燃煤烟气脱硝技术的研究进展

顾卫荣，周明吉，马 薇

（亿利资源集团有限公司，北京 100045）

燃煤烟气脱硝技术的研究进展

顾卫荣，周明吉，马 薇

（亿利资源集团有限公司，北京 100045）

对燃煤烟气脱硝现有技术进行了综述。重点对选择性催化还原法（SCR）、非选择性催化还原法（SNCR）、SNCR-SCR联合脱硝法等工艺及工业化现状进行了分析，并对国内外脱硝新技术进行了介绍，最后针对环保要求提出了我国脱硝技术应以开发中国特色的脱硝技术和加强新技术的研发为方向。

烟气脱硝；氮氧化物；选择性催化还原法；非选择性催化还原法

在大气污染物中，最主要的是燃煤引起的污染，燃煤烟气中的二氧化硫、氮氧化物（NOx）是影响我国环境空气质量的主要污染源。2011年初通过的“十二五”规划纲要，首次将NOx列入约束性指标体系，要求减少10%[1]，从而使NOx成为我国下一阶段污染减排的重点。烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附的特性有关。根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝，其中干法脱硝技术是目前工业研究、应用的主流和发展方向。

本文作者对燃煤烟气脱硝现有技术进行了综述，重点对干法脱硝技术中的选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SCNR）、SCR-SNCR混合脱硝法工艺进行了分析与比较，并对国内外脱硝技术的新进展进行了介绍。

1 干法脱硝技术

干法脱硝是指在气相中利用还原剂或高能电子束、微波等手段，将NOx还原成对环境无毒害作用的N2或转化为硝酸盐再回收利用。干法脱硝技术包括选择性催化还原法（SCR）、非选择性催化还原法（SCNR）、SCR-SNCR混合脱硝法等。

1.1 SCR脱硝技术

SCR工艺是目前商业应用最为广泛的烟气脱硝技术。SCR工艺是由美国Eegelhard公司开发，并于1959年申请了专利，而由日本率先在20世纪70年代对该方法实现了工业化[2]。SCR烟气脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝工艺，在320～420 ℃的环境下，在特定的催化剂作用下，吹入NH3使NOx还原为N2和H2O，达到脱除NOx的目的。

1.1.1 SCR脱硝技术反应过程

1.1.2 SCR脱硝工艺流程

SCR脱硝工艺流程主要分为两个应用方向：

（1）燃煤锅炉烟气脱硝：锅炉—→省煤器—→脱硝反应器—→空预器—→除尘脱硫装置—→引风机—→烟囱

（2）工业窑炉烟气脱硝：窑炉—→余热锅炉前段—→脱硝反应器—→余热锅炉后段—→除尘脱硫装置—→引风机—→烟囱

SCR脱硝工艺图如图1[3]所示。

图1 SCR脱硝工艺图

1.1.3 SCR脱硝技术的工业化现状

（1）国际上SCR脱硝技术的工业化现状 1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用[4]。日本的巴布科克日立（BHK）也是最早研发SCR脱硝系统和催化剂的公司，迄今为止，其产品已经先后覆盖了日本、欧洲、美国、中国台湾、韩国和中国大陆，应用了其产品的机组总量超过580套，其中燃煤电站机组应用居世界第一，总量超过8×104MW，SCR脱硝装置2010年度的全球市场份额为26%，位居世界第一。三菱重工是日本最大的机械集团，主要经营能源、环保、机械生产、宇宙机器生产、航空等领域的业务。在环保领域，三菱重工是世界上最早拥有SCR法烟气脱硝技术和催化剂生产技术的公司之一，从1976年建立第一台脱硝装置至今，已在世界范围内建造了600多套SCR法烟气脱硝装置。美国巴威（B&W）公司于1982年开始展开对SCR脱硝技术的研究，目前其SCR技术在北美市场占用率处于第一位，该公司典型案例为：Bruce Mansfield 电站1-3号机组3×850MW SCR脱硝项目、Chesterfield 6号机组 600 MW SCR脱硝项目及Kincaid 1&2 2×650MW SCR脱硝项目等。德国Reuter West电站位于柏林，有一热态、高灰SCR装置，SCR反应器装在省煤器和空气预热器之间，常规的平均温度是360 ℃，NOx的转换率超过85%。由于低SO2生成率和低NH3渗漏，空气预热器从未发生阻塞，而且从运行起一直不必清洗，催化层1个星期进行1次吹灰，运行效果很好。丹麦弗洛微升有限公司负责的华电望亭2×660 MW SCR脱硝项目，该项目是“上大压小”的改建项目，脱硝工程和机组建设同步进行。脱硝工程于2010年投运，脱硝效率高达94.5%，获中国电力建设企业协会“2010年度中国电力优质工程奖”，该脱硝工程项目达到了高效率和低氨逃逸，保护了催化剂的活性，保障脱硝系统长期安全、稳定运行。

