关键词：钢铁工业废气；脱硝技术
引 言：本溪市是一座以钢铁加工工业为主的城市，钢铁厂的烧结、球团、炼焦、化学副产品、炼铁、炼钢、轧钢、锻压、金属制品与铁合金、耐火材料、炭制品以及动力等生产环节，拥有排放大量烟气的各种窑炉[1]。大多数的工业炉窑产生的工业烟气中含有氮氧化物，它们大量排放到大气中，不仅形成酸雨，破坏臭氧层，并造成温室效应导致全球变暖。为减少氮氧化物的排放，2012年开始实施的《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》、《炼焦化学工业污染物排放标准》、《炼铁工业大气污染物排放标准》等均对废气中氮氧化物排放提出了严格的控制标准，钢铁工业废气中脱硫已经广泛开展，烟气脱硝将是“十二五”期间减排工作的重点。
本文着重介绍了选择性催化还原（SCR）脱硝技术、选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术、活性炭法同时脱硫脱硝技术等，以期能为钢铁行业烟气脱硝技术的深入研究和推广提供一定的技术参考。
1 选择性催化还原（SCR）脱硝技术
SCR技术是还原剂（NH3、尿素、HC等）在催化剂（V2O5、TiO2、WO3等）的作用下，选择性地与烟气中NOx反应生成N2和H2O，反应温度为300～450℃。以NH3为还原剂的主要反应式为[2]：
SCR脱硝技术可直接从锅炉引入烟气，即脱硝反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前，称为高含尘工艺；也可用于引入预先除去烟尘烟气的情况，即脱硝反应塔布置在静电除尘器和脱硫装置之后，称为低含尘工艺。高含尘工艺投资低，但占地面积大，催化剂容易堵塞，同时由于副反应的发生会加剧空气预热器的堵塞和腐蚀。低含尘工艺有利于脱硝反应，催化剂使用寿命相对较长，但需要安装烟气换热器（GGH）并设置燃油或燃气装置加热烟气，投资和运行费用较高[3]。
SCR脱硝技术是目前国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术，对氮氧化物的脱除率可达到70%～90%。该技术具有脱除效率高、无副产物、不形成二次污染，装置结构简单，运行可靠，便于维护等优点。
2 选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术
SNCR技术是在没有催化剂的条件下，将还原剂（NH3、氨水、尿素）喷入燃烧室内与烟气中NOx进行反应将其还原为N2和H2O，反应温度为850～1200℃。NH3或尿素还原NOx的主要反应为[4]：
该工艺对于温度控制十分重要，当温度过低时，还原反应不完全，会造成还原剂NH3的逃逸同时脱硝效率降低；若温度过高，NH3容易被氧化为NO导致氮氧化物排放浓度增加。
SNCR技术投资成本低、运行费用低、系统结构简单、占地小、不产生副产物，但是脱硝效率仅为40～50%，目前单独使用SNCR工艺脱硝的较少，大多与其他脱硝技术联合应用[5][6]。
3 活性炭/活性焦同时脱硫脱硝技术
活性炭或活性焦作为吸附剂同时脱硫脱硝原理基本相同，吸附装置都是由吸附塔和再生塔组成，所不同的是活性炭吸附法有两个吸附塔，一个脱硫一个脱硝，而活性焦吸附法只有一个吸附塔，塔分两层，上层脱硝、下层脱硫，活性焦在塔内上下移动，烟气横向流过塔[7]。
烟气中的SO2在有氧和水蒸汽存在时，由于活性炭/活性焦表面的催化作用，SO2被烟气中的O2氧化为SO3，SO3再溶于水蒸汽生成硫酸，其反应如下：
在吸附塔中喷入NH3，烟气中的NO与NH3反应生成N2，其反应如下：
净化后的烟气排放。吸附了硫酸的活性炭在350℃下热解再生，同时释放出高浓度SO2，其反应如下：
再生后的活性炭/活性焦可循环使用。释放出的SO2气体进入副产物回收系统制成单质硫、硫酸或液态SO2回收[8][9]。
活性炭/活性焦同时脱硫脱硝技术在德国、日本和美国一些公司已经投入到工业应用中。该工艺SO2脱除率可达90%以上，NOx脱除率可达80%以上，同时可以去除烟气中的HCl、HF、砷、硒、汞、二噁英等有害物质，还可以进一步除尘。该技术不产生废水，还可出售副产物SO2；操作简单，运行维护方便。
4 其他烟气脱硝技术
随着技术的进步，碱液吸收法、电子束法、脉冲电晕等离子法、微生物法、微波法等烟气脱硝技术以及CuO法、电化学法、液膜法等同时脱硫脱硝技术不断发展，但目前大多处于实验室阶段，实际工程应用较少。
5 钢铁工业废气脱硝技术建议
2010年本溪市主要的8家钢铁行业年排放氮氧化物约19960吨，占全市氮氧化物排放量44%，本溪市钢铁工业废气脱硝迫在眉睫。根据钢铁企业的实际情况选择高效的烟气脱硝技术是完成氮氧化物减排工作的首要任务。结合不同脱硝工艺的特点，对于已建好除尘脱硫设施的企业，烟气中NOx浓度不高、对脱氮效率要求较低的企业可选择SNCR脱硝技术，对脱氮效率要求较高的企业应选择SCR脱硝技术；对于新建的钢铁项目，优先考虑联合脱硫脱硝一体化技术，如活性炭同时脱硫脱硝技术等。
参考文献：
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关键词：大气治理，脱硫脱硝，一体化技术
中图分类号：TH162 文献标识码：A
1引言
我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。
2 联合脱硫脱硝技术
2.1 碳质材料吸附法
装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。
图1 活性炭吸附法工艺流程图
2.2 CuO吸收还原法
CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。
图2 CuO吸附法工艺流程图
3 同时脱硫脱硝技术
3.1 NOXSO工艺
NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。
图3 工艺流程图
3.2电子束法
电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。
图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图
3.3 脉冲电晕等离子体法
脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:
图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图
4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用
本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。
4.1氧化剂的配制
氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。
4.2 测量仪器
烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。
4.3 试验装置以及流程
测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：
图5 脱硫同时脱硝测量示意图
试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。
4.4 测量结果分析
在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:
（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。
（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。
（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。
5 结论
燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。
参考文献
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本文针对供热锅炉中的脱硝技术的应用，阐述一些关于如何减少氮氧化物对大气环境污染的方法。
关键词：烟气脱硝技术；SCR工艺技术；尿素热解制氨技术
中图分类号：TU995文献标识码： A 文章编号：
探讨治理集中供热排放烟气中氮氧化物的意义
集中供热系统在我国已经成为城市基础设施的一种部分，集中供热主要是通过分析热负荷特点来建设区域性的锅炉房，一方面能够有效地减少分散采暖的各类污染物的排放数量，提高采暖热效率，另一方面降低了区域内燃料消耗和建设投资，由于这些相对明显的优越性，集中供热已经成为我国北方主要地区优先考虑的供暖方式。
集中供热锅炉的烟气脱硝技术的应用是以适应我国大气污染的减排力度为要求的，将大型燃煤电厂的选择性催化还原脱硝的技术和工艺应用在集中供热领域当中。结合集中供热自身的特点，在集中供热锅炉的烟气脱硝的实施过程当中，必须解决SCR脱硝技术如何适应炉温变化及持续稳定运行等一系列问题。
锅炉本体二次设计在烟气脱硝中的运用
改造锅炉本体是有效实施集中供热锅炉烟气脱硝技术的前提。锅炉改造的主要方式是改进锅炉的结构和锅炉的受热面的布置以保证SCR装置系统的入口烟气的温度得以达到具体工作情况的需求，从而进一步实现SCR装置的连续高效运行。
对于锅炉本体结构的调整，在实施时必须重新对炉体受热进行详细的研究和计算，对锅炉的低负荷进行明确说明，并且要把锅炉的低负荷作为基本的标准，以保证SCR装置在这种低负荷水平达标的范围之内的烟气的温度达到正常的水平，所谓正常的水平就是是脱硝入口的排除烟气温度处在脱硝温度的标准区间之间，这样做的目的是保证脱硝工作的正常运行并且保证锅炉出力和锅炉的热效率。
对集中供热锅炉烟气脱硝技术中的SCR工艺技术进行优化
为保证SCR脱硝技术能够适应集中供热的特性，我们就一定要优化SCR工艺装置，这样才能保证SCR脱硝技术在集中供热锅炉当中发挥有效作用，从而实现烟气脱硝的目的。
（一）SCR工艺技术的原理探讨
SCR工艺作为目前应用范围最广泛并且效果最明显的烟气脱硝技术，主要采用的原理还是选择性催化还原的化学方式进行脱硝作业的。在具体操作过程和反应过程当中，集中供热锅炉烟气中含有的氮氧化物在催化剂的作用之下，自身作为还原剂，在进行离子交换的氧化还原反应之后产生不会污染大气的氮气和水。在这个反应的过程当中，作为还原剂的氮氧化物会有选择性的和烟气当中残留的部分氧气发生反应。根据上诉反应原理， SCR脱硝工艺又被称作选择性催化还原反应法。
在SCR脱硝工艺当中，对催化剂的适当选择也是很关键的一个步骤，如果选择的催化剂比较适当，这就能把烟气脱硝反应的外部环境控制在一定的范围内，而温度对集中供热锅炉的烟气脱硝效果也会产生很重要的影响。
（二）物料平衡在SCR脱硝工艺中作用
SCR工艺系统当中的物料平衡是作为SCR工艺技术的设计优化的一种可靠依据的，这也要求模拟和研究集中供热锅炉的整个脱硝的过程，在维持物质平衡，能量平衡以及化学平衡的虚构的工程模型的平台基础上，按照基本的设立条件和规定，计算装置在不一样的负荷以及工作状况之下的消耗状况以及系统物料平衡情况。
