托普索SCR DENOX介绍资料.doc

SCR DeNOx

选择催化还原脱氮

Haldor Topsoe A/S
丹麦托普索公司

Per Morsing和Torben Slabiak

2003年11月

介绍
托普索公司自1940年成立以来，一直潜心于催化剂的研究、发展及工业生产，催化工艺的发展并提供使用催化剂和工艺的工厂。

自80年代初，托普索公司就一直积极致力于SCR DeNOx研究，最初的两座燃煤锅炉基于滑流的演示装置是在1987年开车的。这两个装置的设计与经验为大规模装置的设计奠定了基础。第一批应用的大规模装置分别是开车于1991年的丹麦Nordjylland电站中300MW锅炉和1993年Avedre电站的250MW锅炉上安装的装置。自那时起至今，托普索公司已经为脱除燃气、燃油、燃煤锅炉，汽油、柴油发动机，燃气轮机、焚化炉以及化工装置的氮氧化物向250多家工厂提供了工艺技术、设备及催化剂。最大的SCR装置是安装在一台700MW的锅炉上，进行流量超过2,500,000 Nm3/h的气体处理。

SCR DeNOx工艺是除去烟气中氮氧化物的最有效工艺。70年代末，日本首次推出此工艺，约十年后，德国也有了该工艺。大多数的SCR DeNOx装置是安装在电厂的锅炉上，而现在该工艺正越来越多地应用到垃圾焚烧装置以及其它来自化工厂的废气处理上。在过去的4年里，美国东北部的一些州，已有大量的燃煤锅炉采用了SCR DeNOx工艺，并且还有大量的燃气轮机也安装了SCR装置。在欧盟内，现有的立法将导致所有的新建燃煤电厂锅炉要强制性地安装SCR DeNOx装置。

SCR DeNOx工艺

在SCR DeNOx 工艺中，氮氧化物在催化剂作用下被氨还原为无害的氮气和水，不产生任何二次污染，其化学反应如下：

4 NH3 + 4 NO + O2 → 4 N2 + 6 H2O
6 NO2 + 8 NH3 → 7 N2 + 12 H2O

上述化学反应在不使用催化剂时也许可在温度900-1100°C的均匀气相下进行，而在SCR DeNOx工艺中，因使用了催化剂，反应通常可在温度250-450°C下进行。由于使用了特殊的催化剂，该工艺可在低温（低至约200°C），也可在高温（高达约550°C）状态下操作。
图1 SCR DeNOx工艺示意图

SCR DeNOx装置的主要组成部分包括一个装催化剂的反应器、一个储罐及一个还原剂注入系统。还原剂既可是带压的无水液氨，也可是常压下的氨水溶液（通常重量浓度为25%），此外还可能是尿素水溶液（通常重量浓度为40%）。当采用氨水或尿素溶液时，通常将其通过位于导管或滑流的雾化喷嘴直接注入到烟气通道中。除此外，该工艺将和下面描述的基于无水液氨的工艺相同。

无水液氨的储存压力取决于储罐的温度（例如20°C时压力为10 bar）。液氨通过蒸发器中的蒸汽、热水、或电被减压并蒸发，然后，蒸发的氨气经空气稀释，通过注样系统被注入到烟气中。注入系统由许多注射喷嘴组成，为的是获得氨和烟气的均匀分布。另一方面，在喷嘴数量较少的情况下，可以结合一个静态的混合器一起使用。

氨气在烟气内的均匀分布对于实现氮氧化物的有效还原、较低的氨逸出量以及由此而达到催化剂的有效利用都十分重要。在氮氧化物还原程度很高时，均匀分布相当重要。

在反应器入口的气体分散系统能使得通过反应器的气体形成较好的分布，以有效地利用催化剂。通常，借助位于反应器顶部的导流叶片可达到良好的气体分布。对于高粉尘SCR反应器，导流叶片一般还配一个使粉尘粒子向同一方向流动的整流器以减少灰尘的腐蚀和在催化剂上的沉积而导致催化剂孔堵塞。
SCR DeNOx反应器（图2）一般是一个矩形的容器（筒状反应器适用于加压烟气，压力在2-3bar），通常包括放置在合适的支撑架上的两个或更多个独立的催化剂模块。反应器通常还为备用催化剂层的留有空间以减少催化剂消耗。根据烟气中的含尘量，为防止粉尘沉积，在每层催化剂上安装气动吹灰器。对于燃煤锅炉有高粉尘的装置，吹灰器是标准配置设备。根据托普索公司的经验，即使粉尘浓度达到20克/标立方米，每天用过热蒸汽进行一次吹扫就能足以保持催化剂干净。

