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摘要：我国的烟气脱硝技术研究还处于起步阶段，但随着我国经济实力的提高和硝酸型酸雨的危害越来越明显，烟气脱硝技术的发展已经成为大势所趋。目前成熟的工业化技术主要是选择性催化还原法和非选择性催化还原法，其他烟气脱硝技术尚未成熟，需要对现有工艺进行改善，确定最佳的应用条件。
关键词：电厂 烟气脱硝 技术
前言
燃煤电厂烟气中污染物数量多，传输远，对环境影响较大。燃煤电厂的烟尘不仅影响人体健康，而且给工农业生产带来很大的经济损失，有些电厂周围的农村在稻麦扬花、棉花吐絮、白菜包心的时节，因电厂排放的烟尘飘落，造成农作物大幅度减产，电厂因此每年要支付大量的赔款。对于燃煤电厂自身来说，除尘器出口排烟含尘浓度大，会加剧引风机磨损，影响机组的安全与发电。SO2 除了人所共知的对人体健康的危害，对建筑物与金属材料的腐蚀外，对农林生产也有很大的影响。燃煤电厂烟气中的NOx 主要为NO，排放大气后容易氧化为NO2。NO2 浓度大时将导致严重的大气污染，危及人体的健康。
一、脱硝技术概述
目前，各国对燃烧产生的NOx污染排放控制技术主要有2种。
1采用改进工艺和设备、改进燃烧以减少或抑制NOx生成量的低NOx燃烧技术和尾部排气脱硝技术。通常把通过改变燃烧条件来降低燃料燃烧过程中产生的NOx的各种技术措施统称为低氮氧化物（NOx）燃烧技术，与尾部排气脱硝技术相比，低NOx燃烧技术相对简单，但该方法脱硝效率有限，且往往会降低热效率，使得不完全燃烧热损失增加。目前，采用各种低NOx燃烧技术一般可以使NOx的质量分数降低20% ～60% ，但若要使烟气中NOx的质量分数有更大程度的降低，还须采用烟气脱硝技术和研究新的低NOx燃烧技术（如水煤浆燃烧、沸腾燃烧等）。
2烟气脱硝技术是指通过各种物理、化学过程使烟气中的NOx还原为氮气（N ）和其他物质，或者将NOx中不溶于水的NO氧化为易溶于水的NO2，然后通过碱吸收剂吸收（或是直接通过溶液吸收）。按反应体系的状态，烟气脱硝技术大致分为干法和湿法2类：干法主要包括选择性催化还原法（CSCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法（EB）等，湿法主要包括酸吸收法和碱吸收法等。
二、烟气脱硝技术
1 选择性催化还原法（SCR）
目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR 2种。此2种法都是利用氨对
NOx的还原功能，在催化剂的作用下將NOx（主要是NO）还原为对大气没有多少影响的N2和水，还原剂为NH3。在尿素法SCR中，先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器，转换的方法是将尿素注入分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间、驻留时间及温度，由此室分解出来的氨基产物即成为SCR的还原剂，通过触媒实施化学反应后生成氨及水。在整个工艺的设计中，通常是先使氨蒸发，然后和稀释空气或烟气混合，最后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。在SCR脱硝工艺中，影响脱硝效率的主要因素为反应温度、反应时间、催化剂性能、NH3与NOx的摩尔比等。SCR系统NOx脱除效率通常很高，添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应，仅有-/j，部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸很少，但随着催化剂失活、SCR脱硝过程副反应或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸会增加。一般在设计时保证氨的逃逸率在0.003‰～0.005‰。SCR反应器在锅炉烟道中一般有3种不同的安装位置，即热 高灰布置、热段/低灰布置和冷段布置。
（1）热段/高灰布置。反应器布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和NOx均通过催化剂反应器，反应器工作在“不干净”的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在300～400℃的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用。