（三）优化SCR装置以及进行SCR装置的数值模拟
氮氧化物以及还原剂必须掺拌良好并且保持匀速进入供热锅炉才能保证集中供热锅炉烟气脱硝的效果和效率，这种匀速混合也有利于保证催化剂体积的适量以及合理的选择。保持烟气中氮氧化物和还原剂的混合的本质就是要对各种符合条件下的烟气流通速度以及氨的分布变化情况进行有效分析。要让设定的目标在任何工作环境下都得以实现，就需要计算变负荷条件下的流畅数值可以促进烟道以及导流叶片的布置优化。
一般集中供热锅炉的SCR脱硝装置都安装在锅炉尾部后，根据SCR工艺技术装置的本身特点和影响，加上供热锅炉中过高的烟气温度，要实现高效率的脱硝，对整个脱硝过程中的速度、烟气的氮氧化物与还原剂的混合，飞灰的负载分布等各个重要工艺步骤的要求都十分严格。因而要适应这种严格的环境，就要对SCR技术装置进行优化，而要对SCR技术装置进行优化，就必须改变传统，改造出新的设计方法。
在工艺上，在继承SCR反应器和与锅炉连接烟道试验调试的基础之上，结合现场的测试结果，验算以及修改一些计算的数值，从而建立出一套合理科学的SCR装置的设计理论以及方法：
首先要运用有限体积法计算出 数值的模拟SCR反应器和链接烟道，从而采取一些改进烟道的布置、形状，以及增设导流叶片的措施。
再者是要计算出数值，以获得喷氨格栅上的每一个位置上的开孔喷出来的氨的流动轨迹和迁徙规律，然后对装置进行开孔位置和大小的优化设计。
在一些符合标准不同的基础之上，必须分析在不同工作环境下，过滤的烟气的速度分布和氨扩散规律。
在分析飞灰在SCR装置运动规律的时候，理论上可以确定可能发生积灰现象的位置，确定位置之后，可以有针对性地采取一些方法，例如振打装置法，声波吹灰法，增设灰斗等等一系列有效措施。
四、液体吸收法在集中供热锅炉烟气脱硝中的应用
液体吸收法这种脱硝工艺中经常用的吸收剂主要有水、碱溶液、稀硝酸、浓硫酸等。按吸收剂的种类和净化原理可将液体吸收法分为水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化-吸收法、吸收-还原法及液相配合法等。由于NO难溶于水和碱液，因而常采用氧化、还原或配合吸收的办法以提高NO的净化效率。工业上应用较多的是碱吸收法和氧化-吸收法。液体吸收法作为集中供热锅炉烟气脱硝的后处理，也有一定的作用，不过购买化学吸收制剂的价格比较高，很难完全普及。
五、低温等离子脱硝法在集中供热锅炉烟气脱硝技术中的应用
根据电子束法的特点，提出用几万伏以上的脉冲电源代替电子加速器来产
生低温等离子体，这就是脉冲电晕低温等离子体法。低温等离子体脱硝法作为继干法、半干法、湿法等经典脱硝方法之后的一个全新的高科技脱硝( 脱硫) 方法，以其投资少、占地面积小、运行费用低、工艺过程为干式、没有设备腐蚀、没有二次污染等诸多特点，已经成为国际上公认的具有极大市场潜力和良好应用前景的烟气脱硝( 脱硫) 新工艺。但是这种新工艺设备费用比较昂贵，前期的支出比较大，我国政府也没有给供热部门作出应有的指示和支持，因此还难以得到推广。
因此可见，在我国目前最有潜力发展并推广成为锅炉烟气脱硝技术的普及技术的是SCR脱硝工艺技术，这种技术既能降低投资和运行的成本，也能提高脱硝效率。因此，国家和相关部门企业应该大力支持对脱硝技术的研究，推动我国烟气脱硝技术的发展，让我国的环境保护政策得到更有效地实施。
参考文献：
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【关键词】锅炉；脱硫；脱硝
1 锅炉脱硫脱硝原理
对燃煤锅炉产生的有害气体的处理，一般采用的是化学吸收法和物理吸收法，采用特殊物质的吸附性或者化学能力，对有害气体进行吸收或与之发生反应将其转化为对环境无害的物质。
1.1 脱硝技术原理
近年来，国际上对锅炉脱硝技术主要有：选择性催化还原烟气脱销技术（SCR）及选择性非催化还原烟气脱销技术（SNCR）。日前，选择性催化还原烟气脱硝技术升级比较快，在韩国、西欧、韩国、美国被广泛应用，其中以氨为还原剂的还原烟气脱硝技术被应用的频率最高。选择性催化还原烟气脱硝技术以液态氨做还原剂、以金属为催化剂，在温度为300-400 度的环境中，对锅炉烟气中NO、NO2 的消除率可达95%。SCR 技术的特点是脱硝率较高，缺陷是造价及费用高，并且系统较复杂不宜操作。选择性非催化还原烟气脱销技术不需要催化剂，可直接把含有NH2 的还原剂放进温度为850-1250℃的环境对NO2 进行脱除。对NO2 的脱除率可达30%一50%，可作为低NO2 废气处理技术的有益补充。SNCR 技术的优势是造价和费用均较低，并且系统简单，但脱硝率相对较低。伺服器脱硝法，是在SCR 技术及SNCR 技术的基础上，以尿素为还原剂和金属催化剂，按比例配比成一定浓度的溶液，通过伺服器变成气溶胶再随助燃空气溶进锅炉炉膛，可以借用SNCR 技术的运行设备，费用较低，并且脱硝率能接近甚至超过SCR 工技术的效果。
1.2 脱硫技术原理
锅炉废气中产生的SO2 属酸性物质，可与碱性物质相互作用生成硫酸盐。日前，先进国家的全部脱硫技术都是采用碱性物质作为脱硫剂， 比如包括石灰石生石灰（CaO） 和熟石灰（Ca（OH）2）、（CaCO3）、碳酸纳（Na2CO3）、氨及碳酸镁等等。锅炉脱硫法有炉内及炉后两种方法。目前，我国绝大多数燃煤锅炉采用的脱硫方式是：
