脫硫脫硝行業2016年技術發展概述

（中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

脫硫脫硝行業2016年技術發展概述

（中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

論述了2016年我國脫硫脫硝行業的技術發展狀況，介紹了行業的主要技術發展及脫硫脫硝新技術的開發應用。

脫硫；脫硝；火電廠；工業鍋爐；催化劑；技術發展

1 二氧化硫超低排放技術

濕法脫硫基本原理為通過CaCO3與煙氣中SO2中和反應脫硫，通過向吸收塔的漿液中鼓入空氣，強制使CaSO3氧化為CaSO4（石膏），脫硫的副產品為石膏。同時鼓入空氣產生了更為均勻的漿液，易于達到90%以上的脫硫率，并且易于控制結垢與堵塞。該方案還具有適用的煤種范圍廣、脫硫效率高、吸收劑利用率高、工作可靠性強等優點。當今國內外選擇火電廠煙氣脫硫設備時，石灰石-石膏強制氧化系統成為主要的濕法煙氣脫硫工藝。吸收塔內的反應符合德拜-休克爾理論，根據該基本原理，在實際運行的漿液pH值（一般為5~6）下，煙氣中SO2的脫除極限取決于SO2的氣、液相平衡。在通常的石灰石-石膏濕法脫硫裝置中，SO2氣相平衡濃度為5ppmdv（相當于15mg/Nm3）。即對于采用石灰石作為脫硫劑的脫硫裝置，出口SO2的平衡濃度為15mg/Nm3，是可能脫除到的最低濃度。因此，在燃煤電廠濕法脫硫裝置上使SO2排放值低于35mg/Nm3是可以實現的。但需要對影響脫硫效率的液氣比、煙氣分布均勻性、吸收區高度、吸收塔漿池容量等因素進行分析和選擇。

我國的濕法脫硫技術來源于20世紀90年代的技術引進，在原國家經貿委的指導下，電力部門陸續從國外引進了比較先進和成熟的脫硫工藝，應用在大機組上的濕法脫硫技術主要有噴淋塔技術和液柱塔技術，且以單塔為主（即煙氣經過單個脫硫塔后排放入大氣）。隨著脫硫排放標準要求的提高，按超低排放限值，高硫煤機組要求脫硫塔脫硫效率達到99%以上。一般情況下，常規脫硫塔的脫硫效率為95%~97%，無法滿足超低排放的要求。若采用傳統增效多噴淋技術，可通過增加噴淋層數，加大循環量以提高脫硫效率。但一般情況下，噴淋層增至5~6層已是上限，此時的總效率可達到98.5%，仍較難滿足高硫煤超低排放要求，且同時會帶來諸如設備磨損加劇、系統電耗增加、維護工作量劇增等一系列的問題。

1.1 濕法脫硫單塔強化技術

1.1.1 旋匯耦合濕法脫硫技術

旋匯耦合濕法脫硫技術的核心要素是在煙氣入口和噴淋層之間設置旋匯耦合器，旋匯耦合器基于多相紊流摻混的強傳質機理，利用氣體動力學原理，通過特制的旋匯耦合裝置產生氣液旋轉翻騰的湍流空間，使得氣液固三相充分接觸，大大降低了氣液膜傳質阻力、提高傳質速率，從而達到提高脫硫效率的目的。

旋匯耦合濕法脫硫技術具有以下特點：1）均氣效果好。吸收塔內氣體分布不均勻，是造成脫硫效率低和運行成本高的重要原因。數值模擬顯示安裝旋匯耦合器的脫硫塔，均氣效果比一般空塔提高15%~30%，脫硫裝置能在比較經濟、穩定的狀態下運行。2）傳質效率高。煙氣脫硫的工作機理，是SO2從氣相傳遞到液相的相間傳質過程，傳質速率是決定脫硫效率的關鍵指標。3）降溫速度快。從旋匯耦合器端面進入的煙氣通過旋流和匯流的耦合，旋轉、翻覆形成湍流程度很大的氣液傳質體系，煙氣溫度迅速下降，有利于塔內的氣液充分反應，各種運行參數趨于最佳狀態。4）適應范圍寬。不同工藝：由于降溫速度快，有效保護了脫硫塔內壁防腐層，提高了脫硫系統安全性；不同工況：較好的均氣效果，受氣量大小影響較小，系統穩定性強；不同煤種：脫硫效率高，受進塔氣二氧化硫含量變化影響小，煤種范圍寬；原料的不同粒徑：石灰石粒度200~325目均可。5）能耗低。由于脫硫效率高，液氣比小，使得漿液循環量小，比同類技術節約電能8%~10%。

在旋匯耦合濕法脫硫技術中，煙氣通過旋匯耦合裝置與漿液產生可控的湍流空間，提高了氣液固三相傳質速率，完成一級脫硫除塵，同時實現了快速降溫及煙氣均布。引風機出口煙氣進入脫硫吸收塔，經過旋匯耦合裝置，根據流體動力學原理，形成強大的可控湍流空間，使氣液固三相充分接觸，提高傳質效率，同時液氣比比同類技術降低30%，并同時實現高效脫硫和除塵。旋匯耦合裝置適用于不用工藝、不同工況、不同煤種、脫硫原料的不同粒徑，可應付2萬mg/Nm3以內二氧化硫含量的煙氣處理系統，完成高效脫硫過程，效率可達99.5%以上。

基于增強氣液傳質機理的旋匯耦合濕法脫硫技術是一項簡潔、適應性強的實用性技術，可廣泛應用于對舊脫硫系統的提效改造，改造周期短、工程量小、不改變吸收塔外部結構、不改變原系統運行方式。在對舊脫硫項目進行旋匯耦合改造時，僅需在原吸收塔噴淋層下方增加旋匯耦合器層，該設置荷載小，針對現有機組脫硫塔的改造基本無需增加加固結構。且旋匯耦合改造幾乎不涉及電氣熱控設備的增加，可視為塔內固定原件使用，不增加運行負擔。

