脱硫脱硝行业技术发展综述

赵雪，程茜，侯俊先

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

1 脱硫脱硝行业技术发展情况

1.1 电力行业脱硫脱硝技术发展情况

1.1.1 主要SO2超低排放控制技术

根据《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范（征求意见稿）》标准中针对超低排放的要求，基于传统的石灰石-石膏湿法脱硫工艺，不断有新技术发展来提升脱硫效率。在采取增加喷淋层、利用流场均化技术、采用高效雾化喷嘴、性能增效环或增加喷淋密度等措施，提高传统空塔喷淋技术脱硫性能的基础上，石灰石-石膏湿法脱硫工艺又出现了pH值分区脱硫技术、复合塔脱硫技术等。

pH值分区脱硫技术是通过加装隔离体、浆液池等方式对浆液实现物理分区或依赖浆液自身特点（流动方向、密度等）形成自然分区，以达到对浆液pH值的分区控制，完成烟气SO2的高效吸收。目前工程应用中较为广泛的pH值分区脱硫技术包括单/双塔双循环、单塔双区、塔外浆液箱pH值分区等。复合塔脱硫技术是在吸收塔内部加装托盘或湍流器等强化气液传质组件，烟气通过持液层时气液固三相传质速率得以大幅提高，进而完成烟气SO2的高效吸收。目前工程应用中较为广泛的复合塔脱硫技术有托盘塔和旋汇耦合等。此外，基于其各自的工艺特点，海水脱硫、循环流化床脱硫及氨法脱硫工艺等在滨海电厂、循环流化床锅炉二级脱硫、化工自备电站等领域超低排放工程中也有一定的应用。

1.1.1.1 石灰石-石膏湿法脱硫

（1）单、双塔双循环脱硫

单塔双循环技术最早源自德国诺尔公司，该技术与常规石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺相比，除吸收塔系统有明显区别外，其它系统配置基本相同。该技术实际上是相当于烟气通过了两次SO2脱除过程，经过了两级浆液循环，两级循环分别设有独立的循环浆池，喷淋层，根据不同的功能，每级循环具有不同的运行参数。烟气首先经过一级循环，此级循环的脱硫效率一般在30%～70%，循环浆液pH控制在4.5～5.3，浆液停留时间约4min，此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间。经过一级循环的烟气进入二级循环，此级循环实现主要的洗涤吸收过程，由于不用考虑氧化结晶的问题，所以pH可以控制在非常高的水平，达到5.8～6.2，这样可以大大降低循环浆液量，从而达到很高的脱硫效率。

国内首台单塔双循环机组广东省广州恒运电厂于2014年7月顺利实现投产，2015年8月在百万千瓦机组——国电浙江北仑电厂2台100万千瓦机组6号脱硫系统中首次得以应用。双塔双循环技术采用了两塔串联工艺，对于改造工程，可充分利用原有脱硫设备设施。原有烟气系统、吸收塔系统、石膏一级脱水系统、氧化空气系统等采用单元制配置，原有吸收塔保留不动，新增一座吸收塔，亦采用逆流喷淋空塔设计方案，增设循环泵和喷淋层，并预留有1层喷淋层的安装位置；新增一套强制氧化空气系统，石膏脱水-石灰石粉储存制浆系统等系统相应进行升级改造，双塔双循环技术可以较大提高SO2脱除能力，但对两个吸收塔控制要求较高，适用于场地充裕，含硫量增加幅度的中、高硫煤增容改造项目。

（2）单塔双区脱硫

单塔双区技术通过在吸收塔浆池中设置分区调节器，结合射流搅拌技术控制浆液的无序混合，通过石灰石供浆加入点的合理设置，可以在单一吸收塔的浆池内形成上下部两个不同的pH值分区：上部低值区有利于氧化结晶，下部高值区有利于喷淋吸收，但没有采用如双循环技术等一样的物理隔离强制分区的形式。同时，其在喷淋吸收区会设置多孔性分布器（均流筛板），起到烟气均流及持液，达到强化传质进一步提高脱硫效率、洗涤脱除粉尘的功效。单塔双区技术可以较大提高SO2脱除能力，且无需额外增加塔外浆池或二级吸收塔的布置场地，且无串联塔技术中水平衡控制难的问题。目前有8台百万千瓦机组、37台60万千瓦机组烟气脱硫中应用单塔双区技术。

1）塔外浆液箱pH值分区脱硫

塔外浆液箱pH值分区技术是利用高pH有利于SO2的吸收、低pH有利于石膏浆液的氧化结晶的理论机理，在吸收塔附近设置独立的塔外浆液箱，通过管道与吸收塔对应部位相连，塔外浆液箱所连的循环泵对应的喷淋层位于喷淋区域上部。塔外与塔内的浆液分别对应一级、二级喷淋，实现了下层喷淋浆液和上层喷淋浆液的物理强制pH值分区。

常规条件下，只需对吸收塔内的浆液pH值进行调节，控制塔内浆池的强制氧化程度，相应提高塔外浆液箱的浆液pH值，形成塔外浆液与塔内浆池的双pH值调控区间，强化二级喷淋的高pH值对SO2的深度吸收，大幅提高了脱硫效率。同时，其也在喷淋吸收区设置托盘（均流筛板），起到烟气均流及持液，达到强化传质进一步提高脱硫效率、洗涤脱除粉尘的功效。塔外浆液箱pH值分区工艺原理与单塔双区较为相似，主要区别即在于以物理隔离方式实现pH值分区。浙能滨海电厂2×300MW机组、浙能乐清电厂2×660MW机组等数个项目均采用该技术实现了SO2的超低排放。

