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[摘 要]燃煤电厂排放的SO2、NOx是大气污染物的主要来源之一，它们的大量排放会对生态环境及人类健康产生巨大的影响（近年来频繁出现的大范围雾霾就是一个典型事件），为此《国家环境保护“十二五”规划》指出，到2015年，SO2排放总量要比2010年下降8%，NOx排放总量下降10%；大力推动脱硫脱硝一体化、除磷脱氮一体化及脱除重金属等综合控制技术的发展。基于此，本文对电厂烟气脱硫脱硝技术的若干问题进行分析，以期为相关工作者提供一些有益的参考和借鉴。
[关键词]电厂；烟气脱硫脱硝；氮氧化物；二氧化硫
中图分类号：X701.3；TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0388-01
1 电厂烟气脱硫脱硝的原理和方法
1.1 电厂烟气脱硫的原理和方法
为实现燃煤电厂SO2的污染控制目标，各国研究人员已经研发出很多燃煤锅炉控制SO2技术，具体如表1所示：
1.2 电厂烟气脱硝的原理和方法
第一，SCR工艺。作为目前我国燃煤电厂广泛采用的烟气脱硝工艺，SCR是将还原剂NH3喷入锅炉省煤器下游300～400℃的烟道内，在催化剂作用下将烟气中NOx还原为H2O和N2。第二，SNCR工艺。SNCR工艺是利用机械师喷枪将氨基还原剂（如氨水、尿素等）溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950～1050℃的温度区域和没有催化剂的条件下，NH3和烟气中的NOx发生选择性非催化还原反应，NOx被还原为H2O和N2。其主要反应为：
①以尿素为还原剂时的反应如下：
CO（NH2）2→2NH2+CO
NH2+NOx→H2O+N2
O+NOx→N2+CO2
②以氨为还原剂时的反应为：NH3+NOx→H2O+N2。
③如果炉膛内的温度超过反应温度窗口时，NH3会被氧化为NOx，其反应为：NH3+O2→NOx+H2O。
第三，SNCR-SCR工艺。SNCR-SCR工艺综合了SCR工艺和SNCR工艺的优点，其具有两个反应区（SNCR反应区和SCR反应区），首先在炉膛中的SNCR反应区（第一反应区）内进行初步脱氨，然后SNCR反应区中没有消耗完的NH3作为下游SCR的还原剂，在SCR反应区（第二反应区）中进行进一步脱氨。理论上，SNCR反应区在脱除部分NOx的同时会为后面的催化法脱硝提供所需的氨，但是控制好氨的分布以适应NOx的分布改变却十分困难，因此通常SNCR-SCR工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统，准确地试验和调节辅助氨喷射来改善氨在反应器中的分布。
2 烟气脱硫脱硝技术在燃煤电厂的具体应用
2.1 联合烟气脱硫脱硝技术
联合烟气脱硫脱硝技术是采用湿技术集合高性能石灰石、石膏烟气脱硫系统排除SO2，并结合干技术形式的SCR工艺来排除NOx。联合脱硫脱硝技术是目前燃煤电厂常用的方法，脱硫率≥90%，脱硝率≥80%，达到理想的脱硫脱硝效果。但联合烟气脱硫脱硝技术也有一些固有的缺陷，如在脱硫脱硝过程中会出现设备表面结垢现象，严重影响脱硫脱硝的效率，更有甚者会造成设备的阻塞与腐蚀，不利于设备的正常运行。
2.2 烟气脱硫脱硝一体化技术
联合烟气脱硫脱硝技术虽然脱硫脱硝的效率较高，但需要较高的费用投资，并且运行过程中会产生结垢现象而影响设备的正常运行，为此研究者将目光转向了烟气脱硫脱硝一体化技术。目前烟气脱硫脱硝一体化技术还处于研究阶段，能够达到工业规模应用的不多，其中比较突出的有如下几种：
（1）CuO吸附法
CuO吸附法的原理如下：烟气在进入吸收器之前预先通入适量的NH3，进入吸收器之后烟气中的SO2和吸收剂反应生成CuSO4脱除，之后在NH3的作用下NOx与其发生氧化还原反应变成N2脱除；吸收飽和的吸附剂移入再生器，在还原性气体中进行再生。
CuO吸附法的优点如下：可达到90%以上的脱硫率和75%以上的脱硝率，在吸附温度750 ℃左右时其脱硫脱硝率可达90%以上且有99.9%的除尘率；不产生废渣或废液，无二次污染，副产物可进行硫磺和H2SO4的回收，排放的烟气无需再加热且吸附剂可进行循环再生。但限制该法大规模应用的一个因素，就是吸附剂的稳定性较差，在不断吸收、还原、氧化的过程中CuO的活性逐渐下降甚至失去作用，另外该工艺反应温度较高，加热装置的增加会导致成本的上升。