目前在欧洲已有一百二十多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80%～90%。日本大约有170套装置，接近100 GW容量的电厂安装了这种设备，美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术，SCR方法已成为目前国际上电厂脱硝比较成熟的主流技术[5]。

（2）国内SCR脱硝技术的工业化现状 我国火电厂SCR烟气脱硝技术于20世纪90年代引进日本技术在福建后石电厂的600 MW机组率先建成。目前我国已有几十家环保工程公司分别引进了日本三菱和日立公司、美国B&W公司和燃料技术公司、丹麦托普索公司、德国鲁奇和FBE公司、意大利TKC公司等公司的烟气脱硝技术。我国首台具有自主知识产权的SCR烟气脱硝工程于2006年1月20日在国华太仓发电有限公司600MW机组成功运行，该工程中的关键设施：脱硝反应器、喷氨格栅、供氨系统等均由苏源环保公司独立开发设计，脱硝催化剂采用日立造船的产品。龙净环保引进了丹麦托普索的技术，典型工程有福建华电可门电厂二期2×600 MW机组SCR烟气脱硝工程。国电龙源引进了日本触媒化成和德国FBE的技术，典型工程有江阴利港4×600 MW、国电浙江北仑第三发电有限公司2×1000 MW等接近20家电厂锅炉脱硝工程。远达环保引进了意大利TKC的技术，典型工程有上海外高桥第三发电厂1000 MW烟气脱硝工程。清华同方引进了意大利TKC的技术，典型工程有浙江大唐沙山发电厂1×600 MW、华能北京热电厂4×250 MW、北京京能热电股份4×200 MW烟气脱硝工程。大唐引进了日本日立的技术，典型工程有山西阳城电厂二期600 MW等。华电引进了日本三菱的技术，典型工程有江苏望亭发电厂2×660 MW、宁夏华电灵武电厂二期2×1000 MW、四川华电珙县电厂2×600 MW、河北沙河电厂2×600 MW烟气脱硝工程等。东方锅炉引进德国鲁奇的技术，典型工程有广东恒运电厂2×300 MW、济宁电厂2×300 MW、华电长沙电厂2×600 MW等烟气脱硝工程。哈尔滨锅炉引进日本三菱的技术，典型工程有华润河南登封2×600 MW、国信靖江2×660 MW、彰武工程2×660 MW、华能岳阳工程2×600 MW、等烟气脱硝工程。根据中电联的报告，2011年度环保公司投运的脱硝工程容量见表1[6]。

表1 2011年度环保公司投运的脱硝工程容量

在SCR脱硝技术中，催化剂至关重要，大部分脱硝过程中的费用也都来自催化剂的老化和还原剂的消耗。脱硝催化剂的投资通常占整个脱硝投资的40%～60%，而“十二五”期间烟气脱硝将给脱硝催化剂带来近二百多亿元的新市场[7]，目前国内生产催化剂用的钛白粉制作技术被国外少数公司垄断，因此，研发具有自主知识产权的SCR脱硝催化剂对我国烟气脱硝发展有重大意义。2005年，东方锅炉（集团）股份有限公司与德国KWH公司合资成立的成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司，合作生产脱硝催化剂，计划每年生产SCR催化剂的能力为4500 m3。科林环保公司等也效仿其模式，建立了脱硝催化剂生产基地。而大唐环境、浙江菲达、山东三融、苏源环保、重庆远达等公司也都在积极组织脱硝催化剂的研究和开发，为SCR法烟气脱硝技术深度开发和推广应用奠定了良好的基础。表2为2011年我国主要SCR脱硝催化剂生产商及产能表[7]。

表2 我国主要催化剂生产厂商

1.2 SNCR 烟气脱硝技术

选择性非催化还原（SNCR）脱硝工艺是将含有NHx基的还原剂（如氨气、氨水或者尿素等）喷入炉膛温度为900～1100 ℃的区域，还原剂通过安装在屏式过热器区域的喷枪喷入，该还原剂迅速热分解成 NH3和其它副产物，随后 NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2和H2O。SNCR是当前NOx治理中广泛采用且具有前途的炉内脱硝技术之一。