2）旋汇耦合脱硫

旋汇耦合技术主要利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置（湍流器）产生气液旋转翻腾的湍流空间，利于气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，提高了传质速率，从而达到提高脱硫效率、洗涤脱除粉尘的目的，随后烟气经过高效喷淋吸收区完成SO2吸收脱除。旋汇耦合技术配合使用管束式除尘除雾器，利用凝聚、捕集等原理，在烟气高速湍流、剧烈混合、旋转运动的过程中，能够将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒有效脱除，一定条件下实现吸收塔出口颗粒物低于5mg/m3，雾滴排放值不大于25mg/m3。大唐托克托电厂8×600MW电厂、重庆石柱2×350MW电厂（入口设计SO211,627mg/m3）等项目全部采用该技术，目前我国应用该技术的脱硫机组超过百台，其中百万级机组有近20台的应用业绩。

3）双托盘脱硫

双托盘脱硫技术是在脱硫塔内配套喷淋层及对应的循环泵条件下，在吸收塔喷淋层的下部设置两层托盘，在托盘上形成二次持液层，当烟气通过托盘时气液充分接触，托盘上方湍流激烈，强化了SO2向浆液的传质和粉尘的洗涤捕捉，托盘上部喷淋层通过调整喷淋密度及雾化效果，完成浆液对SO2的高效吸收脱除。浙能嘉华电厂2×1000MW机组脱硫改造、华能长兴电厂2×660MW新建机组等数十个项目均采用该技术实现了SO2的超低排放。

1.1.1.2 烟气循环流化床法脱硫

烟气循环流化床脱硫技术是以循环流化床原理为反应基础的烟气脱硫除尘一体化技术。针对超低排放，主要是通过提高钙硫摩尔比、加强气流均布、延长烟气反应时间、改进工艺水加入和提高吸收剂消化等措施进行了一定的改进，同时基于烟尘超低排放的需要，对脱硫除尘器的滤料选择也提出了更高的要求。循环流化床锅炉炉内脱硫后飞灰中含有大量未反应的CaO且SO2浓度较低，因此烟气循环流化床法脱硫工艺主要以炉后脱硫方式，在山西国金、华电永安等十余台300MW级循环流化床锅炉项目上实现了SO2和颗粒物超低排放。同时，也在郑州荣齐热电等个别200MW级特低硫煤机组煤粉炉项目上，实现了SO2和颗粒物超低排放。

1.1.1.3 氨法脱硫

氨法脱硫是资源回收型环保工艺。针对超低排放，主要是通过增加喷淋层以提高液气比、加装塔盘强化气流均布传质等措施进行了一定的改进。氨法脱硫对吸收剂来源、周围环境等有较严格的要求，在宁波万华化工自备热电5号机组、辽阳国成热电等数个100MW级（以锅炉烟气量计）化工企业自备电站项目上实现了SO2的超低排放。

1.1.2 主要NOx超低排放控制技术

燃煤火电厂NOx控制技术主要有两类：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR/SCR联合脱硝技术等。

（1）低氮燃烧技术

低氮燃烧技术是通过降低反应区内氧的浓度、缩短燃料在高温区内的停留时间、控制燃烧区温度等方法，从源头控制NOx生成量。目前，低氮燃烧技术主要包括低过量空气技术、空气分级燃烧、烟气循环、减少空气预热和燃料分级燃烧等技术。该类技术已在燃煤火电厂NOx排放控制中得到了较多的应用。目前已开发出第三代低氮燃烧技术，在600M～1000MW超超临界和超临界锅炉中均有应用，NOx浓度在170～240mg/m3。低氮燃烧技术具有使用简单、投资较低、运行费用较低的特点，但受煤质、燃烧条件限制，易导致锅炉中飞灰的含碳量上升而降低锅炉效率；若运行控制不当，会出现炉内结渣、水冷壁腐蚀等现象，影响锅炉运行的稳定性；在减少NOx生成方面的差异也较大。

（2）NOx脱除技术

SCR脱硝技术是目前世界上最成熟，实用业绩最多的一种烟气脱硝工艺，其采用NH3作为还原剂，将空气稀释后的NH3喷入到300℃～420℃的烟气中，与烟气均匀混合后通过布置有催化剂的SCR反应器，烟气中的NOx与NH3在催化剂的作用下发生选择性催化还原反应，生成无污染的N2和H2O。该技术自二十世纪90年代末从国外引进，现在我国火电行业已得到广泛应用，并在工艺设计和工程应用等多方面取得突破，业界已开发出高效SCR脱硝技术，以应对日益严格的环保排放标准。目前SCR脱硝技术已应用于不同容量机组，该技术的脱硝效率一般为80%～90%，结合锅炉低氮燃烧技术后可实现机组NOx排放浓度小于50mg/m3。SCR技术在高效脱硝的同时也存在以下问题：锅炉启、停机及低负荷时，烟气温度达不到催化剂运行的温度要求，导致SCR脱硝系统无法投运；氨逃逸和SO3的产生导致硫酸氢氨生成，进而导致催化剂和空预器堵塞；还有废弃催化剂的处置难题；采用液氨做还原剂时的安全防护等级要求较高；氨逃逸引起的二次污染等。

