技术领域本发明涉及烟道气处理系统和烟道气处理方法，和更特别地涉及用于处理包括燃煤发电厂或燃烧低级燃料的发电厂中产生的三氧化硫的燃烧烟道气的处理系统和烟道气处理方法。
背景技术：
通常，为了防止空气污染，已经强烈期望处理在各种用于发电厂例如燃煤发电厂和燃烧低级燃料的发电厂的锅炉中燃烧的燃烧烟道气的烟道气处理系统和烟道气处理方法。这样的烟道气包括氮的氧化物(NOx)和大量硫的氧化物(SOx)，并且为了处理它们，将脱硝设备，集尘器，脱硫设备等安装在工厂中。然而，SOx中三氧化硫(SO3)是腐蚀性的并且是妨碍发电厂稳定运行和长期运行的因素。对于处理这样的SO3的方法，一个已知的方法是其中将铵(NH3)作为还原剂充到燃烧烟道气，随后将燃烧烟道气与由在二氧化钛(TiO2)上携带的钌(Ru)构成的脱硝催化剂接触，并由此通过以下式(1)表示的反应还原NOx和阻止燃烧烟道气中SO3的产生(专利文献1)。另外，已知另一种方法，其中通过使用这样的脱硝催化剂提高SO3的还原率：所述脱硝催化剂是以其中将Ru负载在载体上的形式制造的，所述载体由二氧化钛、二氧化硅(SO2)和氧化钨(WO3)中的两种构造，并且且剩下的一种作为基材被涂布(专利文献2)。[化学方程式1]SO3+2NH3+O2→SO2+N2+3H2O(1)然而，即使在专利文献1和2中描述的示例性情况下，下式(2)表示的氧化反应在燃烧烟道气的处理期间显著的进行，并因此SO3的浓度可能增加。此外，故障可能因而在系统内发生，并且每次发生这样的故障时必须停止工厂的运行，因此，可能影响工厂的稳定运行、长期运行等。[化学方程式2]SO2+1/2O2→SO3(2)引用列表专利文献[专利文献1]JP3495591[专利文献2]JP4813830发明概述技术问题在这些情况下，本发明的目的是提供与常见的相比，降低处理成本，在氧气气氛下降低包含在燃烧烟道气中的NOx以及降低SO3的浓度，并因而使得工厂能够稳定长期运行的烟道气处理系统和烟道气处理方法。解决问题的手段为了实现以上描述的目标，根据本发明的一个方面，烟道气处理系统是从包括NOx和SO3的燃烧烟道气中去除NOx和SO3的烟道气处理系统，且所述系统包括脱硝和SO3还原设备，所述脱硝和SO3还原设备配置为通过在将所述燃烧烟道气与催化剂接触之前，将第一添加剂NH3和第二添加剂添加到所述燃烧烟道气而将燃烧烟道气脱硝和将SO3还原为SO2，所述第二添加剂包括选自由通式：CnH2n(n是2至4的整数)表示的烯烃和通式：CmH2m+2(m是2至4的整数)表示的烷烃组成的组的一种或多种。注意此处给出的说明中和权利要求中，与JISZ8301相一致地使用术语“和/或”，以共同表示以彼此平行使用的两个术语、或两个术语中的一个，即，以共同表示可以通过两种术语表示的三种可能含义。此外，第二添加剂可以是具有烯丙基结构的烯烃，并优选C3H6作为所述烯烃。此外，优选C3H6的负载按C3H6/SO3的摩尔比计是0.1至2.0。催化剂可以包括选自由TiO2、TiO2-SiO2、TiO2-ZrO2和TiO2-CeO2组成的组的氧化物、混合氧化物或复合氧化物作为载体。优选所述TiO2-SiO2复合氧化物中的SiO2是按SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比计在5％至60％的范围内含有的。根据本发明的另一个方面，烟道气处理系统可以还包括：布置在所述脱硝和SO3还原设备的后流侧上的并配置为从所述燃烧烟道气回收热量的空气预热器；布置在所述空气预热器的后流侧上的并配置为从所述燃烧烟道气收集灰尘的电集尘器；和脱硫设备，所述脱硫设备布置在所述电集尘器的后流侧上并配置为通过将残留在所述燃烧烟道气中的或通过还原SO3得到的SO2与由碳酸钙形成的浆料接触来吸收和移除所述SO2。根据本发明的还另一个方面，在烟道气处理系统中，燃烧烟道气可以是来自燃烧低级燃料的发电厂的烟道气，并且系统可以还包括，布置在所述电集尘器的前流侧上的并配置为进一步添加作为第三添加剂的NH3和/或CaCO3到包含残留在其中的SO3的所述燃烧烟道气的第三添加装置。此外，根据本发明的还另一个方面，本发明是烟道气处理方法。根据本发明的还另一个方面的烟道气处理方法是从包括NOx和SO3的燃烧烟道气中去除NOx和SO3的烟道气处理方法，并且方法包括使燃烧烟道气脱硝和将SO3还原为SO2的脱硝和SO3还原步骤，在其中将第一添加剂NH3和第二添加剂在燃烧烟道气与催化剂接触前添加到燃烧烟道气，所述第二添加剂包括选自由通式：CnH2n(n是2至4的整数)表示的烯烃和通式：CmH2m+2(m是2至4的整数)表示的烷烃组成的组的一种或多种。发明的有益效果根据本发明，提供烟道气处理系统和烟道气处理方法，通过减少燃烧烟道气中的NOx并与常见的相比更多降低SO3的浓度使得工厂能够稳定运行长时间运行。附图简述[图1]图1是示出根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的第一实施方案的示意图。[图2]图2是示出根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的第二实施方案的示意图。[图3]图3是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例1的通过实际机器的模拟说明脱硝效果和用SO3还原剂(C3H6/SO3＝2)将SO3还原为SO2的效果的图。[图4]图4是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例1的通过对燃烧烟道气中不同水平SO3浓度的实际机器的模拟说明空气预热器(AH)的连续运行时间的图。[图5]图5是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例2的通过实际机器的模拟说明脱硝效果和通过SO3还原剂(C3H6/SO3＝2)将SO3还原为SO2的效果的图。[图6]图6是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例2的通过对燃烧烟道气中不同水平SO3浓度的实际机器的模拟说明电集尘器(EP)的连续运行时间的图。[图7]图7是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例3的通过实际机器的模拟说明脱硝效果和通过SO3还原剂(C3H6/SO3＝0.5)将SO3还原为SO2的效果的图。