1. 船舶scr烟气脱硝

SCR催化剂脱硝烟气温度在350℃左右。如果炉内喷尿素溶液在900℃左右。

2. SCR烟气脱硝

scr 脱销最佳温度区间在350-380度之间，一般在280～420度之间，因为使用的催化剂不同，它的反应区间不同，在告诉你一个SNCR反应区间在850～1000度。

3. scr烟气脱硝工艺流程

SCR脱硝是指选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）

SCR脱硝是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。

4. 船舶脱硝系统

注册资金4800万，规模很大，大公司。

全名是：天津华迈燃气装备股份有限公司，专注于研发、生产燃气及其它能源、环保装备为主的国家高新科技企业，16年燃气领域的深耕实践，使我们在LNG汽车及船舶加注设备、燃气调压箱（站）及电站脱硝（氨站）、CNG减压装置及LNG气化站液化石油气气化、多气源掺混、构建了一体化产业优势。

5. scr烟气脱硝工艺

SCR是单纯的利用SCR反应器来进行脱硝，后置一个脱硝反应器，反应器中有催化剂。而SNCR是炉内喷氨水来进行脱硝的，由于反应温度高，没有催化剂。有很多的电厂为了保证脱硝效果，采用了SNCR+SCR耦合来进行脱硝，这样可以保证在点炉的时候在烟气温度比较低的时候，仍然实现氮氧化物不超标。

6. scr烟气脱硝工艺及原理介绍

1、烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N₂，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。

由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO，而NO难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。

烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO₂，生成的NO₂再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。O₃氧化吸收法用O₃将NO氧化成NO₂，然后用水吸收。该法的生成物HNO₃液体需经浓缩处理，而且O3需要高电压制取，初投资及运行费用高。

ClO₂氧化还原法ClO₂将NO氧化成NO₂，然后用Na₂SO₃水溶液将NO₂还原成N₂。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na₂SO₃又可作为NO₂的还原剂。ClO₂法的脱硝率可达95%，且可同时脱硫，但ClO₂和NaOH的价格较高，运行成本增加。

2、选择性催化还原脱硝

选择性催化还原SCR法脱硝是在催化剂存在的条件下，采用氨、CO或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下将烟气中的NO还原为N₂。

可以作为SCR反应还原剂的有NH₃、CO、H₂，还有甲烷、乙烯、丙烷、丙稀等。以氨作为还原气的时候能够得到的NO的脱除效率最高。

SCR反应是氧化还原反应，因此遵循氧化还原机理或Mars-van Krevelen-type机理。 目前，国外学者已经在SCR反应的反应物是NO达成了一致，而不是NO₂，并且O₂参与了反应。

3、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在浓度为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NOX去除率的技术得到广泛应用。

7. sncr烟气脱硝

SCR脱硝原理 基本反应方程式 NOX NH3 4 NO + 4 NH3 + O2 4 NO2 + 2 NH3 + O2 4 N2 + 6 H2O 3 N2 + 6 H2O 副作用方程式 SO2 + 1/2 O2 NH3 + SO3 + H2O SO3 NH4 HSO4 N2 H2O SCR脱硝效率的主要影响因素 1. 催化剂 催化剂的活性 SCR反应选择性 催化剂的钝化 2. 反应温度 3. n(NH3)/n(NOx) NH3/NOx摩尔比与氨泄漏、脱硝率的关系 4. 接触时间 5. Sv值 Sv即空速(h-1)，指烟气流量与催化剂体积之 比。 选择性催化还原法( SCR)常规布置方式 a) 高含灰布置方案 b) 低含灰/尾部布置方案 高含尘布置方案的技术特点 烟气

8. 船舶脱硫脱硝

无机工业用于制选各种铁盐。毛纺、丝绸、印染等工业用于洗涤羊毛、呢绒、坯布，溶解和调整酸碱度，并作为助染剂等。有机工业用作胺化剂，生产热固性酚醛树脂的催化剂。也用作洗涤剂、中和剂、生物碱浸出剂。

氨水在烟气脱硫中与硫化氢反应生成硫化铵，属于中和剂，脱硫后氨水溶度降低

9. 船舶排烟脱硫技术

GGH，它的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对进烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。

据初步推算国内火电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计及因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右.