河南華潤首陽山電廠一期2×630MW超臨界燃煤機組于2006年投運。脫硝裝置采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術，每臺機組裝設2臺脫硝反應器，脫硝裝置按“2+1”布置，催化劑采用蜂窩式。原除塵裝置采用蘭州電力修造廠生產的雙室四電場除塵器。脫硫裝置采用比曉芙公司提供的石灰石-石膏濕法技術，按一爐一塔設計。脫硫裝置2013年進行引增合一，拆除增壓風機，脫硫廢水改為以事故漿液箱為沉淀箱，清水排至化學工業廢水處理系統的方式進行處置。為響應國家燃煤電廠煙氣超凈排放號召，該電廠于2015年5月對脫硫系統進行了旋匯耦合脫硫技術改造，要求改造后二氧化硫排放濃度不大于35mg/Nm3（標態、干基、6%O2）。改造過程分別對吸收塔系統、煙氣系統、石膏脫水系統進行了優化改造，并加裝了管束式除塵除霧裝置、更換了凈煙氣煙氣污染物連續監測裝置的測點位置。改造后的設計煤種按照收到基含硫量1.0%考慮，脫硫入口二氧化硫濃度為2564mg/Nm3（標態、干基、6%O2）。吸收塔系統改造過程中，主要內容為原吸收塔加裝了旋匯耦合裝置、更換了原噴淋層。該項目于2015年8月完成，由國家電網河南省電科院執行環保系統驗收。驗收結果顯示，在機組接近滿負荷的工況下凈煙氣二氧化硫濃度僅16.1mg/Nm3（標態、干基、6%O2），脫硫系統圓滿完成超凈排放任務。且在投運以來，脫硫系統工況穩定、高效、經濟，受到業主的高度肯定。

旋匯耦合濕法脫硫技術擁有50MW、200MW、220MW、300MW、330MW、600MW及1000MW等170余臺大中型燃煤機組煙氣脫硫項目業績，其中于2015年（國家相關部門提出超凈排放要求）后完成建設或改造的機組均達到超低排放。

1.1.2 沸騰式泡沫脫硫技術

沸騰式泡沫脫硫技術是一種適用于燃煤鍋爐煙氣SO2超低排放的應用技術，該技術裝置主要由沸騰式傳質構件、高效噴淋層等裝置組成。結構原理見圖1，有無沸騰式傳質構件塔內煙氣流場分布示意見圖2。

圖1 沸騰式泡沫脫硫技術結構原理圖

圖2 有無沸騰式傳質構件塔內煙氣流場分布

其技術原理：1）強化氣液傳質反應：通過在常規脫硫塔內設置一層沸騰式傳質構件，在煙氣的作用下，該構件上方可形成具有一定厚度的漿液泡沫層，煙氣首先通過沸騰式傳質構件上的漿液泡沫層，產生鼓泡，泡沫在氣流的作用下上升、破碎，使煙氣與漿液充分浸潤和碰撞，擴大了氣液接觸面積，延長了漿液停留時間，增強了石灰石溶解，強化了氣、液、固的傳質，使煙氣在接觸噴淋漿液液滴前，于沸騰式傳質構件區域得到一次強化的預脫硫；2）均布煙氣結合高效噴淋：由于沸騰式傳質構件的特殊結構會使煙氣穿過漿液時產生精密有致的漿液泡沫層，使煙氣得到更好地均布；同時，通過改進的精細化噴淋系統，煙氣與噴淋漿液高度耦合，增加了煙氣與漿液的有效接觸面積；提高漿液噴淋液滴對SO2的脫除效率；3）在噴淋層之間設置壁環，可有效防止煙氣在壁面出現短路現象，減少了SO2的逃逸。

該技術通過在塔內設置沸騰式傳質構件、采用精細化噴淋以及設置壁環等措施，改善了塔內的煙氣分布，延長了石灰漿液的停留時間，增強了塔內氣、液、固傳質效果，可有效降低液氣比，提高吸收劑的利用率。一般情況，常規脫硫塔內煙氣速度偏差在25%左右，通過增加沸騰式傳質構件可使塔內煙氣速度偏差控制在10%以內，同時通過流場模擬技術優化噴淋層結構，確保塔內同一截面液氣比一致，噴淋覆蓋率不低于250%；在塔壁處對漿液分布進行優化，減輕對塔壁的沖刷，保證煙氣場與噴淋漿液高度耦合，提高了SO2與吸收劑的有效接觸；與常規吸收塔相比，設置壁環可提高1%~2%的脫硫效率；設置沸騰式傳質構件可使脫硫效率增加15%以上，脫硫總效率可達到99%以上，滿足SO2的超低排放要求。同時，由于液氣比的降低，減少了循環泵功率消耗，減少了裝置的投資成本及運行成本。以660MW機組為例，按年運行5000小時測算，與常規環保設施+濕式電除塵系統相比，該技術初投資可節省約2000萬元，運行維護費用節省約150萬元/年；對于改造項目，初投資可節省50%以上，運行維護費用可節省約5%。該技術對現役機組提效改造及新建機組實現超低排放均具有良好的效果。煤質適應性好，特別對脫硫效率較高的項目均具有很好的SO2控制效果。

沸騰式泡沫脫硫技術可廣泛應用于燃煤電站脫硫裝置新建、改造等項目。尤其針對改造項目，主要采取擴塔與截塔升高等技術。擴塔技術是充分利用場地條件，在舊塔附近擴建漿液池，并在此基礎上完成制作、防腐和設備安裝等工序，電廠停爐后，安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造噴淋層等，完成新、舊漿液池及管路連接，其它輔助管道、設備、電儀設備的安裝。截塔升高技術即將原脫硫塔頂蓋整體截開，增加脫硫塔高度，完成沸騰式泡沫脫硫裝置、噴淋層等改造后恢復頂蓋安裝的技術，施工時可根據工程需要將脫硫塔頂整體旋轉一定角度。以上施工安裝技術既保證了施工質量，又縮短了施工周期，確保了業主改造工期短的要求。在原塔基礎上擴塔改造比新建脫硫塔能節省80%的投資成本，同時極大縮短工期。例如：上海漕涇電廠1000MW機組煙氣脫硫增容提效改造，保留原有脫硫塔循環系統，新增2臺循環泵和1套氧化系統，安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造優化噴淋層和除霧器，施工改造周期僅用了50多天。

上海上電漕涇發電有限公司（以下簡稱“上電漕涇”）成立于2007年，主營業務為電力生產與銷售，下屬兩臺100萬kW超超臨界高效清潔燃煤機組。該項目是公司響應國家“上大壓小”政策，關停楊樹浦發電廠和閔行發電廠機組而建設的兩臺百萬千瓦燃煤機組，是上海市“十一五”規劃的重點項目，兩臺機組已分別于2010年1月和4月順利投產。上電漕涇采用遠達環保自主研發的沸騰式泡沫脫硫技術進行脫硫改造，通過安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造噴淋層，采用精細化噴淋以及設置壁環等措施，延長了石灰漿液停留時間，改善了塔內煙氣分布，有效降低了液氣比，提高了吸收劑的利用率，增強了塔內氣、液、固的傳質效果。該項目2號機組脫硫超潔凈排放工程于2014年12月8日完成168小時試運，成功投入運行。經實際運行顯示，各項性能數據良好，吸收塔入口SO2濃度為1019mg/Nm3；吸收塔出口SO2濃度為12.23mg/Nm3；吸收塔脫硫效率為98.799%，優于燃機排放標準。自2014年12月正式投運以來，已累計高效運行近1萬小時。