[图8]图8是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例3的通过实际机器的模拟说明脱硝效果和通过SO3还原剂(C3H6/SO3＝0.9)将SO3还原为SO2的效果的图。[图9]图9是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例4的通过实际机器的模拟说明脱硝效果和通过SO3还原剂(C3H6/SO3＝2)将SO3还原为SO2的效果的图。[图10]图10是用于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例4的催化剂组成与SO2到SO3的氧化速率之间关系的图。[图11]图11是对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例5的通过实际机器的模拟说明通过SO3还原剂(C3H6/SO3＝2)将SO3还原为SO2的效果的图。[图12]图12(a)是说明用于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例6的常用实际机器中压降比率的增加比率的图，且图12(b)是说明常用实际机器中的SO3浓度和泄漏的NH3浓度的图。[图13]图13(a)是说明当在用于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例6的常用实际机器中使用SO3还原剂时理论压降比率的增加比率的图，且图13(b)是当在常用实际机器中使用SO3还原剂时理论SO3浓度和理论泄漏的NH3浓度的图。[图14]图14是说明对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例7的燃烧烟道气中SO3浓度变化的图。[图15]图15是说明当将SO3还原剂用于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例8时得到的SO3的还原率的图。[图16]图16是说明对于根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法的实施例8的SO3还原剂分解活化能与SO3还原率常数之间关系的图。实施方案的描述将在以下参考附图中示出的实施方案描述根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法。将在氧气气氛例如氧气的存在下在锅炉的燃烧室中燃烧的烟道气称为“燃烧烟道气”在本文中将气流称为关于燃烧烟道气的流动方向的“前流”或“后流”。[烟道气处理系统](第一实施方案)将在以下参考图1描述根据本发明的烟道气处理系统的第一实施方案。参照图1，将图1中示出的烟道气处理系统布置在燃煤发电厂中，并且所述系统至少包括锅炉2；第一添加装置3a；第二添加装置3b；脱硝设备4；空气预热器5；集尘器6；热回收和再加热设备7a和7b；脱硫设备8；和烟囱9。注意在此以及在权利要求中将至少由至少第一添加装置3a、第二添加装置3b、和脱硝设备4构成的配置称为脱硝和SO3还原设备。锅炉2在燃烧室中燃烧外部供给的锅炉燃料并将通过燃烧产生的燃烧烟道气供给到脱硝设备4。通过燃烧产生的烟道气至少包括通过SO2的氧化产生的SO3。第一添加装置3a是布置在脱硝设备4的前流侧上的注入管并将第一添加剂氨(NH3)注入到燃烧烟道气中。第一添加装置3a将氨注入，以通过选择性催化还原将烟道气中的氮的氧化物脱硝。第二添加装置3b是靠近脱硝设备4的前流侧上的第一添加装置3a布置的注入管并将第二添加剂注入到烟道气中。第二添加装置3b与脱硝设备4联用以将燃烧烟道气中的SO3还原为SO2并降低燃烧烟道气中的SO3的浓度。除了注入管的形式之外，可以将多个喷雾喷嘴作为第一和第二添加装置3a和3b的形式使用，且多个沿燃烧烟道气流动方向布置的喷嘴是合适的。本文和权利要求中的第二添加装置3b也称为“SO3还原剂注入设备”。从第二添加装置3b注入的第二添加剂是可以主要将SO3还原为SO2的SO3还原剂，并且是选自由通式：CnH2n(n是2至4的整数)表示的烯烃(不饱和烃)和通式：CmH2m+2(m是2至4的整数)表示的烷烃(饱和烃)组成的组的一种或多种。所述烃可以单独使用或必要时与以一种以上组合使用。对于第二添加剂，选自由丙烷(C3H8)、乙烷(C2H4)、丙烯(C3H6)和丁烯(C4H8)组成的组的一种或多种是优选的；选自由C3H6和C4H8组成的组的一种或多种是更优选的；选自由具有烯丙基结构(CH2＝CH-CH2-)的烃化合物C3H6、2-丁烯例如顺-2-丁烯和反-2-丁烯和异丁烯(异-C4H8)组成的组的一种或多种是还更优选的；并且C3H6是特别优选的。使用这一配置，可以在氧气气氛中将SO3还原为SO2并因而可以降低燃烧烟道气中SO3的浓度。如果将C3H6用作第二添加剂，优选C3H6的负载是按C3H6/SO3的摩尔比计0.1至2.0。如果第二添加剂的摩尔比小于0.1，SO2的氧化可以变为主要的并因而SO3可能突然增加，与之相比，如果第二添加剂的摩尔比大于2.0，则可能排出大量未反应的过量C3H6。通过控制第二添加剂在以上记载的范围内，可以提高燃烧烟道气中SO3清除的性能。注意在以上特定范围之外可以得到去除SO3的效果。将脱硝设备4布置在第一和第二添加装置3a和3b的后流侧上，并且可以使用在现有工厂中安装的已知的选择性催化还原(SCR)设备。脱硝设备4包括脱硝催化剂并将包括第一添加剂的燃烧烟道气与脱硝催化剂接触。在与脱硝催化剂接触后，燃烧烟道气中的NOX例如NO和NO2通过下式(3)至(5)表示的反应分解为氮气和水蒸气而脱硝。如果将包括脱硝活性组分例如钒氧化(V2O5)的脱硝催化剂用作脱硝设备4，脱硝效率会提高但SO2的氧化也可以继续。[化学方程式3]NO+NH3+1/4O2→N2+3/2H2O(3)NO2+2NH3+1/2O2→3/2N2+3H2O(4)NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O(5)此外，根据本发明实施方案的脱硝设备4通过与第二添加装置3b联用将燃烧烟道气中的SO3还原为SO2并因而通过下式(6)至(11)表达的反应减少燃烧炯道气中SO3的浓度。[化学方程式4]SO3+CH3OH+3/4O2→SO2+1/2CO+1/2CO2+2H2O(6)SO3+C2H5OH+5/42O2→SO2+CO+CO2+2/5H2O(7)SO3+C2H4+5/2O2→SO2+CO+CO2+2H2O(8)SO3+3/2C3H6+41/83O2→SO2+9/4CO+9/4CO2+6H2O(9)SO3+3/2C3H8+63/8O2→SO2+9/4CO+9/4CO2+6H2O(10)SO3+3/2C4H8+13/2O2→SO2+3CO+3CO2+6H2O(11)注意脱硝设备4在其内部包括由一种或多种以多个层结合在一起的催化剂构造的催化结构。