（2）热段/低灰布置。反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，温度为300～400℃ 的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的SO3始终存在，因此，烟气中的NH3和SO3反应生成硫酸氨而发生堵塞的可能性仍然存在。
（3）冷段布置。反应器布置在烟气脱硫装置（FGD）之后，催化剂将完全工作在无尘、无SO2，的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞和腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少反应器的体积并使反应器布置紧凑。
2 选择性非催化还原（SNCR）技术
选择性非催化还原（SNCR）技术是在没有催化剂作用下，向800℃～ 1100℃炉膛中喷人还原剂（如氨气、氨水或者尿素等），还原剂迅速热解成NH3与烟气中NOx反应生成N2。SNCR 脱硝技术的主要影响因素为温度、还原剂类型、烟气中的氧气等。
（1）温度对SNCR 脱硝技术的影响。温度对SNCR 脱硝技术起主导作用。一般认为温度范围为800℃～1100℃较为适宜，即最佳温度窗口，但随反应器类型的变化而有所不同。当温度过高时，NOx的脱除率由于氨气的热分解而降低；温度过低时，NH3的反应速率下降，化学反应进行得不够彻底，NOx脱除率也会下降，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气泄漏。
（2） 不同的还原剂对SNCR 脱硝技术的影响。氨水和尿素是SNCR 工艺中常用的还原剂。但在反应过程中，随着还原剂的不同，其最佳温度窗口也不同。从最高效率温度比较：800℃以下，氨水的脱硝效率最好；尿素则是900℃效果最好的还原剂；从最佳温度窗口比较：氨水的最佳温度窗口最宽，从700℃～ 1 000℃；尿素的较窄，除了900℃的最佳脱硝高峰以外，其他温度脱硝效果均会下降。 （3）烟气中的氧气对SNCR 脱硝技术的影响。适量的氧气是SNCR 还原反应进行的一个重要因素，在没有氧气存在的条件下，NOx脱除效率很低；氧气浓度从2%增到4%，NOx脫除效率稳定在一定的水平，但随氧气浓度进一步增加，脱硝效率反而下降。因为过量的氧气会氧化NH3，使NH3泄漏减小，但增加了NOx的排放量。
3 SNCR.SCR脱硝技术
SNCR.SCR脱硝技术是把SNCR技术和SCR技术进行有效的组合，提高脱除NOx脱除效率的一种技术，它是结合了SCR技术脱硝效率高、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种工艺。SNCR技术投资较少，且运行成本较低和占地面积小，但受温度、停留时间和还原剂喷入方式条件限制较多，对氨的逃逸也需要严格控制，而且脱硝效率较低。SCR技术氨的逃逸量小，脱硝效率高，但是一次投资比较大，且运行成本高，占地面积也大。
SNCR-SCR工艺设计了两个反应区：首先通过锅炉炉墙上的喷射系统，将还原剂喷入第一个反应区— —炉膛，还原剂与烟气中NOx在炉膛的高温环境中发生非催化还原反应，进行初步脱氮：随后未反应完的还原剂进入混合工艺的第二个反应区— —反应器，进行选择性催化还原反应，实现进一步脱氮。SNCR.SCR工艺就是结合SNCR和SCR的特点，利用SNCR反应后逃逸的氨供给SCR反应，既解决了SNCR的氨逃逸问题，同时也节省了SCR催化剂的使用量，最重要的是省去了SCR的AIG喷氨系统，简化设备，节省投资，但是该技术系统比较复杂，运营管理比较繁琐，对技术要求也较高。
结束语
目前，我国的燃煤电厂烟气脱硝已处于工业示范阶段，对脱硝技术的选择应根据我国的实际情况，特别是经济承受能力，选用何种控制技术，应因地制宜，充分利用当地资源，做到经济上可行，技术上成熟，运行可靠。同时，加大对燃煤电厂烟气脱硝技术的研究力度。
参考文献
[1] 苏永. 火力发电厂烟气脱硝技术研究[J]. 热电技术. 2009（02）
[2] 赵全中，田雁冰. 火电厂烟气脱硝技术介绍[J]. 内蒙古电力技术. 2008（04）
[3] 郑晓峰，包正强，冯耀勋，贾明生. 选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）的实践与探讨[J]. 节能. 2006（02）