1.2.1 SNCR脱硝技术反应过程

（1）NH3作为还原剂

（2）尿素作为还原剂

1.2.2 SNCR脱硝系统介绍

脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统和电气控制系统等几部分组成。

图2 SNCR脱硝工艺图

1.2.3 SNCR脱硝工艺流程

流程：还原剂—→锅炉/窑炉(反应器) —→除尘脱硫装置—→引风机—→烟囱

SNCR脱硝工艺流程图如图2[3]所示。

1.2.4 SNCR脱硝技术国内外工业化现状

SNCR是一项成熟的技术。1974年在日本首次投入商业应用，到目前为止，全世界大约有三百套SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它燃烧装置[8]。

（1）国外 SNCR脱硝技术的工业化现状 目前国外应用SNCR技术的主要公司有美国燃料技术公司、丹麦弗洛微升和瑞典Petro Miljö公司等。美国燃料技术公司（Fuel Tech）位于美国德拉维尔州，以烟气脱硝工艺（NOxOUT）为基础，并使该技术发展成为能够以量身定做的方式满足客户各种需求的综合性技术（SNCR、SCR、SNCR/SCR混合技术），在脱硝系统的设计、制造、化学研究和控制方面进行了多项改进，成功承担了七百多项工程。丹麦弗洛微升有限公司是一家专业的环保技术公司致力于重工业氮氧化合物的脱除。弗洛微升能提供成套的SCR和SNCR脱硝解决方案，广泛应用于电厂、垃圾焚烧厂、工业锅炉和水泥炉窑。广州李坑垃圾焚烧发电二厂3×750 t/d SNCR脱硝工程、深圳平湖一期3×225 t/d SNCR脱硝工程、重庆丰盛垃圾焚烧厂4×600 t/d SNCR脱硝工程、灞桥电厂2×300 MW SNCR工程和东莞双洲流化床240 t/hSNCR脱硝工程。瑞典Petro Miljö公司成立于1992年，目前在SNCR高效脱硝市场上占据领导地位，目前，Petro Miljö在NOx低水平排放所方面所取得成就已经被广泛的应用在世界各地，已为世界各地提供了一百四十多套系统。目前其SNCR在中国的应用主要有：苏州生活垃圾焚烧发电厂一期、二期工程，武汉深能环保新沟垃圾发电厂500 t级，南山垃圾发电厂二期，深圳市平湖垃圾焚烧发电厂二期等。

（2）国内 SNCR脱硝技术的工业化现状 国内目前SNCR脱硝技术主要依靠技术引进，北京福泰克环保科技有限公司是美国燃料技术公司（Fuel Tech，Inc.）为了满足中国经济的快速发展而对环境保护事业需求增强而成立的全资中国子公司。目前，已有8台600 MW燃煤电站锅炉SNCR投运，1台220 t/h CFB锅炉SNCR投运，1台130 t/h CFB锅炉SNCR投运，4台75 t/h CFB锅炉LNB/OFA+SNCR投运，2台220 t/h煤粉炉SNCR投运；在建项目：4台600 t/d垃圾焚烧锅炉SNCR系统，2台400 t/d垃圾焚烧锅炉SNCR系统，4×260 t/h CFB氨水SNCR系统。南京龙源环保工程有限公司引进美国燃料技术公司（Fuel Tech）的选择性非催化还原烟气脱硝技术，利港电厂2×600 MW+2×600 MW燃煤发电机组SNCR烟气脱硝EPC工程等。丹麦弗洛微升：工业锅炉 SNCR典型业绩为东莞双洲 1×240 t/h流化床SNCR脱硝项目，燃煤机组SNCR典型业绩为灞桥电厂 2×300 MW SNCR脱硝工程，水泥炉窑SNCR典型业绩为以色列日产7000t离线炉SNCR系统等。上海泰欣引进瑞典Petro Miljö公司的技术，典型工程苏州生活垃圾焚烧发电厂3×350+2×500 t/d，在全世界水泥行业和垃圾焚烧行业有业绩150个。

1.3 SNCR-SCR 烟气脱硝技术

SNCR-SCR混合脱硝工艺发挥了SNCR工艺投资省、SCR工艺脱硝效率高的优势，将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术与 SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx。混合脱硝工艺以尿素作为吸收剂，是炉内一种特殊的SNCR工艺与一种简洁的后端SCR脱硝反应器有效结合。

1.3.1 SNCR-SCR混合脱硝工艺反应过程

1.3.2 SNCR-SCR混合脱硝系统组成

SNCR-SCR混合脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统、烟气系统、脱硝反应器、电气控制系统等几部分组成。