在本实施方案中，可以增加脱硝设备4中催化剂层的数量并且对于脱硝设备4可以将催化剂再生。通过增加催化剂层的数量和通过进行催化剂的再生，脱硫设备中SO2的氧化率增加，并且因而烟道气中SO3的浓度也增加。然而，在本实施方案中，SO3还原的量的减少可以比烟道气中SO3浓度的增加更大。从而，即使增加催化剂层的数量和再生催化剂，也可以减小SO3的浓度。催化剂是其中将活性组分负载在载体上的催化剂，所述载体是氧化物、混合氧化物和/或复合氧化物。更具体地，载体的例子包括一种或多种选自由钛(Ti)、硅(Si)、锌(Zr)和铯(Ce)组成的组的元素的氧化物，和/或两种或两种以上选自以上组的混合氧化物和/或复合氧化物。它们之中，优选载体是选自由TiO2、TiO2-SiO2、TiO2-ZrO2和TiO2-CeO2组成的组的氧化物或混合氧化物或复合氧化物，并且更优选载体是TiO2或TiO2-SiO2的复合氧化物。优选TiO2-SiO2复合氧化物中的SiO2是按SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比计5％至60％，更优选12％至21％。通过将TiO2-SiO2复合氧化物中SiO2的量控制在上述范围内，可以抑制SO2的氧化并且即使在相同的负载活性组分的量下也提高第二添加剂的将SO3还原为SO2的效果。如果以上比率小于5％，可能得不到SO2抑制氧化的效果。注意在本文中和权利要求中“百分比”指SiO2的重量比100的TiO2和SiO2的总重量(wt.)的比率且术语“重量”可以用术语“质量”代替。催化剂可以是蜂巢结构体。然而，催化剂的形状并不限制于此，并且催化剂形状的例子包括球形，圆柱形，粉末体，多孔平板体等。可以通过以下方法制备复合氧化物，所述方法中混合上述元素的醇盐化合物、氯化物、硫酸盐或乙酸盐，然后进一步将所得混合物与水混合并随后以水溶液或溶胶的形式搅拌用于水解。也可以通过已知的共沉淀方法代替上述溶胶-凝胶方法制备复合氧化物。活性组分是选自由氧化钒(V2O5)、氧化钨(WO3)、氧化钼(MoO3)、氧化锰(Mn2O3)、二氧化锰(MnO2)、氧化镍(NiO)，氧化钴(Co3O4)组成的组的一种或多种的金属氧化物。用这一配置，催化剂负载的活性金属作为活性位点，并且因而可以在不使用昂贵的金属例如钌(Ru)的情况下阻止在氧气气氛中燃烧烟道气中SO3的增加，并且可以在氧气气氛中有效地进行NOx例如NO2的脱硝。优选在这些金属氧化物中的活性组分是自由氧化钒(V2O5)、氧化钼(MoO3)、氧化钨(WO3)组成的组的一种或多种选。优选在250℃至450℃的温度范围内进行通过脱硝设备4的催化反应，更优选300℃至400℃。如果温度小于300℃，催化剂的性能由于脱硝设备4中催化剂的降解可能退化，与之相比，如果温度超过400℃，第二添加剂可能自分解并因而发生SO3的不良还原。注意可以通过应用已知的方法例如基本的用于制造脱硝催化剂的方法制造催化剂。此外，可以通过将SO3还原为SO2减少燃烧烟道气中SO3的浓度。从而，根据SO3的还原水平，可以使用其中增加催化剂自身脱硝活性和SO2的氧化率并减少催化剂的量的配置。将空气预热器5布置在脱硝设备4的后流侧上，并使用在现有工厂中安装的空气预热器(AH)。空气预热器5设置有用于将燃烧空气引入锅炉2的热交换元件，并通过使用热交换元件通过燃烧烟道气和燃烧空气之间的热交换从燃烧烟道气回收热量。通过进行热回收，将燃烧烟道气的温度降低到预设温度并增加燃烧空气的温度，并且因而提高锅炉中燃烧的效率。在本实施方案中，已经减少了流入空气预热器5中的SO3的浓度。使用这一配置，将燃烧烟道气中的SO3通过与H2O如下式(12)表示的反应转化为气态或雾态浓缩硫酸(H2SO4)，并因而可以抑制金属元件的腐蚀和抑制可以由于这样的腐蚀导致发生的累计灰尘的量的增加。[化学方程式5]SO3+H2O→H2SO4(12)进一步，如果SO3在空气预热器5里的烟道气中以高浓度存在，由于设置在空气预热器5内部的金属元件导致SO3可能部分冷凝，这可能提高金属元件等的腐蚀和灰尘的累积。作为结果，常见的情况下，空气预热器5内部的压降可能增加，并且为了维护操作例如用水清洗的必须停止工厂运行。根据本发明的实施方案，将流到空气预热器5中的烟道气中的SO3还原，因而减小SO3的浓度，并且因此抑制以上描述的问题并且使工厂能够稳定且长期运行。此外，空气预热器5可以任选地包括温度计(未示出)。如果使用这一配置，评估金属元件的金属温度和燃烧烟道气中的水分含量并计算空气预热器5中的压降和用于能够稳定运行的SO3的浓度，并根据评估和计算的结果，可以控制待进料的第二添加剂的量使得将SO3的浓度控制在例如阈值以下。使用这一配置，可以减小第二添加剂的量并因而减少运行成本。将集尘器6布置在空气预热器5的后流侧上，并使用现有工厂中安装的电集尘器(EP)或袋式过滤器。集尘器6通过使用电集尘器器、袋式过滤器等收集燃烧烟道气中的灰尘。在本实施方案中，减少了流入集尘器6的SO3的浓度。从而，可以阻止集尘器6及其管道系统的腐蚀、灰尘到电极的粘附和可以由于灰尘粘附到电极上而发生的不良装填和被灰尘堵塞。从而，可以连续运行集尘器6，并因而使得工厂能够稳定和长期运行。此外，可以不需要安装如果烟道气中SO3的浓度高而安装的湿型EP。热回收/再加热设备7a布置在集尘器6的前流或后流上，并且是在现有工厂中安装的的气-气-加热器(GGH)的热回收设备。热回收/再加热设备7a通过热交换从燃烧烟道气回收热量并冷却燃烧烟道气。热回收/再加热设备7a包括金属元件例如热交换器(未示出)。在本实施方案中，因为已减少流入热回收/再加热设备7a的SO3的浓度，可以抑制布置在热回收/再加热设备中的金属元件例如热交换器的腐蚀，也可以抑制热回收/再加热设备中石灰灰的粘附和累积。脱硫设备8布置在集尘器6和热回收/再加热设备7a的后流侧上，并且是现有工厂中安装的烟道气脱硫(FGD)设备。脱硫设备8通过下式(13)将残留在燃烧烟道气中的SO2或还原的SO2与通过在水中悬浮的石灰(碳酸钙：CaCO3)形成的石灰浆接触以吸收和去除SO2。此外，脱硫设备8用通过空气供应管道(未示出)供应的空气将已经吸收了SO2的石灰浆氧化以形成石膏浆(CaSO4/2H2O)并以石膏的形式收集和去除SO2。