脱硝技术

选择性非催化还原技术（SNCR）

选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在 850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%～40% ,对小型机组可达 80%。由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。

选择性催化还原技术（SCR）

SCR 是最成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝

方法, 最早由日本于 20 世纪 60~70 年代后期完成商业运行, 是利用还原剂(NH3, 尿素)在金属催化剂作用下, 选择性地与 NOx 反应生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故称为“ 选择性” 。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种方法都是利用氨对NOx的还原功能 ,在催化剂的作用下将 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SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2 O5 -WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃）， 不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。

优点：该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。

缺点：燃料中含有硫分, 燃烧过程中可生成一定量的SO3。添加催化剂后, 在有氧条件下, SO3 的生成量大幅增加, 并与过量的 NH3 生成 NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性, 可导致尾部烟道设备损坏。 虽然SO3 的生成量有限, 但其造成的影响不可低估。另外,催化剂中毒现象也不容忽视。

活性炭吸附

配合使用

电子束脱硝（EBA）

EBA是国际先进的烟气处理技术之一，其原理是利用高能电子加速器产生的电子束(500～800 kV)辐照处理烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化为硫酸铵和硝酸铵 。该技术从20世纪80年代开始先后在日本、美国、德国、波兰等建立中试及工业示范项目。国内首例EBA脱硫脱硝示范工程于1997年8月投入运行，其实际脱硫及脱硝效率分别为86.8%和17.6%，并可回收副产品硫酸铵、硝酸铵。

国内外部分电子束处理工程的规模和技术参数：

几种烟气脱硝技术适用范围及优缺点比较：

脱硝燃烧前脱硝

1）加氢脱硝

2）洗选

脱硝燃烧中脱硝

1）低温燃烧

2) 低氧燃烧

3）CFB燃烧技术

4）采用低NOx燃烧器

5）煤粉浓淡分离

6）烟气再循环技术

脱硝燃烧后脱硝

1）选择性非催化还原 脱硝（SNCR）

2) 选择性催化还原 脱硝（SCR）

3）活性炭吸附

4）电子束脱硝

2010年12月3日，据《上海证券报》援引行业人士的话报道，“十二五”期间节能减排将增加“脱硝”这一约束性硬指标；预计“十二五”及“十三五”期间，国家在这一领域的投资需求将分别达万亿元。

报道称，中国化工信息中心副总工程师徐京生是在中国精细化工产业发展研讨会上做出上述表示的。她进一步指出，国家在“十二五”期间会将氮氧化物也列入节能减排的总量控制范围，而控制氮氧化物的实质就是“脱硝”；今后会像强制“脱硫”一样实施强制“脱硝”。

“十二五”节能规划十大节能工程

脱硫脱硝工程列入十二五节能规划十大节能工程：

1、脱硫脱硝工程（火电行业、水泥行业、钢铁行业作为重中之重）

2、节能改造工程

3、节能产品惠民工程

4、合同能源管理推广工程

5、节能技术产业化示范工程

6、城镇生活污水处理设施建设工程

7、重点流域水污染防治工程

8、规模化畜禽养殖污染防治工程

9、循环经济示范推广工程

10、节能减排能力建设工程。

概念

为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。

脱硝技术

根据水泥窑氮氧化物的形成机理，水泥窑降氮减排的技术措施有两大类：

一类是从源头上治理。控制煅烧中生成NOx。其技术措施：①采用低氮燃烧器；②分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度；③改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。

另一类是从末端治理。控制烟气中排放的NOx，其技术措施：①“分级燃烧 SNCR”，国内已有试点；②选择性非催化还原法（SNCR），国内已有试点；③选择性催化还原法（SCR），欧洲只有三条线实验；③SNCR/SCR联合脱硝技术，国内水泥脱硝还没有成功经验；④生物脱硝技术（正处于研发阶段）。

总之，国内开展水泥脱硝，尚属探索示范阶段，还未进行科学总结。各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行可靠的脱硝效率、运行成本、水泥能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。