图2： 安装有催化剂模块的SCR DeNOx反应器

一台工艺计算机(见图1)根据设定值、负荷信号以及进入催化剂前的NOx浓度可计算出需注入的液氨量。根据反应器出口NOx浓度的反馈信号可以调节氨补充。

对柴油机装置，通常用描述NOx浓度与负荷关系曲线的发动机图表来代替NOx的入口测量。这个曲线图表已储存在工艺计算机中。由于反应器存在一定的响应时间，出口处NOx浓度的反馈调节不能提供足够的稳定调节，因此不能单纯地只采用基于出口处NOx浓度的反馈调节。

SCR工艺布置

在燃煤电厂，SCR DeNOx反应器通常位于锅炉和空气预热器（高粉尘布置），之间，但是，在某些情况下，需要安装在灰尘过滤器和脱硫装置的后面（见图3）。这种布置被称为尾端/低尘，由于其再加热的成本高，这种布局仅仅适用于烟气中含有大量催化剂杂质的装置（例如，湿底锅炉、垃圾焚烧装置及玻璃加工厂等），或者锅炉周围缺少可用空间且不允许安装高尘反应器的工厂。

图3： 高尘和尾端/低尘锅炉的选择催化还原布局

短语解释： APH: 空气预热器
ESP: 颗粒过滤器 （电或布袋除尘器）
FGD: 脱硫装置
GGH: 气/气换热器
H: 锅炉或蒸汽加热器

在高尘模式的装置安装反应器，由于硫酸氢铵(ABS)会暂时降低催化剂的活性，因此在较低的操作温度下（例如，锅炉低负荷运行时）确保催化剂中不生成和沉积ABS是非常重要的。ABS的产生是，当烟气温度在催化剂中降低到ABS的露点温度以下时（由于催化剂孔的毛细影响，ABS在催化剂的露点温度比在烟气中的高）注入的氨液和烟气中的SO3发生反应生成了ABS。当温度升高超过露点温度后，ABS就会蒸发，因此这个反应过程是可逆的。但是，反复的沉积、蒸发可能会永久性地降低催化剂的活性。烟气的温度一般要保持在露点温度以上，这可通过在锅炉省煤器周围的气侧或水侧设置一旁通，也可将省煤器的一部分移到反应器下游来达到。如果只需要锅炉在短时间内处于ABS露点温度下运行，有时也可以只是简单地停止液氨的补充，从而避免安装一个成本较高的旁通或拆分省煤器。对于大多数的燃煤锅炉，ABS的露点温度一般在300-330°C范围内。

对于柴油发动机来说，SCR DeNOx反应器通常安装在涡轮增压器 （TC）之间或者在涡轮增压器之后，这取决于烟气的温度（图4）。通常，两冲程柴油发动机的装置将SCR DeNOx安装在涡轮增压器之前，而四冲程柴油发动机则是安装在涡轮增压器之后。

两冲程机 四冲程机 锅炉 烟囱

图4： 两冲程柴油发动机和四冲程柴油发动机的SCR位置图

在气轮机上，SCR DeNOx反应器的安装通常与废热锅炉连成一体，其安装位置处的烟气温度约350°C。但是，有时候在没有锅炉或者现有的锅炉不能进行改造时，SCR DeNOx反应器就直接安装在气轮机之后，通过引入骤冷气使温度达到300-400°C。