SNCR脱硝技术在锅炉炉膛上部烟温850℃～1150℃区域喷入还原剂（氨或尿素），使NOx还原为水和N2。SNCR脱硝效率一般在30%～70%，氨逃逸一般大于3.8mg/m3，NH3/NOx摩尔比一般大于1。SNCR技术的优点在于不需要昂贵的催化剂，反应系统比SCR工艺简单，脱硝系统阻力较小、运行电耗低。但存在锅炉运行工况波动易导致炉内温度场、速度场分布不均匀，脱硝效率不稳定；氨逃逸量较大，导致下游设备产生堵塞和腐蚀等问题。国内最早在江苏阚山电厂、江苏利港电厂等大型煤粉炉上应用SNCR，随后在各种容量的循环流化床锅炉和中小型煤粉炉得到大量应用，目前在300MW及以上新建煤粉锅炉应用很少。工程实践表明，煤粉炉SNCR脱硝效率一般在30%～50%，结合锅炉采用的低氮燃烧技术也很难实现机组NOx超低排放；循环流化床锅炉配置SNCR效率一般在60%以上（最高可达80%），主要原因是循环流化床锅炉尾部旋风分离器提供了良好的脱硝反应温度和混合条件，因此结合循环流化床锅炉低NOx的排放特性，可以在一定条件下实现机组的NOx超低排放。

SNCR/SCR联合脱硝工艺，主要是针对场地空间有限的循环流化床锅炉NOx治理而发展来的新型高效脱硝技术。SNCR宜布置于炉膛最佳温度区间，SCR脱硝催化剂宜布置在上下省煤器之间。利用在前端SNCR系统喷入的适当过量的还原剂，在后端SCR系统催化剂的作用下进一步将烟气中的NOx还原，以保证机组NOx排放达标。与SCR脱硝技术相比，SNCR/SCR联合脱硝技术中的SCR反应器一般较小，催化剂层数较少，且一般不再喷氨，而是利用SNCR的逃逸氨进行脱硝，适用于部分NOx生成浓度较高、仅采用SNCR技术无法稳定达到超低排放的循环流化床锅炉，以及受空间限制无法加装大量催化剂的现役中小型锅炉改造。但该技术对喷氨精确度要求较高，在保证脱硝效率的同时需要考虑氨逃逸泄漏对下游设备的堵塞和腐蚀。该技术应用于高灰分煤及循环流化床锅炉时，需注意催化剂的磨损。

政策倒逼技术的进步，近年来我国在催化剂原料生产、配方开发、国情及工况适应性等方面均取得了很大进步，如高灰分耐磨催化剂技术、无钒催化剂、反应器流场优化技术等均得到成功应用和推广；同时对硝汞协同控制催化剂功能拓展、失活催化剂再生、废弃催化剂回收等方面也取得了一定突破。

1.1.3 主要颗粒物超低排放控制技术

随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）和《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）的发布执行，我国除尘器行业在技术创新方面成效显著，一系列新技术在实践应用中取得了良好的业绩。除湿式电除尘外，低低温电除尘、高频电源供电电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等技术也得到快速发展和广泛应用，另外旋转电极电除尘、粉尘凝聚技术、烟气调质、隔离振打、分区断电振打、脉冲电源、三相电源供电等一批新型电除尘技术也已在一些电厂中得到应用。

（1）低低温电除尘

低低温电除尘技术是从电除尘器及湿法烟气脱硫工艺演变而来，在日本已有近20年的应用历史。三菱重工于1997年开始在大型燃煤火电机组中推广应用基于管式气气换热装置、使烟气温度在90℃左右运行的低低温电除尘技术，已有超6500MW的业绩，在三菱重工的烟气处理系统中，低低温电除尘器出口烟尘浓度均小于30mg/m3，SO3浓度大部分低于3.57mg/m3，湿法脱硫出口颗粒物浓度可达5mg/m3以下，湿式电除尘器出口颗粒物浓度可达1mg/m3以下。目前日本多家电除尘器制造厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例，据不完全统计，日本配套机组容量累计已超5000MW，主要厂家有三菱重工（MHI）、石川岛播磨（IHI）、日立（Hitachi）等。

低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热装置（MGGH）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点温度以下（一般在90℃左右），使烟气中的大部分SO3在低温省煤器或MGGH中冷凝形成硫酸雾，黏附在粉尘上并被碱性物质中和，大幅降低粉尘的比电阻，避免反电晕现象，从而提高除尘效率，同时去除大部分的SO3，当采用低温省煤器时还可降低机组煤耗。

国外低低温电除尘技术已有近20年的应用历史，投运业绩超过20家电厂，机组容量累计超15,000MW，国外投运情况为低低温电除尘技术的国内应用提供了借鉴。福建大唐宁德电厂2×600MW燃煤发电机组是国内首个采用低低温电除尘技术进行改造的电厂，目前低低温电除尘技术在华能长兴电厂2×660MW、台州第二发电厂2×1000MW等数十台机组上已经得到应用，运行效果良好。

（2）高频电源电除尘

高频电源作为新型高压电源，除具备传统电源的功能外，还具有高除尘效率、高功率因数、节约能耗、体积小、结构紧凑等突出优点，同时具备直流和间歇脉冲供电等两种以上优越供电性能和完善的保护功能等特点，已成为《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）实施后电力行业中最主要的电除尘器供电电源。

大量工程实例证明，高频电源工作在纯直流方式下，可以大大提高粉尘荷电量，提高除尘效率；应用于高粉尘浓度的电场，可以提高电场的工作电压和荷电电流。特别是在电除尘器入口粉尘浓度高于30g/m3和高电场风速（大于1.1m/s）时，应优先考虑在第一电场配套应用高频高压电源；当粉尘比电阻比较高时，电除尘器后级电场选用高频电源，应用间歇脉冲供电工作方式以克服反电晕，提高除尘效率并节能；在以提效节能为主要目的应用中，可在整台电除尘器配置高频电源，并同时应用断电（减功率）振打等新控制系统，实现提效与节能的最大化。