通过氧化钙的循环吸收含硫气体的方法（属于干法）称为炉内法；石灰石一石膏法（属于湿法）称为炉后法。伺服器对燃煤锅炉的脱硫属于炉内法，脱硫方式类似于似干法氧化钙循环吸收硫化气体的操作方法。该方法中所采用的脱硫剂，是可溶解于碱性物质的溶液。把脱硫溶液通过伺服器变成气溶胶后，跟助燃空气一起进入锅炉的炉膛，碱性气溶胶与煤炭燃烧后产生的SO2 发生化学反应形成硫酸盐。该方法的脱硫率远远超过传统的脱硫法。伺服器也可将脱硫脱硝的技术融为一体，优势是经过伺服器产生的脱硫气溶胶、还原剂及脱硝催化剂的比表面积可达到20m2/g 以上，是传统脱硝催化剂、脱硫剂比表面积的10 倍，甚至100 多倍，它的化学活跃性就大幅提高，脱硝SO2 和NO2气体分压值大。可见伺服器脱硫脱硝一体化技术可以取得更好的效果，特别是对于低浓度SO2 和NO2 的处理具有不可替代的脱硫脱硝优势。
2 锅炉脱硫脱硝技术要点。
锅炉烟气的脱硫脱硝技术在实际操作过程中，有其自身的一些特点、技巧及注意事项，只有严格按照操作程序，才能对其进行充分处理。
2.1 烟气脱硫技术
烟气脱硫技术，是将锅炉燃料燃烧后产生的有毒气体进行脱硫处理。脱硫技术有湿法脱硫、干法脱硫及半干脱硫法共三种。当前，湿法脱硫广泛应用于我国燃煤锅炉脱硫活动中，该方法主要借助氨水、碱及石膏吸附性能高的物质，将燃煤锅炉产生的硫化气体进行吸收，以实现硫化物不进入大气的目的。采用湿法脱除硫化物的技术，脱硫效率高、成本低、实用性强，并且脱硫后的氨水、石膏、碱等物质可悲有效处理后再次投入使用，这就节省了很多原材料成本及购买新材料的运输成本，节省了不少人力、物力、财力，是非常经济且高效的脱硫技术。
燃煤锅炉产生的烟尘经过脱硫的第一个程序- 除去固体尘埃后，会被送进增压风机，对含硫气体的气压进行处理，当气压降低后接着会对其进行降温处理至适合被液体吸收的状态，然后才被送进吸收塔内。在吸收塔内，由于温度和气压的特殊条件，含硫气体会沿顺时针方向快速向上流动，在循环流动的过程中，所有气体会被再次全面清理，吸收塔里的气体和液体充分接触和相互溶解后，将事先准备好的喷淋仪器打开，该仪器就会将吸收塔内的气体及液体全部进行雾化处理，提高这些物质的活跃性，促使它们之间发生充分的化学反应，实现高效脱硫的目的。在整个脱硫过程中，锅炉气体中的SO2及SO3 会被充分溶解，它们在吸收塔内与石灰发生化学反应生成石膏，这里的石膏只用简单脱水就能继续投入使用，用于下一次的脱硫处理中。烟气脱硫技术中发生的化学反应有：
SO2+H2O=H2SO3
CaCO3+H2SO4=CaSO3+CO2+H2O
CaSO3+H2SO3=Ca（HSO4）2
CaSO4+2H2O=CaSO4+2H2O
2.2 烟气脱硝技术
烟气脱硝技术，通常的做法让燃煤锅炉产生的气体通过加有强催化剂的氢化氮，这个过程中含硫烟气的温度会降低，其中的二氧化氮能与氢化氮发生化学反应，该化学反应如果反应充分的话，最后排出的气体只有氧气。值得一提的是，通过该技术的处理，二氧化氮内的氮可单独被排出。可见，烟气脱硝技术具有可靠性高的特点。燃煤锅炉产生的烟气经过脱硝技术处理后剩下的氨气，很容易被储存。被储存的氨气经蒸发设备处理后，经过锅炉里的空间与空气充分混合，通过反应器开始处理环节的最后一个化学反应。氢化氮脱硝法是使用范围最广，且实用性很强的脱硝技术，因为该技术的脱硝方式减少了废气、废渣、二次污水排放造成的污染，脱硝工艺的最终副产品是化肥中主要成分硫酸铵，既是庄稼需要的氮肥，又是很有营养价值的硫肥，其用途很广泛，且使用率很高，还不会造成二次污染，切实践行了变废为宝的环保和可持续发展理念，真正实现了物品的再循环使用。
3 锅炉脱硫脱硝运行成本
锅炉烟气脱硫成本。烟气在脱硫过程中成本主要为原料和水。其中原料是石灰石，其占据很小比例；对水的需求量很大，占运行成本的绝大部门。运行成本中除了原料和水之外，还有生产材料所需费用、维修费用及电费。依照燃煤锅炉燃烧功率计算，一个机组总功率是40 万千瓦的发电站，对烟气脱硫过程所投入的烟气脱硫运行成本，大约是4 千万元。过滤烟气脱硝成本。锅炉烟气在脱硝过程中所需要的成本包括材料及化学试剂。其中材料主要为氨气。运行成本中除了氨气、化学试剂外，还有人工成本、电费、设备耗材等。假如一个发电站的每一台锅炉的功率为60 万瓦的话，那么每台锅炉大约需要投入1 亿元对烟气进行脱硝处理。对于实际功率为40 万瓦的发电厂来说，就需要将近8000 万元才能圆满完成烟气脱硝任务。
4 结语
总之，燃煤锅炉的脱硫脱硝技术，随着科学技术的不断进步，逐渐走向高效性、先进化、环保性方向发展。锅炉脱硫脱硝技术人员只有不断探究与创新，才能升级与完善现有的脱硫脱硝技术，促使该技术更好地为经济发展和环境保护作出更大贡献。
参考文献
【关键词】尿素工艺；火电厂脱硝；SCR技术；经济损益
电力工业的市场化改革，提倡要尽可能地降低脱硝系统的运行成本，鼓励发电企业进行污染治理，因此，对尿素工艺对火电厂脱硝SCR技术经济损益分析的探讨有其必要性和现实意义。
1 研究背景
目前我国经济正处于高速发展的阶段，对于资源和环境方面的发展，存在着很大的压力，因此电力企业作为我国排污的一大企业，同时也作为能源转换的重要部门，该领域的节能实施实现对我国经济的可持续发展的实现有着积极作用。我国政府和有关部门也积极出台了一些相关的政策，加大节能减排力度，但是这些相关的标准和法规都只是体现环保部门的权力，可行性不佳，而在这样的背景下，电力企业力必须要以现行的环保政策的电力体制为基准，实现脱硝政策，采用现代化脱硝技术，实行脱硝电价补偿，激励和鼓励电力企业加大脱硝设备的投入，促进减排目标的实现，与此同时，确定合理的脱硝电价就成为环保政策中的关键性问题和难点问题。
另外，当前虽然已经以脱硫电价政策为参照，对脱硝电价下了定义，主要以上网电价来体现脱硝电价，电厂也相应地投入了环保装置，但是发电成本增加，给电厂的运行带来了一定的财务负担和压力，尤其是对于利润较低的电厂而言，若是不考虑脱硝电价补偿，那么环保装置的安装以及运行直接对电厂的正常运营造成严重的影响，为此，针对这一问题，国内外先后提出不同的减排政策，投运成本内部化等，比如美国采取传统的控制型政策，与此同时，还将脱硝区域削减政策体系引入到市场机制中，具体有脱硝预算交易计划等，不仅实现了污染排放削减目标，而且使得减排成本降低。