脱硝的系统工程

水泥企业采用“SNCR”方法脱硝，并非水泥企业一家之事。它受到不少制约。不仅涉及生产、流通、分配和消费，而且涉及到工业、农业、商业、交通、公安、能源、物价、环保、安全监管和质检等政府多个部门。

采用SNCR方法脱硝，还原剂是最大消耗品（但对于SCR脱硝来说催化剂的消费量更多）。水泥脱硝一般选用尿素或氨水（不选择液氨 —— 危险品）作还原剂，但是尿素、氨水又是通过合成氨转换而生产出来的，可是合成氨单位产品综合能耗相当高（详见表2）。

现以重庆18条2500t/d线脱硝为例， 若NOx排放的本底值为1000mg/Nm³左右，NOx排放要降到500 mg/Nm³以下，年减排NOx为21060吨，则必须采用SNCR脱硝，若选择氨水（浓度25%）作还原剂，则年需耗氨水62280吨。既相当于消耗合成氨15570吨→必然增加化工厂综合能耗25691吨（标煤）→经信委必然增加化工厂天然气用量和用电指标→必然增加化工厂合成氨水污染物排放（化学需氧量23.36吨、氨氮9.3吨、氰化物0.047吨、SS10.90吨、石油类1.56吨、挥发酚0.031吨、硫化物0.156吨、排水量155700吨）→势必涉及到环保部门对合成氨生产企业污染物控制总量指标→涉及物价部门如何确定用于水泥工业脱硝的氨水、尿素价格以及化工厂增用天然气价格如何确定→涉及增加运送氨水、尿素到水泥厂的社会运量及公安交通安全畅通→涉及农业主管部门将尿素、氨水调出农业系统→涉及市政府节能、减排办公室对水泥企业脱硝增加了单位产品能源消耗和废弃物排放量如何考核→涉及国家标准制定部门修改相关标准→涉及质监部门对水泥产品质量标准检验等。

脱硝探索示范阶段

2011年底，我国在役新型干法水泥生产线1513条。安装建设有水泥脱硝设施的仅为6条 5年左右时间，才建成6条线，它们各条线的投资、运行情况，脱硝效率、真实的成本和运行费用如何？尚不清楚。

脱硝方兴未艾阶段

1、 2012年五月底止，在我国西部12个省（区、市）中，83.3%在行动

重庆市：2012年2月21日，重庆市发出了渝委办[2012]16号文件，要求9个企业18条新型干法水泥生产线，年底建成脱硝装置；有6条线处于建设调试阶段，其它处于可研或招标阶段。

四川省：2011年11月7日，四川省人民政府办公厅发出了川办函[2011]247号文件，《转发环境保护厅关于“十二五”降氮脱硝工作意见的通知》，“十二五”期间完不成的，将停止对该水泥企业的供电。

云南省：环保厅约谈远东水泥有限公司，安排脱硝工程建设。

贵州省：省环保厅向全省9个市（州）发函，要求火电、水泥行业须建脱硝设施：4000t/d以上及2000t/d以下的生产线综合脱硝效率要求达到75%以上，2000t/d至4000t/d的生产线综合脱硝效率要求达到40%以上，省政府每季度进行普查。

宁夏：召开了2012年全区主要污染物减排工作会议，全面启动水泥企业的低氮燃烧工程；平罗恒达水泥公司2500t/d生产线脱硝项目已签约。

新疆：在“十二五”工程减排措施中，新增烟气脱硝工程（水泥熟料生产线脱硝工程）。

陕西：2011年陕西省环保厅、咸阳市政府相继发出有关文件，要求水泥企业开展脱硝工程建设。

青海：环保厅确定“42321”目标，抓紧盐湖海纳、互助金圆、湟中祁连山等水泥企业脱硝工程建设。

内蒙古：烟气脱硝和烟尘控制技术交流会在盐城召开。

广西：广西西普南雁水泥有限公司脱硝示范2000t/d生产线，2012年4月25日已投入运行。

2、 在我国中部6个省中，100%在行动

河南：河南省新乡市强制当地水泥企业脱硝改造。新乡市共有新型干法生产线18条以上，2012年底以前开工建设水泥脱硝，2013年前必须完成。

湖南：水泥行业脱硝进入倒计时。2013年前，全省2000t/d以上生产线全部实施低氮燃烧技术改造，脱硝率达到30%以上；4000t/d以上生产线必须配备SNCR设施，脱硝效率60%以上；已脱硝企业擅自停运、逾期未建企业一律停产。

