中运行，所以催化剂使用寿命较长，但为满足催化剂运行温度，需要加装燃烧器或蒸汽加热器。此工艺投资和运行费用较高，适合旧厂改造和燃煤中含有可使催化剂中毒的有害物质时使用。
4.1.3 还原剂的选择
SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质，氨的提供有3种方式：液氨，氨水与尿素。从建设成本和运行费用等方面来看，液氨相对来说具有优越性，目前燃煤电厂锅炉SCR装置普遍使用的还原剂也是液氨。
4.1.4 SCR 反应主要影响因素
(1)烟气温度：根据前人的运行管理经验，催化还原脱硝的反应温度应控制在 320~400℃。当温度低于 320℃时，在催化剂上会发生副反应，烟气中的 SO3会与氨和水发生反应生成(NH4)2SO4或 NH4HSO4，一方面阻碍了氨与 NOX的反应，另一方面(NH4)2SO4或NH4HSO4附着在催化剂表面，造成催化剂活性降低，堵塞反应器的通道。当温度高于 400℃时，氨会与氧气发生副反应生成NOX，增加了氨的消耗，且影响脱硝效果，如果工作温度过高，催化剂通道与微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而催化剂失活，温度越高催化剂失活速度越快。
(2)SCR 入口烟气特性：SCR 反应器的入口处流动状况和反应物浓度的分布均匀情况将影响SCR的整体性能以及出口处氨和NOX的分布；合理的烟气流速能保证氨与NOX的充分混合，从而使反应能够充分高效地进行；反应需要有一定量的氧气参与进行，但是氧气的浓度需要控制在合理范围之内，一般控制在 2%-3%；氨逃逸是影响系统正常运行的重要因素之一,在生产中被喷射进系统的氨多于理论量以保证反应充分进行,反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，下游烟气 NOX含量随着氨逃逸量的增加而降低，但是为了避免由于氨气逃逸所造成的二次污染，控制氨的逃逸量小于3 ppm。
(3)催化剂：催化剂是SCR脱硝装置的核心部分，现阶段使用的催化剂主要是平行流催化剂，采用以TiO2为基体，并负载V2O5和 WO3等活性成分。该催化剂形状一般为板式、波纹板式或蜂窝式，蜂窝式催化剂具有较大的比表面积，耐腐性和可靠性也比较高，反复利用率高、使用寿命较长，故使用更加广泛。在实际运行中，应当对烟气进行实时监控，并定期进行清洗，防止催化剂中毒或污染，提高催化剂使用寿命。
4.2 非选择性催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）
SNCR即为选择性非催化还原法，是一种经济实用的NOX脱除技术，20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，目前为止世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量大约在2GW以上。SNCR 技术工程造价较低，建设周期短，运行费用比 SCR 节省，脱硝效率约在 25%～40%，而氨的逃逸却较高（5～10ppm），所以目前世界上大型电站锅炉单独使用SNCR技术的较少，比较适合于中小型电厂锅炉改造项目。
4.2.1 SNCR 技术的原理
SNCR技术是把含有氨基的还原剂喷入到锅炉炉膛中900℃～1100℃的区域内，还原剂快速热解成NH3，将烟气中的NOx还原成N2和H2O。主要反应原理的化学方程式如下：
用氨（NH3）作还原剂：4NH3+6NO→5N2+6H2O；
用尿素（( N H 4 ) 2 C O）作还原剂:
( N H 4 ) 2 C O→2NH2+CO，NH2+NO→N2+H2O，CO+2NO→N2+CO2
4.2.2 SNCR 工艺流程
SNCR 烟气脱硝工艺主要包括四个流程：(1) 还原剂的接收和储存；(2)还原剂的计量输出、与水混合稀释；(3)在锅炉合适位置注入混合后的还原剂；(4)还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