2 脱硝经济学分析
在现实的经济生活中，补贴作为解决内部化的一种有效手段，全面顺应了经济学理论，尤其是在当前的市场经济条件下，无论对于生产者而言，还是对于消费者而言，脱硝运行所产生的经济效益损益与政府所支付的补贴总额是相等的。
2.1 分析原则
在实际评价过程中，具体要遵循以下原则：一是宏观与微观的结合。在评价过程中，还要注重项目的战略重点、战略目标、战略步骤等一系列的方针和政策，一方面要考虑到国家的政策，要满足国家的经济建设环境目标的需要，从宏观上给予科学评价，一方面要加强指导，通过科学的计划，确保各个经济主体的综合平衡。
二是经济与生产相结合。电力企业的项目不能够单纯地只是考虑经济收益，同时，还要对当下人民对环境质量的要求进行分析，确保在国家物力以及财力允许的情况下，具有技术上可行、经济上合理。
2.2 技术研究方法
一般而言，其技术研究方法主要有三种，具体如下：一是方案比较法。这种技术方法主要从各个不同的侧面对现有的技术经济成果进行指标分析和评价，将最优秀的方案选出来，在应用过程中，最为关键的问题就是要保证方案的可比性，当不具可比因素时，需要对方案进行转化处理，从而使其具有可比性。二是系统分析法。技术分析过程中，其最为明显的一个系统就是系统性，因此，在分析时，要采用系统的观点，从整个系统出发，对其效果进行分析，并以此为核心，结合特定的指标，经过综合分析，优选方案，从而达到总体最优，这是一种极为有效的系统研究方法。
3 脱硝技术的应用与成本效益分析
在燃烧过程中，化石燃料生成的氮氧化物主要有三种方式，一是空气中氮的燃烧，一是碳化氢燃料的燃烧，一是燃料中氮化合物的燃烧等，而脱硝技术的应用就是针对以上三种氮的产生与排放方法而进行，目前广泛应用的脱硝技术主要是选择性催化还原（SCR）脱硝。
该技术是世界上目前应用最多，而且技术最为成熟的一种技术方法，简单来讲，就是在催化剂的作用下，利用还原性气体，将含有氮的物质转化为氮气而排出的一种方法。
3.1 脱硝尿素工艺的反应原理及技术流程图
如图1所示，该幅图是由多个设备组成的，脱硝尿素工艺的反应原理如下：第一步是输送程序，尿素的颗粒主要储存在储仓当中，然后计量罐或者是称重给料机再把储仓中的尿素颗粒运送至溶解罐中；第二步是尿素的溶解程序，而这一程序中的溶解液主要采用去离子水，尿素颗粒会在去离子水的作用下逐渐溶解，变成了50%左右的尿素溶液，这道程序需要在外部进行加热，并且溶液的温度始终要比结晶的温度高5摄氏度左右，然后再使用尿素溶液混合泵把这些溶解的溶液往尿素溶液储罐中输送；第三步是尿素溶液的分解程序，在该程序中，经过溶解的尿素溶液首先会经过给料泵，然后再经过分配和计量的有关装置，接着会通过雾化喷嘴才能输送到绝热分解室中，与此同时，分解室还吸入了经过稀释与加热过后的空气，通过把尿素溶液与稀释的空气进行反应，最终分解成为二氧化碳和氨气，然后产生的气体会在氨喷射系统的作用下进到了脱硝的烟道中。而锅炉中的一次风进入到热解室后，会在电加热器的加热作用下或者是柴油热源的加热作用下分解成尿素。其脱硝尿素的反应需要的温度既不能低于280摄氏度，也不能高于660摄氏度，并且需要热解室提供充足的时间，从而能保证尿素完全转化成氨。此外，关于热解室的容积方面，主要是参照尿素分解的空间来进行确定的。而尿素分解的温度主要是靠经过电加热器或者是燃烧其的热空气来维持的。在这个反应过程中，喷射器会把尿素注入进热空气中，并参照SCR反应器对氨的需求量来决定尿素的添加量。而相关设备也会在热解室出口的位置进行氨气混合物以及空气的提供。其中脱硝尿素的反应公式具体如下：
图1 脱硝尿素工艺技术流程图
3.2 SCR脱硝工艺简要成本和效益
一方面，关于SCR脱硝工艺的成本问题，通过对国内两台300MW热电联产机组的尿素制氨的SCR脱硝工艺简要成本和效益分析可得，SCR脱硝装置运行损耗主要包括了设备折旧的成本、人工成本、机器维修成本、催化剂更换成本、电能损耗的成本以及氨气用量的成本等。 而这些损耗费用通常是按300MW热点联产机组运行每年运行7000小时来进行估算的。其相关的机组装置运行损耗费用如下表所示：
另一方面，关于SCR脱硝工艺效益方面，由于SCR脱硝工艺属于比较可靠、成熟的工艺，因此，该工艺不仅在控制方面比较容易实现，而且在运行方面也十分安全可靠。此外，脱硝产物还能直接往大气中排放，绝不会对大气环境产生二次污染，其应用的前景十分广阔。尽管最初SCR工艺需要很大的投资，但由于其具有很高的脱硝率，总体来看，其运行的成本还是相对较低的。因此，从总体效益上来看，SCR脱硝工艺效能给电厂带来很大的经济效益。
4 结语
总而言之，基于可持续发展的经济背景下，电力行业必须要积极应对减排的压力，加强对环境治理经济学理论和方法的分析，通过技术分析，找到最佳的方案，并且严格实行国家的减排政策，完善电力环保法规体系，为脱硝电价定价模型的研究提供更好的理论基础。
参考文献：
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关键词：燃煤电厂 ；烟气 ；治理 ；技术
0引言
