22
NON-SELECTIVE CATALYTIC REDUCTION (NSCR)
NSCR is the same technique used in automobile applications as a three-way catalytic converter.
It does not require injection of a reducing agent because it uses unburned hydrocarbons as a
reducing agent.  The catalyst requires that exhaust have no more than 0.5% oxygen.  This
technique uses a fuel rich mixture that, combined with back pressure from exhaust flow through
the catalyst, increases the brake specific fuel consumption of the engine.  However, NOx control
of 90% to 98% can be achieved.
48
NON-THERMAL PLASMA REACTORS
This approach uses a non-thermal plasma to ionize ammonia, urea, hexane, methane or other
reducing agents injected into a flue gas.  Combined with the effect of temperature, non-thermal
plasma ionizes the reducing agent that reacts with nitrogen oxides achieving a 94% DRE.  This
decreases the amount of reducing chemicals that “ slips”  through unreacted.
20,44
The use of non-
thermal plasma was developed to ionize pollutants and act as a catalyst to control NOx in diesel
exhaust.
36
DO FUELS AND COMBUSTION TYPE AFFECT ABATEMENT?
Yes they do.  Here again, we find a spectrum of types, almost enough to make every gas turbine,
internal combustion engine, boiler, or furnace seem unique.  The type of fuel can vary with the
vein of the mine from which coal was obtained, the well in the oilfield from which crude oil
came, the refinery for petroleum based fuels, or the supplier of natural gas.  Thus the
concentration of impurities will vary between sources, refineries, and suppliers.  Even “ natural
gas”  (methane) may contain some “ supplier gas”  (propane, butane, and carbon monoxide) which
will cause the composition of “ natural gas”  to vary.  
The type of combustion system (low-NOx burner, over-fire air, tangential firing, wall firing, etc)
also will sometimes limit options.  Each type of boiler, each type of fuel, each combustion
system, and each construction of a boiler puts constraints on what is possible.   It is not possible
to treat each combination of combustion system and fuel in detail in this Technical Bulletin;
however, we will try to show the picture while painting with broad strokes.
The choice of fuel and combustion system often depends upon: (1) what can or cannot be
adjusted; (2) whether ducts are suitable for sorption; (3) what the effect on boiler maintenance
will be; (4) the temperature profile in the flow: (5) how the combustion system can be modified;
(6) what types of burners can be used; and (7) what can either be added or modified.  The list
does not end there, but continues.  Let us consider some fuels with these limitations in mind.
SOLID FUELS
In burning a solid fuel (such as coal), combustion control is achieved by first getting the primary
burner to gasify the volatile fraction of a fuel.  The volatile fraction is carried away from char by
Delete pages out of a pdf file - copy, paste, cut PDF pages in C#.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
Easy to Use C# Code to Extract PDF Pages, Copy Pages from One PDF File and Paste into Others
extract pages from pdf file online; delete pages from pdf reader
Delete pages out of a pdf file - VB.NET PDF Page Extract Library: copy, paste, cut PDF pages in vb.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
Detailed VB.NET Guide for Extracting Pages from Microsoft PDF Doc
delete pages from pdf in reader; extract page from pdf
23
air flow, oxidized in the air flow, and becomes flue gas.  Char needs more combustion air to burn
and provide further heat, part of which is used to volatilize additional fuel.  To control
combustion temperature, you traditionally would limit combustion air through the char fraction. 
The volatile fraction is oxidized in over-fire-air or a secondary stage of burner and must have its
air separately controlled.  The balance of combustion air between these stages must be adjusted
for composition of  fuel being used, boiler loading, and transient loads.  Because all of  these
parameters will vary continually, provisions to make balancing adjustments dynamically are
recommended.
Pulverized coal can be burned similar to oil.  The flame is usually well defined and, depending on 
particle size, char may remain in suspension in flue gas throughout burning. The volatile fraction
burns in air even as char is burned.   If the particles are too coarse, char will continue burning on
its trajectory after leaving the flame, but will stop burning at some point.  The trade jargon for this
is “  unburned carbon (UBC),”  “ carbon in the ash (CIA),”  or “ loss of ignition (LOI).”  These terms
refer to carbon in char that does not burn along the trajectory.  UBC is minimized by grinding
particles finer and classifying particles so that larger ones are returned to the roller mill or grinder.