（2） 脉冲电晕法
脉冲电晕法脱硫脱硝的反应机理如下：通过交直流叠加电源加到放电电极上，产生高压脉冲电晕放电，使得烟气分子突然获得巨大的能量，获得常温下的非平衡等离子体。这些等离子体里面含有大量的高能离子、电子、激发态粒子，这些活性粒子使被电晕放电一同激活的SO2、NO分子经过一系列复杂的电化学反应被氧化且与烟气中的水形成相应的酸。酸与添加的氨形成（NH3）2SO4和NH3NO3，收集之后处理加工成化肥。
脉冲电晕法脱硫脱硝能够在单一过程内一体脱除SO2和NOx，并且副产物可以做肥料，但缺陷是副产物以微粒的形式存在而导致收集困难，并且该法需要消耗较高的能量。
（3）炭基催化法
常用的炭基材料一般有活性炭、活性焦、活性炭纤维等，它们都是孔隙结构丰富、比表面积大、具有良好吸附性的材料。炭基催化法脱硫脱硝的工艺流程如下：烟气经过冷却系统降温后从底部进入吸收塔向上运动，吸收塔内的活性炭自上而下运动；烟气中的SO2被氧化成SO3进而生成硫酸气溶胶吸附在活性炭的空隙中，添加NH3后，烟气中的NOx在催化还原的作用下转化为N2和H2O脱除；活性炭进入解吸塔，在约400 ℃时进行再生，产出25%-30%的的SO2气体，生成的SO2气体可以将其加工成液态SO2、H2SO4或单质S进行回收利用；再生的活性焦也可以进行重复利用，既降低了烟气脱硫脱硝的成本，又可以有效地实现S的资源化利用。
炭基催化法脱硫脱硝可以有效回收烟气中的S，运行操作简单且不需要加热装置，在脱硫脱硝的同时还有去除烟尘和重金属污染物的功效，属于深度烟气净化技术，因此非常值得大力推广。
3 讨论
对于燃煤电厂而言，SO2和NOx是在大气环境中形成的主要污染物，也是产生光化学烟雾和温室效应的最根本原因，因此火电厂烟气治理中非常重视脱硫脱硝技术的应用。在燃煤电厂中，由于脱硫、脱硝装置投资巨大，分别减少会造成很大的资金浪费，因此未来烟气脱硫脱硝一体化技术将是研究工作的重点之一，对我国控制大气污染、改善大气质量具有十分重要的意义。
参考文献
[1] 叶蔚，蔚焦厦.电厂烟气脱硫脱硝技术研究分析[J].军民两用技术与产品，2015（8）.
[2] 段三良.燃煤电厂烟气同时脱硫脱硝工艺的技术经济分析[D].华北电力大学，2009.
[3] 李雯.燃煤烟气脱硫脱硝一体化工艺研究[J].机电信息，2013（36）.
[关键词]电厂；烟气脱硫脱硝；氮氧化物；二氧化硫
中图分类号：X701.3；TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0388-01
1 电厂烟气脱硫脱硝的原理和方法
1.1 电厂烟气脱硫的原理和方法
为实现燃煤电厂SO2的污染控制目标，各国研究人员已经研发出很多燃煤锅炉控制SO2技术，具体如表1所示：
1.2 电厂烟气脱硝的原理和方法
第一，SCR工艺。作为目前我国燃煤电厂广泛采用的烟气脱硝工艺，SCR是将还原剂NH3喷入锅炉省煤器下游300～400℃的烟道内，在催化剂作用下将烟气中NOx还原为H2O和N2。第二，SNCR工艺。SNCR工艺是利用机械师喷枪将氨基还原剂（如氨水、尿素等）溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950～1050℃的温度区域和没有催化剂的条件下，NH3和烟气中的NOx发生选择性非催化还原反应，NOx被还原为H2O和N2。其主要反应为：
①以尿素为还原剂时的反应如下：
CO（NH2）2→2NH2+CO
NH2+NOx→H2O+N2
O+NOx→N2+CO2
②以氨为还原剂时的反应为：NH3+NOx→H2O+N2。
③如果炉膛内的温度超过反应温度窗口时，NH3会被氧化为NOx，其反应为：NH3+O2→NOx+H2O。
第三，SNCR-SCR工艺。SNCR-SCR工艺综合了SCR工艺和SNCR工艺的优点，其具有两个反应区（SNCR反应区和SCR反应区），首先在炉膛中的SNCR反应区（第一反应区）内进行初步脱氨，然后SNCR反应区中没有消耗完的NH3作为下游SCR的还原剂，在SCR反应区（第二反应区）中进行进一步脱氨。理论上，SNCR反应区在脱除部分NOx的同时会为后面的催化法脱硝提供所需的氨，但是控制好氨的分布以适应NOx的分布改变却十分困难，因此通常SNCR-SCR工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统，准确地试验和调节辅助氨喷射来改善氨在反应器中的分布。