目前，單塔強化脫硫超低排放技術（沸騰式泡沫脫硫技術）還成功應用于中電投河南電力有限公司開封發電分公司2×630MW機組、豐城二期發電廠2×700MW機組、華能南京金陵2×1030MW機組等項目的超低排放改造。截至2016年3月，已完成新建、改造單塔強化濕法脫硫機組超過30臺，裝機容量超2.2萬MW。

1.1.3 雙循環濕法脫硫技術

在濕法脫硫工藝中，高pH值有利于SO2的吸收，提高脫硫效率；但對CaSO3的氧化反應和石灰石的溶解起抑制作用，同時容易產生系統結垢和堵塞現象，較低的pH值有利于亞硫酸鈣氧化成為石膏，進而促進濕法脫硫反應進程的徹底進行。傳統石灰石-石膏法脫硫工藝的核心是在提高脫硫效率、促進石膏氧化之間維持一個平衡pH值，若能夠根據不同化學反應的特點，pH值進行分區調控，可使各個過程都在最適條件下運行。雙循環技術基于該理念，通過工藝設計、關鍵設備設計和制造、施工安裝技術的進步，使得脫硫反應在較為理想的條件下進行，提高脫硫效率和氧化效果。

雙循環濕法煙氣脫硫技術中，SO2吸收反應在兩個反應區域進行，一級循環主要是石膏氧化、結晶和部分吸收反應；二級循環主要是吸收反應，因此反應的過程與常規單循環稍有不同，雙循環原理（見圖3）。

圖3 單塔雙循環原理圖

一級循環反應方程式為：

SO2+CaCO3/CaSO3·1/2H2O+O2+7/2H2O→2CaSO4·2H2O+CO2+SO2

這一循環包含了多種作用：煙氣的預處理和亞硫酸鈣氧化成石膏。石灰石溶解、亞硫酸鈣氧化為硫酸鹽及石膏的生成等化學反應的最佳pH值為4~5，有利于提高石灰石的利用率，并使亞硫酸鹽幾乎全部就地氧化。

二級循環反應方程式為：

二級循環可以有效地對煙氣中的SO2進行脫除，噴淋漿液的pH值約為6.0，確保了較高的脫硫效率。另外，二級循環回路的氯化物的含量很低，大約只有下回路的1/5，這就保證了SO2的吸收效率，并大大降低了二級循環吸收的防腐要求。

根據兩級循環的不同特點，分別采用不同的pH值控制，一級循環pH值控制在4.5~5.2，二級循環pH值控制在5.8~6.4。雙循環濕法脫硫工藝比常規單循環脫硫技術可將脫硫效率由95%提高至98.5%以上，進而達到燃煤電廠超低排放要求，并具有可靠性高、設備可利用率高、鈣硫比低等優勢。在煤種相同、脫硫效率相同時，雙循環濕法脫硫技術的能耗更低。特別是對要求高脫硫效率的項目有很好的應用效果，適用于各種煤種。同時可以使用劣質脫硫劑，例如造紙白泥等。

相比雙塔雙循環，單塔雙循環在滿足脫硫效率的同時，可降低系統能耗，節約投資和占地面積。增加了脫硫塔外漿池（AFT塔），保證氣液充分接觸，并為二級循環提供了大量高pH值吸收劑。通過數值軟件模擬和大量工程實踐積累，達到了對流場的精細化控制。同時，實現了雙循環濕法脫硫工藝關鍵設備的國產化。研制開發達到國際水準的雙循環吸收塔、二級循環漿液箱等脫硫專用設備；通過對單塔雙循環收集盤和導流錐的精細設計，提高吸收劑的利用率，并結合國內的實際情況，第一次采用雙面碳鋼襯膠工藝，極大降低了工程造價。

雙循環技術可廣泛應用于脫硫設備改造。在雙循環施工技術上進行了大量創新，積累了大量工程經驗，主要技術進步是：采用移塔、截塔頂升與轉塔等技術，充分利用原脫硫設備，降低了工程造價并節約了施工時間。移塔技術是充分利用現場條件，在舊塔附近制造一座新的吸收塔，并在此基礎上完成制作、防腐和噴淋等設備安裝。在電廠停爐后，拆除廢棄的吸收塔，處理底板，將新塔平移至原位，完成相關管道、設備、電儀的安裝。截塔轉塔技術即在原有脫硫塔上加裝平臺后，將原脫硫塔整體截開，并使用液壓千斤頂將脫硫塔頂直接升高后，增加脫硫塔高度，并根據工程需要將脫硫塔頂整體旋轉一定角度，完成脫硫設備的改造。該技術在不增加施工費用的同時，保證了施工質量。在原塔基礎上進行截塔改造，比新建脫硫塔能節省80%的投資成本，同時工期將縮短5~6個月。例如，國電河北龍山發電廠2×600MW機組煙氣脫硫增容提效改造，在原有41m高脫硫塔的基礎上增加17m，使得吸收塔頂標高58m。將原有脫硫塔頂旋轉，改造原有吸收塔煙氣入口方向，并保留現有吸收塔作為一級循環，對原塔2、3層噴淋層進行更換，新增收集碗及3層噴淋層。吸收塔平臺扶梯及其相關管道進行了相應的增加或修改。

國電肇慶發電有限公司一期工程建設2×350MW超臨界燃煤熱電聯產機組，于2013年上半年完成雙投，鍋爐采用低氮燃燒技術并配套建設選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置，煙氣經靜電除塵器除塵后進入石灰石- 石膏濕法脫硫系統處理后由煙囪排放。采用雙循環濕法脫硫技術，脫硫方案設計采用逆流噴淋空塔設計方案，設置6臺循環泵，6層噴淋層，其中一級循環設有2層噴淋層，二級循環設有4層噴淋層（3用1備）；設有二級循環旋流站、側進式攪拌機、除霧器、氧化噴槍等設備。煙氣系統采用單元配置，煙氣首先經過一級循環實現75%的脫硫效率，將pH值控制在4.5~5.2，確保良好的亞硫酸鈣氧化效果和石膏結晶時間，提高石膏脫水率。由于氧化空氣系數的大幅度降低，氧化風機的電耗也大幅度下降。經過一級循環的煙氣直接進入二級循環實現洗滌過程。由于在二級循環中不用考慮氧化結晶的問題，該項目將pH值控制在5.8~6.2的高水平，實現94%的脫硫效率，循環漿液量減少約20%。通過兩級循環總的脫硫效率理論上可以達到98.75%。國電肇慶發電有限公司機組滿負荷情況下入口煙氣量為117.5萬m3/h（標態，干基，6%O2）、入口煙氣含硫量為1539mg/Nm3（標態干基6%O2）時，1#機組脫硫效率為99.6%、凈煙氣SO2質量濃度為5.3mg/Nm3（標態干基6%O2）、凈煙氣煙塵質量濃度為17.3mg/Nm3（標態干基6%O2）。2013年7月竣工以來，累計高效運行時間超過1萬小時，脫硫效率≥98.6%。