在反应过程中，当锅炉负荷变化或炉膛出口NOx浓度变化时，调节还原剂的用量，避免氨逃逸或影响脱硝率。为了满足不同温度区域的要求，同时使得反应接触面积更大，喷嘴一般采用多层布置的方式。
4.2.3 SNCR反应主要影响因素
(1)烟气温度：烟气温度是影响SNCR反应的重要因素，依据还原剂类型和SNCR 工艺运行的条件，最高效的反应的温度区间是900℃～1100℃，还原剂喷入炉膛后，若温度过低则反应速率过慢，反应不完全，几乎没有脱硝效果，容易造成NH3 逃逸；反之，若温度过高，还原剂被氧化成NOX，反而增加NOX 的排放量。
(2)停留时间：在合适的反应温度下，足够的反应时间是良好脱硝效果的重要保证。在工程设计过程中通常应用计算流体力学(CFD)和化学动力学模型(CKM)相结合进行工程设计，这两个模型结合在一起确定最优温度区域和最佳反应剂喷射模式，从而得到最佳反应时间。
(3)氨氮比根据反应方程式可以看出，理论上 1 摩尔 NOX进行化学反应需要 1 摩尔的氨，但实际上所需要的氨往往大于理论值，增加氨的使用量能够增加还原剂与烟气的接触面积，提高反应效率；但是如果氨的量增加同时也会导则氨逃逸量的增加，同时导致运行费用的增加。已有的运行经验显示,NH3/NOX摩尔比一般控制在 1.0~2.0 之间，最大不要超过 2.5。
4.3 SNCR/SCR 脱硝技术
SNCR/SCR 脱硝技术是把 SNCR 技术和 SCR 技术进行有效的组合，提高脱除NOx脱除效率的一种技术，它是结合了SCR 技术脱硝效率高、SNCR 技术投资省的特点而发展起来的一种工艺。SNCR 技术投资较少，且运行成本较低和占地面积小，但受温度停留时间和还原剂喷入方式条件限制较多，对氨的逃逸也需要严格控制，而且脱硝效率较低。SCR 技术氨的逃逸量小，脱硝效率高，但是一次投资比较大，且运行成本高，占地面积也大。在SNCR/SCR混合技术中，SNCR所产生的氨可作为下游SCR的还原剂，由SCR进一步脱除NOx，同时减少了SCR的催化剂使用量，降低了成本。但是该技术系统比较复杂，运营管理比较繁琐，对技术要求也较高。
5 结语
从国内已投运和在建的脱硝工程看，目前技术最成熟稳定、脱硝效率高的脱硝技术是 SCR 技术，且能适应日益严格的氮氧化物排放要求，在我国的脱硝技术中占主导地位，但是该技术投资和运行成本较高，主要原因在于核心部分催化剂的活性和寿命比较短，且价格昂贵，主要以进口为主，目前国内只有少数厂家能进行催化剂的生产和销售，今后应该加大SCR 催化剂的研发力度，加快其国产化进程，以降低烟气 SCR脱硝技术的成本，减轻电力企业的压力。SNCR技术具有投资成本低、建设周期短、占用空间小等优点，适于对现有中小型锅炉的改造；但是SNCR技术NOx脱除率不高，氨逃逸较高，已经慢慢难以适应不断提高的氮氧化物排放要求，已经逐渐退出市场，或者与低氮燃烧技术和SCR技术联合应用。
参考文献：
[1] 柏源，李忠华，薛建明，王小明. 尿素为还原剂燃煤烟气脱硝技术的研究与应用[J]. 电力科技与环保, 第2 7卷 第1期。
[2]《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）
[3] 杜雅琴,李新國,吴柯,等.火电厂NOx污染排放控制方法探讨[J].锅炉制造, 2006, (1): 33-35.
[4] 李群. 电厂烟气脱硝技术分析 [J]. 华电技术, 2008,30 (9):74-76.国家电站燃烧工程技术研究中心,2004:12-15.
[5] 陈杭君,赵华,丁经纬.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].热力发电,2005,34(2):15-18.
[6] 张文忠.火电厂烟气脱销技术工程应用研究[D].华北电力大学,2008.
[7] 曹铭.浅析工业锅炉 SCR 烟气脱硝技术[J].内燃机与配件,2010,(11):33-34.