2 烟气脱硫脱硝技术在燃煤电厂的具体应用
2.1 联合烟气脱硫脱硝技术
联合烟气脱硫脱硝技术是采用湿技术集合高性能石灰石、石膏烟气脱硫系统排除SO2，并结合干技术形式的SCR工艺来排除NOx。联合脱硫脱硝技术是目前燃煤电厂常用的方法，脱硫率≥90%，脱硝率≥80%，达到理想的脱硫脱硝效果。但联合烟气脱硫脱硝技术也有一些固有的缺陷，如在脱硫脱硝过程中会出现设备表面结垢现象，严重影响脱硫脱硝的效率，更有甚者会造成设备的阻塞与腐蚀，不利于设备的正常运行。
2.2 烟气脱硫脱硝一体化技术
联合烟气脱硫脱硝技术虽然脱硫脱硝的效率较高，但需要较高的费用投资，并且运行过程中会产生结垢现象而影响设备的正常运行，为此研究者将目光转向了烟气脱硫脱硝一体化技术。目前烟气脱硫脱硝一体化技术还处于研究阶段，能够达到工业规模应用的不多，其中比较突出的有如下几种：
（1）CuO吸附法
CuO吸附法的原理如下：烟气在进入吸收器之前预先通入适量的NH3，进入吸收器之后烟气中的SO2和吸收剂反应生成CuSO4脱除，之后在NH3的作用下NOx与其发生氧化还原反应变成N2脱除；吸收飽和的吸附剂移入再生器，在还原性气体中进行再生。
CuO吸附法的优点如下：可达到90%以上的脱硫率和75%以上的脱硝率，在吸附温度750 ℃左右时其脱硫脱硝率可达90%以上且有99.9%的除尘率；不产生废渣或废液，无二次污染，副产物可进行硫磺和H2SO4的回收，排放的烟气无需再加热且吸附剂可进行循环再生。但限制该法大规模应用的一个因素，就是吸附剂的稳定性较差，在不断吸收、还原、氧化的过程中CuO的活性逐渐下降甚至失去作用，另外该工艺反应温度较高，加热装置的增加会导致成本的上升。
（2） 脉冲电晕法
脉冲电晕法脱硫脱硝的反应机理如下：通过交直流叠加电源加到放电电极上，产生高压脉冲电晕放电，使得烟气分子突然获得巨大的能量，获得常温下的非平衡等离子体。这些等离子体里面含有大量的高能离子、电子、激发态粒子，这些活性粒子使被电晕放电一同激活的SO2、NO分子经过一系列复杂的电化学反应被氧化且与烟气中的水形成相应的酸。酸与添加的氨形成（NH3）2SO4和NH3NO3，收集之后处理加工成化肥。
脉冲电晕法脱硫脱硝能够在单一过程内一体脱除SO2和NOx，并且副产物可以做肥料，但缺陷是副产物以微粒的形式存在而导致收集困难，并且该法需要消耗较高的能量。
（3）炭基催化法
常用的炭基材料一般有活性炭、活性焦、活性炭纤维等，它们都是孔隙结构丰富、比表面积大、具有良好吸附性的材料。炭基催化法脱硫脱硝的工艺流程如下：烟气经过冷却系统降温后从底部进入吸收塔向上运动，吸收塔内的活性炭自上而下运动；烟气中的SO2被氧化成SO3进而生成硫酸气溶胶吸附在活性炭的空隙中，添加NH3后，烟气中的NOx在催化还原的作用下转化为N2和H2O脱除；活性炭进入解吸塔，在约400 ℃时进行再生，产出25%-30%的的SO2气体，生成的SO2气体可以将其加工成液态SO2、H2SO4或单质S进行回收利用；再生的活性焦也可以进行重复利用，既降低了烟气脱硫脱硝的成本，又可以有效地实现S的资源化利用。
炭基催化法脱硫脱硝可以有效回收烟气中的S，运行操作简单且不需要加热装置，在脱硫脱硝的同时还有去除烟尘和重金属污染物的功效，属于深度烟气净化技术，因此非常值得大力推广。
3 讨论
对于燃煤电厂而言，SO2和NOx是在大气环境中形成的主要污染物，也是产生光化学烟雾和温室效应的最根本原因，因此火电厂烟气治理中非常重视脱硫脱硝技术的应用。在燃煤电厂中，由于脱硫、脱硝装置投资巨大，分别减少会造成很大的资金浪费，因此未来烟气脱硫脱硝一体化技术将是研究工作的重点之一，对我国控制大气污染、改善大气质量具有十分重要的意义。
参考文献
[1] 叶蔚，蔚焦厦.电厂烟气脱硫脱硝技术研究分析[J].军民两用技术与产品，2015（8）.
[2] 段三良.燃煤电厂烟气同时脱硫脱硝工艺的技术经济分析[D].华北电力大学，2009.
[3] 李雯.燃煤烟气脱硫脱硝一体化工艺研究[J].机电信息，2013（36）.