[化学方程式6]SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2(13)CaSO3·1/2H2O+1/2O2+3/2H2O→CaSO4·2H2O(14)热回收/再加热设备7b布置在脱硫设备8的后流侧上，并且是在现有工厂中安装的气-气-加热器的再加热设备。热回收/再加热设备7b用通过热回收/再加热设备7a回收的热量在烟囱9的前流侧上将燃烧烟道气再加热。热回收/再加热设备7b包括金属元件例如热交换器(未示出)。在本实施方案中，已经减少烟道气中流入热回收/再加热设备7b的SO3的浓度。从而，可以抑制布置在热回收/再加热设备7b中的金属元件例如热交换器的腐蚀并也可以抑制热回收/再加热设备中石灰灰的累积。通过使用风扇(未示出)从烟囱9放出经处理的燃烧烟道气。将烟囱9布置在集尘器6的内部或外部并可以具有用于排出经处理的燃烧烟道气的配置。在本实施方案中，流入烟囱9的烟道气基本上不包括SO3。从而，SO3不进入烟囱9，并因而阻止蓝烟(bluesmoke)的排出。[烟道气处理方法]将在以下参考具有以上描述的配置的烟道气处理系统的第一实施方案的运行模式来描述根据本发明烟道气处理方法的第一实施方案。根据本发明实施方案的烟道气处理方法是将燃煤发电厂中烟道气中NOX和SO3去除的烟道气处理方法，并至少包括脱硝和SO3还原过程，空气预加热过程，热回收和再加热过程，脱硫过程和排放过程。在脱硝和SO3还原过程中，在将锅炉2中产生的燃烧烟道气与脱硝催化剂接触之前，将第一添加剂和第二添加剂加到管道L1中的燃烧烟道气里，并通过脱硝设备4将燃烧烟道气脱硝并将SO3还原为SO2。更具体地，脱硝和SO3还原过程包括第一添加过程和第二添加过程。在第一添加过程中，通过第一添加装置3a将第一添加剂氨(NH3)注入到从锅炉2通过L1供应的烟道气中。在第二添加过程中，通过第二添加装置3b将第二添加剂包括H元素和C元素的化合物注入。优选通过使用多个沿着燃烧烟道气流向布置的喷嘴将第一和第二添加过程在从锅炉2到脱硝设备4的管道L1中进行。此外，优选同时进行第一添加过程和第二添加过程。注意，关于添加第一和第二添加剂的方法，可以使用这样的方法，例如，其中将空气、惰性气体、水蒸气等添加到预先气化的第一和第二添加剂，将混合物稀释后，将添加剂加入。注意在本文和权利要求中，第二添加过程也叫“SO3还原过程”。在空气预加热过程中，将热量从经过脱硝和SO3还原过程的烟道气回收。更具体地，通过使用通过热交换以冷却燃烧烟道气的空气预热器5从由脱硝设备4供应的烟道气回收热量。在第一热回收和再加热过程中，从已经经历灰尘收集过程的烟道气回收热量，以冷却燃烧烟道气。更具体地，通过热回收/再加热设备7a通过热交换以冷却燃烧烟道气从由集尘器6通过管道L3供应的烟道气回收热量。在脱硫过程中，将残留在已经经历第一热回收和再加热过程的燃烧烟道气中的SO2或通过SO3的还原产生的SO2与形成自碳酸钙的浆料接触，并因而去除上述SO2。更具体地，将从热回收/再加热设备7a通过管道L4供应的燃烧烟道气中残留的SO2或通过还原产生的SO2与通过在水中悬浮石灰石(碳酸钙：CaCO3)形成的石灰浆接触，并因而吸收和去除上述SO2。此外，也可以将已经吸收SO2的石灰浆料通过与通过空气供应管道(未示出)供应的空气氧化处理以形成石膏浆料(CaSO4/2H2O)来以石膏的形式收集和去除上述SO2。在第二热回收和再加热过程中，再加热已经经历脱硫过程的烟道气。更具体地，通过热回收/再加热设备7b将从脱硫设备8通过管道L5供应的燃烧烟道气再加热，并将再加热的燃烧烟道气通过管道L6送入烟囱9。在排出过程中，经历第二热回收和再加热过程后，通过使用风扇(未示出)处理燃烧烟道气。[烟道气处理系统](第二实施方案)将在以下参考图2描述烟道气处理系统的第二实施方案。提供与示于图1中的参考数字和符号相同的与第一实施方案的相同元件，并且其细节描述以下将不再重复。参照图2，烟道气处理系统10与第一实施方案的烟道气处理系统的不同至少在于：将其布置在燃烧低级燃料的发电厂中并且其包括第三添加设备3c。低级燃料包括重油，石油焦油(petrokokes)，减压渣油(VR)和低品位煤。对于第三添加装置3c，可以使用在现有工厂中安装的注入管，其布置在空气预热器5的后流侧上和集尘器6的前流侧上。第三添加装置3c进一步注入第三添加剂氨(NH3)到燃烧烟道气，向所述燃烧烟道气中已经通过集尘器6的前流侧上的第一添加装置3a和第二添加装置3b添加了第一添加剂和第二添加剂。当通过第三添加装置3c注入氨时，烟道气中的SO3通过以下式(15)表示的反应与NH3反应并产生固体颗粒形式的硫酸氢铵((NH4)HSO4)。由此将SO3与灰尘一起收集。[化学方程式7]SO3+NH3+H2O→(NH4)HSO4(15)在根据第二实施方案的烟道气处理系统中，描述了其中不包括热回收/再加热设备7a热回收/再加热设备7b作为实施例的配置。然而，根据燃烧低级燃料的发电厂的要求，如工厂的使用目等，可以包括热回收/再加热设备7a和热回收/再加热设备7b。[烟道气处理方法]将参考具有以上描述配置的烟道气处理系统的第二实施方案的操作模式描述根据本发明的烟道气处理方法的第二实施方案。以下将不重复描述类似于第一实施方案的过程。根据本发明实施方案的烟道气处理方法是处理燃烧低级燃料的发电厂中燃烧烟道气的烟道气处理方法，并至少包括在灰尘收集过程之前进一步添加NH3和/或CaCO3作为第三添加剂到含有残留SO3的燃烧烟道气中的第三添加过程。对于第三添加过程，可以使用安装从空气预热器5到集尘器6的在管道L2中注的入管，并且在L2和/或集尘器6中进行第三添加过程。对于注入第三添加剂的方法，可以使用以下方法；其中将第三添加剂气化，随后向其加入空气、惰性气体、水蒸气等，并且稀释所得混合物，然后将混合物添加到燃烧烟道气。将已经经历第三添加过程的烟道气通过集尘器6和/或管道L7和脱硫设备8以及管道L8从烟囱9排出。根据本实施方案，可以显示与第一实施方案相同的效果，并且也可以在布置在后续阶段的第三添加装置3c和脱硫设备8中减少为了降低SO3的浓度而要被注入的NH3、碳酸钙等的量。从而，可以降低化学品的成本。在目前的实施方案中，示例性的系统和方法不包括热回收/再加热设备7a和热回收/再加热设备7b；然而，本发明并不限制与此。在用于燃烧低级燃料的发电厂的烟道气处理系统和烟道气处理方法中，也可以在集尘器6的后流侧上或烟囱的前流侧上布置与第一实施方案相似配置的热回收/再加热设备。使用这一配置，因为已将烟道气中SO3的浓度降低，也可以抑制设置在安装的热回收/再加热设备中的金属元件例如热交换器的腐蚀以及抑制热回收/再加热设备中石灰灰的累积。