SCR DeNOx催化剂–设计及其特点

催化剂是SCR DeNOx装置的核心部分，为确保SCR DeNOx工艺既有效又经济，催化剂的选择以及反应器的正确设计至关重要。

通常，一种较好的催化剂具有以下特点：
l 较高的NOx还原活性
l 较高的耐尘、耐SOx和其它烟气组份
l 较高的热稳定性
l 较高的抗热冲击能力
l 寿命长
l 较低的压降
l 较低的SO2氧化

市场上的绝大多数催化剂都是以单块TiO2为载体，其上有许多呈蜂巢状或平行板排列的平行信道。催化剂或者是喷涂的金属层，或者是涂在波纹状纤维增强体。几乎所有的TiO2催化剂都是采用钒、钼和钨的不同组合作为催化活性成分。

基于沸石或矾土做载体的催化剂的价值是非常有限的。沸石在高温下有某些优势，但是，通常在正常的烟气条件下，由于有蒸汽的存在，沸石一般稳定性不够。基于铝做载体的SCR DeNOx催化剂只在低温下应用在硝酸工业，但是除此外，由于其对SOx的敏感性，商业价值很有限。

图5所示是在TiO2催化剂上的每步反应步骤：

l 反应物NO和 NH3通过一个气膜扩散到多孔的催化剂上。氨被吸附到催化剂的表面上
l 氮氧化物和氨反应生成氮气和水
l 释放出纯净的产品 — 氮气和蒸汽
l 烟气中的氧气重新氧化催化剂

图5 . 脱氮反应机理 (示意图)

反应速度受通过气膜时及在多孔催化剂内壁上的两个扩散，以及其本身固有的反应速度的控制。

托普索公司在催化方面的基础研究已有巨大投入，多年来对催化剂表面上的SCR DeNOx反应机理的深入研究已经找到这个催化循环的原理（图6）。对此的更加详细的介绍见参考文献1和2，在此简要介绍一下循环如下：

反应包括酸碱催化作用和氧化还原作用两个步骤。反应是在布朗斯台德酸基 (V5+-OH) 上有氨吸收开始的，之后在催化剂表面上通过与氧化还原基(V=O)反应有了氨的“活化”。 “活化”氨再与气相或略微被吸附的NO反应产生氮气和水蒸气并且生成V4+-OH。最后，V4+-OH基在氧作用下氧化，重新回到原来的V=O 基，完成整个催化循环。

图6：V2O5/TiO2 SCR DeNOx催化剂的催化循环

结合中试装置的测试结果，应用上述的关于基础反应的知识，已建立了一个动力计算模型，这使得我们能优化SCR DeNOx装置的设计并且预测装置的运行性能。

在催化剂表面上除发生SCR DeNOx 反应外，还能发生其它反应。在这些反应中，非期望的SO2氧化为SO3反应具有特殊的意义。该反应进行比较缓慢并且受动能控制，因此其氧化速度不受扩散的影响，而仅取决于SO2 固有的活性，反过来也就是取决于催化剂中的钒含量。由于DeNOx催化剂的活性随钒含量的增大而提高，钒浓度的选择就要权衡考虑DeNOx 活性和SO2 的氧化。通常，对高粉尘装置，整个SCR DeNOx反应器内的SO2 氧化必须要低于1%。对不含SO2的气体来说，催化剂中活性物质的含量选择要根据期望达到的最佳DeNOx 活性和稳定性来考虑。

托普索公司的SCR DeNOx 催化剂(DNX)是基于波纹状的、多孔的加强纤维的钛结构(图7)用活性物质浸渍后，具有较大的活性面积。经过特殊的生产加工，毛细孔分布得到良好控制，使得催化剂的密度低和孔积率高。这样，在一定的DeNOx活性下，把SO2的氧化降低到了最小。

图7： 托普索公司的波纹状SCR DeNOx催化剂

由于它的载体进行了纤维增强，这种催化剂有很强的抗热冲击性和抗灰尘颗粒磨碎性，同时，其重量也比传统的片状或挤压催化剂要轻得多。

催化剂被制成箱体状，横剖面466 x 466mm，高度分别为250 和500mm（图8）。为了简化催化剂的处理和安装，箱体可以独立放置在反应器内（用于小的装置），也可以由多达10个箱体叠放组成一个大的模块一起进行安装。