1.2 氮氧化物的超低排放技術

目前國內外實際應用于電廠燃煤鍋爐的NOx減排技術包括低氮燃燒技術和選擇性催化還原（SCR）脫硝技術。低氮燃燒技術因其投資少、運行費用低、無二次污染等優點，在我國成為首選技術。但當前的低氮燃燒技術水平難以達到超低排放的要求，因此仍需在尾部煙道加高效SCR，目前低氮燃燒技術結合SCR已成為我國NOx排放控制的大趨勢。應對脫硝超低排放的改造要求，國內普遍通過優化流場及增加催化劑反應層來實現改造目標。該技術分支包括低氮燃燒技術、選擇性催化還原（SCR）脫硝技術、廢脫硝催化劑再生處理及回收技術三個方面。

1.2.1 低氮燃燒技術

2005年以后，隨著國家對大氣環境要求的日益提高，燃燒器的設計在考慮較高的燃燒效率時，逐漸增加SOFA燃燒器的風量比例，以進一步降低NOx的生成。該階段隨著低氮燃燒技術的發展，NOx的排放有了進一步的降低。個別新上機組的NOx排放水平達到了200~250mg/Nm3。隨著NOx排放標準的日趨嚴格，原有的鍋爐低氮燃燒技術和煙氣脫硝技術很難滿足新的排放標準，為此雙尺度低氮燃燒技術應運而生。

雙尺度低氮燃燒技術的出發點在于解決真型爐的實際問題。該技術以影響爐內燃燒的兩大關鍵尺度（爐膛空間尺度和煤粉燃燒過程尺度）為出發點：在爐膛空間尺度上，將爐內空間作為一個整體，引入功能區概念，形成中心區和近壁區三場（溫度場、速度場及顆粒濃度場）特性差異化；在煤粉燃燒過程尺度上，通過對風粉射流的特殊組合，使火焰走向可控，強化煤粉著火、燃盡及NOx火焰內還原。雙尺度低氮燃燒技術就是在鍋爐爐膛空間尺度上燃燒優化組織技術和煤粉燃燒過程尺度上強化燃燒技術的總稱，其原理見圖4。

燃煤鍋爐采用雙尺度低氮燃燒技術后實現防結渣、防腐蝕、高效安全前提下的低NOx排放：燃用煙煤和褐煤的鍋爐NOx排放濃度達到100~200mg/Nm3，燃用貧煤和無煙煤的鍋爐NOx排放濃度達到250~400mg/Nm3。雙尺度低氮燃燒系統在結構上可與傳統切圓燃燒煤粉鍋爐實現最佳匹配，該技術可廣泛應用于各種型號的切圓燃燒煤粉鍋爐，其對煤種的適應能力較強；同時沒有實施場地的限制，因此既可應用于新建機組，也可用于對老鍋爐進行技術升級改造。

雙尺度低氮燃燒技術通過采用節點功能區技術、貼壁風技術及高位分離燃盡風技術等，最終實現防渣、防腐、高效、低氮燃燒綜合一體化目標，燃燒器相關部件百分之百實現了國產化，使用成本大幅降低。另外，通過對現有燃煤鍋爐的制粉系統、入爐煤質和燃燒設備等邊界條件進行評估，提出性價比很高的燃燒系統實施方案，極大地節約了工程造價。

圖4 雙尺度低氮燃燒技術原理圖

在施工過程中，通過優化安裝工序、強化重要節點管控，提高了施工效率并降低了施工成本。比如300MW機組鍋爐燃燒器改造工期由最初的40~50天，減少到優化施工工序之后的30~35天，不僅為設備使用方節約了大量時間，而且大大降低了施工人力和設備成本。

國華寧海電廠3號機組600MW鍋爐，于2012年采用雙尺度低氮燃燒技術進行燃燒改造取得了圓滿成功，各項指標均處于國內領先水平：爐膛出口NOx濃度小于100mg/m3，鍋爐熱效率大于94.3%，飛灰可燃物含量小于1.0%，CO排放濃度小于100ppm，水冷壁不發生結渣、高溫腐蝕，汽溫正常、減溫水量合理，受熱面管壁不超溫。2012年12月竣工以來，累計運行時間超過2萬小時。NOx的削減率始終保持在60%以上，全工況下NOx排放濃度始終低于150mg/m3。

雙尺度低氮燃燒技術覆蓋了50MW、135MW、200MW、300MW、600MW、1000MW容量的燃煤鍋爐。截至2015年底已經成功實施的案例達到500臺，總裝機容量達到1.5億kW，市場占有率達到38%。

1.2.2 選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝

SCR法因高效、成熟和適應性強已成為世界上應用最廣泛的脫硝技術。與煙氣脫硫技術一樣，2003年后，我國以技術引進的方式引入選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝技術，經過多年的工程實踐，國內的企業已掌握了SCR工藝的各個關鍵技術，如流場設計、SCR反應器結構設計等，脫硝催化劑也實現了本地化生產，截至到2015年底，國內超過85%燃煤電站安裝有SCR脫硝裝置。目前，國內燃煤電站大多按《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）進行設計和改造，煤粉爐多采用低氮燃燒聯合SCR法脫硝技術，流化床鍋爐多采用SNCR或SNCR/SCR法聯用技術。對于常規燃煤機組，低氮燃燒可將鍋爐出口NOx控制在400mg/m3以下，再采用SCR法（脫硝效率一般小于80%），以滿足出口NOx小于100mg/m3的排放要求。2015年12月11日，三部委聯合頒布《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，將NOx排放標準加嚴至50mg/m3，現有的脫硝裝置已不能滿足超低排放要求，需要進行提效改造。

高效噴氨混合型SCR法煙氣脫硝技術是一種氨與煙氣混合效果好、適用于燃煤鍋爐煙氣NOx超低排放的應用技術，其基本技術原理是：改變SCR反應器催化劑“2+1”布置，SCR反應器采用三層催化劑；煙氣經布置在噴氨裝置前或后的高效混合裝置進行混合，保證噴入的氨與煙氣中的NOx充分混合，混合后的煙氣經布置在脫硝反應器中催化劑的作用進行脫硝反應，脫除煙氣中的NOx。