此外，在第一和第二实施方案中，可以进一步增加催化剂层的数量并且对于多个脱硫设备的催化剂层可以将催化剂再生。通过增加催化剂层的数量和通过再生催化剂，脱硫设备中SO2的氧化率增加，并且因而燃烧烟道气中SO3的浓度也增加。然而，在本实施方案中，可以通过第二添加装置3b进行脱硝，并且可以通过第二添加装置3b还原SO3。进一步，因为SO3的还原的量的减少比烟道气中SO3的浓度的增加要大，即使增加催化剂层的数目和再生催化剂，也可以减小SO3的浓度。可以通过以下方法实施催化剂的再生：其中用水和化学物质清洗劣化的催化剂以将劣化组分从催化剂去除，然后用必要的例如氧化钒，氧化物和氧化钼的催化剂的活性组分浸渍催化剂。此外，第一和第二实施方式的系统可以任选地是其中设置CO转化器的系统，其还包括布置在脱硝设备4的前流侧上的氧化催化剂层。提供CO转化器以进行作为已被作为第二添加剂添加的还原剂的未燃烧部分产生的一氧化碳(CO)及其副产品气体的氧化处理。在具有以上描述的配置的系统中，使得可以采取用于减少将从脱硝和SO3还原设备等新排出的第二添加剂的未燃烧部分和CO的手段。尤其是在根据第二实施方案的燃烧低级燃料的发电厂中产生大量的一氧化碳，并且系统中的所述大量的CO可以进一步减少。进一步，可以将CO转化器布置在空气预热器的后流侧上或脱硫设备的后流侧上。如果将CO转化器布置在脱硫设备中，可以将通过脱硫吸收的亚硫酸气体转化为硫酸气体，并且因而可以提高脱硫效率。另一方面，如果将CO转化器布置在空气预热器的后流侧上，可以减少空气预热器中产生的CO并且可以将氧化催化剂层的温度控制到大约200℃以下，因而可以有效阻止SO2重新被氧化为SO3。而且，布置在以上描述的氧化催化剂层中的氧化催化剂可以包括由一种或多种选自由二氧化钛(TiO2)、二氧化硅(SiO2)和氧化铝(Al2O3)组成的组的氧化物、混合氧化物或复合氧化物构成的载体。此外，载体具有能够负载由第一组分和第二组分构造的催化剂的能力，第一组分包括选自由铂(Pt)，铅(Pd)，钌(Ru)，铑(Rh)，铱(Ir)和银(Ag)组成的组的一种或多种；且第二组分包括至少一种包括例如磷(P)，砷(As)和锑(Sb)的元素的化合物。通过使用具有以上描述配置的催化剂，可以实现以上描述的效果，可以实现脱硝效果并且可以实现有效抑制SO2氧化为SO3的效果。实施例将通过参考实施例更具体地描述本发明以说明本发明的效果。根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法不限于实施例。[实施例1]评估用于还原在与燃煤发电厂中相同的条件下产生的烟道气中SO3的SO3还原剂(第二添加剂)的效果。(催化剂A的制备)通过应用用于脱硝催化剂制造的基本的和本身公知的方法制造催化剂A。(SO3还原性能和脱硝性能测试I)通过其中假设使用真实的机器的实验室规模的测试，制造两块在其中三块催化剂A连续地结合的催化剂，并且将催化剂块用作试验例1和试验例2。允许具有预先确定性质的烟道气贯穿试验例流动，并在催化剂层的第一层出口、第二层出口和第三层出口测试SO3的浓度和NOx的浓度。在试验例1中，在催化剂层的入口不添加SO3还原剂，并且在试验例2中，将丙烯(C3H6)作为SO3还原剂添加。在催化剂层的入口以C3H6∶SO3摩尔比计的C3H6的负载量是2∶1。在样品完成后通过沉淀滴定法分析SO3的浓度。测试条件示于下表1中。在表中，″AV″表示面积速率(通过气体量/催化剂总接触面积)，并且AV的单位是Nm3/(m2·h)，以国际系统单位表示是(m3(标准))/m2·h)(m3(normal))/m2·h)。Ugs表示表观速度(流体流动速率/蜂巢催化剂的横截面积)。[表1]测试条件I图3示出了当在燃煤情况下处理烟道气时，通过SO3还原剂还原的烟道气中SO3(ppm)的浓度和NOx(ppm)的浓度的变化。参照图3，在试验例1和试验例2中，烟道气中NOx的浓度在催化剂层的第一层的出口从150ppm减少到约40ppm，在第二层的出口减少到约10ppm，并且在第三层的出口减少到约5ppm。试验例1的烟道气中SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从10ppm增加到约13ppm，在第二层的出口增加到约15ppm，并且在第三层的出口增加到约17ppm。与之相比，试验例2的SO3的浓度第一层的出口从10ppm减少到约8ppm，在第二层的出口，减少到约6ppm，并且在第三层的出口，减少到约7ppm。从以上描述的结果可以看出，对于所有AV的区域，在其中将C3H6加到在燃煤条件下处理的烟道气的情况下，通过在燃煤情况下将C3H6加到烟道气中，可以达到相同的脱硝效果。与之相比，如果不添加SO3还原剂，烟道气中SO3的浓度可能增加。另一方面，如果将C3H6作为SO3还原剂添加到在燃煤情况下处理的烟道气，可以减少烟道气中的SO3并且可以在其中AV高的区域(即其中催化剂量小的区域)中和在其中AV低(即其中催化剂量大的区域)的区域中减少SO3的浓度。接下来，评估现有燃煤发电厂里燃烧烟道气中SO3的浓度对真实机器的影响。假设将空气预热器(AH)安装在现有的燃煤发电厂里，评估连续运行时间。基于烟道气中SO3的浓度和同时的空气预热器的用水清洗次数的数量之间的关系计算连续运行时间。图4示出了用于烟道气中不同水平SO3浓度的空气预热器的连续运行时间(月)。参照图4，没有SO3还原剂添加的烟道气中SO3的浓度是20ppm，而在将SO3还原剂添加到烟道气的情况下，SO3的浓度是10ppm。在其中烟道气中SO3的浓度是20ppm的情况下，空气预热器的连续运行时间是6个月。与之相比，在其中烟道气中SO3的浓度是10ppm的情况下，空气预热器的连续运行时间是21个月。从这些结果证实了，基于先前的记录，通过将C3H6作为SO3还原剂添加，即使在实际机器中，也可以将空气预热器的连续运行时间增加三倍以上。[实施例2]评估用于还原在与燃烧低级燃料的发电厂中相同的条件下产生的烟道气中SO3的SO3还原剂(第二添加剂)的效果。(SO3还原性能和脱硝性能测II)制造两块在其中三块催化剂A连续地结合的催化剂，并且将催化剂块分别用作试验例3和试验例4。在试验例3和试验例4中，与实施例1相似，在催化剂层的第一层出口、第二层出口和第三层出口测试SO3的浓度和NOx的浓度。在试验例3中，在催化剂层的入口不添加SO3还原剂，并且在试验例4中，将C3H6作为SO3还原剂添加。与实施例1相似，在催化剂层的入口以C3H6∶SO3摩尔比计的C3H6的负载量是2∶1。测试条件示于下表2中。