1.3.3 SNCR-SCR混合脱硝工艺流程

还原剂—→锅炉/窑炉(反应器) —→脱硝反应器—→除尘脱硫装置—→引风机—→烟囱

SNCR-SCR混合脱硝系统如图3[3]所示。

图3 SNCR-SCR混合脱硝工艺图

1.3.4 SNCR-SCR混合脱硝工艺优点

SNCR-SCR混合脱硝工艺最主要的改进就是省去了 SCR工艺设置在烟道里的复杂的氨喷射格栅系统，并大幅度减少了催化剂的用量。与单一的SCR工艺和SNCR工艺相比，SNCR-SCR混合脱硝工艺具有以下一些优点：①脱硝效果较好；②催化剂用量小；③SCR反应塔体积小，空间适应性强；④脱硝系统阻力小；⑤减少SO2向SO3的转化，降低腐蚀危害；⑥省去SCR旁路的建造；⑦简化还原剂喷射系统；⑧加大了炉膛内还原剂的喷入区间，提高了SNCR阶段的脱硝效率；⑨可以方便地使用尿素作为脱硝还原剂；⑩减少N2O的生成。

1.3.5 SNCR-SCR混合脱硝技术国内外工业化现状

（1）国外SNCR-SCR混合脱硝技术的工业化现状

SNCR-SCR混合脱硝技术于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验、试验结果表明了该技术的可行性[9]，之后开始广泛推广。1989年位于德国Rohr工业区的Herne电厂500MW 4号机组，为应对德国政府对NOx排放限制提高，而采用了 SNCR-SCR混合脱硝工艺，使脱硝效率达50%～60%，且氨气逸出量不超过 5 ppm[10]。1994年美国加州的 Mercer 电站 321 MW 机组上进行了以尿素为还原剂的 SNCR-SCR混合脱硝工艺的改造，使脱硝效率 84%。美国燃料技术公司SNCR/SCR混合脱硝工艺NOxOUT Cascade是在以尿素为催化剂的SCR工艺基础上，结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新颖的、技术成熟的SCR改进工艺之一，目前我国有6个600 MW的机组正处于NOxOUT Cascade混合脱硝技术第一阶段的安装，美国东北部有 1个110 MW安装全套NOxOUT Cascade混合脱硝系统。

（2）国内SNCR-SCR混合脱硝技术的工业化现状

我国SCR-SNCR技术的应用情况：大唐灞桥热电厂采用丹麦弗洛微升有限公司技术，于 2010年12月开工建设2台30万千瓦机组烟气脱硝改造工程，该项目是国内第一座30万千瓦机组SNCR-SCR混合脱硝工程，这两台30万千瓦机组烟气脱硝改造工程是该厂“绿色工程”建设精品项目，该工程采用尿素法选择性非催化还原法（SNCR）和“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）混合脱硝装置，在设计煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量的条件下，脱硝总效率不小于70%。江苏阚山电厂2×600 MW 和江苏利港电厂 2×600 MW 及 2×600 MW 超临界机组。这两个项目都是在应用低 NOx燃烧技术的基础上，采用 SNCR-SCR混合脱硝技术，目前一期实施了SNCR部分，二期SCR部分在环保标准要求更高时将实施。随着“十二五”计划的出台，设计灵活的SNCR-SCR混合脱硝技术将在我国得到更大的发展。

1.4 SCR 法、SNCR 法以及SNCR-SCR 混合法脱硝的比较

1.4.1 工艺特性比较

针对SCR法、SNCR法以及SNCR-SCR混合法脱硝的主要工艺特性，进行了比较，如表 3所示[11]。

由表 3可以看出，SCR脱硝效率最高，达到70%～90%，目前技术比较成熟、运行可靠、便于维护，适应于对 NOx脱除效率要求较高的地区；SNCR脱硝效率较低，一般需配合其它脱硝技术共同使用，其占地面积较小，无需增加催化剂反应器，成本较低，目前也广泛应用；SNCR-SCR混合脱硝工艺结合了SCR和SNCR两种工艺的有利特点，其工艺比较灵活，在降低成本和占地空间上有积极的意义，是脱硝技术发展的一个重要方向。

表3 SCR、SNCR以及SNCR-SCR脱硝工艺特性比较

1.4.2 成本比较

选取烟气脱硝工艺技术一般应遵循以下原则：以环保标准为准绳，考虑煤质变化的特性，确定合理的设备运行效率；充分考虑与脱硝相关的各种因素，确保机组的安全运行；工艺技术成熟、经济合理、有商业化运行业绩，并满足环保考核要求；综合考虑节能、节水、节约吸收剂等，减少运行成本。以下比较均以1台550MW（脱硝效率70%）为案例，由中国水利电力物资有限公司2010年调查各工艺的成本数据[12]，具体分析见表4～表6。