Particles will become fly ash if they are small enough.  UBC ranging from 0.5% to 5% is
considered acceptable.  Therefore, particle size at ignition is important.  The major concerns are to
control stoichiometry and combustion temperature to minimize unburned carbon in ash.
Biomass is another solid fuel, but burning biomass char is less of a concern than with coal. 
Biomass cannot be pulverized to small particles, but can burn to ash in a short time.  As with the
burning of all char, ash and fly ash are problems, but can be treated with a slag tap or ash pit, 
baghouse, and/or electrostatic precipitator.
LIQUID FUELS
Liquid fuels burn like the volatile fraction of solid fuel provided that the droplets are small
enough.  Liquid fuels usually have less nitrogen content than solid fuels.  Combustion of liquids
and gases can be controlled much more readily than char from solid fuel because combustion is
less dependent on the history of the past few minutes of demand.  Combustion is also completed
essentially without residual ash.  The fuel-air ratio can be used to control combustion temperature
and can be adjusted to minimize NOx generation.  The flame can be well-defined and
combustion is essentially completed within the flame.  Therefore, burning oil or liquid-from-coal
or liquid-from-gas is different from burning coal because there is usually less nitrogen in the fuel,
a  lack of char, complete burning within the flame and a lack of ash.
SEMI-SOLID FUELS
Semi-solid fuels are residuals from refineries.  They are not clean burning like distillates and
often are not even liquid at room temperature.  Many impurities typically found in crude oil are
concentrated in semi-solid residual fuel.  These fuels can contain more nitrogen than coal, but
usually contain less sulfur.
50
Therefore, semi-solid fuels are intermediate between coal and oil. 
They often have somewhat less impurities than coal (although they can have more impurities),
VB.NET PDF delete text library: delete, remove text from PDF file
Delete text from PDF file in preview without adobe PDF reader component installed. Able to pull text out of selected PDF page or all PDF document in .NET
cut pages out of pdf; deleting pages from pdf file
C# PDF delete text Library: delete, remove text from PDF file in
Able to pull text out of selected PDF page or all PDF option, The search and delete match rules. -. pageCount, The count of pages that will be deleted a string.
copy pdf pages to another pdf; extract page from pdf online
24
but they do produce ash.   
GAS FUEL
Natural gas is desulfurized before it is sent in a pipeline.  Therefore, natural gas has almost no
sulfur, essentially no impurities, and no ash.  The only thing that varies is heat content per cubic
meter.  This variance is caused by natural gas producers supplementing natural gas with propane,
liquified petroleum gas (butane), carbon monoxide, or other gaseous fuel.  As a result, air to fuel
ratio must be controllable to allow for changes in the stoichiometric ratio. 
COMBUSTION SYSTEMS
To take advantage of a specific NOx abatement technology, a combustion system must either
have certain features in place, or needed system modifications must be technically and
economically feasible.  Therefore, when identifying applicable pollution prevention and emission
control technologies, we must first consider combustion system design.  The major types of
combustion systems are shown in Table 5.
23 
Table 5.  Common Combustion Systems
Type of Combustion Unit
Fuel
Dry bottom boilers - wall-fired, front-fired or
opposed-fired
pulverized coal, gas, or liquid
Dry bottom boilers - tangentially fired
pulverized coal, gas, or liquid
Wet bottom (slag tap) boilers - cyclone-type
burners
pulverized coal, gas, or liquid
Fluidized bed
coal
Stokers with traveling grate.
crushed coal
Stokers with spreader grate
crushed coal.
Gas turbines
gas and liquid
Internal combustion engines
gas and liquid
Each NOx abatement technology has different implementations, development histories, and,
therefore, commercial status.  Selection of a technology must occur after an engineering study to
determine technical and economic feasibility of each NOx technology.  This includes how each
technology can be implemented and its cost.  Options may be limited by inability to adjust
combustion system air flow appropriately, ducts that are at the wrong temperature, or ducts that
C# HTML5 PDF Viewer SDK to view PDF document online in C#.NET
VB.NET comment annotate PDF, VB.NET delete PDF pages, VB.NET can view PDF document in single page or continue pages. Support to zoom in and zoom out PDF page.
cut pdf pages; delete page from pdf file online
VB.NET PDF- View PDF Online with VB.NET HTML5 PDF Viewer
Auto Fill-in Field Data. Field: Insert, Delete, Update Field. can view PDF document in single page or continue pages. Support to zoom in and zoom out PDF page.
delete pages from pdf acrobat; delete page from pdf preview
25
are too short to provide adequate mixing.  These problems can be solved, but may require too
much modification to make them economical.  