安装的催化剂体积，以及反应器的大小取决于多种因素，有些我们已经讨论过了（如NH3/NOx分布和气体分布）。除这些因素外，催化剂的活性、所要达到NOx排放、可接受的氨逸出量、NOx浓度、以及烟气的压力和温度等也都是重要因素。下面举3个例子，对此进行说明。

上面所讲的催化剂活性取决于诸如催化剂的化学组成及其内部结构等，但是槽路的尺寸(水力直径)对于体积活性是至关重要的。使用水力直径小的催化剂，所要求的催化剂体积就会比催化剂水力直径大的要小，但同时，伴随灰尘在催化剂上沉积的危险，催化剂阻力降将会增加。因此，选择槽路直径一定要适当考虑烟气中的粉尘量以及通过反应器的允许压降。

图8：托普索公司的SCR DeNOx催化剂反应器

对于高粉尘的应用，一般催化剂的水力直径是6mm，比表面积是400-500 m2/m3（见脚注1）。对于低粉尘的应用，水力直径通常是3mm，比表面积将增加到700-900 m2/m3。

由于通过层流边界层时槽路的水力直径较小，抗分散性较小，催化剂活性(每单位体积)与催化剂的比表面积比例非常一致。

脚注1： 所指的面积是暴露在气体中管壁外表面积。在催化剂毛细孔的催化剂内表面积远远小于管壁外表面积，每立方米催化剂两者相差几乎有3000个足球场面积那么大。

因此，在低浓度粉尘的烟气中使用水力直径小的催化剂，就能安装较少体积催化剂（催化剂体积能减少一半）。

NOx的降低程度，一般是由立法、地方性法规直接决定的，或者间接进行规定，例如像丹麦发电行业的总的排放系统。这里，转化率是根据最经济的水平来决定的（脱除每吨NOx的最低费用）。 图9说明的是一个燃煤锅炉在典型气体状况下，降低NOx在70% 和95%之间时对比所需的催化剂体积。氨逸出量维持在5ppm。

图9 ：催化剂体积与NOx降低率的关系

可以看出，所需的催化剂体积随NOx转化率的增加而增加。事实上，对于一个典型的燃煤锅炉，脱除的每吨NOx总成本降到尽可能低的水平，经济上最佳的操作点通常是在降低率90-95%之间的某个值。

氨逸出，即离开反应器而未反应掉的氨气量，它也是设计催化剂体积的一个重要参数。图10对此有说明。空速（NHSV）的定义是每立方米催化剂所处理的正常烟气的立方米数。图10显示的是在两种不同的空速下，NOx 降低率和NH3逸出率的NH3/NOx比。从图上可看出，仅靠提高几个百分点的NH3/NOx比率，催化剂体积（空速在10,000 Nm3/m3h，而不是 5,000 Nm3/m3h）减少一半，也能达到同样的NOx降低率。

图10. NOx降低率及NH3逸出量与NH3/NOx 比率的关系图

这将会使氨的逸出量大幅提高。因此，可接受最大的氨逸出对需要的催化剂体积具有很重要作用。

在下游的空气预热器中冷却烟气时，为了避免或尽可能地减少ABS沉积，氨逸出量一般限制在5ppm内。这一点对飞灰的再利用很重要，这是因为飞灰中的氨浓度一般大约要限制在100ppmw（例如，飞灰用作室内水泥的混合物）。为了观察氨逸出的限制值，有时候有必要把氨逸出量限制在2-3 ppm，这取决于煤中粉尘的浓度以及煤的种类。此外，氨气还可能会污染粉尘过滤器中的飞尘和下游脱硫装置中的水质。

催化剂消耗及燃料类型的影响

在运行期间，SCR催化剂会渐渐失活，这主要是由于催化剂中毒以及/或者催化剂毛孔被灰尘堵塞，热老化仅起很小的作用。反应器通常留有额外的催化剂床，在最初安装的催化剂不再具有足够的活性时，用来安装补充的催化剂层，这样，就会延长最初安装的催化剂的寿命，节省催化剂成本（降低催化剂消耗量）。此后，最初安装的催化剂层就会如图11所描述的那样顺序交换。这样的话，对于高浓度粉尘的安装，催化剂的平均寿命可达到5到10年，若应用到燃气锅炉，催化剂寿命将会更长。

