煤炭在我国能源消费中拥有绝对的主导地位，煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已经造成严重的环境污染问题。

NOx的排放是形成酸雨和破坏大气臭氧层的重要原因之一，据有关部门统计数据：2000年我国的NOx排放量约为358.02万吨，2002年，我国的NOx排放量已达到520万吨，2010年，我国的NOx排放量达到594.74万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制NOx的排放量，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。

1 环保要求

为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，防治火电厂氮氧化物排放造成的污染，改善大气环境质量，保护生态环境，环境保护部发布了环发《火电厂氮氧化物防治技术政策》（【2010】10号文件）。本技术政策部分规定摘录如下：

（1）低氮燃烧技术应作为火电厂氮氧化物减排的首选技术；

（2）当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，应建设烟气脱硝设施；

（3）新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR或SNCR+SCR。

（4）燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR+SCR。

（5）燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，在采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，可考虑选用SNCR或其它烟气脱硝技术。

（6）SCR氨逃逸控制在2.5mg/Nm3（3ppm）以下；SNCR氨逃逸控制在8 mg/Nm3（10ppm）以下；

（7）各级环保行政主管部门应加强对氮氧化物控制技术和装备的运行监督，已建的氮氧化物在线连续监测装置应与环保行政主管部门的管理信息系统联网，进一步做好烟气脱硝工程建设技术规范的制定和试点工作。

“十二五”节能减排综合性工作方案中指出：2015年，氮氧化物排放总量控制在2046.2万吨，比2010年的2273.6万吨下降10%；到2015年，全国万元GDP能耗下降到0.869吨标准煤，比2010年的1.034吨标准煤下降16%，单位GDP二氧化碳排放下降17%。二氧化硫、氮氧化物等四种主要污染物下降8%-10%，作为约束性指标。

2011年9月，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011，其中对SOx、NOx等的排放浓度有了更严格的限制，新标准将自2012年1月1日起实施。

2 氮氧化物生成机理

氮氧化物包括NO、N2O、NO2、N2O5等，化石燃料燃烧过程生成的氮氧化物主要是NO和N2O，一般把它们两种物质称为NOx，其中以NO为主。NOx源自包括燃料中的氮化合物和空气中氮气的氧化过程，因此可分为燃料型NOx（fuel NOx，源于燃料氮的氮氧化物）和热力型NOx（thermal NOx，源于空气中的氮气）。燃料中含氮量的不同以及氮元素在燃料中赋存形态的不同和燃烧方式的不同，这两种氮氧化物的比例有很大区别，特别是对煤的燃烧过程，燃料型NOx占主要。

2.1 煤中氮的含量

煤中氮的含量和氮化合物的存在形式因煤的种类不同而相差很大，不同产地的同类型的煤中含氮量也有很大差异。一般来说，煤中的氮含量一般在0.3%~3.5%之间，主要来源于形成煤的植物中的蛋白质、氨基酸、生物碱、叶绿素、纤维素等含氮成分。研究发现，煤中的有机氮原子均存在于煤的芳香环结构中，而且主要的赋存形态为吡啶氮、吡咯氮和少量的季铵氮。吡咯氮是煤中氮的主要存在形式，占总量的约50%~80%，其含量随煤阶的增高而减少。吡啶氮含量在0~20%之间，随煤阶的增高而增加。季铵氮含量在0~13%之间，不受煤价的影响。煤中氮的化学结合形式（吡啶氮、吡咯氮、季胺氮）不同，它们在燃烧时的分解特性也不同，直接决定了NOx的氧化—还原反应过程和最终的NOx生成量。

2.2  NOx生成机理

煤燃烧过程所排放出的NOx一般是指NO和N2O，其中绝大部分是NO，在火焰带的下游或排放后一部分的NO转化为NO2。过去已经有大量的研究人员从事NOx的生成机理方面的研究，按其生成的基础理论，NOx可分为热力型NOx和燃料型NOx两大类，其中热力型NOx又分为捷里德维奇（Zeldovich）NOx和快速型NOx。

（1）热力型NOx

热力型NOx源于在燃烧过程中空气中的氮气N2被氧化而成NO，它主要产生于温度高于1800K的高温区，其反应机理如下

N2+O== NO+N     (2-1)

N+O2==NO+O     (2-2)

N+OH==NO+H    (2-3)

式(2-1)和(2-2)的反应被称为捷里德维奇（Zeldovich）模型，式(2-1)~式(2-2)被称为扩大的捷里德维奇（Zeldovich）模型。分子氮比较稳定，它被氧原子氧化为NO的过程需要较大的活化能，整个反应的反应速度决定于式（2-1）的反应速度。氧原子在反应中起活化链的作用，它来源于高温下O2的分解。热力型NOx的浓度随温度和氧浓度的增大而增加。热力型NOx的生成速度比较缓慢，主要是在火焰带的下游的高温区生成。

热力型NOx的主要影响因素是温度和氧浓度。随温度和氧浓度的增加，热力型NOx的浓度增加。因此，降低热力型NOx的基本原理就是降低氧的浓度、降低火焰温度以及缩短高温区的停留时间等。在停留时间较短时，热力型NOx随停留时间的增加而增加，但超过一定时间后，热力型NOx不再受停留时间的影响。在工程实践中，采用烟气再循环、浓淡燃烧、水蒸气喷射以及新发展起来的高温空气燃烧技术等都是利用上述原理来控制热力型NOx生成的措施。