DRY BOTTOM BOILERS - WALL-FIRED, FRONT-FIRED or OPPOSED-FIRED
Dry bottom pulverized coal, gas, and liquid fuel wall-fired
boilers have used low-NOx burners to
inject fuel and air from lower walls.  Front-fired boilers have burners on one wall.  Opposed-fired
boilers have burners on front and back walls. These boilers typically use methods that reduce
peak temperature, reduce residence time at peak temperature, or chemically reduce NOx
(Methods 1, 2 & 3).  These methods are used for large utility boilers in which combustion
efficiency is all-important.  NOx oxidation with absorption and removal of nitrogen (Methods 4
and 5) represent newer technologies that may be applied in the future.  Using a sorbent (Method
6) is already in use for some boilers.   See Table 6 for NOx technologies used for dry bottom
wall-fired, front-fired or opposed-fired boilers.
Table 6: NOx technologies currently used for dry bottom 
wall-fired, front-fired or opposed-fired boilers.
NOx Abatement Method
Techniques Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Low NOx Burners (LNB)
Combustion Optimization
Burners Out Of Service (BOOS)
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
50-70%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Fuel Staging of Combustion
Inject Steam
50-70%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
Fuel Reburning (FR)
Low NOx Burners (LNB)
35-90%
4. Oxidation of NOx with     
subsequent absorption
Inject Oxidant
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
C# WPF PDF Viewer SDK to view PDF document in C#.NET
Auto Fill-in Field Data. Field: Insert, Delete, Update Field. extract, copy, paste, C#.NET rotate PDF pages, C#.NET Abilities to zoom in and zoom out PDF page.
extract one page from pdf file; deleting pages from pdf in preview
VB.NET PDF replace text library: replace text in PDF content in vb
Able to pull text out of selected PDF page or all PDF document in VB.NET. VB.NET: Replace Text in PDF File. VB.NET: Replace Text in Consecutive PDF Pages.
export pages from pdf acrobat; export one page of pdf preview
26
DRY BOTTOM BOILERS - TANGENTIALLY FIRED
Dry bottom pulverized coal, gas, or liquid fuel tangentially-fired
boilers use jets from each corner
of a furnace to inject fuel and combustion air in a swirl.  The injected mix of fuel and combustion
air forms a fireball in the center of the boiler.  This firing configuration is used in medium sized
utility and large industrial boilers.  This combustion technique holds flame temperatures down
(Method 1).  In addition, chemical reduction of NOx (Method 3) is frequently used.  NOx
oxidation (Method 4) techniques may be used in the future.  Sorbents (Method 6) are already
used for some boilers.   See Table 7 for NOx technologies used for dry bottom tangentially fired
boilers.
Table 7: NOx technologies currently used for dry bottom tangentially fired boilers.
NOx Abatement Method
Techniques Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
50-70%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Fuel Staging of Combustion
Inject Steam
50-70%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
Fuel Reburning (FR)
35-90%
4. Oxidation of NOx with
subsequent absorption
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
WET BOTTOM (SLAG TAP) BOILERS
Wet bottom (slag tap) boilers use cyclone burners to create an intense flame.  The flame is so hot
that it melts ash, which then becomes slag that must be removed via a slag tap.  These boilers are
known to have higher NOx generation because combustion temperature is so high.  As a result,
this high temperature combustion technique is not widely used because the NOx concentration
necessarily must be greater.  Removal of non-fuel nitrogen as a reactant from the combustion
process (Method 5) applies here.  Reducing residence time at peak temperature, chemical
VB.NET PDF - View PDF with WPF PDF Viewer for VB.NET
Auto Fill-in Field Data. Field: Insert, Delete, Update Field. extract, copy, paste, C#.NET rotate PDF pages, C#.NET Abilities to zoom in and zoom out PDF page.
copy pdf pages to another pdf; extract pages from pdf file online
VB.NET PDF File & Page Process Library SDK for vb.net, ASP.NET
document is unnecessary, you may want to delete this page get a PDF document which is out of order on creating, loading, merge and splitting PDF pages and Files
delete pages from pdf document; extract pdf pages acrobat
27
reduction of NOx, and NOx oxidation with absorption (Methods 2, 3 & 4) also apply to this
combustion system.  In addition, some slag tap boilers may be using sorbents (Method 6).  There
are recent reports that reducing peak temperature (Method 1) so that ash just melts has been used. 