图11. 催化剂的顺序交换

催化剂平均寿命定义，这里是指评价期（通常为15–25年）乘以初始安装的催化剂体积再除以催化剂的消耗总量（包括初始催化剂体积）。要注意的是，催化剂的平均寿命与供应商保证的寿命（一般为2-3年）是截然不同的。保证寿命通常仅是指在必须安装新的另一层催化剂之前，新鲜催化剂能运行的时间。
图12 不同类型装置的催化剂失活情况

图12说明的是催化剂毒物的影响，显示了在高浓度粉尘安装、低浓度粉尘安装和燃气安装下的失活曲线。从图中可看出，高浓度粉尘装置的催化剂失活速度约是SNOX装置（低尘）的两倍，这是因为在SNOX装置中，大量的催化剂毒物被SCR反应器上游的过滤器除掉。在燃气应用上，由于烟气中完全不含催化剂毒物，催化剂的失活会更小。

催化剂最重要的毒物是钠和钾，对某些类型的催化剂，砷也是重要毒物。在德国，已发现在一些湿除灰器锅炉，催化剂失活很快，迫使SCR反应器安装在尾端以达到可接受的催化剂寿命。即使煤灰中存有大量的钠和钾，由于这些钠和钾的化合物都在灰尘中，不是气相状态，因此催化剂中毒影响将会减轻。

有证据表明，采用诸如稻草和木头一类的生植物作锅炉的燃料，会导致催化剂快速失活，这是因为钾悬浮微粒沉积在催化剂上引起了催化剂中毒。失活发生速度很快，甚至采用煤和稻草或者煤和木头一起燃烧，对安装在高浓度粉尘的催化剂也无法达到可接受的使用寿命。然而，尽管会增加操作成本，仍然有可能在一个湿洗涤塔或干吸收塔后的尾端安装SCR DeNOx反应器。

还原剂的选择

在无水液氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择，一般是从安全角度考虑。这是因为从储存罐或从槽车罐的交通事故中泄漏出的纯氨气要比原本是尿素水溶液的危险性更大。尽管，从历史上看，处理无水液氨的危险性不再有那么大，但由于从当局获得液氨的使用许可越来越难，因此现在氨水正越来越多地被使用。

在海运上，通常只能用尿素水溶液作为还原剂。注入尿素后，在热烟气中分解为氨，反应式如下：
H2NCONH2 → NH3 + HNCO
HNCO + H2O → NH3 + CO2

选择还原剂对运行成本有重要影响。以下是一次供应约5吨时，这三种还原剂的典型价格；
欧元/公斤(交货) 欧元/公斤 (折成100%氨)
无水液氨: 0.36 0.36
25% 氨水: 0.25 1.01
40% 尿素: 0.24 1.05

由此可见，无水液氨是最便宜的还原剂而尿素是最昂贵的还原剂。对大型电厂，供应量很大时，无水液氨和氨水价格还能降低近50%，目前还未对大量采用尿素的价格作过计算。大批量供应时，无水液氨和氨水间的价格差会减少，但还是比较显着的。例如，一个250 MW、NOx水平在300ppm的燃煤锅炉，安装SCR，每年的增加成本费用约40万欧元，相当于0.02欧分/千瓦小时。

工业经验和装置

丹麦哥本哈根的Avedore 电厂

1993年Avedore 电厂的250MW燃煤锅炉改造时安装了一个托普索的SCR DeNOx 反应器。在12月内将反应器安装在锅炉房内，在年度检修期间内用了5周时间把反应器定固在锅炉省煤器和空气预热器之间。图13是反应器示意图。

该反应器的设计是：NOx入口浓度400ppm，要达到80%的NOx降低率、氨逸出量低于5ppm、SO2氧化率低于1%。 烟气满负荷处理时的流速是718,000 Nm3/h。