江西江西环保厅召开2012年脱硫脱硝建设项目座谈会，江西南方等8家水泥企业分别介绍了脱硝项目建设进度。

湖北：黄石市环保局对全市7家水泥生产厂提出了减排要求，加快对现役生产线进行低氮燃烧技术改造，3月底各企业提出具体方案，对“十二五”不安装脱硝设施的水泥企业将足额征收NOx排污费。

安徽省：采取多项措施加快推进水泥行业减排，水泥行业实施低氮燃烧改造技术项目15个。省里正在研究出台相关政策，从资金、技术等方面给减排企业以支持。

山西：山西省环保厅强势推进水泥行业脱硝。新建或改扩水泥熟料线一律按《水泥行业准入条件》执行综合脱硝率不低于60%；所有现役新型干法水泥生产线全部完成低氮燃烧技术改造，脱硝率不低于30%，4000t/d及以上生产线，2013年底建成投入运行。其他线，2014年6月底全部建成。

3、 在我国东部10个省（市）中，70%在行动

北京、天津、上海三个直辖市，起步早。

河北：临城奎山冀东水泥脱硝工程开工，拟6月底建成。

广东：水泥企业实施广东地方新标准。广东、珠三角大部分地区开始执行广东省《水泥工业大气污染物排放标准》，NOx排放浓度限定值550mg/Nm³，余下区域自2014年执行；广东抓17条示范线，且广东环保厅明确补贴政策：2012年和2013年脱硝的水泥企业，按每条线300万元和150万元的标准补贴，2014年上脱硝装置的企业不补贴。

浙江：杭州先行先试NOx排放浓度的政策规定最牛。杭州市主要污染物减排工作领导小组办公室，以杭减办[2011]30号文件提出：2012年9月底前完成现役12家水泥企业16条熟料生产线脱硝工程，水泥企业烟气脱硝率保证达到85%以上（NOx排放浓度≤150mg/Nm³），脱硝装置保证运转率95%以上，脱硝设备靠引进寿命15年以上，脱硝不得造成二次污染，即SCR和SNCR-SCR氨逃逸控制在8mg/m³（干基、标准状态）以下。失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。其脱硝资金由市财政按项目总投资的30%补贴，其中，4000-5000t/d的生产线最高补贴690万元/条，2500t/d的生产线最高补贴480万元/条，各区、县（市）配套补贴不少于40%，其余企业自筹。山东：现役水泥企业>2000t/d的生产线，必经进行低氮燃烧技术改造，并配套烟气脱硝设施。

福建：现役2000t/d的水泥生产线，两年内完成脱硝改造。2012年底前，对≥4000t/d的生产线实行低氮燃烧器改造，并建成脱硝装置，综合脱硝率达到60%以上；2013年底前，对≥2000t/d<4000t/d的水泥生产线，进行低氮燃烧器改造，并建成脱硝装置，综合脱硝率50%以上；对于<2000t/d以下的生产线，脱硝率达到30%以上。

4、 在我国东北3个省中，67%在行动

黑龙江：脱硫脱硝纳入重点监管，19家水泥企业年内完成低氮燃烧改造工程。

吉林省：全面开展水泥行业氮氧化物减排攻坚战。一是2012年7月底，现役10条4000t/d及以上生产线全部配备脱硝设施；二是2013年7月底，10条2000t/d熟料线全部完成低氮燃烧技术改造工程；三是新建、改造、扩建的生产线按《水泥行业准入条件》验收，综合脱硝率不低于60%；四是加大监管NOx征收力度和超排处罚力度。全省将安排2000万元资金补贴水泥企业脱硝。综上所述，全国4/5以上的省、自治区、直辖市都在轰轰烈烈地开展水泥脱硝工作。