经过几年的发展，高频电源已经作为电除尘供电电源的主流产品在工程中广泛应用，产品容量从32～160kW，电流从0.4～2.0A，电压从50～80kV，已形成系列化设计，并在大批百万千瓦机组电除尘器中应用。

（3）湿式电除尘器

湿式电除尘器具有除尘效率高、克服高比电阻产生的反电晕现象、无运动部件、无二次扬尘、运行稳定、压力损失小、操作简单、能耗低、维护费用低、生产停工期短、可工作于烟气露点温度以下、由于结构紧凑而可与其它烟气治理设备相互结合、设计形式多样化等优点。同时，其采用液体冲刷集尘极表面来进行清灰，可有效收集细颗粒物（一次PM2.5）、SO3气溶胶、重金属（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有机污染物（多环芳烃、二英）等，协同治理能力强。使用湿式电除尘器后，颗粒物排放可达5mg/m3以下。在燃煤电厂湿法脱硫之后使用，还可解决湿法脱硫带来的“石膏雨”、蓝烟、酸雾等问题，缓解下游烟道、烟囱的腐蚀，节约防腐成本。

初期投运的超低排放煤电机组，普遍在湿法脱硫系统后加装湿式电除尘器，湿式电除尘器目前已成为应对PM2.5及多种污染物协同治理的主要终端处理设备之一，在各种容量机组中均有大量应用。

（4）电袋复合除尘器

电袋复合除尘器是指在一个箱体内紧凑安装电场区和滤袋区，将电除尘的荷电除尘及袋除尘的过滤拦截有机结合的一种新型高效除尘器，按照结构可分为整体式电袋复合除尘器、嵌入式电袋复合除尘器和分体式电袋除尘器。它具有长期稳定的低排放、运行阻力低、滤袋使用寿命长、运行维护费用低、适用范围广及经济性好的优点，出口烟尘浓度可达10mg/m3以下。

整体式电袋复合除尘器被快速推广应用到燃煤锅炉烟尘治理上，最大应用单机容量为1000MW机组，共12台，其中新密电厂100万千瓦机组电袋是迄今为止世界上首台投运的最大型电袋复合除尘器。目前，已投运的电袋复合除尘器超过350台，配套应用总装机容量已突破20万MW，实测除尘器出口烟尘浓度4～30mg/m3，其中低于20mg/m3的占50%以上；运行阻力560～1100Pa，平均852Pa；95%的项目滤袋寿命大于4年。其中部分项目实现了出口烟尘浓度5mg/m3以下，如珠海电厂2×700MW机组，除尘器出口烟尘浓度分别为2.55mg/m3、3.15mg/m3。

（5）袋式除尘器

袋式除尘技术是通过利用纤维编织物制作的袋状过滤元件，来捕集含尘气体中的固体颗粒物，达到气固分离的目的，其过滤机理是惯性效应、拦截效应、扩散效应和静电效应的协同作用。袋式除尘器具有长期稳定的高效率低排放、运行维护简单、煤种适用范围广的优点，出口烟尘浓度可达10mg/m3以下。电力行业最常用的袋式除尘器按清灰方式可分为低压回转脉冲喷吹袋式除尘器和中压脉冲喷吹袋式除尘器。随着火力发电污染物排放标准的日趋严格，袋式除尘器在滤料、清灰方式等方面均有改进，尤其是滤料在强度、耐温、耐磨以及耐腐蚀等方面综合性能有大幅度提高，袋式除尘器已成为电力环保烟尘治理的主流除尘设备，并且应用规模逐年稳定增长。

我国袋式除尘器通过不断的结构改进、技术创新和工程实践总结，逐步改善了运行阻力大、滤袋寿命短的问题，可实现出口烟尘浓度低于30mg/m3甚至在10mg/m3以下，运行阻力小于1500Pa，滤袋寿命大于3年。自2001年大型袋式除尘器在内蒙古丰泰电厂200MW机组成功应用以来，近十余年，袋式除尘器在我国电力燃煤机组中得到了大量推广应用，最大配套单机容量600MW，据不完全统计，累计配套总装机容量逾8万MW，成为电力行业主要除尘技术之一。

1.2 非电行业脱硫脱硝技术发展情况

目前在非电行业中，10t/h以下的工业锅炉基本没有脱硫设施，根据各地方工业锅炉污染物防治政策，该部分极小型锅炉会逐步关停拆除。烟气脱硫主要集中分布在65t/h以上的锅炉部分。蒸发量大于等于20t/h（14MW）的燃煤工业锅炉或蒸发量小于400t/h的燃煤热电锅炉以及相当烟气量炉窑的新建、改建和扩建湿法烟气脱硫工程主要采用湿法脱硫工艺，包括石灰石-石膏法、氧化镁法、氨法、钠碱法、双碱法等，设计脱硫效率不小于90%。对于65t/h以下的工业锅炉，在保证脱硫效率不低于80%的情况下，综合考虑设备投入和运行成本，可选用旋转喷雾干燥法、循环流化床烟气脱硫等半干法脱硫技术以及活性焦/炭吸附法等干法脱硫技术。非电行业环保改造可直接沿用火电行业燃煤机组脱硫脱硝技术，无需或只需较少改动。主要脱硫技术如下：