在导管入口处通过大量喷嘴进行氨注入。注入氨后，烟气流进行180°转向向下进入到反应器中。位于导管入口顶部和反应器顶部的导流叶片保证了烟气和飞尘在穿过反应器截面时得到正确的分布。导流叶片的位置和设计是基于一个1:10比例的流量模型测试而定的。飞灰整流器安装在最上一层催化剂的上方，每一层催化剂都配有两个斜状往返移动的吹灰器。

反应器带3个催化剂床，其中的2床以前已填装了催化剂。每床都配有底部有支柱支撑的格栅。在运行期间，格栅将大大提高安全性，并且简化催化剂的装卸。

图13：Avedore 电厂，第一台SCR反应器

装填催化剂时采用一辆小型电动平板车，这样，两天内就可完成一层催化剂的安装。在每个催化剂层上，安装了由84个托普索高尘催化剂组成的催化剂模块，整个模块的尺寸约为1.5 x 1.0 x 1.3 (长x宽x高)。催化剂的水力直径为7.4 mm。

反应器没有做用于温度调节的旁通设计，由于不能维持最低温度，在负荷低于70%时，氨注入就会停止。由于这个装置是个基负荷装置，在低负荷下操作的时间很少。
氨储存的每个圆柱罐储存无水液氨的能力是140m3，能维持约两周的消耗。储罐有防晒涂层并且四周有喷洒头以防泄漏。液氨用容器进行传送，它的蒸发在独立的有热水的蒸发器内进行。

锅炉烧过来自北美、澳大利亚、波兰、南非、俄罗斯和哥伦比亚等国的煤，硫含量在0.5 到2.5%范围内变化，灰含量平均在18-19%，最大为25%，这意味着通常情况下，每小时有13吨的飞灰在通过催化剂。目前反应器已运行超过70,000小时。在必需安装第三个催化剂床前，最初安装的两床已经运行了33,000小时，比最初预计的超过了约13,000个小时，这也是由于催化剂的低的失活性以及安装了新的低NOx烧嘴使锅炉里NOx含量水平降低了。在运行了60,000个小时后，2001年夏季对第一个催化剂床进行了更换。

在催化剂上还没有检测到明显的SO2 氧化情况，空气预热器堵塞很少，与安装DeNOx反应器前的程度一样。

反应器的操作始终是很简单的，控制系统随锅炉的负荷变化而调整，没有出现任何问题。

位于丹麦Aabenraa的Ensted 电厂

1996年，Ensted 电厂的第三台600 MW燃煤锅炉改造时安装了SCR DeNOx反应器。该反应器的设计和制造由ABB、德国Babcock和托普索三家公司联合完成。反应器安装在省煤器和两个空气预热器之间。

DeNOx装置安装有两个平行的SCR反应器，其设计是：入口NOx浓度700ppm，NOx降低率要达到88-92%，氨逸出量低于5ppm，SO2氧化率低于1%。每个反应器中烟气的流速是1,050,000 Nm3/h。

每个反应器有4个催化剂床，其中有两床改造前装有催化剂。每个床层装有80个尺寸是1.9 m x 1.0 m x 1.3 m 的模块。催化剂是高尘型的，间距(pitch)是7.4 mm。每个催化剂床层都配有四个斜状往返移动的吹灰器。反应器的顶部装有导流叶片和飞灰整流器用以保证烟气和飞灰地良好分布。

受锅炉房内的空间限制，两个反应器分别安装在锅炉房外的两侧（图14）。从省煤器到反应器和从反应器到空气预热器的相对弯曲的通道系统上都安装有几组导流叶片。导流叶片和安装的固定混合器的位置是以凸出阶段按1:40 和1:15的比例模型计算决定的。

装置没有安装可调节温度的旁通，但是，由于反应器位于温度窗内两个省煤器段之间，使得装置能在锅炉负荷低至25%下运行。这是通过封闭现有的省煤器的一部分并在反应器催化剂床层下部新建一个部分来实现的。

图14 Ensted电站的SCR DeNOx装置（二个反应器中的一个）

烟气中的氨混合是通过位于烟道的固定混合器完成的。其过程是，在热水加热下，液氨在两个平行的蒸发器中挥发，被空气稀释到浓度约5%，然后引入到位于固定蒸发器前的烟道内。液氨储存在两个400m3带压储罐内，储存能力相当于约三周的消耗量。储罐位置要防晒，并有水喷淋系统以防出现泄漏。液氨传输在罐内进行。