SO2和 NOx是燃煤的主要污染物，也是导致酸雨、光化学污染等大气污染的罪魁祸首，对环境危害极大。节能减排十二五规划指出，相比于过去五年二氧化硫排放量要下降 8%，此外还新增了氨氮和氮氧化物排放量两个约束性指标，要求减排 10% 。我国是燃煤大国，且每年有一半以上的煤用于燃煤电厂和锅炉，全国八成以上的电力资源是来自煤炭的燃烧，因此，做好燃煤电厂烟气脱硫脱硝工作是控制氮、硫排放的关键。目前，我国 SO2的排放量已经得到了一定的控制，正在逐年降低，但 NOx排放量却呈增加趋势，部分抵消了我国在 SO2减排方面付出的巨大努力，因此，开发廉价、高效的同时脱硫脱硝工艺显得尤为重要。本文对现有的脱硫脱硝工艺进行了简要概述，主要包括等离子体法、氧化法、吸收及吸附法三类，其中等离子体法包括电子束法、脉冲电晕法和流光放电氨法，氧化法包括强氧化剂法和光催化氧化法，吸收及吸附法包括络合吸收法和碳基材料吸附法。
1 燃煤电厂排放的烟气组成及其影响
煤炭 ，可以说是一种“树木化石”，见证了历史上亿年的变迁 ，是自然界不可再生的资源。煤炭里富含碳、氧、氮、硫等多种元素 ，因而在燃烧后 ，会排出大量烟尘 ，其中不仅有 CO2、NO2、SO2等有害气体 ，还包括有矿物质微粒等杂质。虽在燃煤电厂配备有专用的锅炉设施 ，并在煤炭中添加相关矿物质 ，然而额定蒸发量参数较大 ，所以电厂中煤炉的排气量是其他工业用炉无法衡量的。由于燃煤温度较高 ，至少都是高于 1200℃，故都被烧成无机物。燃煤电厂配有专门的烟囱 ，煤炭燃烧后形成的污染气体及其他杂质便通过烟囱排入到大气中 ，并随着空气的流动进行扩散 ，影响周遭的环境。这些物质混入到空气中 ，会给人们造成各种呼吸性疾病 ，也会给工农业生产带来严重损失。
2 燃煤电厂烟气治理的策略
燃煤电厂对烟气的治理应当以推行洁净煤技术、加强技术改造、完善企业管理为根本 ，从而降低煤耗 ，减少煤炭燃烧产生的废气。同时 ，开发高效的废气治理技术和综合资源利用技术也至关重要。比如使用效率高的电除尘器、热电联产等都是烟气治理的重要举措。燃煤电厂对锅炉烟尘的治理主要是应用各类除尘设备 ，如电除尘器、袋式除尘器、旋转式除尘器等。电除尘器除尘效率相对较高 ，运行成本低 ，所以燃煤电厂多使用电除尘器。对于煤炭燃烧时产生的大量二氧化硫 ，其控制技术基本分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。在治理烟气过程中 ，燃煤电厂应遵循“ 预防为主 ，防治结合 ，综合治理”的方针 ，将治理污染、节约能源、综合利用资源有机结合 ，不仅要控制新污染 ，还要加速对老污染的治理 ，通过改进生产经营管理 ，引入先进科学技术 ，提高环保设施投资的综合效益 ，努力做到经济效益、社会效益和环境效益的统一。根据近年来的治理经验，今后应当继续贯彻以下技术政策 ：大力推行节约能源及有利于环境保护的能源政策 ；节约能源不仅是减少能源消耗、提高经济效益的需要 ，也是谋求经济建设与环境保护长期协调发展的重要措施。与发达国家相比 ，我国节能潜力很大。因此 ，要继续采取措施 ，大力节约能源。严格把好“三同时”关 ，控制新污染 ；依靠科技进步 ，有效的控制污染物排放，实现污染防治与综合利用资源相结合 ；挖掘潜力，提高现有环保设施运转率 ，发挥其投资效益 ；积极筹措基金 ，治理老厂污染。
3脱硫脱硝技术
煤炭中含有碳、硫、氮等矿物元素 ，在燃烧过程中会释放出大量 SO2及氮氧化合物 ，严重污染空，因此需对其进行脱硫脱硝处理 ，减少这些有害气体的排放。
3.1脱硫技术
脱硫技术处理分燃烧前、燃烧中及燃烧后。燃烧前的脱硫方法 ，主要是采用物理性脱硫 ，此方法主要是针对煤炭中含有的矿物硫成分 ，利用其带磁特性 ，减少煤炭中硫元素的含量 ；而燃烧中脱硫方法 ，又称其为“炉内脱硫”，主要是利用化学反应进行。锅炉中燃煤在高温燃烧过程中 ，可添加固硫剂成分如碳酸类化合物 ，与煤炭燃烧中的含硫化合物发生反应 ，生成固体硫酸盐 ，随炉内残渣排出。而燃烧后的脱硫技术 ，简称为 FGD，是防止 SO2排放到空气中的最后一道防线。其主要有湿法、半干法及干法脱硫这三种形式 ，湿法脱硫选取强碱性溶液（如 Ca（OH）2、NaOH 等）作为 SO2的吸收皿 ，并以石膏（主要是 CaCO3成分）辅助 ，实现对SO2的强力吸收。这种方法也是目前燃煤电厂采用最多的 ，可大量吸收 SO2，尤其适合低、中、高硫煤 ；半干法脱硫 ，使用碱性粉末 ，在高温蒸发的水分环境下 ，反应生成固态干粉。其主要采用喷雾干燥法（又称 SDA）和吸着剂喷射法 ，虽说效果不如湿法脱硫 ，但其设备管理简单、运行维护较容易 ；而所谓的干法脱硫 ，即是选取颗粒状或粉状等固态吸收剂 ，利用催化反应或是在高温高压下分解成电子等方式减少 SO2。与上述两种方法相比，该方法避免废液的处理，但由于不是在水环境中，耗时多，反应慢。
3.2脱硝技术
脱硝技术实现可从燃烧中降低 NOx的生成及燃烧后对 NOx处理出发。若减少 NOx的生成 ，可通过减少锅炉内氧气的密度 ，缩短煤气在高温环境中的时间方法 ；而对 NOx的处理 ，与脱硫类似 ，可通过喷射粉末吸附、溶液内反应、催化还原等方法 ，另其还可使用电子束处理。吸附粉末可选择具有良好吸附性的活性炭 ，并与 NH3组合使用 ；溶液内反应与 SO2类似 ，选择强碱性溶液 ；另由于 N 这种元素的化合价有多种 ，可通过催还原剂对 NOx处理 ，使其变为无公害的 N2。电子束处理 ，即利用电子束光照射 NOx气体 ，得到具有强氧化性的 OH 基、氧原子等 ，对 NOx氧化 ，生成硝酸 ，然后与NH3反应 ，生成无污染的硝酸盐。由于该方法对技术要求较高且有待进步考察 ，目前并未大力推广。
4脱硝脱硫技术的发展