[4] 杨日光，韩利，杨涛，刘强. 燃煤电厂脱硝新技术研究进展[J]. 东北电力大学学报. 2010（02）
关键词：电厂 烟气脱硝 技术
前言
燃煤电厂烟气中污染物数量多，传输远，对环境影响较大。燃煤电厂的烟尘不仅影响人体健康，而且给工农业生产带来很大的经济损失，有些电厂周围的农村在稻麦扬花、棉花吐絮、白菜包心的时节，因电厂排放的烟尘飘落，造成农作物大幅度减产，电厂因此每年要支付大量的赔款。对于燃煤电厂自身来说，除尘器出口排烟含尘浓度大，会加剧引风机磨损，影响机组的安全与发电。SO2 除了人所共知的对人体健康的危害，对建筑物与金属材料的腐蚀外，对农林生产也有很大的影响。燃煤电厂烟气中的NOx 主要为NO，排放大气后容易氧化为NO2。NO2 浓度大时将导致严重的大气污染，危及人体的健康。
一、脱硝技术概述
目前，各国对燃烧产生的NOx污染排放控制技术主要有2种。
1采用改进工艺和设备、改进燃烧以减少或抑制NOx生成量的低NOx燃烧技术和尾部排气脱硝技术。通常把通过改变燃烧条件来降低燃料燃烧过程中产生的NOx的各种技术措施统称为低氮氧化物（NOx）燃烧技术，与尾部排气脱硝技术相比，低NOx燃烧技术相对简单，但该方法脱硝效率有限，且往往会降低热效率，使得不完全燃烧热损失增加。目前，采用各种低NOx燃烧技术一般可以使NOx的质量分数降低20% ～60% ，但若要使烟气中NOx的质量分数有更大程度的降低，还须采用烟气脱硝技术和研究新的低NOx燃烧技术（如水煤浆燃烧、沸腾燃烧等）。
2烟气脱硝技术是指通过各种物理、化学过程使烟气中的NOx还原为氮气（N ）和其他物质，或者将NOx中不溶于水的NO氧化为易溶于水的NO2，然后通过碱吸收剂吸收（或是直接通过溶液吸收）。按反应体系的状态，烟气脱硝技术大致分为干法和湿法2类：干法主要包括选择性催化还原法（CSCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法（EB）等，湿法主要包括酸吸收法和碱吸收法等。
二、烟气脱硝技术
1 选择性催化还原法（SCR）
目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR 2种。此2种法都是利用氨对
NOx的还原功能，在催化剂的作用下將NOx（主要是NO）还原为对大气没有多少影响的N2和水，还原剂为NH3。在尿素法SCR中，先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器，转换的方法是将尿素注入分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间、驻留时间及温度，由此室分解出来的氨基产物即成为SCR的还原剂，通过触媒实施化学反应后生成氨及水。在整个工艺的设计中，通常是先使氨蒸发，然后和稀释空气或烟气混合，最后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。在SCR脱硝工艺中，影响脱硝效率的主要因素为反应温度、反应时间、催化剂性能、NH3与NOx的摩尔比等。SCR系统NOx脱除效率通常很高，添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应，仅有-/j，部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸很少，但随着催化剂失活、SCR脱硝过程副反应或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸会增加。一般在设计时保证氨的逃逸率在0.003‰～0.005‰。SCR反应器在锅炉烟道中一般有3种不同的安装位置，即热 高灰布置、热段/低灰布置和冷段布置。
（1）热段/高灰布置。反应器布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和NOx均通过催化剂反应器，反应器工作在“不干净”的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在300～400℃的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用。