锅炉中烧过来自北美、澳大利亚、波兰、南非、俄罗斯和哥伦比亚的煤。安装的SCR反应器已运行超过48,000小时。NOx还原在85到95%之间，氨逸出量在2ppm以下，SO2氧化很少，还未出现过空气预热器堵塞的现象。

在安装新一层催化剂床前，运行时间已经由预计的16000小时延长到近22000小时，这可归结催化剂较低的失活速度和催化剂起始活性比预想的要高两个因素。

氮氧化物催化还原技术的前景展望

在催化剂行业内，利用氨进行氮氧化物的催化还原，催化剂已成为最重要的一环，该技术从下面的发展趋势证实是正确的走向：70年代在日本的面世，80年代在德国的广泛应用，90年代末在美国的应用到目前西欧的为数不多的因某种原因还未采用SCR DeNOx技术的国家和东南亚也在开始引入。

基于其它还原剂，例如烃类的可替代的还原工艺，在用于卡车、火车及轮船的柴油发动机中NOx还原引人注目。但这些还原剂的活性和选择性都相当差，都无法替代基于SCR工艺的氨作还原剂。基于烃类做还原剂的工艺能消除进行含硫烟气例如燃油和燃煤电厂处理时，ABS沉积在催化剂上而导致的影响较小的温度限制。但是，由于催化剂活性（催化剂体积）对大型电厂比对发动机的有更为重要的商业意义，在此可以说，今后十年内，基于烃类的作还原剂的工艺似乎还不能成为基于氨作还原剂的SCR工艺的理想替代工艺。

在用氨作还原剂的SCR工艺中，以TiO2为载体的催化剂结合了钒、钨和钼的氧化活性物质，以其活性高、选择性强和其对烟气的成分如SOx和蒸汽的阻抗性，至少在今后10年内很有可能仍然是占主导地位的技术。目前，似乎还没有其它的催化系统能代替当今人们已知的催化系统。

令人关注的NOx直接催化分解为氮气和氧气的工艺，虽然在能量上可行，但是，目前人们所知的直接催化系统还很没有令人接受并且昂贵，还仍然没有引起足够的商业兴趣。

如果我们全球都把注意力集中到在各个领域应用SCR工艺上，那些燃气、燃油和燃煤的电厂在未来的10年内，毫无疑问仍将主导市场，90%以上的安装能力仍然会与现在一样。同时随着在炼油业和其它化工行业越来越严格的排放要求，SCR工艺在这些行业也应该起到越来越重要的作用。此外，在垃圾焚烧上，SCR工艺与非催化SNCR工艺的竞争越来越重要，在这一方面，SCR工艺的应用大幅度提高取决于，排放限制值被进一步严格到SNCR（脱除率30-50%）无法解决的水平，还有取决于的高浓度粉尘安装所展示的对净化及抗中毒性的可靠程度。

在燃气轮机上的应用，从地理上来看，还仅局限在美国的加利福尼亚州和其它一些州，欧洲也有少量应用。在低NOx燃气轮机上大量应用SCR，某种程度上显得没有太大必要。在排放规定严格的一些州，如加利福尼亚州，已经简单地要求更低的排放标准，就是基于这样的观点，安装SCR装置后，排放降低到更低的水平从技术角度讲是可能达到的。例如，在加利福尼亚州已建立了一个SCR装置把NOx的脱除从9ppm降到了2ppm。 在未来10年内，很有前景的低浓度NOx催化燃烧技术有可能将为燃气轮机应用提供众多的SCR工艺 ---- 首先是用于小型气轮机，随后是较大的燃气轮机。

参考文献

1） Nan-Yu Topsoe 1997年12月在Cattech发表的催化法除去氮氧化物”
2) Nan-Yu Topsoe 1998年在Holte Bogtrykkeri博士技术论文中发表的
“红外光谱研究环境中的DeNOx和加氢催化剂”
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