（1）湿法脱硫技术

采用石灰石、石灰等作为脱硫吸收剂，在吸收塔内，吸收剂浆液与烟气充分接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙（或氢氧化钙）以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终脱硫副产物为石膏。该技术的脱硫效率一般大于95%，可达98%以上。SO2排放浓度一般小于100mg/m3，可达50mg/m3以下。单位投资约为150～250元/kW或15万～25万元/m2烧结面积。运行成本一般低于0.015元/kW·h。

（2）氨法脱硫技术

尤其适用于自有氨源的化工行业。采用一定浓度的氨水（NH3·H2O）或液氨作为吸收剂，在一个结构紧凑的吸收塔内洗涤烟气中的SO2达到烟气净化的目的。形成的脱硫副产品是可作农用肥的硫酸铵，不产生废水和其它废物，脱硫效率保持在95%～99.5%，可保证出口SO2浓度在50mg/Nm3以下；单位投资约为150～200元/kW；运行成本一般低于0.01元/kW·h。

（3）活性焦/炭吸附法

在一定温度条件下，活性焦/炭吸附烟气中的SO2、氧和水蒸汽，在活性焦/炭表面活性点的催化作用下，SO2氧化为SO3，SO3与水蒸汽反应生成硫酸，吸附在活性焦的表面。采用活性焦/炭的干法烟气脱硫技术，其脱硫效率高，脱硫过程不用水，无废水、废渣等二次污染问题。

（4）干法/半干法脱硫

半干法是把脱硫过程和脱硫产物处理分别采用不同的状态反应，特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，既有湿法脱硫工艺反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法脱硫工艺无废水废液排放、在干状态下处理脱硫产物的优势。

由于运行负荷变化较大，炉内工况较为复杂，燃煤工业锅炉烟气NOx的控制存在一些困难。同时，大多数燃煤工业锅炉都没有预留改造空间，改造场地较为紧张，增加了NOx治理工程的难度。目前，在京津冀等执行特别排放限值的地区，鼓励优先采用低氮燃烧技术、脱硫脱硝除尘一体化控制技术，如果仍不能达标，采用尾端治理技术。在工业锅炉尾端治理技术中，应用较多的是SCR脱硝技术、SNCR脱硝技术、臭氧氧化脱硝技术以及上述各技术的组合。主要脱硝技术简介如下：

1）SNCR脱硝技术

以氨或者尿素为还原剂，将还原剂喷入烟气中，然后还原剂与氮氧化物发生反应，生成氮气和水，在合适的温度范围内，脱硝效率可超过60%。当进口烟气NOx浓度在350mg/Nm3以内，出口烟气NOx浓度可以实现100mg/Nm3。投资费用比同等条件下SCR低60%左右。

2）SCR脱硝技术

采用选择性催化还原法，以氨为还原剂、利用商用或自主开发的新型脱硝催化剂，将烟气中的NOx还原为氮气。该技术的脱硝效率一般大于80%。

3）臭氧氧化脱硝技术

以臭氧为氧化剂将烟气中不易溶于水的NO氧化成更高价的氮氧化物，然后以相应的吸收液对烟气进行喷淋洗涤，实现烟气的脱硝处理。该技术的脱硝效率高（90%），对烟气温度没有要求，可作为其它脱硝技术的补充，达到深度脱硝。

2 脱硫脱硝行业新技术开发与应用

2.1 电力行业

2.1.1 脱除燃煤烟气中SO3

燃煤火电厂烟气排放当中，SO3是一种危害性极强的污染物，其主要危害表现在：1）是PM2.5的重要前驱体；2）SO3与逃逸的氨反应生成硫酸氢铵，附着于飞灰表面，加剧空预器堵塞，影响电厂安全稳定运行，增加运行成本；3）SO3的浓度升高，导致硫酸氢铵的生成浓度增加，造成脱硝装置催化剂的最低连续喷氨温度升高，导致SCR脱硝装置在低负荷条件下无法投运，造成NOx无控排放。

2018年2月28日，杭州市发布《锅炉大气污染物排放标准（征求意见稿）》。其中对SO3提出了具体排放限值，自标准实施之日起，新建燃煤热电锅炉及65t/h以上燃煤锅炉SO3执行5mg/m3限值，现有锅炉自2020年7月1日起也执行上述标准。随着环保标准日趋严格，各地政府对燃煤电厂SO3的管控正逐渐提上日程。

目前，SO3有效去除的手段包括低低温电除尘器、湿式电除尘和碱基喷吹技术。低低温电除尘将烟气温度降至酸露点以下，使气态的SO3冷凝成液态的硫酸雾，系统对SO3的去除率一般在80%以上，最高可达95%，是目前SO3去除率最高的烟气处理设备；湿式电除尘器除了可以达到其它除尘设备难以达到的极低的排放指标外，对于SO3、重金属汞也具有脱除作用；碱基吸附剂喷吹技术是控制SO3排放的主要技术手段，其主旨是在锅炉省煤器出口至SCR反应器一段低温烟道内，喷入碱性的吸收剂（钠基或钙基），发生中和反应降低烟气SO3浓度，去除烟气中的SO3，避免SO3与逃逸氨生成硫酸氢铵，减缓空预器堵塞和腐蚀，进而降低SCR喷氨温度，实现脱硝装置的全负荷运行。同时生成的硫酸钙或硫酸钠等颗粒物可通过下游除尘设备予以脱除，减少SO3排放造成的PM2.5污染。