方向随着工业时代的到来，能源的需求量必然会上升，从而使得能源的消耗量也急剧增长！能源时代带动了我国经济的发展，但是，从另一方面来说，也带来了环境的污染，严重威胁到了人们的健康。因此，脱硝脱硫技术必然会成为人们关注的焦点，它的前途不可限量，这不仅是因为它顺应了时代的潮流，更重要的是它迎合了目前人们亟需解决环境污染的需要。那么，它究竟会朝着什么方面发展，在哪方面取得重大突破呢？毫无疑问，其理论研究将会更加深入，因为理论是技术发展的前提和基础。因此，在完善的理论面前，烟气脱硝脱硫在技术上将会取得重大的突破。其次，烟气脱硝脱硫技术在设备上将更加完善，在节约成本，保障安全，增加效益方面也取得更大的成就，最后，烟气脱硝脱硫技术将很快被投入市场，在中小锅炉上发挥其不可忽视的作用，并实现其高效"低耗和便利的特点。
5结束语
本文就燃煤过程中产生的废气处理予以总结。通过加大对废气处理 ，减少排污量 ，提高技术管理应用水平 ，实现经济收益和环境保护的双赢作用。
参考文献：
关键词 循环流化床；锅炉烟气；脱硝；SNCR
中图分类号TK22 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）64-0100-02
0 引言
随着经济发展脚步的加快，各行业对环境的破坏也在加剧，随之而来，人们保护环境的意识也越来越强烈，对环保要求也来断提高。国家在“十二五”规划编制指南中提到污染减排是调整经济结构、转变发展方式、改善民生的重要抓手，是改善环境质量、解决区域性环境问题的重要手段。我国在“十一五”期间通过实施减排措施，大幅度推进治污工程建设，二氧化硫排放基本得到控制，环境恶化趋势得到一定程度缓解，但总体环境形势依然严峻。其中酸雨污染还未得到有效缓解，二氧化硫、氮氧化物等转化形成的细颗粒物污染加重，光化学烟雾频繁发生，许多城市和区域呈现复合型大气污染的严峻态势。
为保护我们生存的环境，减少酸性气体氮氧化物、二氧化硫等的排放是减少大气环境污染的首要任务。现阶段，国家已经对新建火电厂的烟气脱硫作了硬性规定，但脱硝还没有强制性要求。我国氮氧化物排放控制主要以电力行业和机动车为重点，强化重点区域减排。其中控制氮氧化物排放的规划和要求：NOx治理工程，东部规模在35t以上的燃煤锅炉建设低氮燃烧示范工程，NOx去除率达到30%。
丰源公司拟在辽滨工业区建设3×130t/h循环流化床（CFB）锅炉为该公司其它生产装置提供热源。根据国家及省对锅炉烟气NOx减排的有关规定，项目需采取有效措施对烟气进行脱硝处理。
1 锅炉脱硝技术概况
1）循环流化床燃烧是一种新型的高效、低污染的清洁燃煤技术，其主要特点是锅炉炉膛内含有大量的物料，在燃烧过程中大量的物料被烟气携带到炉膛上部，经过布置在炉膛出口的分离器，将物料与烟气分开，并经过非机械式回送阀将物料会送至床内，多次循环燃烧。由于物料浓度高，具有很大的热容量和良好的物料混合，一般每公斤烟气可携带若干公斤的物料，这些循环物料带来了高传热系数，使锅炉热负荷调节范围广，对燃料的适应性强。由于采用更高的流化速度，床内发生强烈的湍流和物料循环，增加了燃料在炉膛内的停留时间，具有更高的燃烧效率，在低负荷下能稳定运行，无需增加辅助燃料。同时流化床锅炉运行温度通常在850℃~900℃，适合向床内加入石灰石脱剂；采用分级送风燃烧，使燃烧始终在低过量空气下进行，降低NOx的生成和排放。
2）对于燃煤锅炉，采用炉内低氮燃烧技术，可以达到一定的除NOx效果，但脱除效率不高。为了进一步降低NOx的排放，要对燃烧后的烟气进行脱硝处理。
目前烟气脱硝技术有20多种，从物质的状态来分，可分为干法和湿法两大类。从化工过程来分，可分为三类：催化还原法、吸收法和吸附法。几种脱硝方法见表1。
3 锅炉烟气脱硝方案的选择
通过对比，干法对比湿法脱硝减少了脱硝副产物的处理工序，且无废水产生。通过项目锅炉选型及对各种脱硝方法的对比，丰源公司拟采用干法选择性非催化还原法（SNCR）。
SNCR脱硝工艺设备简单、结构紧凑、占地面积小、运行成本低；在脱硝过程中不使用催化剂，不受煤质和煤灰的影响，也不会造成空预器堵塞和压力损失等；循环流化床锅炉旋风分离器入口是一个非常理想的SNCR反应剂喷入点，分离器内温度合适，不会出现NH3氧化反应问题，反应剂和烟气混合迅速而且充分并且有效停留时间较长，脱硝效率可以高于50%。
SNCR脱硝原理：将含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为900℃~1 100℃的区域，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。
通过对比，从脱硝效率、氨逃逸、系统可靠性、安全性、经济性等各方面综合考虑，丰源公司拟采用氨水作为还原剂。项目北侧为化工装置生产区，提供浓度20%的氨水，可通过化工厂区管网输送至项目锅炉烟气脱硝储罐存用。
该脱硝系统设1套氨水系统，包括1个氨水储罐，2台氨水泵，4台稀释水泵，4台加压水泵。每台锅炉分离器上均布置4个氨水喷枪。
该系统工艺过程：喷射氨水的SNCR脱硝系统由氨水卸载、存储、计量、分配以及氨水泵几个模块构成。20%浓度的氨水由罐车运输至厂区氨水储罐，用氨水泵将其从储罐经过升压，送到炉前20米左右的计量平台，经过分配模块控制阀组来均分流量后，送到喷射点喷入循环流化床旋风分离器内，该处温度在800℃~900℃区间，正好满足750℃~950℃的反应温度窗要求。在喷嘴处用压缩空气来雾化水溶氨。不需要喷水溶氨时，需要用空气对系统进行吹扫。
5 结论
丰源公司选用循环流化床锅炉，适合采用选择性非催化还原法（SNCR）对烟气进行脱硝处理，由于具有合适的反应温度和反应停留时间，可以使脱硝效率高于50%，甚至达到70%。CFB锅炉旋风分离器入口处的烟温在800℃~1000℃之间，适合采用氨水作为还原剂。通过对低氮燃烧及对烟气的脱硝处理，项目排放的NOx得到有效治理，会大大减少NOx的排放，环境效益显著。
参考文献
[1]张志伟，张缦，姜孝国，王凤君，刘恒宇.大型CFB锅炉增设脱硝设备必要性和可行性探讨.锅炉制造，2010，3(2).