脱硝氮氧化物

氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NO_x有多种：N₂0、NO、N0₂、N₂O₃、N₂O₄和N₂O₅，其中NO和N0₂是重要的大气污染物。我国氮氧化物的排放量中70%来自煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此NO_x排放的主要来源是火力发电厂 。

氮氧化物的来源

1 火力发电：空气中的氮氧化物，最大的来源是火力发电。据统计，2005年，我国氮氧化物排放总量超过

1900万吨，其中火力发电是最大来源，燃煤电厂排放700万吨，其次是工业和交通运输部门，分别贡献了23%和20%。

2 机动车尾气：氮氧化物更重要的来源是机动车排放的尾气。也就是说，当汽车行驶时，内燃机燃烧过程的1600℃高温和富氧条件生成了氮氧化物。据统计，2008年，我国机动车保有量达到1.699亿辆。在北京、上海、广州等机动车保有量位于前40名的城市中，约50%的氮氧化物污染来自于机动车尾气的排放；深圳市机动车排放的氮氧化物占到了全市排放量的56.4%。而在民用车辆里，其中大型客车和重型货车排放的氮氧化物约占机动车排放氮氧化物总量的70%。

3 采暖燃烧的锅炉：采暖燃烧的锅炉也是氮氧化物的一大来源。 据统计，在冬季采暖季节，北京大气中的氮氧化物浓度是夏天的10倍，当然，冬季排放的氮氧化物并没有比夏天多10倍，但由于夏天大气氧化性能好，能将氮氧化物快速转化掉。因此，冬季大气的氮氧化物污染问题显得更严重。 4其它 ：氮氧化物天然排放的NOx,主要来自土壤和海洋中有机物的分解，属于自然界的氮循环过程。 人为活动排放的NO，大部分来自化石燃料的燃烧过程，如汽车、飞机、内燃机及工业窑炉的燃烧过程；也来自生产、使用硝酸的过程，如氮肥厂、有机中间体厂、有色及黑色金属冶炼厂等。据80年代初估计，全世界每年由于人类活动向大气排放的NOx约5300万吨。NOx对环境的损害作用极大，它既是形成酸雨的主要物质之一，也是形成大气中光化学烟雾的重要物质和消耗O3的一个重要因子。

在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。 但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NO2，故大气中NOx普遍以NO2的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3）。在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，N02转变成硝酸的速度加快。特别是当NO2与SO2同时存在时，可以相互催化，形成硝酸的速度更快。此外，NOx还可以因飞行器在平流层中排放废气，逐渐积累，而使其浓度增大。NOx再与平流层内的O3发生反应生成NO与O2，N0与O进一步反应生成NO2和O2，从而打破O3平衡，使O3浓度降低，导致O3层的耗损。

氮氧化物的危害

氮氧化物可刺激肺部，使人较难抵抗感冒之类的呼吸系统疾病，呼吸系统有问题的人士如哮喘病患者，会较易受二氧化氮影响。对儿童来说，氮氧化物可能会造成肺部发育受损。研究指出长期吸入氮氧化物可能会导致肺部构造改变，但仍未可确定导致这种后果的氮氧化物含量及吸入气体时间。

以一氧化氮和二氧化氮为主的氮氧化物是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因.汽车尾气中的氮氧化物与碳氢化合物经紫外线照射发生反应形成的有毒烟雾,称为光化学烟雾.光化学烟雾具有特殊气味,刺激眼睛,伤害植物,并能使大气能见度降低.另外,氮氧化物与空气中的水反应生成的硝酸和亚硝酸是酸雨的成分.大气中的氮氧化物主要源于化石燃料的燃烧和植物体的焚烧,以及农田土壤和动物排泄物中含氮化合物的转化.