国内绝大部分燃煤火电厂并未安装专门脱除SO3的环保设施，由于硫酸雾极易吸附在烟尘颗粒表面，因此对于燃煤火电企业超低排放改造来说，在改造时可以统筹考虑SO3和烟尘的协同脱除。目前有两种改造方式都可以达到较好的SO3脱除效果：以低低温电除尘器为主的协同控制方式和环保设施末端加装湿式电除尘器。燃煤火电厂可以根据燃煤煤质、场地条件、改造费用和废水处理方式等选择合适的改造工艺。SO3的控制技术是近些年来受到广泛关注且进步很快的技术，高效率、低成本脱除SO3及其资源化利用是未来重要发展方向。

2.1.2 发展低成本、高效率脱硫废水零排放技术

石灰石-石膏湿法是目前国内大型燃煤电厂锅炉烟气脱硫的主流技术，为控制脱硫浆液中Cl-浓度或平衡其他离子浓度，必须定期排出部分经过石膏水力旋流站浓缩所得的溢流液，即脱硫废水，因废水中含有烟气中吸收过来并逐步浓缩的大量溶解盐、固体悬浮物及少量氟离子、重金属离子等有害污染物，不能直接排放。据中国能源报报道，目前国内只有少数火电厂真正实现脱硫废水零排放，真正实施“零排放”技术的只有20余家燃煤电厂。

目前脱硫废水的处理方法主要是通过加药凝聚澄清去除固体悬浮物、氟离子、重金属离子等有害污染物、调整pH、降低COD。这种常规脱硫废水处理方法的处理效果有限，但由于环境排放标准、技术处理手段、投资等多方面的因素，目前的脱硫废水处理未对废水中的大量溶解盐含量进行处理。不降低含盐量的外排脱硫废水对水体的直接危害将更加严重。随着《水污染防治行动计划》的颁布和可预期新的水污染排放标准的提高，高含盐含氨（脱硝逃逸氨）的脱硫废水零排放将会日益紧迫。

目前，我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大。如何组合现有工艺，扬长避短，实现低成本脱硫废水零排放，提高废水和矿物盐的综合利用率，将是今后脱硫废水零排放研究的重点。目前燃煤电厂脱硫废水零排放系统设计关键在于如何针对一厂一水的特质进行充分数据摸底、小试分析，并充分考虑以上各单元工艺本身对水质的边界要求，做到科学合理、严谨周详；此外，结合电厂实际经济条件以及结晶盐处理处置规定等，在实现废水零排放的同时，不给电厂及周边带来新增环保和经济压力。

2018年3月30日，国家能源投资集团股份有限公司在江苏泰州对泰州电厂2号机（1000MW）的低成本脱硫废水零排放的整套工艺流程和核心设备组织了验收会。北京国电龙源环保工程有限公司创新性地提出了低品位余热浓缩、高品位热源干燥的技术路线，系统简洁、工艺合理、运行可靠，实现了低成本废水零排放，该项目已通过验收。

2.1.3 开发（超）高硫煤烟气超低排放技术

我国煤种的硫分变化范围较大，从0.1%到10%都有。从总体上看，我国属于高硫煤储量较多的国家，据统计，我国煤炭资源中有大约30%的煤硫分含量在2%以上，尤其西南地区有些煤田含硫量高达10%。对于（超）高硫分高灰分燃煤机组，现有的超低排放技术主要存在以下问题：1）浆液的pH值波动幅度大，难以控制；2）中间产物—亚硫酸钙的氧化效果差，石膏结晶困难；3）吸收塔内的流场均匀性对于脱硫效率的影响大；4）实现达标排放所需的液气比很大，能耗高；5）达不到超低排放要求。针对高硫分高灰分燃煤机组超低排放难题，可在现有超低排放技术的基础上，采用多级洗涤工艺方案，实现烟气中污染物的高效脱除，保证超高硫分高灰分燃煤机组实现超低排放。其主要原理是通过采用浆液分区多级洗涤的方式进一步提高脱硫效率，其中采用低pH值的浆液对烟气进行一次洗涤，脱除烟气中大部分的SO2，同时在该低pH区内实现高效氧化。其次采用高pH值的浆液对烟气进行二次洗涤，达到高效脱硫的要求。

面对新的环保排放标准，中西部地区的（超）高硫分高灰分燃煤电厂将面临超低排放的要求。对于（超）高硫分高灰分燃煤机组，目前国内外还没有适用的超低排放技术。因此，开发一套适用于（超）高硫分高灰分燃煤机组的脱硫除尘超低排放技术，不仅可以消除已有高硫分高灰分燃煤电厂的超低排放压力，而且能对未来火电厂广泛使用成本较低的超高硫分高灰分燃煤提供技术保障，实现环境效益、经济效益和社会效益的有机统一。

2.1.4 开发高效节能低负荷脱硝控制技术

SCR系统是目前大型火力发电锅炉普遍采用的一种高效脱硝装置，其催化剂的工作温度受烟气成分影响，要求通过SCR反应器的烟气温度应始终保持在300℃～420℃，否则脱硝系统无法正常工作。近年来随着全社会用电量的下降，由于燃煤机组参与调峰，电网调度频繁启停机及低负荷运行情况越来越明显，机组启停机、低负荷运行时SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运。同时，现代大容量燃煤锅炉为提高锅炉效率，普遍采用降低排烟温度的措施来减少排烟热损失。在低负荷条件下，烟气温度又随着负荷的降低而进一步降低，造成低负荷时SCR入口烟气的温度已降至300℃以下，无法满足脱硝系统的运行要求。