該工藝擁有如下的核心關鍵技術：

（1）低阻力噴氨格柵

結合國內燃煤鍋爐省煤器布置特點，開發出了矩齒防磨混合板型噴氨格柵，該裝置的主要特點為安裝方便、調試簡單、可有效提高NH3與煙氣的混合效果，減少混合距離、降低混合阻力。與傳統的同功能混合裝置相比，矩齒防磨混合板型噴氨格柵可降低20%阻力，有效節約機組運行電耗。

（2）高效混合裝置

針對燃煤鍋爐煙氣NOx超低排放對脫硝反應器入口溫度和NOx濃度分布更高的要求，開發了高效混合裝置，可有效解決由于省煤器出口煙氣溫度、NOx濃度分布不均導致SCR反應器催化劑入口層溫度和NOx濃度分布不滿足高效脫硝的問題，有效保證了SCR法的脫硝效率。

（3）流場模擬試驗

流場模擬試驗包含CFD計算與物理模型試驗兩部分。對于改造機組，流場模擬實驗前進行現場省煤器出口煙氣溫度、速度和NOx分布的測試，根據測試結果進行流場模擬實驗，以保證流場設計的準確性。

通過對上述關鍵技術的應用，可有效提高煙氣溫度分布的均勻性以及NH3與NOx的混合效果，有效保證催化劑入口煙氣溫度分布偏差小于8℃，煙氣流速分布偏差小于8%，煙氣中NH3與NOx混合均勻度偏差小于4%，從而有效保證催化劑的利用率，提高系統脫硝效率，減少催化劑耗量5%，節約引風機電耗5%。

與常規SCR法脫硝技術相比，該工藝有效改進了噴氨混合裝置，保證了脫硝系統噴氨的均勻性和混合要求。噴氨混合裝置布置在省煤器出口煙道內，易于安裝施工。對于現有SCR法脫硝系統的提效改造，只需根據煙氣系統布置對現有噴氨裝置及煙道外的維護平臺進行重新設計和更換，無需對煙道進行較大改動，且無需改造脫硝反應器，無需特殊施工機具，可在機組小修期內完成改造。

華電天津軍電熱電有限公司，為滿足超低排放要求，脫硝裝置按入口NOx濃度450mg/m3、出口NOx濃度50mg/m3、脫硝效率88.9%進行了提效改造，對原噴氨裝置更換了稀釋風機，在原備用層增加一層催化劑，保留一層原初裝催化劑，并對另一層原初裝催化劑進行再生，增加了備用層吹灰器，調整了原吹灰器布置，該改造工程于2014年11月底投運。2015年5月底至6月初，分別對9、10號機組進行性能考核試驗，結果顯示，9號機組實際脫硝效率92.1%，氨逃逸濃度2.22ppm；10號機組實際脫硝效率94.3%，氨逃逸濃度2.07ppm，滿足NOx超低排放要求。

華電望亭發電廠2015年3月完成了超低排放改造，改造過程中通過數值模擬和物理模型試驗，確定了噴氨混合裝置和煙氣導流板的調整方案，配套增大了液氨蒸發器、稀釋風機、氨氣/空氣混合器等設備的出力，更換并適量增加了催化劑，實現了脫硝效率高于88%，NOx排放穩定控制在45mg/m3以下，滿足NOx超低排放要求。

1.2.3 廢脫硝催化劑再生技術

SCR脫硝催化劑的使用壽命在3~5年，預計未來我國將每年產生15萬m3的廢棄脫硝催化劑。脫硝催化劑主要由釩、鎢、鈦等重金屬構成，廢棄后如不加以妥善處理，將會對環境造成嚴重污染，因此我國將出現嚴重的廢棄脫硝催化劑處理問題。

廢棄催化劑再生處理在國際上也是難題，西方國家的廢棄催化劑處理方法大多采用混凝土填埋。如果采用填埋處理方法，將嚴重浪費資源，增大脫硝成本。因此，亟待研究脫硝固廢再生處理技術，延長催化劑的使用壽命，降低發電用戶的使用成本，減少廢棄催化劑對環境的污染。

2014年8月，環境保護部發布《關于加強廢煙氣脫硝催化劑監管工作的通知》，將廢煙氣脫硝催化劑管理、再生、利用納入危廢管理，并將其歸類為《國家危險廢物名錄》中“HW49其他廢物”，工業來源為“非特定行業”，廢物名稱定為“工業煙氣選擇性催化脫硝過程產生的廢煙氣脫硝催化劑”。

2012年之前，中國廢脫硝催化劑再生技術是空白，近幾年來，通過引進吸收國外技術或與國內科研院所合作，也涌現了一批廢脫硝催化劑再生企業。雖然中國的廢脫硝催化劑再生還處于起步階段，但是已經有部分再生企業獲得了不錯的業績，成功地將廢脫硝催化劑再生處理技術應用于中國。

廢脫硝催化劑再生處理技術的基本原理：根據催化劑失活的原因，利用孔道清灰及清洗技術，徹底去除廢催化劑上的飛灰及使催化劑活性降低的化學中毒物質，以達到初步恢復催化劑催化性能的目的。然后利用活性植入技術，補充催化劑上的活性組分，以達到進一步恢復催化劑催化性能的目的。

具體的再生工藝如下：1）經過實驗室周密檢驗分析，并與已有的強大數據庫進行比對，量身定制出再生的最佳工藝方案。2）預處理：模塊進入除塵車間，利用工業吸塵器去除催化劑表面松散的飛灰。3）物理化學處理：利用化學藥品與化學物質進行反應，去除覆蓋催化劑活性部位和堵塞催化劑微孔的化學物質。4）中間熱處理：清洗干凈的模塊被放入熱處理設備中，經過嚴格的溫度控制，鞏固催化劑微孔結構。5）活性植入：經過中間熱處理后的催化劑模塊隨即被放入裝有活性再生液的活性植入裝置中，吸收活性物質，進一步恢復催化劑的活性。6）最終熱處理：植入活性物質的催化劑模塊被放入特制的熱處理裝置中，經過特殊的升溫和降溫工藝，使活性物質均勻牢固地負載在催化劑載體上。7）質量檢驗：包括催化劑機械性能的測試（抗壓強度、磨損強度）和化學性能的測試（脫硝率、SO2/SO3轉化率、催化劑活性等）及通孔率檢測。8）質檢達標后才能進行包裝、入庫。