从以上成本分析来看，SNCR脱硝工艺的成本最低，但脱硝效率差，适合贫困地区及成本预算低的电厂；SCR脱硝工艺成本最高，脱硝效率最高，是一步到位的脱硝方式，适合发达地区及排放标准高的国家；而SNCR-SCR混合脱硝工艺结合了SCR和SNCR两种工艺，成本也在两者之间，适合旧机组改造及分阶段项目。

通过比较3种工艺的技术特点及成本，针对日益严峻的环境问题以及我国“十二五”规划的出台，对NOx的减排要求日益严格，越来越多的电厂、垃圾焚烧厂及汽车尾气处理等开始使用一步到位的SCR脱硝工艺；同时分阶段设计的SNCR-SCR混合脱硝工艺以其灵活的设计也将在未来脱硝市场中占有一席之地；而SNCR脱硝工艺以其低成本、占地面积小等优点也将继续在脱硝市场存在。与此同时，研究人员也在不断的研究新型脱硝工艺，目前主要有微生物脱硝法、微波脱硝法、液膜法、脉冲电晕法等。

表4 各工艺建造成本比较

表5 各工艺年运行成本比较

表6 各工艺综合成本比较

2 烟气脱硝新技术

2.1 微生物脱硝法

微生物脱硝法的原理：适宜的脱氮菌利用NOx作为氮源，将NOx还原成最基本的无害的N2，而脱氮菌本身获得生长繁殖。其中NO2先溶于水中形成NO3及NO2-再被生物还原为N2，而NO则是被吸附在微生物表面后直接被微生物还原为N2，因此微生物法净化NOx也主要利用了反硝化细菌的异化反硝化作用。微生物法的处理装置主要有生物洗涤塔、生物过滤塔、生物滴滤塔和生物转鼓等。国内外对微生物法的研究报道主要针对NOx中不易溶于水的NO，按其处理方式分为硝化处理、反硝化处理及真菌处理3类。微生物脱硝法与传统的脱硝法相比，具有工艺设备简单、能耗小、处理费用低、二次污染少等特点，因而成为世界各国工业废气净化的热点课题之一[13]。

最早应用生物法脱硝的是美国爱达荷国家工程实验室，其利用脱氮菌还原处理烟道气中的NOx，该研究将含NO为100～400 g/L的烟气通过一个堆肥填料塔，当烟气在塔中的停留时间约为1 min，NO进口浓度为335 mg/m3时，NO的净化率为99%。塔中细菌生存的最佳温度为30～45 ℃，pH值为6.5～8.5[14]。波兰的Sławomir Poskrobko等[15]添加菜籽饼与煤共同燃烧，利用微生物法还原处理烟气中的NOx，结果表明，当菜籽饼添加量为10%时，NOx的相对排放量减少了近30%，使SNCR脱硝效率从15%提高到40%。浙江大学的Bi-Hong Lu等[16]以微生物脱硝同液体吸收法联用对模拟烟气进行脱硝研究，结果发现NO的脱硝效率达到90%，同时提出混合吸收法具有重大的市场潜力。华南理工大学的Ran Jiang等[17]利用含恶臭假单胞菌的生物滴滤进行脱硝实验，发现脱硝效率达到82.9%～92.4%。

现今国际上对微生物脱硝技术的研究尚处于初始阶段，其原因一方面是由于烟气的气量通常比较大，且烟气中的NOx主要以NO形式存在，NO又基本不溶于水，不能进入液相介质中被微生物所转化，再加上微生物吸附NO的能力差，导致NOx的实际净化率较低；另一方面，由于对脱氮微生物的基础研究不够，致使工业放大有技术上的困难。因此，今后微生物脱硝技术研究的发展方向是：①与其它脱硝方式复合，使微生物作用最大化；②开发相关微生物固定载体及微生物应用放大技术；③加强高效廉价吸附还原NOx的功能菌的选育的研究。

2.2 微波脱硝法

微波脱硝技术是近年来随着微波电子工业的发展而产生的新型烟气脱硝技术之一。目前国内外该方面的研究主要集中在微波辅助NOx催化分解技术和微波脱硝与其它技术联用两个方面[18]。微波脱硝法具有装置简单、一次性投资小、操作简单、使用寿命长等优点[19]。