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[关键词]氮氧化物； SCR； 催化剂； 旁路；空预器
中图分类号：TK 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）23-0222-01
1 概述
牡二电厂9号300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1025/17.45-YM28型亚临界压力，自然循环单炉膛，一次中间再热、平衡通风汽包锅炉，摆动式燃烧器四角布置切圆燃烧方式，配有5台冷一次风正压直吹式制粉系统，一台MBA-AC1400干式排渣机，设计燃料为烟煤。由于目前9号锅炉实际运行时NOx排放浓度最高已分别超过600mg/m3（标态，干基，6%O2）已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的100mg/m3（标态，干基，6%O2）的氮氧化物排放限值。拟对其进行脱硝改造。
本工程锅炉采用全钢架悬吊结构、紧身封闭布置，采用水平浓淡燃烧器，主燃烧器上方设置了3层SOFA燃烧器，并预留SCR脱硝空间。
2 脱硝技术分析
2.1 脱硝技术方案
通过对华电金山热电厂、华能东港电厂、国电龙华长春热电厂同类型机组脱硝工程调研，并对SCR、SNCR烟气脱硝技术充分比较、论证。确认在空间上，电厂原设计已对高灰型SCR烟气脱硝空间进行了预留，SCR反应器可布置在锅炉尾部省煤器和空预器之间，即从锅炉省煤器出口处引出烟气，进入SCR 反应器后再重新返回空预器入口，同时牡二电厂9号机组的烟气条件为常规的燃煤烟气条件。因此从烟气条件和空间布置上，本期烟气脱硝改造选择高灰型SCR烟气脱硝工艺是完全可行的。同时，国内约400～500台机组安装了SCR装置，均采用高灰型布置工艺，有成熟的现场运行经验支持。
2.2 还原剂选择
目前，SCR烟气脱硝工艺常用的还原剂有液氨和氨水二种。
还原剂的选择是影响SCR脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求确定以液氨作为脱硝还原剂。
3 脱硝改造关键点分析
3.1 催化剂选择
在SCR布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO2浓度的影响并遵循以下原则：（1）燃煤电站一般选择使用温度在320～425℃范围内的催化剂，该反应温度具有脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠、氨逃逸和SO2 /SO3转化率低以及便灰通行等特点，可最大程度适应燃料类型和运行条件。（2）催化剂的选型应根据烟气特性、飞灰特性和灰分含量等综合性能保证要求考虑。锅炉省煤器出口烟尘浓度
3.2 SCR 烟气脱硝系统旁路设置
3.2.1 省煤器旁路
当锅炉低负荷运行，省煤器出口（即SCR脱硝装置入口）烟气温度较低时，一方面催化剂活性会比较低，另一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成的硫酸氢氨和硫酸氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆转的活性降低，因此，一般要求SCR脱硝装置喷氨时烟气的温度要大于320℃。如果省煤器出口的烟气温度低于允许的喷氨温度，为防止硫酸氢铵和硫酸铵在催化剂表面沉积，应立刻停止喷氨。如果要求脱硝装置在省煤器出口温度低于最小喷氨温度时仍然运行，就需要加装省煤器旁路，以提高SCR脱硝装置入口的烟气温度。最低喷氨温度主要取决于烟气中的SO3浓度，省煤器旁路的设计要求主要是保证进入脱硝装置的烟气温度在SCR法脱硝最低运行温度以上，并保证两部分烟气在进入SCR反应器之前均匀混合。根据现场锅炉运行记录和摸底试验测试结果显示，在低负荷条件下，空预器入口烟温仍能达到300℃左右，明显高于本项目的最低喷氨温度（268℃），因此本项目无需设置省煤器旁路。
3.2.2 反应器旁路
环境保护部颁发的《火电厂烟气脱硝工程技术规范―选择性催化还原法》（HT563-2010）中明确规定“脱硝系统不得设置反应器旁路”。针对不设置SCR反应器旁路时的催化剂烧结、烟气结露等问题，可采用下述措施。
3.2.2.1 防止催化剂烧结的应对措施
如果催化剂设计温度选用过高，催化剂以及与之相关的反应器等成本就会升高； 如果设计温度选用过低，一旦在运行中省煤器出口温度超过了允许值，就必须降机组锅炉负荷运行，否则，催化剂就会因烧结而失去部分活性。因此要避免催化剂的烧结，就需要提出SCR 脱硝系统的适合的设计温度，让催化剂供应商合理选择配方以及生产工艺，提供满足运行要求的催化剂。
3.2.2.2 锅炉启动时烟气结露的应对措施
在锅炉点火时催化剂处于冷态的情况下，烟气通过反应器的时候会在催化剂表面结露，影响催化剂活性与使用寿命。为避免结露，可采用空气加热系统对催化剂进行预热。SCR脱硝系统停运时，催化剂也可采用空气加热系统进行保护，以确保反应器内空气的相对湿度处于较低的水平，让催化剂在SCR脱硝系统停运时不发生寿命损耗。
3.3 辅助设备
4 结语
脱硝改造工程的实施，大幅度降低了NOx排放量，而且不会产生二次污染物，很好的贯彻响应了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的严格要求。通过对SCR烟气脱硝工程技术中几个关键技术问题进行深入的探讨与研究，并提出了相应的解决措施，从而为提高SCR烟气脱硝工程技术水平提供借鉴。
参考文献
[1] HJ 562-2010，火电厂烟气脱硝工程技术规范： 选择性催化还原法[S].
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