通過專業的廢脫硝催化劑再生處理技術處理后，再生催化劑的通孔率可以達到98%以上，活性能夠恢復到新催化劑的100%且初始活性不低于38m/h ；SO2/SO3轉化率單層不超過0.5%，兩層不超過1%及三層不超過1.5%；機械性能與再生前催化劑相比基本一致；脫硝效率不低于合同值；化學壽命不低于3年或者2.4萬小時（以先到時間為準）；完全滿足脫硝系統的性能要求。

大唐寶雞熱電廠2×330MW1號機組脫硝系統采用SCR脫硝技術，雙反應器布置，催化劑采用“2+1”層布置催化劑采用雅佶隆公司生產的蜂窩式催化劑，單臺機組每層催化劑由45個模塊組成，每個模塊尺寸1.912×0.956×1.11（m）（L×W×H），催化劑允許使用溫度范圍300℃ ~430℃，允許最高使用溫度（連續5小時）450℃；單臺機組共計安裝180個催化劑模塊，催化劑總體積260m3，催化劑吹灰方式為聲波吹灰。

通過對1號機組的單層廢脫硝催化劑進行再生處理，再生后催化劑活性為41.14m/h，脫硝效率為89.91%，SO2/SO3轉化率為0.34%，完全符合改造后脫硝系統的要求。自2015年10月投用以來，累計運行時間超過半年，催化劑的催化性能保持不變。

目前，國內很多廢脫硝催化劑生產企業都在開展廢脫硝催化劑再生業務，產生了許多專業從事廢脫硝催化劑再生的企業。幾年來，各企業累計再生了超過2萬m3的廢棄催化劑。

2 新技術的開發應用

2.1 硫氧化物的控制技術

目前，通過對濕法脫硫噴淋塔的單塔強化（增強噴淋強度，強化傳質），以及雙pH區雙循環脫硫技術的應用，可使常規脫硫塔的脫硫效率從95%提高到98%~99%，濕法脫硫工藝技術達到國際領先水平，在國內眾多大中型燃煤機組煙氣脫硫項目中的應用實現了超低排放。但是，這些新型脫硫技術都是在近2~3年開發并應用的，很多超低排放都是在低硫煤煙氣、低負荷運行狀態下取得的數據；按照現有的小時均值考核方式，很少有電廠能達標。目前超低排放需要多年滿負荷長期穩定運行時限的考驗和總結評價，以實現設計、施工安裝調試、運行技術的成熟。

濕法脫硫技術的發展趨勢是提效、節能和資源化。脫硫工藝的改進可從影響脫硫效率的各個因素著手，最大限度提高脫硫裝置的效率。影響脫硫效率的因素主要有石灰石品質、液氣比、鈣硫比、漿液pH值、氧硫比、氣液分布和傳質情況等；另外，降低脫硫裝置的電耗率、節約物料消耗，也是需要關注的方面。脫硫廢水的處理近來也引起了關注，利用多效蒸發技術達到脫硫廢水零排放已經成為新的熱點。同時，要積極發展資源化脫硫技術，如傳統的石膏綜合利用、開發高品質石膏；利用大宗工業固廢（造紙白泥、電石渣和鋼渣等）作為脫硫劑，實現脫硫裝置的循環經濟運行，國內已經有多個電廠進行了有益的試驗，國電肇慶電廠300MW機組、廣西來賓電廠300MW機組、廣州荔灣電廠等利用白泥代替石灰石，取得了成功，肇慶電廠還實現了白泥脫硫超低排放。國電都勻電廠600MW級有機胺脫硫-硫酸制備技術、氨法脫硫技術，使SO2轉化為附加值更高的產物，該技術已于2016年底通過科學技術部驗收，具有較大的推廣價值。這些成功的案例都是國際上首創，工藝技術處于國際領先水平。

雖然在粉塵、氮氧化物、二氧化硫等主要污染物控制水平上我國遠領先于其他國家，但在排放的污染物種類上與部分發達國家（如美國）相比尚有差距，如三氧化硫、汞等。隨著超低排放時代的來臨，二氧化硫的排放已被控制在很低的水平，同時煙氣中三氧化硫的危害相對日益突出。所以三氧化硫的脫除應該成為未來煙氣脫硫的一個重要趨勢。隨著公眾對煙氣中其它污染物如重金屬汞的重視，未來濕法脫硫技術應該更加注重協同脫除其它污染物如汞等重金屬的功能。

2.1.1 濕法脫硫單塔強化技術

通過在濕法脫硫噴淋塔內提高噴淋強度，增加傳質、均流器件等單塔強化手段，可以強化傳質、提高流場均勻度以提高脫硫效率。早年國外的企業幾乎沒有將這些工藝全部集中到一個脫硫塔中使用的案例，為應對超低排放的要求，國內企業采取外延挖潛，提高噴淋強度，同時配合增加強化傳質手段，如托盤（旋匯耦合、沸騰泡沫層等）、增加壁環等。通過這些技術手段的疊加，將脫硫效率提高到了99%，達到國際上絕對領先的水平。單塔強化技術較為簡潔且適應性強，特別是在對舊脫硫系統的提效改造中，具有改造周期短、工程量小、不改變吸收塔外部結構和原系統運行方式的特點。國際上主流技術為托盤塔技術，廣泛使用的托盤為美國巴布科克- 威爾科克斯公司的托盤。在其設計思路的基礎上，國內企業進行技術創新，自主研發的代表性技術旋匯耦合濕法脫硫技術、沸騰式泡沫脫硫技術、湍流（排管）噴淋技術在國內脫硫工程中都得到了廣泛的應用，使燃煤電廠濕法脫硫單塔強化技術上達到國際領先水平。

由于不同電廠情況各不相同，目前旋匯耦合、沸騰式泡沫脫硫技術等在應用中常遇到一些問題，如在舊機組的改造中，針對個別老機組改造，需要考慮吸收塔荷載能力以及吸收塔噴淋層下方安裝空間。同樣的，脫硫系統阻力的增加造成電廠舊引風機負擔的增加也是常面臨的問題。

單塔強化技術的發展趨勢包含以下幾個方面：

（1）增強節能高效性能

通過優化旋匯耦合裝置和沸騰式傳質構件的內部結構實現可調節型的設置，針對不同工況調整自身運行方式，提高脫硫系統效率，降低脫硫機組的電耗，同時通過加裝低溫省煤器、MGGH等煙氣換熱設施，回收鍋爐排煙熱量，增加機組發電量來彌補脫硫系統的廠用電耗，以達到節能降耗的目的。