微波辅助催化分解技术是利用微波诱导活性炭、沸石等催化剂，使NOx直接分解为N2、CO2或水，并可使NO分解反应温度显著降低[20]。以NH4CO3和沸石作为氮、硫氧化物的吸附载体，在温度为200～250 ℃，微波功率为211～280 W时，脱硫效率可达99.1%，脱硝效率可达86.5%。在该技术中，NH4CO3和沸石起到协同作用[21]。胡玉锋等[22]在微波加热下，以硝基芳烃为反应底物，以喷雾干燥氟化钾为氟化试剂，以四苯基溴化-四乙二醇二甲醚为催化剂，以邻苯二甲酰氯为NO2-捕捉剂，在二甲亚砜溶剂中经氟代脱硝反应合成一系列含氟芳香族化合物。该反应反应时间短(10 min～2 h)，氟代产物收率和选择性分别可达20.1%～91.9%和46.1%～94%，均好于相同条件下常规加热的收率和选择性。赵毅等[23]采用微波放电NO-O2-H2O-He 体系脱除NO的反应模型，对NO脱除及其转化进行分析计算，结果发现，微波功率的增大有利于NO的脱除及其向N2的转化；NO初始浓度的增加降低了体系的微波脱硝效率；脱硝效率随着模拟烟气相对湿度的增加而增加；微波放电条件下，O2的加入可增加产物中NO2的生成量；微波放电 NO-O2-H2O-He体系脱除NO为还原和氧化反应共同作用的结果，NO转化为N2的效率总大于其转化为NO2的效率。

微波技术同其它如SCR、SNCR 等脱硝技术的联用也是目前微波脱硝技术研究的热点之一。姚桂焕等[24]对磁性铁基SCR辅加磁场试验结果表明：Fe3O4的SCR活性较差，γ-Fe2O3的活性较好。γ-Fe2O3在250℃以上会氧化氨，200～250℃是γ-Fe2O3催化剂的最佳催化温度区间。在250℃以下，外加磁场（18.5mT）能促进γ-Fe2O3对NO的吸附，提高脱硝效率；在250℃以上，脱硝效率则降低。Marek A.Wójtowicz等[25]研究了微波-等离子体技术处理SCR、SNCR 中NOx及氨泄漏的方法，发现在无氧环境中NOx去除率几乎可达100%。目前，国内外对该技术的研究尚处于起步阶段，尽管NOx去除率很高，但欠缺理论支持、能耗大、设备费用高、屏蔽防护等问题一时难以解决，也限制了微波脱硝的工业化进程，然而随着技术的进步，微波在燃煤电厂中的应用仍然具有巨大的潜力和诱人的发展前景。

2.3 液膜法

液膜法净化烟气是美国能源部Pittsburgh能源技术中心（PETC）开发的[26]，其原理是利用液体对气体的选择性吸收，使低浓度的气体在液相中富集。液膜为含水液体，置于两组多微7L憎水的中空纤维管之间，构成渗通器，这种结构可消除操作中时干时湿的不稳定性，延长设备的寿命。用于净化烟气的液膜不仅需要有选择性，同时对气体还必须具有良好的渗透性。

试验证明[27]，25 ℃的纯水渗透性最好，其次是NaHSO4、NaHSO3的水溶液，后者对含0.05% SO2的气体的脱硫率可达95%。用Fe2+及Fe3+的EDTA水溶液作液膜，可从含NO 0.05%的烟气中除去85%的NO。若用含0.01mol/L Fe2+的EDTA溶液作液膜，可同时去除烟气中的SO2和NOx，其去除率可分别达90%和60%研究表明，25 ℃时纯水的渗透性最好；其次是NaHSO4，NaHSO3的水溶液。Lu等[28]选择纯水和Fe2+的EDTA以及微生物混合，制成生物液膜进行脱硝，结果发现，该系统的脱硝效率达到90%，并且成本比单纯的Fe2+的EDTA液膜降低很多，在脱硝市场上有较大的潜力。

2.4 脉冲电晕法

脉冲电晕法（PPCP）又称非平衡等离子法，是20世纪80年代初由日本的Masuda等最先提出的[29]。其原理是利用脉冲电晕放电产生的大量电子（5～20 eV），打断O—O键（5.1 eV）和H—O—H键（5.2 eV），形成活性粒子或自由基；这些活性粒子同污染分子（SO2、NOx）反应氧化或还原，在NH3存在的条件，生成相应的铵盐，由布袋过滤器或静电除尘器收集，从而达到净化烟气的目的。脉冲感应的等离子体在常温下只提高电子的温度，不提高离子的温度，故其能量效率比电子束法至少高两倍，可同时脱硫脱硝及去除重金属；而且其电子能量低，避免了电子加速器的使用，也无须辐照屏蔽，增强了技术的安全性和实用性。