See Table 8 for NOx technologies used for slag tap boilers.
Table 8: NOx technologies currently used for wet bottom (slag tap) boilers.
NOx Abatement Method
Techniques Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
30-70%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Fuel Staging of Combustion
Inject Steam
20-50%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
Fuel Reburning (FR)
35-90%
4. Oxidation of NOx with
subsequent absorption
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Use Oxygen Instead Of Air
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
FLUIDIZED BED
Fluidized bed combustion occurs in a bed of crushed coal that has air flowing upward through it
to make coal particles behave like a fluid.  Boiler pipes can be either submerged in the bed or
exposed to the hot gases after they leave the bed.  The fluidized bed is temperature controlled
(Method 1).  The bed also is a chemically reducing region in which available oxygen is
consumed by carbon (Method 3) that reduces ionization of  nitrogen.  Excess air is injected
(Method 2) over the fluidized bed to complete combustion of CO and other burnables.  This
allows for the addition of pulverized limestone (Method 6) to coal in the fluidized bed.  Sulfur
oxides then react with the limestone to form gypsum, a marketable product.  Gypsum must be
separated from the ash.  As a result, NOx generation can be essentially limited to prompt NOx
and fuel NOx.  See Table 9 for NOx technologies used for fluidized bed combustion units.
C# PDF Image Redact Library: redact selected PDF images in C#.net
Fill-in Field Data. Field: Insert, Delete, Update Field. extract, copy, paste, C#.NET rotate PDF pages, C#.NET NET control allows users to black out image in PDF
copy one page of pdf to another pdf; convert few pages of pdf to word
C# PDF Text Extract Library: extract text content from PDF file in
Ability to extract highlighted text out of PDF document. How to C#: Extract Text Content from PDF File. C# example code for text extraction from all PDF pages.
extract pdf pages for; delete pages from pdf acrobat
28
Table 9: NOx techniques currently used for fluidized bed combustion.
NOx Abatement Method
Techniques Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Reduced Air Preheat
No Data
2.Reducing residence time
at peak temperature
Inject Steam
No Data
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction(SNCR)
Fuel Reburning (FR)
35-90%
4. Oxidation of NOx with     
subsequent absorption
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
STOKERS WITH TRAVELING GRATE
Stokers with traveling grate
cause the coal to move as it burns.  Thus, char combustion is in one
zone while volatiles are liberated and combusted in another zone.  These stokers are commonly
used with industrial boilers that are smaller than utility boilers.  Reducing peak temperature,
chemical reduction of NOx, and sorbents (Methods 1, 3 & 6) usually are applied.  Perhaps NOx
oxidation (Method 4) also will apply in the future.  See Table 10 for NOx technologies used for
stokers with traveling grates.
STOKERS WITH SPREADERS
Stokers with spreaders
throw coal over the grate in a controlled manner.  Coal is crushed, but
particles are typically larger than pulverized coal.  Therefore, combustion of volatiles begins
while coal is in flight and combustion of char occurs on the grate.  This system is used with
somewhat larger boilers than stokers with traveling grates.  It can be used in power plants, but
this combustion system is used mainly for industrial boilers.  Like stokers with traveling grates,
reducing peak temperature, chemical reduction of NOx, and sorbents (Methods 1, 3, and 6)
usually are applied.  Perhaps NOx oxidation (Method 4) also will apply in the future.  See Table
11 for NOx technologies used for stokers with Spreader grates.
29
Table 10: NOx technologies currently used for stokers with traveling grates.