（2）積極發展資源回收型脫硫技術

石灰石-石膏法產生的石膏量大，由于地域的限制和石膏品質的問題造成石膏的利用率太低，在積極擴展石膏利用率的同時，有必要發展新的資源回收型脫硫技術，例如氨法脫硫技術、有機胺脫硫技術，將煙氣中的SO2轉化為用途更廣、價值更高的副產物（硫酸銨、硫酸或硫磺）。

（3）集成凈化技術

環境問題的加劇意味著多種污染物協同脫除技術的研究和應用會越來越受到重視。常規的濕法脫硫可以脫除98%的SO2、50%的粉塵和80%以上的氧化汞，因此在濕法脫硫的基礎上發展集成凈化技術是未來的發展趨勢之一，通過添加強氧化性塔內同時實現高效除塵、脫硫、脫硝、脫汞，是單塔強化技術的發展方向之一。

2.1.2 雙循環濕法脫硫技術

雙循環技術產生于德國，但是由于煤質好和環保要求低于我國，在我國應用案例較少。當前在我國超低排放要求下，國內企業借助雙循環原理進行了大型工程化的技術創新并取得了完全的成功，工藝復雜性、機組容量等技術水平完全超越了國外，技術指標達到國際領先水平。采用雙pH值控制，一級塔低pH值保證了石膏漿液的充分氧化結晶，二級塔高pH值有利于吸收反應，可實現較高的SO2脫除率，其脫硫效率可高達99%以上，可以滿足燃用中、高硫煤的機組長期穩定超低排放。另外，原單塔單循環噴淋塔在進行雙循環技術改造時，對原吸收塔設備的利用效率高，并可適應不同工況靈活運行控制，較為節能。

協同除塵效果的提升和資源化是雙循環技術的發展趨勢。首先，在濕法脫硫協同除塵方面，雙循環技術具有很好的協同除塵功能，國內兩家權威第三方機構（北京中環物研環境質量檢測中心、中國環境科學研究院）分別在肇慶電廠的測試表明，其濕法脫硫后粉塵的排放低于4.1mg/Nm3，在下一步的工程應用中，應關注雙循環協同除塵效果的提升。其次，在資源化方面，大宗工業固廢（造紙白泥、電石渣和鋼渣等堿性固廢）作為脫硫劑的一個技術難題是堿性過強，利于脫硫而不利于亞硫酸鈣-石膏氧化，雙循環的pH分區工藝提供了解決這個難題的條件，國電肇慶300MW機組雙循環脫硫工藝中，利于造紙白泥成功實現對石灰石的代替，脫硫效率、系統除塵相關數據均達到了超低排放要求，石膏品質完全合格。實現了脫硫裝置的循環經濟運行。

2.1.3 三氧化硫脫除技術

我國目前的法規中尚沒有三氧化硫的排放要求。隨著二氧化硫排放濃度的降低，三氧化硫的問題日益突出。火電廠煙氣排放當中，SO3是一種危害性極強的污染物，其主要危害表現在：1）是PM2.5的重要前驅體；2）SO3與逃逸的氨反應生成硫酸氫銨，附著于飛灰表面，加劇空預器堵塞，影響電廠安全穩定運行，增加運行成本；3）SO3的濃度升高，導致硫酸氫銨的生成濃度增加，造成脫硝裝置催化劑的最低連續噴氨溫度升高，導致SCR脫硝裝置在低負荷條件下無法投運，造成NOx無控排放。

目前對SO3有效去除的手段包括低低溫電除塵器、濕式電除塵、堿基噴吹技術。低低溫電除塵將煙氣溫度降至酸露點以下，使氣態的SO3冷凝成液態的硫酸霧，系統對SO3的去除率一般在80%以上，最高可達95%，是目前SO3去除率最高的煙氣處理設備。濕式電除塵器除了可以達到其他除塵設備難以達到的極低的排放指標外，對于SO3、重金屬汞也具有脫除作用。堿基吸附劑噴吹技術是控制SO3排放的主要技術手段，其主旨是在鍋爐省煤器出口至SCR反應器一段低溫煙道內，噴入堿性的吸收劑（鈉基或鈣基），使之與SO3充分混合，發生中和反應降低煙氣SO3濃度，去除煙氣中的SO3。避免SO3與逃逸氨生成硫酸氫銨，減緩空預器堵塞、腐蝕，進而降低SCR噴氨溫度，實現脫硝裝置的全負荷運行。同時生成的硫酸鈣或硫酸鈉等顆粒物可通過下游除塵設備予以脫除，減少SO3排放造成的PM2.5污染。

SO3的控制技術是近些年來受到廣泛關注且進步很快的技術，高效率、低成本地脫除SO3及其資源化利用是未來的研究方向。

2.2 氮氧化物的控制技術

2.2.1 低氮燃燒技術

近年來國內廠家針對引進技術進行了技術創新，雙尺度低氮燃燒技術等低氮燃燒技術取得了市場的廣泛認可，實現了鍋爐超低NOx的燃燒排放，借助于低氮燃燒，煙氣脫硝SCR入口氮氧化物含量普遍為100~200mg/m3，為氮氧化物超低排放創造了良好前提，低氮燃燒不需要任何脫硝劑，長期運行費用低，一般是降氮脫硝工程的首選技術。

低氮燃燒技術在國際上的常用技術為空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術。空氣分級燃燒技術起步于20世紀50年代，國外各大廠商基于單個燃燒器的空氣分級燃燒技術，開發了多種低NOx燃燒器。燃料分級燃燒技術由三菱重工在1980年首次在傳統的鍋爐中使用，在實際應用中的氮氧化物排放降低50%。在這些技術的基礎上，國內企業開發的雙尺度低氮燃燒技術等，對已有技術進行了綜合和創新。在NOx減排、強防渣、防腐蝕、高效穩燃等方面達到國際領先水平。

低氮燃燒技術的發展趨勢是在不犧牲鍋爐效率經濟性的條件下實現防渣、超低NOx及高燃盡率的一體化。另外，W火焰鍋爐、循環流化床鍋爐是低氮燃燒需要關注的熱點和難點，目前，我國企業在W火焰鍋爐、循環流化床鍋爐低氮燃燒改造上投入了大量力量，取得了明顯的成效，下一步的目標是實現這兩種鍋爐低氮燃燒NOx排放低于450mg/m3，為鍋爐整體的SCR超低排放創造條件。

2.2.2 選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術

經過多年的努力，國內一些骨干企業基本掌握了煙氣脫硝SCR核心技術，在氨濃度的均勻分布器、流場計算與物理模型實驗、高效SCR催化劑、反應器內的催化劑支撐件設計等方面都取得了突出的進展。為了實現超低排放，目前SCR反應器提效的方式為現有工藝技術的挖潛和外延，配制三層催化劑，以及流場改造，將脫硝效率由80%提高到90%，達到NOx超低排放，這一技術指標，全面超越了國外，達到國際領先水平。

