1 前言 1
2 化石燃料在燃烧装置内的燃烧 2
2.1 NOx的生成机理 2
2.2 电厂结构设计对于NOx的影响 11
2.3 NOx控制技术 16
2.4 氧化亚氮（N2O）的生成 16
3 NOx排放标准和NOx排放控制战略 18
3.1 策略和政策措施 18
3.2 标准的确定和测量要求 18
3.3 国际协定和标准 20
3.4 国家标准 22
4 从燃烧角度控制NOx的排放 23
4.1 改进燃烧的基本措施 23
4.2 低NOx燃烧措施（一次措施）的现状 29
4.2.1 低过剩空气系数（LEA） 29
4.2.2 降低空气预热温度（RAP） 30
4.2.3 部分燃烧器停运（BOOS）和燃料分级燃烧（BBF） 31
4.2.4 烟气再循环（FGR） 31
4.2.5 上部燃烬风（OFA） 33
4.2.6 低NOx燃烧器（LNB） 33
4.2.7 再燃烧／炉内NOx还原（IFNR） 40
4.3 低NOx燃烧措施在电站锅炉上的综合应用和运行经验 45
4.3.1 低NOx燃烧措施的综合应用 45
4.3.2 煤粉燃烧装置的运行经验 47
4.3.3 天然气和油燃烧装置的运行经验 50
4.4 低NOx燃烧措施对锅炉运行的影响 51
4.5 低NOx燃烧措施的应用现状 52
5 烟气净化 53
5.1 烟气净化技术（FGT）概述 53
5.2 选择催化还原法 54
5.2.1 概况 54
5.2.2 SCR工艺 56
5.2.3 SCR方法采用的各种催化剂 58
5.2.3.1 催化剂参数 58
5.2.3.2 催化剂的结构设计 61
5.2.3.3 催化剂的成分 63
5.2.3.4 催化剂的活性降低 69
5.2.3.5 催化剂的更换方案 78
5.2.4 SCR催化剂的布置 82
5.2.5 SCR脱硝工艺对电站运行的影响 85
5.2.5.1 氨逃逸及其对下游设备的影响 85
5.2.5.2 转化成SO3对尾部烟道设备的影响 91
5.2.5.3 SCR反应器的运行灵活性及可用率 91
5.2.5.4 经济性影响 93
5.2.6 再生式空气预热器和烟气再热系统 94
5.2.6.1 再生式空气预热器（APH） 94
5.2.6.2 烟气再热系统（FRH） 95
5.2.6.3 “DENOx空气加热器” 100
5.2.7 氨的供应和贮存 102
5.2.7.1 氨的供应？气速度场 102
5.2.7.2 NH3的贮存和运输 104
5.2.8 控制与调节 104
5.2.9 SCR装置的运行性能 105
5.2.9.1 士瓦本电力公司海尔布朗电厂7号机组 105
5.2.9.2 费巴鲁尔电力公司科耐普电厂C号机组 111
5.2.9.3 巴伐利亚电力公司斯万多夫电厂4号机组 120
5.2.9.4 汉堡电力公司港口电厂2号机组 124
5.2.9.5 卡尔斯鲁厄西区电厂K3号机组 135
5.2.9.6 结论 138
5.3 选择非催化还原法（SNCR） 143
5.3.1 SNCR过程介绍 143
5.3.2 SNCR用的药品 144
5.3.3 SNCR装置的性能 146
5.3.3.1 概述 146
5.3.3.2 具体结果 147
5.4 活性碳（AC）法 150
5.4.1 活性炭法概述 150
5.4.2 上法兰肯电力公司阿茨贝格电厂5号和7号机组 153
5.4.2.1 设备概况 153
5.4.2.2 富气处理和生产H2SO4 155
5.4.2.3 运行经验 155
5.4.2.4 小结 156
5.4.3 利用褐煤焦碳（HOK）脱SO2和／或NOx 157
5.5 SNOX-/DESONOX-法 158
5.6 其它工艺 166
5.7 烟气处理各项工艺的比较 168
6 工业燃烧过程和不同于燃烧的其它过程中降低NOx的措施（略） 168
7 监视 172
8 NOx控制费用 174
8.1 说明 174
8.2 燃烧系统改造费用 175
8.3 烟气处理费用 177
8.3.1 选择催化还原 177
8.3.2 选择非催化还原 183
8.3.3 NOx/SOx联合还原 185
8.4 不同NOx措施的费用比较 188
9 “低排放技术”的其它方案 189
9.1 燃气轮机 189
9.2 流化床燃烧 191
9.3 用于发电的IGCC基本原理 200
10 ECE成员国控制NOx排放技术的应用 207
11 总结和结论 215
附录Ⅰ 环境空气质量标准 223
附录Ⅱ NOx排放标准 225
附录Ⅱ NOx排放量统计数据 247
附录Ⅳ 制造厂名单 262
附录Ⅴ 装有烟气净化设备的电厂清单 264