氮氧化物的产生及转化

氮氧化物与空气中的水结合最终会转化成硝酸和硝酸盐，随着降水和降尘从空气中去除。硝酸是酸雨的原因之一；它与其它污染物在一定条件下能产生光化学烟雾污染。

N2 O2 =放电= 2NO

在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。 但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NO2，故大气中NOx普遍以NO2的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3）。在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，N02转变成硝酸的速度加快。特别是当NO2与SO2同时存在时，可以相互催化，形成硝酸的速度更快。2100433B

火电厂脱硫脱硝烟气脱硝

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的

排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。

在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

火电厂脱硫脱硝SCR脱硝

SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。

采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。2100433B

火电脱硝是指火力发电为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。

分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。即脱去烟气中的NOx（氮氧化物），这种物质进入大气会形成酸雨，酸雨对人类的危害非常大，所以现在国家一直在提倡环保，以煤炭为燃料的烟气都含有这些物质，特别是火电厂。

随着氮氧化物排放污染的日趋严重，国家于“十二五”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度。而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段，成为“十二五”期间火电企业面临的首要任务。虽然2011年以来，国家发改委、环境保护部及地方政府均出台了相关促进政策措施，但总体来看，目前，我国脱硝改造进展缓慢，电厂建设运营脱硝设施积极性依旧不高。因此，为有效促进火电脱硝设施建设、改造与运营，在对火电脱硝电价补贴政策逐步进行完善的基础上，还需加强部门协作，并出台相关配套措施。

“十二五”仍以污染物减排为重心，脱硝市场有望重演脱硫市场火爆行情，多项重要政策的出台，均表明污染物减排仍是“十二五”期间环保工作的重心，而火电脱硝取代脱硫成为减排工作的重中之重。随着2014年7月氮氧化物达标“大限”的临近，火电脱硝工程开工量已有明显增加，脱硝市场有望成为继脱硫之后又一千亿环保市场。

中国电力企业联合会在近日发布的《2012年上半年全国电力供需形势及全年分析预测报告》中指出，目前我国试行的0.8分/千瓦时的脱硝电价补贴无法弥补火电厂额外成本负担，有进一步上调的需求。记者了解到，目前环保部联合发改委已完成对全国重点地区火电厂脱硫脱硝进展情况的摸底调查，认为火电脱硝电价补贴调整面临着现实紧迫性。

《2012年上半年全国电力供需形势及全年分析预测报告》显示，目前发电企业同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.2分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.5分/千瓦时，而目前的脱硝试点电价仅为0.8分/千瓦时，难以弥补脱硝运营成本和投资，因此电厂建设运营脱硝设施积极性不高。

国家发展改革委扩大燃煤电厂脱硝电价试点范围

为鼓励电力企业建设和运行脱硝设施，减少氮氧化物排放，促进环境保护，近日，国家发展改革委下发了《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》。

通知规定，自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。发电企业执行脱硝电价后所增加的脱硝资金暂由电网企业垫付，今后择机在销售电价中予以解决。

通知要求，各地价格主管部门要及时对已安装脱硝设施的燃煤机组执行脱硝电价，调动发电企业脱硝积极性；会同有关部门加强对发电企业脱硝设施运行情况的监管，督促发电企业提高脱硝效率。

据悉，为提高发电企业脱硝积极性，2011年11月，国家发展改革委出台燃煤发电机组试行脱硝电价政策，对北京、天津、河北、山西、山东、上海、浙江、江苏、福建、广东、海南、四川、甘肃、宁夏等14个省（区、市）符合国家政策要求的燃煤发电机组，上网电价在现行基础上每千瓦时加价8厘钱，用于补偿企业脱硝成本。此项措施对氮氧化物减排发挥了重大作用。2012年上半年，全国氮氧化物排放量首次出现同比下降0.24%；全国脱硝机组平均脱硝效率40.3%，较2011年同比提高16.1个百分点。 2100433B