目前脫硝系統存在的問題包括：三層催化劑帶來的二氧化硫轉化率提高，煙氣中三氧化硫濃度提升的問題，以及由此導致的空預器堵塞問題；流場的高度均勻性問題、催化劑的磨損問題、低負荷脫硝等問題，流場的不均勻會影響催化劑脫硝效率，帶來催化劑不均勻磨損和氨逃逸的現象；催化劑的磨損問題是國內高灰煤、反應器流場、高硫煤煙氣和流速設計等問題共同導致的；發電負荷低導致的低負荷脫硝問題在目前國內的脫硝SCR反應器中普遍存在，造成了環境污染和催化劑的浪費。SCR煙氣脫硝在低負荷下的投運問題亟待解決。

SCR脫硝系統的發展趨勢為針對上述問題，尋求解決方案。對于流場不均勻的問題，通過調整煙道結構、安裝導流葉片、加裝整流格柵等措施，可以獲得較好的煙氣流場均勻性。在工藝設計階段，可通過物理模型實驗和計算流體力學（CFD）輔助設計等手段，優化煙道結構和內構件設計，降低流場的不均勻度。

提高流場的均勻度對減輕催化劑的磨損有顯著影響，另外，可以通過對催化劑制備工藝（鈦鎢粉制備方式、催化劑干燥方式、煅燒條件）等的改進，生產高活性、高強度的脫硝催化劑。

針對低負荷脫硝問題，國內企業進行了大量努力，首先通過省煤器改造提高煙溫，并取得了很好的效果；在不具備省煤器改造的電廠，各企業正在研發的堿基吸附劑噴吹技術是控制SO3排放的主要技術手段。長遠看，低溫高活性SCR催化劑的開發也是煙氣脫硝的必然發展趨勢。

2.2.3 廢脫硝催化劑再生處理及回收技術

失活催化劑的再生技術可使催化劑活性恢復到新鮮催化劑的90%以上，從而有效延長了催化劑的使用壽命、降低更換新鮮催化劑的成本，并減少了廢棄催化劑的處置費用和給環境帶來的二次污染，實現資源的可循環利用。目前，催化劑再生工藝已制定了失活原因診斷-清掃-松散-復孔-強化-活化-熱處理的再生工藝路線。國內已有多家再生企業將再生技術應用于再生工程中。

在廢脫硝催化劑再生過程中，存在SO2氧化率較高、廢水處理、不能再生和最終廢棄的催化劑的最終處理等問題。

廢脫硝催化劑再生處理和回收技術的發展趨勢包括低SO2氧化率的催化劑開發、廢水處理技術開發、催化劑最終處理技術的開發等。首先，在SO2氧化率的控制方面：SCR催化劑脫硝效率隨著催化劑中V元素含量的增加而提高，而SO2/SO3轉化率卻隨之呈指數上升，增幅要高于脫硝效率的提高。要控制SO2轉化率，一是要對再生后催化劑的V含量進行控制，二是在保持催化劑厚度不變的情況下擴展外表面，利用SO2氧化反應和脫硝反應在動力學上的差異，在保持SO2氧化性能不變的情況下，提高催化劑的脫硝性能。

其次，對于再生過程中產生廢水的處理問題，由于在再生過程中使用高壓水進行沖洗，且在后續浸漬過程中使用含V溶液，在廢脫硝催化劑再生流程中，會產生數量較大的廢水。廢水中含有多種重金屬、堿金屬、堿土金屬元素等，處理過程難度較大。有企業嘗試用電廠余熱蒸發的方法進行處理，也進行了一些初步的探索，但能耗較高。在廢水處理方面需開發低能耗、多種元素協同處理的廢水處理技術。

最后，在廢脫硝催化劑再生和回收技術發展中，需要關注催化劑的最終處理問題和部分不能再生催化劑的處理問題。SCR催化劑的設計使用壽命一般為十年，在未來幾年，將會有大量的催化劑達到該使用壽命，如何對這部分催化劑進行妥善的最終處理是一個重大問題；另外，在每次再生時，都有部分催化劑因破損等物理結構破壞而無法再生，亟待開發廢催化劑的回收技術來解決這些問題，以資源化利用為目標，提高經濟性。

2.2.4 煙氣脫硝用制氨技術

目前國內絕大多數的燃煤發電廠SCR脫硝還原劑制備系統根據氨的來源有氨水蒸發、液氨氣化、尿素制氨（尿素水解、尿素熱解）三種制備技術。

因產品級別氨水濃度為20%~25%，氨有效成分低，運輸費用高，燃煤機組使用氨水工藝成本較高，國內僅有小機組或燃氣電廠使用氨水蒸發工藝作為脫硝的制氨技術。

液氨蒸發技術一度是國內主流脫硝制氨技術，隨著國內近幾年液氨運輸及儲存事故頻發，以及民眾對道路安全性認識的增強，加上尿素制氨技術由于其高安全性及尿素原料的價格下跌，逐漸受到業主的青睞?，F國內國電集團、國電投集團、華電集團等各發電集團新建電廠多以尿素制氨為主，其中國電集團、國電投集團已著手將集團下屬多個液氨蒸發系統技改為尿素制氨系統。

尿素制氨技術中的尿素水解制氨技術因其高安全性、低運行成本，成為國電集團、國電投集團和大唐集團的推薦技術路線。該項技術在北京國電龍源環保、東方鍋爐環保、哈爾濱鍋爐環保、上海電氣電站環保、遠達環保、上海龍凈環保等環保工程公司的工程項目中得到了廣泛使用，其可公用性在多臺爐中相比熱解技術有不可比擬的投資優勢。成都銳思環保技術股份有限公司于2011年6月成功研發該項技術并通過鑒定，目前全國有百逾套尿素水解制氨設備用于電廠脫硝項目，其中62%為該公司設計供貨。尿素水解技術相比熱解技術采用電加熱器方案有著先天的運行成本優勢，以2×600MW機組中采用尿素水解制氨技術為例，每年節約運行費用400萬~500萬元，目前國內已有多臺尿素熱解制氨技術改造為尿素水解制氨工藝，節約了運行費用，降低了電耗率。

Technical Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2016

(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037, China)

The paper discusses upon the technical development situation of desulfurization and denitration industries of the country in 2016, introduces the main technical development of the industry and development application of new technologies of desulfurization and denitration.

desulfurization; denitration; power plant; industrial boiler; catalyzer; technology development

X324

A

1006-5377（2017）10-0005-11