（2）快速型NOx

快速型NOx是碳氢类燃料在过量空气系数＜1的富燃料条件下，在火焰面内快速生成的NOx，它不同于空气中的N2按捷里德维奇机理生成的热力型NOx，其生成过程经过了空气中的N2和碳氢类燃料分解的HCN、NH、N等中间产物等的一系列复杂的化学反应。快速型NOx的生成机理十分复杂，中间反应过程存在时间十分短暂。

（3）燃料型NOx

燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化—还原反应而生成的NOx，它是煤燃烧过程NOx生成的主要来源，约占总的NOx生成量的80%~90%。根据煤种的不同，煤中的含氮量大约在0.4 %~4%之间变化，煤燃烧过程生成的挥发分HCN、NHi与自由基O、OH、O2等的氧化反应以及焦炭N的氧化反应生成燃料型NOx（主要是NO），同时生成的NO又与挥发分HCN、NHi等发生还原反应生成N2，其中经历了很多个反应过程，有关研究人员使用过的反应动力学模型中所包含的反应过程超过200个。燃料型NOx既受燃烧温度、过量空气系数、煤种、煤颗粒大小等的影响，同时也受燃烧过程中的燃料—空气混合条件的影响，他们影响到燃烧室局部的自由基浓度分布，从而影响了NOx的生成与还原。研究认为，煤的燃料型NOx中，主要是挥发分NOx，焦炭NOx所占比例不大。

3 烟气脱硝技术

目前锅（窑）炉应用较广泛的烟气脱硝技术有选择性催化还原法（SCR）、非选择性催化还原法（SNCR）、以及SNCR/ SCR联合脱硝技术。

3.1 SCR烟气脱硝技术

3.1.1技术介绍

选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）脱硝原理是在一定的温度和催化剂的作用下，还原剂有选择性地把烟气中的NOx还原为无毒无污染的N2和H2O，还原剂可以是碳氢化合物（如甲烷、丙烯等）、氨、尿素等，工业应用的还原剂主要是氨，其次是尿素。

主要化学反应如下：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O     

4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O

NH3先被催化剂表面活性元素吸收后，才能与NOx发生还原反应生成N2和H2O。化学反应原理图如下：

3.1.2  SCR工艺特点

NOx的脱除率达到80%～90%；

反应温度较低；

工艺设备紧凑，运行可靠，还原后的氮气放空，无二次污染；

反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感；

烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；

由于使用腐蚀性很强的NH3或氨水，对管路设备的要求高，投资与运行费用较高。

NH3易泄漏，操作及贮存困难；；NH3加入量及逃逸量均需严格控制，否则易造成二次污染。

3.1.3SCR反应器布置方式

目前广泛应用的布置方式为高温高尘布置，典型工艺如下图所示。

高温高尘布置的SCR工艺特点：

①反应温度较高，可选择的催化剂种类较多；

②相对于低粉尘布置，SCR高粉尘布置的工艺流程省去了烟气再热系统，从而节省了投资和运行成本；

③已完成工业化运用，并且已有20年的运行经验，是目前广泛应用的火电厂烟气脱硝工艺。

④由于粉尘浓度较高，粉尘对催化剂的冲刷和磨损较大；

⑤烟气中含有大量的SO2，催化剂可使部分SO2氧化生成SO3，并可能与泄漏的氨生成腐蚀性很强的硫酸铵（或者硫酸氢铵）盐物质，因而容易腐蚀后续的空气预热器和静电除尘器。

3.2  SNCR烟气脱硝技术

3.2.1技术介绍

把含有NHx基的还原剂（如氨、尿素），喷入炉膛温度为800~1100℃的区域，该还原剂迅速热分解为NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2和H2O 。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造而实现。

NH3为还原剂：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

尿素为还原剂：(NH2)2CO→2NH2+CO

               NH2+NO→N2+H2O

               2CO+2NO→N2+2CO2

典型的SNCR工艺布置图如下：

3.2.2  SNCR工艺特点

NOx脱硝率低，仅可达到25－50%；

因不增加SO3，可较SCR放宽NH3逃逸条件；

对于多层喷入，控制系统可适当的跟随锅炉负荷及炉膛温度进行相应的调整；

工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉如依锅炉设计加以配合，脱硝效率会更高；

如果用尿素作为还原剂，可省去尿素热解或水解系统，节省投资。

SNCR多用作低氮燃烧技术的补充处理手段，单独的SNCR脱硝工艺已不能满足日益严格的环保排放要求。

3.3  SCR/SNCR联合技术

3.3.1技术介绍

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的一种高效的烟气脱硝技术。在SNCR/SCR 联合技术中，首先在炉膛内喷入还原剂进行SNCR反应，进行初步的脱硝。SNCR反应过程中产生的氨泄漏可以作为部分或全部的下游SCR反应的还原剂。

3.3.2工艺特点

脱硝效率高；

催化剂用量小；

SCR反应塔体积小，空间适应性强；

脱硝系统阻力小；

催化剂的回收处理量减少；

简化还原剂喷射系统。

3.4 烟气脱硝技术综合特性比较

4 工艺选择

综上所述，控制NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合考虑：

1）NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府的环保要求；

2）脱硝工艺要适用于工程已确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性；

3）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩；

4）根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资、运行费用；

5）脱硝装置应布置合理；

6）脱硝剂要有稳定可靠的来源；

7）脱硝工艺脱硝剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用；

8）检修和维护费用小。

选择性催化还原法（SCR），非选择性催化还原法（SNCR），以及SNCR/SCR联合烟气脱硝技术，这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点，应依据实际的应用场合合理选择。

脱销业绩表：