[表2]测试条件II图5示出了当在燃烧低级燃料情况下处理烟道气时，通过SO3还原剂还原的烟道气中SO3(ppm)的浓度和NOx(ppm)的浓度的变化。参照图5，在试验例3和试验例4中，烟道气中NOx的浓度在催化剂层的第一层的出口从150ppm减少到约50ppm，在第二层的出口减少到约20ppm，以及在第三层的出口减少到约5ppm。试验例3的烟道气中SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从150ppm增加到约150ppm，在第二层的出口增加到约150ppm，并且在第三层的出口增加到约155ppm。与之相比，试验例4的SO3的浓度第一层的出口从150ppm减少到约95ppm，在第二层的出口，减少到约60ppm，并且在第三层的出口，减少到约30ppm。从以上描述的结果可以看出，对于所有AV的区域，通过将C3H6加到烟道气可以在低级燃料燃烧情况下得到与在其中将C3H6加到在低级燃料燃烧条件下处理的烟道气的情况下相同的脱硝效果。相反，与之相比，如果不添加SO3还原剂，烟道气中SO3的浓度可能增加。另一方面，如果将C3H6作为SO3还原剂添加到在燃烧低级燃料情况下处理的烟道气，可以减少烟道气中的SO3并且可以在其中AV高的区域(即其中催化剂量小的区域)中和在其中AV低(即其中催化剂量大的区域)的区域中减少SO3的浓度。接下来，评估现有燃烧低级燃料的发电厂里燃烧烟道气中SO3的浓度对真实机器的影响。假设将电集尘器(EP)布置在现有的燃煤发电厂里，评估连续运行时间。基于烟道气中SO3的浓度和累积灰尘去除操作次数的数量之间的关系计算连续运行时间。图6示出了用于燃烧烟道气中不同水平SO3浓度的电集尘器的连续运行时间(月)。参照图6，没有SO3还原剂添加的烟道气中SO3的浓度是100ppm，而在将SO3还原剂添加到烟道气的情况下，SO3的浓度是50ppm。在其中烟道气中SO3的浓度是100ppm的情况下，空气预热器的连续运行时间是4个月。与之相比，在其中烟道气中SO3的浓度是50ppm的情况下，空气预热器的连续运行时间是12个月。从这些结果证实了通过将C3H6作为SO3还原剂添加，也即使在安装在燃烧低级燃料的发电厂里的实际机器中，可以将电集尘器的连续运行时间增加三倍以上。[实施例3]评估当在现有燃煤发电厂中增加脱硫设备的脱硝层的数目和将脱硝催化剂再生时，由于SO3还原剂(第二添加剂)的添加发生的燃烧烟道气中SO3浓度的变化。假设进行用于增加在现有燃煤发电厂中安装的脱硫设备的催化剂层的数目的施工工程以附加安装催化剂A构造的第三脱硝层，评估SO3的浓度和NOx的浓度。与实施例1相似，在催化剂层的第一层出口、第二层出口和第三层出口测试SO3的浓度和NOx的浓度。使用如试验例5的其中不添加SO3还原剂的情况以及使用如试验例6的其中将C3H6作为SO3还原剂添加的情况。除催化剂层入口处C3H6的负载以C3H6∶SO3摩尔比是0.5∶1外，测试条件与实施例1的那些相似。图7示出了当增加催化剂层数量时，由于SO3还原剂的添加产生的SO3浓度(％)和NOx浓度(％)的变化。参照图7，试验例5和试验例6的NOx的浓度在催化剂层的在第一层的出口从150ppm减少到约40ppm在第二层的出口减少到约10ppm，在第三层的出口减少到约5ppm。此外，试验例5的SO3的浓度在催化剂层的在第一层的出口从10ppm增加到约13ppm，在第二层的出口增加到约15ppm，在第三层的出口，增加到约17ppm。另一方面，试验例6的SO3的浓度在催化剂层的在第一层的出口从10ppm增加到约11ppm，在第二层的出口增加到约12ppm，在第三层的出口增加到约14ppm。随后，假设现有工厂里脱硫设备的催化剂层的数量已经增加，将劣化的催化剂A再生。通过在用化学品清洗催化剂后将催化剂活性组分钒充入进行催化剂的再生。再生催化剂之后，在催化剂层的第一层出口、第二层出口和第三层出口测试SO3的浓度和NOx的浓度。将不添加SO3还原剂作为试验例7，以及将添加丙烯(C3H6)作为SO3还原剂的情况作为试验例8。除催化剂层入口处C3H6的负载以C3H6∶SO3摩尔比计是0.9∶1外，测试条件与实施例1相似。图8示出了催化剂再生之后由于SO3还原剂的添加产生的SO3浓度(％)和NOx浓度(％)的变化。参照图8，试验例7和试验例8的NOx的浓度在催化剂层的第一层的出口从150ppm减少到约40ppm，在第二层的出口减少到约10ppm，以及在第三层的出口减少到约5ppm。此外，试验例7的SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从10ppm增加到约15ppm，在第二层的出口增加到约17ppm，并且在第三层的出口增加到约20ppm。另一方面，试验例8的SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从10ppm增加到约11ppm，在第二层的出口增加到约12ppm，并且在第三层的出口增加到约14ppm。从这些结果可知如果在实际机器中增加催化剂层的数量或再生催化剂，会增加催化剂的量并因而增加SO3的浓度。然而，证实了即使在其中实际机器中已经增加催化剂层的数量的情况下，也可以通过将C3H6添加到燃烧烟道气作为SO3还原剂来阻止由于催化剂的添加可能产生的燃烧烟道气中SO3的增加。此外证实了，即使在真实机器中已经将催化剂再生，在烟道气中SO3的增加也能够通过向烟道气加入C3H6作为SO3还原剂得到阻止。[实施例4]对于具有不同于以上组成的脱硝催化剂的情况，评估了SO3还原剂(第二添加剂)用于将SO3还原为SO2的效果。(催化剂B的制备)制备硫酸氧钛(titanylsulfate)在硫酸中的水溶液作为钛源，将氨水添加到水，进一步向其中加入二氧化硅溶胶，并将之前制备的硫酸氧钛在硫酸中的水溶液逐滴加入溶液以得到TiO2-SiO2凝胶。过滤凝胶，用水清洗残余物并在200℃下干燥10小时。然后将得到的产物在空气气氛中600℃烧制6小时，并通过使用粉碎机进一步粉碎，以及然后通过使用分离器分离以得到具有平均颗粒尺寸10μm的粉末体。将偏钨酸铵((NH4)10H10W12O46·6H2O)加到并溶解在单乙醇胺溶液中，然后在其中溶解钒酸铵(NH3VO3)以得到均一溶液。将TiO2-SiO2粉末加到并混合入该溶液，通过使用挤出模型机器挤压形成150mm的蜂巢型。(SO3还原性能和脱硝性能测试III)将其中催化剂B的SiO2/(TiO2+SiO2)百分比是5％的情况用作试验例9，并且将其中催化剂B的SiO2/(TiO2+SiO2)百分比是14％的情况用作试验例10。