NOx Abatement Method
Technique Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Combustion Optimization
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
35-50%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Fuel Staging of Combustion
50-70%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
Fuel Reburning (FR)
55-80%
4. Oxidation of NOx with     
subsequent absorption
Inject Oxidant
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
GAS TURBINES
Gas turbines use the Brayton Cycle with a burner to raise temperature of gas after compression
and before expansion through the turbine.  Turbines mainly use reducing peak temperature and
reducing residence time (Methods 1 and 2) approaches to limit NOx emissions.  Because
addition of particles to air flow entering the turbine would accelerate erosion of turbine blades,
sorbents (Method 6) could only be applied after the expansion in the turbine.  NOx reduction
(Method 3) has been used to treat exhaust gases.  Many turbine operators claim that they use
“ good combustion practices”  that do reduce the particles that produce visible emissions (which
they equate with pollution), but say nothing about the NOx emissions which are not visible. 
Cogeneration units use a gas turbine to generate electricity and provide preheated combustion air
for a boiler.  Gas turbine exhaust is typically 10-15% oxygen and can be used to provide
combustion air for a low pressure boiler.  That boiler can be used to provide steam for another
turbine, a process heater, a space heater, or some combination of these.  If a steam turbine is used
to generate electricity, it may constrain what can be done.   Sorbent particles can be introduced to
a flow after it leaves a gas turbine in order to control NOx.  There has also been some success in
reducing NOx concentrations when burning biomass fuels in a boiler.  See Table 12 for NOx
technologies used for gas turbines.
30
Table 11: NOx technologies currently used for stokers with spreader grates.
NOx Abatement Method
Technique Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Flue Gas Recirculation (FGR)
Natural Gas Reburning (NGR)
Low NOx Burners (LNB)
Combustion Optimization
Over Fire Air (OFA)
Less Excess Air (LEA)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
50-65%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Fuel Staging of Combustion
Inject Steam
50-65%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction
(SNCR)
Fuel Reburning (FR)
35-80%
4. Oxidation of NOx with     
subsequent absorption
Inject Oxidant
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
60-80%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Combustion Chambers
Sorbent In Ducts
60-90%
INTERNAL COMBUSTION RECIPROCATING ENGINES
Internal combustion engines use air-to-fuel ratio and ignition/injection timing to control maximum
temperature and residence time.  This can reduce the concentration of NOx that is generated by 
reducing peak temperature (Method 1).  Valve timing adjustments can reduce residence time at
peak temperature (Method 2) to control NOx formation.  Chemical reduction of NOx (Method 3)
is used in catalytic converters to reduce NOx to N
2
.  Some stationary engines use both Method 3
and NOx oxidation (Method 4).  A non-thermal plasma reactor was developed for treatment of
diesel exhaust, but is not yet marketed to our knowledge.  A plasma ignition system allows greater
freedom in the air-fuel ratio and the ignition timing of spark ignition engines.  See Table 13 for
NOx technologies used for stationary internal combustion engines.
WHAT DOES NOx ABATEMENT AND CONTROL COST?
The cost of NOx abatement and control has been changing rapidly with dramatic reductions in
recent years.  Table 14 gives the 1993 cost as given in the Alternative Control Techniques 
31
Table 12: NOx technologies currently used for gas turbines.
NOx Abatement Method
Technique Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Natural Gas Reburning (NGR)
Low NOx Burners (LNB)
Inject Water or Steam
Reduced Air Preheat
Catalytic Combustion
70-85%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Air Staging of Combustion
Inject Steam
70-80%
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
Fuel Reburning (FR)
Low NOx Burners (LNB)
70-90%
4. Oxidation of NOx with     
subsequent absorption
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
No Data
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Ducts
60-90%
Table 13: NOx technologies currently used for stationary internal combustion engines.
NOx Abatement Method
Technique Now Available
Efficiency
1. Reducing peak temperature
Air/fuel Ratio
Timing of Ignition/Type of Ignition
Pre-Stratified Combustion
20-97%
2.Reducing residence time
at peak temperature
Valve Timing
No Data
3. Chemical reduction of NOx
Selective Catalytic Reduction (SCR)
Non-Selective Catalytic Reduction (NCSR)
80-90%
4. Oxidation of NOx with
subsequent absorption
Non-Thermal Plasma Reactor (NTPR)
80-95%
5. Removal of nitrogen
Ultra-Low Nitrogen Fuel
No Data
6. Using a sorbent
Sorbent In Exhaust Ducts
Adsorber in fixed Bed
60-90%
Documents you may be interested
Documents you may be interested