Lee等[30]对120kW机组进行PPCP脱硫脱硝工业装置试验，烟气流量42000 m3/h，发现NH3和C3H6的添加可显著增加SO2和NOx的去除率，使其达到99%和70%，功耗为1.4 W·h/m3。Wang等[31]利用脉冲电晕技术对含水和飞灰的烟气进行脱硝研究表明：水蒸气和飞灰含量对脱硝效率有较大影响，在输入能量为4 W·h/m3、停留时间为6～7 s时，NO和NOx的脱除率分别为42%和29%；Mok等[32]的研究表明：少量丙烯的存在可以减少反应能量消耗，在脉冲能量为3 W·h/m3时，脱硝率可达76%；我国于90年代初开始对该项技术的研究，并于四川绵阳建成一套烟气处理量为20000 m3/h规模的工业中试装置，在系统能耗低于4 W·h/m3条件下，脱硝率达93%[33]。

3 我国脱硝技术的发展方向

由环境保护部和国家质检总局共同发布的《火电厂大气污染排放标准》(GB 13223—2011)从2012年1月1号起正式实施，其中要求新建机组2012年开始、老机组2014年开始，其氮氧化物排放量不得超出100 mg/m3[34]。这对脱硝技术提出了较高的要求，但目前国内氮氧化物的控制主要依靠低NOx燃烧控制技术，燃烧后的烟气脱硝技术在国内的研究和应用还相对较少；部分脱硝设备老化，脱硝技术薄弱，高端技术被国外垄断等等，针对此现状，作者提出如下几点建议。

（1）加强技术引进及技术转化。一方面通过技术引进与技术合作，引进国外脱硝高端技术；另一方面加强技术研发，努力开发具有自主知识产权的脱硝技术，同时加大对SCR催化剂的研究及脱硝新技术的开发。

（2）开发具有中国特色的脱硝技术。SCR脱硝工艺是一项投资及运行成本高，且反应温度高的脱硝技术，针对我国国情，应开发适合我国的低温SCR技术，并降低脱硝成本，同时着力发展SNCR与其它如SCR、再燃烧技术、低NOx燃烧器等技术的联用脱硝技术，达到既降低成本又提高脱硝效率的效果。

（3）开展脱硝新技术及各种技术的联用的研究。目前SCR-SNCR混合脱硝、微波-SCR联用、生物络合联用等脱硝技术联用的技术研发已经出现，但工业化放大研究还未出现，因此加强新技术及联用技术开发，形成若干拥有我国自主知识产权、适合我国国情的脱硝新工艺、新技术，力争有所突破，使我国在烟气脱硝市场上占领一席之地。

[1] 严刚蒋，春来.“十二五”氮氧化物减排思路与技术路线[N/OL].http：//www.zhb.gov.cn/zhxxhjyw/201105/t20110512_210576.htm.2011-05-12。

[2] 潘光. 烟气脱硝技术及在我国的应用[J]. 中国环境管理干部学院学报，2008，18 ( 1)：90- 931.

[3] 王钟，王颖. 火电厂烟气脱硝技术探讨[J]. 吉林电力，2005，6：1-5.

[4] 王文选，肖志均，夏怀祥. 火电厂脱硝技术综述[J]. 电力设备，2006，7(8)：1-5.

[5] 龙源环保. 2011年度公司继续领军烟气脱硫脱硝领域[N/OL].http：//www.lyhb.cn/_d273819663.htm. 2012-03-07.

[6] 刘方斌. 烟气脱硝市场：化企想吃口难开[N/OL]. http：//www.ccin.com.cn/ccin/3312/3314/index.shtml. 2011-03-12.

[7] 谭青，冯雅晨. 我国烟气脱硝行业现状与前景及SCR脱硝催化剂的研究进展[J]. 化工进展，2011，30（s1）：709-713.

[8] 宋闯，王刚，李涛，郭猛. 燃煤烟气脱硝技术研究进展[J]. 环境保护与循环经济，2010(1)：63-65.

[9] 钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M]. 北京：化学工业出版社，2002：310.

[10] 杨恂. Herne电厂4号锅炉分级燃烧技术[J]. 中国电力，1995(10)：54-56.

[11] 李晓芸，蔡小峰. 混合SNCR - SCR烟气脱硝工艺及其应用[J]. 华电技术，2008，30(3)：22-25.

[12] 项昆. 3种烟气脱硝工艺技术经济比较分析[J]. 热力发电，2011，40(6)：1-3.

[13] 赵由才. 生物法处理氮氧化物废气的原理与技术研究进展[J]. 山东建筑工程学院学报，2005，20(3)：69-74.

[14] Srivastava RK，Hall RE，Khan S，et al. Nitrogen oxides emission control options for coal-fired electric utility boilers[J]. J. Air & Waste Manage. Assoc.，2005，55(9)：1367-1388.

[15] Slawomir Poskrobko，Danuta Krol，Jan Lach. A primary method for reducing nitrogen oxides in coal combustion through addition of Bio-CONOx[J]. Fuel Processing Technology，2012（12）：58-63.