与实施例1相似，制造两块在其中三块催化剂B连续地结合的催化剂，并在催化剂层的第一层出口、第二层出口和第三层出口测试SO3的浓度和NOx的浓度。在试验例9和试验例10中，将丙烯(C3H6)作为SO3还原剂添加。条件与实施例1中的那些相同。图9示出了在催化剂层的各自出口处烟道气中NOx的浓度(％)和SO3的浓度(％)的变化。参照图9，试验例9和10的烟道气中NOx的浓度在催化剂层的第一层的出口从150ppm减少到约40ppm，在第二层的出口减少到约10ppm，以及在第三层的出口减少到约5ppm。试验例9的烟道气中SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从10ppm减少到约8ppm，在第二层的出口减少到约6ppm，并且在第三层的出口减少到约7ppm。相对的，试验例10的SO3的浓度在催化剂层的第一层的出口从10ppm减少到约7ppm，在第二层的出口减少到约4ppm，并且在第三层的出口，减少到约4ppm。(对SO2氧化速率的分析)随后，与试验例9和10中的制法相似，新制备试验例11和12使得SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比分别变为12％和21％。基于其中不供给丙烯的情况中SO3的浓度变化计算试验例9至12的SO2氧化速率比率，并且基于计算得到的比率，随SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比的变化评估SO2的氧化速率。图10示出了通过SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比的变化的SO2氧化速率比率。参照图10，在试验例9中，在其中SiO2/(TiO2+SiO2)在催化剂中的百分比是5％，SO2氧化速率的比是1。另一方面，在试验例11中，在其中SiO2/(TiO2+SiO2)在催化剂中的百分比是12％，SO2氧化速率的比率减少到约0.5；在试验例10中，在其中以上百分比是14％，SO2氧化速率的比率减少到约0.46；并且在试验例12中，在其中以上百分比是21％，SO2氧化速率的比率减少到约0.45。从这些结果，对于在其中SiO2/(TiO2+SiO2)在催化剂中的百分比是12％至21％的情况，SO2氧化速率的比率小于在其中SiO2/(TiO2+SiO2)在催化剂中的百分比是5％的情况，并且认为前一种情况更优选用于SO3的还原。此外，已知SO2氧化速率的比率在超过12％的SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比范围内显著增加。从而可以理解，如果催化剂中TiO2的比率高，SO2氧化速率将变高并因而氧化反应快速进行，且如果催化剂中TiO2的比率高，影响烟道气中SO3的浓度。此外可以理解，在其中SiO2的比率高的脱硝催化剂中，如果活性组分中钒的量相同，SO2氧化速率减少，并因而用于将SO3还原为SO2的C3H6的影响增加。此外可以理解，尽管TiO2是玻璃纤维组分，其是用于保持蜂巢形状的形状保持剂，但TiO2不对SO2氧化速率的减少有贡献，其被活性组分例如钒浸渍。因此可以理解，必须与对SO3还原剂的负载的调节分开地调节溶剂中TiO2和SiO2之间的比率，并且优选TiO2-SiO2复合氧化物中SiO2/(TiO2+SiO2)的百分比在5％至60％范围内，优选在12％至21％范围内。[实施例5]当将干型脱硫设备和SO3还原设备(第二添加装置)附加安装在在其中直到此时没有安装干型脱硫设备的现有燃煤发电厂中时，检查烟道气中SO3的浓度的变化。假设包括催化剂A和SO3还原设备的脱硫设备已被附加安装在现有燃煤发电厂中，评估SO3的浓度。除催化剂层入口处C3H6的负载以C3H6∶SO3摩尔比是1.5∶1外，测试条件与实施例1相似。图11示出了在附加安装脱硫设备和SO3还原设备之前和之后，通过工厂中脱硫设备的SO3的浓度(ppm)变化。参照图11，在附加安装脱硫设备之前SO3的浓度是12ppm，并且在附加安装脱硫设备之后SO3的浓度是20ppm。在附加安装脱硫设备和第二添加装置之后SO3的浓度是8ppm。从以上结果证实了尽管对于通过空气预热器的热回收温度通常决定于工厂中的热交换，但如果附加安装脱硫设备，SO3的浓度也会增加。从而，由于空气预热器的腐蚀和灰尘的累积可能发生的压降可能影响工厂的连续运行。然而，通过附加安装除脱硫设备外的第二添加装置和通过从脱硫设备前流补充C3H6，可以以至少等于或大于增加的SO3的浓度的量减少SO3。作为结果得知，使得工厂的连续运行能够与进行脱硫设备的附加安装之前的工厂的运行相似。[实施例6]接下来，评估SO3还原剂对压降的影响，压降可能发生在当脱硫设备的催化剂已经劣化的情况下，并且在其中已经附加安装脱硫设备和SO3还原设备(第二添加装置)的燃煤发电厂中检查对应于NOx的处理期间未反应的NOx的部分的泄漏的氨的量。在与实施例5相似的工厂中，检测燃烧烟道气中泄漏的NH3的浓度和SO3的浓度，并计算布置在其后流侧上的空气预热器内部的压降的增加比率。此外，假设周期性地从脱硫设备的上游供应C3H6作为SO3还原剂以将SO3的浓度减少到连续泄漏的NH3的参考值以下(例如到3ppm或更少)。通过离子色谱分析方法检测燃烧烟道气中泄漏的NH3的量，并通过沉淀滴定方法检测SO3的浓度。基于测试目标AH中的压降确定压降的增加比率。图12(a)示出了传统工厂中压降的增加比率，并且图12(b)示出了传统工厂中泄漏的NH3的浓度(ppm)和SO3(ppm)的浓度。图13(a)示出了在其中工厂里周期性供应C3H6作为SO3还原剂的情况下压降的增加比率，并且图13(b)示出了工厂中泄漏的氨的量(ppm)和SO3的浓度(ppm)。参照图12(a)和12(b)，当泄漏的氨的量增加，气预热器中压降的增加比率从约1.7增加至约2.25，且用水清洗空气预热器。另一方面，如图13(a)和13(b)中所示，即使泄漏的氨的量已增加，也可以通过添加C3H6将SO3的浓度降低至约3ppm，并且，空气预热器中压降的增加比率是约1.5以下。如果产生自从脱硫设备的未反应部分的泄漏的氨的量增加，泄漏的氨通常与集中在燃烧烟道气中的SO3反应，并且因而沉降硫酸铵。空气预热器中累积的灰尘的水平主要由于沉降的硫酸铵而突然增加，并且因而可能增加压降。从而，必须停止工厂(运行)。然而，从以上结果可知，即使泄漏的氨的量已经增加，可以通过布置第二添加装置降低反应目标物质SO3的量。