（2）热段/低灰布置。反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，温度为300～400℃ 的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的SO3始终存在，因此，烟气中的NH3和SO3反应生成硫酸氨而发生堵塞的可能性仍然存在。
（3）冷段布置。反应器布置在烟气脱硫装置（FGD）之后，催化剂将完全工作在无尘、无SO2，的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞和腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少反应器的体积并使反应器布置紧凑。
2 选择性非催化还原（SNCR）技术
选择性非催化还原（SNCR）技术是在没有催化剂作用下，向800℃～ 1100℃炉膛中喷人还原剂（如氨气、氨水或者尿素等），还原剂迅速热解成NH3与烟气中NOx反应生成N2。SNCR 脱硝技术的主要影响因素为温度、还原剂类型、烟气中的氧气等。
（1）温度对SNCR 脱硝技术的影响。温度对SNCR 脱硝技术起主导作用。一般认为温度范围为800℃～1100℃较为适宜，即最佳温度窗口，但随反应器类型的变化而有所不同。当温度过高时，NOx的脱除率由于氨气的热分解而降低；温度过低时，NH3的反应速率下降，化学反应进行得不够彻底，NOx脱除率也会下降，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气泄漏。
（2） 不同的还原剂对SNCR 脱硝技术的影响。氨水和尿素是SNCR 工艺中常用的还原剂。但在反应过程中，随着还原剂的不同，其最佳温度窗口也不同。从最高效率温度比较：800℃以下，氨水的脱硝效率最好；尿素则是900℃效果最好的还原剂；从最佳温度窗口比较：氨水的最佳温度窗口最宽，从700℃～ 1 000℃；尿素的较窄，除了900℃的最佳脱硝高峰以外，其他温度脱硝效果均会下降。 （3）烟气中的氧气对SNCR 脱硝技术的影响。适量的氧气是SNCR 还原反应进行的一个重要因素，在没有氧气存在的条件下，NOx脱除效率很低；氧气浓度从2%增到4%，NOx脫除效率稳定在一定的水平，但随氧气浓度进一步增加，脱硝效率反而下降。因为过量的氧气会氧化NH3，使NH3泄漏减小，但增加了NOx的排放量。
3 SNCR.SCR脱硝技术
SNCR.SCR脱硝技术是把SNCR技术和SCR技术进行有效的组合，提高脱除NOx脱除效率的一种技术，它是结合了SCR技术脱硝效率高、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种工艺。SNCR技术投资较少，且运行成本较低和占地面积小，但受温度、停留时间和还原剂喷入方式条件限制较多，对氨的逃逸也需要严格控制，而且脱硝效率较低。SCR技术氨的逃逸量小，脱硝效率高，但是一次投资比较大，且运行成本高，占地面积也大。
SNCR-SCR工艺设计了两个反应区：首先通过锅炉炉墙上的喷射系统，将还原剂喷入第一个反应区— —炉膛，还原剂与烟气中NOx在炉膛的高温环境中发生非催化还原反应，进行初步脱氮：随后未反应完的还原剂进入混合工艺的第二个反应区— —反应器，进行选择性催化还原反应，实现进一步脱氮。SNCR.SCR工艺就是结合SNCR和SCR的特点，利用SNCR反应后逃逸的氨供给SCR反应，既解决了SNCR的氨逃逸问题，同时也节省了SCR催化剂的使用量，最重要的是省去了SCR的AIG喷氨系统，简化设备，节省投资，但是该技术系统比较复杂，运营管理比较繁琐，对技术要求也较高。
结束语
目前，我国的燃煤电厂烟气脱硝已处于工业示范阶段，对脱硝技术的选择应根据我国的实际情况，特别是经济承受能力，选用何种控制技术，应因地制宜，充分利用当地资源，做到经济上可行，技术上成熟，运行可靠。同时，加大对燃煤电厂烟气脱硝技术的研究力度。
参考文献
[1] 苏永. 火力发电厂烟气脱硝技术研究[J]. 热电技术. 2009（02）
[2] 赵全中，田雁冰. 火电厂烟气脱硝技术介绍[J]. 内蒙古电力技术. 2008（04）
[3] 郑晓峰，包正强，冯耀勋，贾明生. 选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）的实践与探讨[J]. 节能. 2006（02）
[4] 杨日光，韩利，杨涛，刘强. 燃煤电厂脱硝新技术研究进展[J]. 东北电力大学学报. 2010（02）