[16] Lu Bi-Hong，Jiang Yan，Cai Ling-Lin，et al. Enhanced biological removal of NOxfrom flue gas in a biofilter by Fe(II)Cit/Fe(II) EDTA absorption[J]. Bioresource Technology，2011，102(17)：7707-7712.

[17] Ran Jiang，Shaobin Huang，Alex T Chow，Jun Yang. Nitric oxide removal from flue gas with a biotrickling filter using Pseudomonas putida[J]. Journal of Hazardous Materials，2009，164(2-3) ：432-441.

[18] 王鹏. 环境微波化学技术[M]. 北京：化学工业出版社：2002.

[19] 王剑虹，严莲荷，周申范. 微波技术在环境保护领域中的应用[J].工业水处理，2003，23( 4)：17- 22.

[20] 张达欣. 微波-炭还原法处理一氧化氮的研究[J]. 高等学校化学学报，1997，18(8)：1271-1274.

[21] Wei Z，Lin Z，Niu H，He H，Ji Y. Simultaneous desulfurization and denitrification by microwave reactor with ammonium bicarbonate and zeolite[J]. J. Hazard Mater.，2009，162(2-3)：837-841.

[22] 胡玉锋，吕春绪，罗军. 微波促进氟代脱硝合成含氟芳香族化合物[J]. 精细石油化工，2012，29(1)：52-56.

[23] 赵毅，曹春梅，韩颖慧. 微波放电 NO-O2-H2O-He 体系脱除 NO的数值模拟[J]. 中国电机工程学报，2011，31(29)：55-60.

[24] 姚桂焕，张琦. 低温磁性铁基SCR烟气脱硝的实验研究[J].环境科学，2009，30(10)：2852-2857.

[25] Marek A Wójtowicza，Francis P Miknisb，Grimes R.W，et al. Control of nitric oxide，nitrous oxide，and ammonia emissions using microwave plasmas[J]. Journal of Hazardous Materials，2000，74：81-89.

[26] 钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M]. 北京：化学工业出版社，2002：315.

[27] Majumdar S，Sengupta A ，Cha J S，et al. Simultaneous SO2/NO separation from flue gas in a contained liquid membrane permeator[J].Ind. Eng. Chem. Res.，1994，33 (3)：667-675.

[28] Lu Bi-Hong，Jiang Yan，Cai Ling-Lin，et al. Enhanced biological removal of NOx from flue gas in a biofilter by Fe(II)Cit/Fe(II)EDTA absorption[J]. Bioresource Technology，2011，102：7707-7712.

[29] Masuda S ，Hosokawa S，T u X，et al. Novel plasma chemical technologies- PPCP an d SPCP f or control of gaseous pollutants and airtoxics[J]. Journal of Electrostatics，1995，34( 4 ) ：415-438.

[30] Lee Y H，Jung W S，Choi Y R，et al. Application of pulsed corona induced plasma chemical process to an industrial incinerator[J].Environmental Science and Technology，2003，37 (1)：2563-2567.

[31] Wang W C，Zhao Z B，Liu F，et al. Study of NO/ NOxremoval from flue gas contained fly ash and water vapor by pulsed corona discharge[J]. Journal of Electrostatics，2005，63(2)：155-164.

[32] Mok Y S，Lee H W，H yun Y J. Flue gas treatment using pulsed corona discharge generated by magnetic pulse compression modulator[J]. Journal of Electrostatics，2001，53(3)：195-208.

[33] Wu Y，Li J ，Wang N H ，et al. Industrial experiments on desulfurization of flue gases by pulsed corona induced plasma chemical process[J]. Journal of Electrostatics，2003，57( 3-4)：233-241.

[34] 环境保护部，国家质量监督检验检疫总局. GB/T 13223—2011火电厂大气污染物排放标准[S]. 北京：中国标准出版社，2011.

Technology status and analysis on coal-fired flue gas denitrification

GU Weirong，ZHOU Mingji，MA Wei
（Elion Resources Group，Beijing 100045，China）

The technology status and analysis on coal-fired flue gas denitrification were reviewed. The selective catalytic reduction (SCR)，selective non-catalytic reduction (SNCR)，SNCR-SCR and their industrialization status were analyzed，the new technologies for control NOxboth at home and abroad were introduced，finally the development of the denitrification technology should be to develop the techniques with Chinese characteristics and enhance the development of new denitrification technologies .

flue gas denitration; NOx；SCR；SNCR

X 701

：A

：1000-6613（2012）09-2084-09

2012-06-05；修改稿日期： 2012-07-06。

及联系人：顾卫荣（1969—），男，工程师，技术中心副总监，研究方向为能源化工、新材料。E-mail guweirong5258@163.com。