为实现低负荷脱硝，可通过省煤器改造来提高SCR入口烟气温度，满足机组低负荷工况下SCR脱硝的正常运行。省煤器改造包括省煤器给水旁路改造、省煤器分级改造及省煤器烟气旁路改造等三类，其目的均为降低省煤器内的换热量，以达到提高省煤器出口烟气温度的目的，解决低负荷下SCR的投运问题。

低负荷烟气脱硝超低排放同时需要进行脱硝系统前烟气流场优化。直接沿用传统SCR脱硝流场的计算方法和模拟计算方式进行超低排放工程的流场数值模拟计算，所得的流场参数与实际工程中的现实流场参数严重不符，脱硝效率难以达到烟气脱硝超低排放标准，同时氨逃逸过多。采用物理建模方式计算SCR脱硝流场，并附以数值模拟进行计算，有望使烟气速度偏差减小至8%以下、烟气NOx浓度偏差减小至±2%以下，由此会使脱硝系统的脱硝效率提高至90%以上，氨逃逸严格控制在3ppm以下，因此，可成功达到烟气脱硝的超低排放标准。

在日趋严格的环保政策限制下，实行低负荷脱硝是必行之路，各发电企业可根据自身的锅炉设备布置、管道设计情况以及改造效果情况综合考虑择优选取适合本企业的改造方案。从而合理制定出燃煤机组SCR脱硝系统低负荷脱硝的控制对策，以减少污染物的排放。

2.1.5 治理燃煤电厂“有色烟羽”现象

目前，我国燃煤电厂脱硫设施90%以上机组均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，该工艺可使烟气温度降低至45℃～55℃，这些低温饱和湿烟气直接经烟囱进入大气环境，遇冷凝结成微小液滴，从而产生“有色烟羽”（湿烟羽）。虽然单纯的“有色烟羽”对环境质量没有影响，但影响环境感观，有时甚至会被误认为有毒、有害废气。湿烟气凝结形成的微小水滴虽然危害不大，但会对周围居民生活造成一定的困扰，生态环境管理部门也经常接到类似的投诉。因此，许多燃煤电厂把消除“有色烟羽”作为超低排放改造的重要内容之一。

“有色烟羽”治理技术可分为三大类：烟气再热技术、烟气冷凝技术和烟气冷凝再热复合技术。烟气再热技术是当前应用最为广泛的技术，结合时下烟气超低排放及节能的要求，具有最广阔的应用前景；烟气冷凝技术对“有色烟羽”的治理亦有明显的效果，且能实现多污染物联合脱除。该技术目前在行业中的多数应用并不完全针对湿烟羽的治理，主要目的是减排、收水和节水，其技术指标未结合湿烟羽的消除来制定，但在客观上已起到了湿烟羽治理的作用；冷凝再热技术是烟气加热和烟气冷凝技术的组合使用，综合了加热技术和冷凝技术的特点，对于湿烟羽治理有更宽广的适用范围。湿式电除尘器、除雾器、声波除雾和烟囱收水环等技术虽然可以有效去除烟气的凝结水，但由于烟气凝结水在烟气中水汽的占比十分有限，因此类似技术难以作为治理湿烟羽的主流技术，不能有效消除湿烟羽。

燃煤电厂的“有色烟羽”现象已经受到相关部门关注，政府陆续将燃煤锅炉消除“有色烟羽”写入地方环保标准，烟羽治理专利技术也在国内部分地区开始扩展。随着燃煤电厂超低排放改造的推进，“有色烟羽”治理将成为燃煤电厂环保治理的重要工作之一。

2.1.6 建设智慧电力环保大数据平台

在大数据和“互联网+”大背景下，煤电烟气污染控制数据与大数据互联网充分结合将使煤电环保产生新的飞跃。煤电烟气控制设备及系统经过长时间的运行，积累了大量的数据和经验，通过模拟手段对煤电烟气污染控制系统建立模型，将系统设计、运行参数、经营数据和市场政策变化信息充分利用，将为现有整个污染控制系统及单个设备提供快速的、合理的优化改造方案。还能提供技术创新指导、常见问题规避、环保型评估等标准模块化服务。

电力环保大数据平台围绕火电厂环保设施运营管理业务，尝试通过大数据分析技术解决运行优化、故障诊断、业务知识在线检索与问答等问题。可通过对脱硫脱硝系统历史数据的采集分析，运用人工智能技术，学习过往及现行的脱硫脱硝节能调节处理流程，通过智能机器学习和分析，提供脱硫脱硝运行最优工况，调整辅助建议，实现脱硫脱硝设备的智慧节能。例如，对脱硫物耗的优化，主要是减少石灰石耗量，通过控制石灰石浆液泵流量来实现。根据《电力环保大数据平台开发及智能运用》介绍，以脱硫物耗优化的实现方法为例，首先提取脱硫装置影响供浆流量的所有参数的历史数据，涵盖各种工况，经标准化清理，去除异常，导入平台；采用大数据分类算法对数据按机组负荷、入口SO2浓度和出口SO2浓度等进行详细分类和划分工况；针对每一种工况查询出最优值，并记录形成优化运行库；根据实时数据，在优化库中匹配工况，以曲线等方式给出最优参考给浆流量。智能电网的实现的确需要大数据做支撑，电力环保大数据平台将对环保产业的发展将会产生重要的影响。

2.2 非电行业

2.2.1 活性焦/炭脱硫脱硝一体化法

活性焦/炭协同净化以物理-化学吸附和催化反应原理为基础，能实现一体化脱硫、脱硝、脱重金属及除尘的烟气集成深度净化，SO2被氧化成SO3后制成硫酸，氮氧化物则在还原剂NH3的气氛下，经由催化作用生成无害的N2和H2O，其脱硝反应温度不低于100℃，且脱硝过程在脱硫过程之后。反应温度要求脱硫必须采用干法，因此形成活性焦脱硫脱硝一体化技术。整个反应过程无废水、废渣排放，无二次污染。