使用这一配置，可以抑制可能是累积的灰尘的增加的主要原因的硫酸铵的沉降。作为结果，证实可以将工厂稳定运行以长时间。[实施例7]接下来，评价在其中已经附加安装脱硫设备和SO3还原设备(第二添加装置)的现有燃煤发电厂里的燃烧烟道气中的SO3的浓度变化，其可以由于C3H6的浓度变化而变化。在与实施例5相似的工厂里，通过与实施例5相似的中和滴定方法测试SO3的浓度，并且基于测试值，评估由于不同的C3H6的浓度得到的对SO3的浓度的影响。图14示出了在其中催化剂层入口处SO3的浓度是10ppm和20ppm的情况下，发生的SO3的浓度(ppm)变化与供应的C3H6的浓度(ppm)变化的关系。参照图14，当催化剂层入口处燃烧烟道气中SO3的浓度是10ppm时，对于10ppm的供应的C3H6的浓度，催化剂层入口处SO3的浓度减少到9ppm；对于20ppm的供应的C3H6的浓度减少到约8ppm；对于30ppm的供应的C3H6的浓度减少到约4.5ppm；对于40ppm的供应的C3H6的浓度减少到约2ppm；并且对于50ppm的供应的C3H6的浓度减少到约1ppm。当催化剂层入口处燃烧烟道气中SO3的浓度是20ppm时，对于10ppm的供应的C3H6的浓度，催化剂层入口处SO3的浓度减少到23ppm；对于20ppm的供应的C3H6的浓度减少到约18ppm；对于30ppm的供应的C3H6的浓度减少到约14ppm；对于40ppm的供应的C3H6的浓度减少到约10ppm；并且对于50ppm的供应的C3H6的浓度减少到约5.5ppm。从以上结果可知随着增加作为SO3还原剂供应的C3H6的量增加(即增加C3H6的浓度)，可以将燃烧烟道气中SO3的浓度降低更多。还已知与较低的10ppm的浓度相比，对于催化剂层入口处20ppm的SO3的浓度，可以得到更显著的降低效果。此外，如果催化剂层入口处SO3的浓度是10ppm，供应的C3H6的浓度优选20ppm以上，更优选30ppm以上，且还更优选40ppm至50ppm。进一步，从这些结果已知，如果催化剂层入口处SO3的浓度是20ppm，供应的C3H6的浓度优选大于10ppm，更优选20ppm至50ppm，还更优选30ppm至50ppm，并且特别更优选40ppm至50ppm。[实施例8]在其中将具有不同组成的除丙烯外的烃用作SO3还原剂(第二添加剂)的情况下，评价在关于烃化合物的组合物的催化剂A中将SO3还原为SO2的效果。(试验例13至20的制备)将其中将甲醇(CH3OH)用作第二添加剂的情况作为试验例13，将其中将乙醇(C2H5OH)用作第二添加剂的情况作为试验例14，并且将其中将丙烷(C3H8)用作第二添加剂的情况作为试验例15。此外，将其中将乙烯(C2H4)用作第二添加剂的情况作为试验例16，将其中将丙烯(C3H6)用作第二添加剂的情况作为试验例17，将其中将1-丁烯(1-C4H8)用作第二添加剂的情况作为试验例18，将其中将2-丁烯(3-C4H8)用作第二添加剂的情况作为试验例19，并且将其中将异丁烯(异-C4H8)用作第二添加剂的情况作为试验例20。(SO3还原性能测试VI)将具有不同组成的SO3还原剂分别添加到试验例13至20的燃烧烟道气，并且允许燃烧烟道气经过由SO3催化剂构造的并安装在与实施例5相似的脱硫设备和SO3还原设备中的催化剂层，并基于其结果，测试在AV＝12.73Nm3/m2·h下燃烧烟道气中SO3的浓度变化。测试条件示于表3中，且测试结果示于图15中。在采样完成后分析SO3的浓度，并以以下方法确定SO3的还原率。以C3H6∶SO3摩尔比计的C3H6的负载量是3.6∶1。SO3还原率(％)＝(1-催化剂层出口处SO3的浓度/催化剂层入口处SO3的浓度)×100[表3]测试条件III图15示出了试验例13至20中在AV＝12.73Nm3/m2·h下SO3的还原率(％)。参照图15，其中使用醇类的试验例13中SO3还原率是4％，并且其中使用醇类的试验例14中SO3还原率是6％。另一方面，其中使用饱和烃的试验例15中SO3还原率是7.2％。其中使用醇类的试验例16中SO3还原率是高达20.2％。进一步，具有烯丙基结构的试验例17的SO3还原率是58.4％；具有烯丙基结构的试验例18的SO3还原率是50.2％；具有烯丙基结构的试验例19的SO3还原率是54.2％；且具有烯丙基结构的试验例20的SO3还原率是63.5％，显示非常高的值。从以上结果可知，与其中使用醇类例如CH3OH和C2H5OH的情况相比，通过使用饱和或不饱和烃C2H4、C3H6或C4H8作为SO3还原剂可以更多地减少燃烧烟道气中SO3的浓度。此外，可知通过使用具有烯丙基结构的≥3C的不饱和烃作为SO3还原剂可以显著降低燃烧烟道气中SO3的浓度。估计这是因为具有烯丙基结构的≥3C的不饱和烃的活性高且其中间体具有高的与SO3的反应活性。接下来基于在以下条目1至4中描述的催化剂的表面上单元反应模型，通过分子模拟评价C2H4、C3H8和C3H6作为SO3还原剂的分解活化能。1.烃吸附反应烃(CxHy)+表面→CxHy-表面2.烃分解反应(夺氢反应)CxHy-表面→CxHy-1(表面-配位)+H-表面3.与SO3(g)的反应(转化为磺酸)CxHy-1(表面-配位)+SO3(g)→SO2+CxHy-1-SO3--H-表面)4.SO3的分解CxHy-1-SO3-H-表面→SO2+CO2+CO图16示出了各自的从催化剂表面上烃的夺氢反应中的分解活化能(kcal/mol)与SO3还原反应速率(Nm3/m2/h)之间的关系。参照图16，C3H8(即饱和烃)的SO3还原反应速率常数是1.8并且分解活化能是89。C2H4(即不饱和烃)的还原反应速率常数是3.0并且分解活化能是65。C3H6(即具有烯丙基结构的≥3C的不饱和烃)的SO3还原反应速率常数是11.2并且分解活化能是58。从以上结果，可知C2H4的分解活化能的SO3还原反应速率常数比饱和烃C3H8的值更高，且C3H6的常数的值更高。此外，确认了分解活化能和SO3还原反应速率常数是相关的。可以理解，得到以上实施例的结果是因为SO3还原剂的烯丙基结构中的双键易于分解。此外，认为因为烯丙基结构的分解活化能低，可以轻易夺取氢。从而，确认不饱和烃构成的还原剂是有效地，并且具有烯丙基结构的≥3C的不饱和烃更有效。工业实用性根据本发明的烟道气处理系统和烟道气处理方法，与常见的相比，可以减少燃烧烟道气中的NOx并降低SO3的浓度，且工厂可以稳定运行以长时间。参考标记表1，10烟道气处理系统2锅炉3a第一添加装置3b第二添加装置3c第三添加装置4脱硫设备5空气预热器6集尘器7a，7b热回收/再加热设备8脱硫设备9烟囱