活性焦脱硫脱硝一体化法已应用于钢铁烧结机的烟气脱硫脱硝，是适应烧结烟气脱硫和集成净化的先进环保技术。从日本住友在太钢450m2烧结机上兴建的国内首套全进口活性焦协同净化项目，到由上海克硫、中冶北方于江苏永钢2号450m2烧结机建成的首套有自主知识产权的活性焦一体化脱除技术，表明我国已在此领域有了较大突破，投资和运行成本均有较大幅度的降低，理论上可实现90%以上的脱硫效率与50%以上的脱硝效率，虽然仍存在较多实际问题，如运行稳定性等，但此法作为目前唯一在国内具备成功应用案例的协同治理工艺，随着进一步的摸索改进，可作为一种较适用的治理技术。

对于有色炉窑来说，活性焦脱硫脱硝一体化技术的优势在于，不存在重金属氧化物使催化剂中毒问题。脱硝过程位于收尘和脱硫之后，对冶炼、收尘和脱硫过程没有影响。不利之处在于采用活性焦脱硫脱硝反应效率都不高，更适合处理NOx浓度300～500mg/m3，含SO2浓度1000～3000mg/m3的烟气，否则一次性投资和运行成本会大大增加。而有色冶炼烟气含SO2浓度都普遍偏高。太钢公司的450耐烧结机组采用日本的活性焦脱硫脱硝一体化技术。烟气中初始NOx浓度约300mg/m3、SO2浓度约820mg/m3；出口NOx浓度约180mg/m3，SO2浓度约35mg/m3。其脱硝效率达到33%，脱硫效率达到95%。

2.2.2 臭氧氧化脱硝技术

氧化吸收脱硝法以臭氧为氧化剂将烟气中不易溶于水的NO氧化成NO2或更高价的氮氧化物，然后以相应的吸收液（水、碱溶液、酸溶液或金属络合物溶液等）对烟气进行喷淋洗涤，使气相中的氮氧化物转移到液相中，实现烟气的脱硝处理。

全套臭氧氧化脱硝工艺系统简单，容易在原有脱硫塔基础上改造并实现脱硫脱硝同时进行，脱硝效率高（可达90%以上）。根据烟气中氮氧化物的实时监测，可实现氧化剂（臭氧）投加量的精确控制，使系统的运行效率不受锅炉运行状态影响。系统运行温度低，可实现低温脱硝处理。系统运行效率不随运行时间增加而下降，大大减少脱硝系统的停机检修时间。臭氧的氧化能力也能实现对烟气中其它有害成分（如汞）的氧化脱除，能满足将来越来越严格的环保要求。目前，该技术开始在国内石化行业应用，其脱硝效率一般大于85%，可达90%以上。NO排放浓度可达20mg/m3以下，100万m3/h工程投资大致为5000万元左右，运行成本一般低于16元（每公斤NO）。该技术成熟稳定、运行简单和脱硝效率高，且可以运用于温度较低的烟气脱硝中，以及燃煤电站锅炉烟气深度脱硝。

“十一五”以来，在国家相关科技计划的资助下，我国在臭氧发生器放电结构和放电介质的设计研究、大功率变频谐振电源与臭氧发生器的参数研究、整体结构和放电管模块化结构的图纸设计研究、冷却系统、检测系统、PLC控制系统的研究设计以及臭氧发生系统的可靠性分析等方面取得重要进展，大幅提高了大型臭氧发生器的制造水平，使装置具有高效率、低能耗、体积小、寿命长、运行稳定可靠和价格低等显著优点。

2.2.3 氨法脱硫技术

氨法烟气脱硫技术具有脱硫效率高、无二次污染和可资源化回收等特点，满足循环经济要求等优势。其主要原理是以氨基物质（液氨、氨水、碳铵和尿素等）作吸收剂。在吸收塔内，吸收液与烟气充分接触混合，烟气中的SO2与吸收液中的氨进行化学反应而被脱除，吸收产物被鼓入的空气氧化后最终生成脱硫副产物硫酸铵，硫酸铵经干燥和包装后，得到水分＜1%的商品硫酸铵。

国际上，氨法脱硫于20世纪70年代首次应用。在我国，氨法脱硫技术首先用于硫酸行业，主要用于制酸尾气的吸收治理。在烟气脱硫领域，氨法的发展较迟。近年来，随着合成氨工业的不断发展以及氨法脱硫工艺自身的不断改进和完善，我国氨法脱硫技术取得了较快的发展，在氨逃逸控制、高硫煤的脱硫效率、氨的回收利用率等多方面实现突破，并已建成工程案例。

该技术的脱硫效率一般为95%～99.5%，能保证出口SO2浓度在50mg/Nm3以下，单位投资为150～200元/kW，运行成本一般低于0.01元/kW•h。该技术成熟稳定、脱硫效率高且投资及运行费用适中，装置设备占地面积小。适用于燃煤锅炉烟气脱硫。该技术燃煤硫分适应强，可用于0.3%～8%甚至更高的硫分燃煤，且应用于中、高硫煤时经济性更加突出，煤的含硫量越高，副产品硫酸铵产量越大，脱除单位SO2的运行费用越低。同时锅炉也因为使用中、高硫煤使得成本降低。环保效益和经济效益一举两得。