脫硫脫硝行業技術發展綜述

趙雪，程茜，侯俊先

（中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

1 脫硫脫硝行業技術發展情況

1.1 電力行業脫硫脫硝技術發展情況

1.1.1 主要SO2超低排放控制技術

根據《燃煤電廠超低排放煙氣治理工程技術規范（征求意見稿）》標準中針對超低排放的要求，基于傳統的石灰石-石膏濕法脫硫工藝，不斷有新技術發展來提升脫硫效率。在采取增加噴淋層、利用流場均化技術、采用高效霧化噴嘴、性能增效環或增加噴淋密度等措施，提高傳統空塔噴淋技術脫硫性能的基礎上，石灰石-石膏濕法脫硫工藝又出現了pH值分區脫硫技術、復合塔脫硫技術等。

pH值分區脫硫技術是通過加裝隔離體、漿液池等方式對漿液實現物理分區或依賴漿液自身特點（流動方向、密度等）形成自然分區，以達到對漿液pH值的分區控制，完成煙氣SO2的高效吸收。目前工程應用中較為廣泛的pH值分區脫硫技術包括單/雙塔雙循環、單塔雙區、塔外漿液箱pH值分區等。復合塔脫硫技術是在吸收塔內部加裝托盤或湍流器等強化氣液傳質組件，煙氣通過持液層時氣液固三相傳質速率得以大幅提高，進而完成煙氣SO2的高效吸收。目前工程應用中較為廣泛的復合塔脫硫技術有托盤塔和旋匯耦合等。此外，基于其各自的工藝特點，海水脫硫、循環流化床脫硫及氨法脫硫工藝等在濱海電廠、循環流化床鍋爐二級脫硫、化工自備電站等領域超低排放工程中也有一定的應用。

1.1.1.1 石灰石-石膏濕法脫硫

（1）單、雙塔雙循環脫硫

單塔雙循環技術最早源自德國諾爾公司，該技術與常規石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝相比，除吸收塔系統有明顯區別外，其它系統配置基本相同。該技術實際上是相當于煙氣通過了兩次SO2脫除過程，經過了兩級漿液循環，兩級循環分別設有獨立的循環漿池，噴淋層，根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。煙氣首先經過一級循環，此級循環的脫硫效率一般在30%～70%，循環漿液pH控制在4.5～5.3，漿液停留時間約4min，此級循環的主要功能是保證優異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結晶時間。經過一級循環的煙氣進入二級循環，此級循環實現主要的洗滌吸收過程，由于不用考慮氧化結晶的問題，所以pH可以控制在非常高的水平，達到5.8～6.2，這樣可以大大降低循環漿液量，從而達到很高的脫硫效率。

國內首臺單塔雙循環機組廣東省廣州恒運電廠于2014年7月順利實現投產，2015年8月在百萬千瓦機組——國電浙江北侖電廠2臺100萬千瓦機組6號脫硫系統中首次得以應用。雙塔雙循環技術采用了兩塔串聯工藝，對于改造工程，可充分利用原有脫硫設備設施。原有煙氣系統、吸收塔系統、石膏一級脫水系統、氧化空氣系統等采用單元制配置，原有吸收塔保留不動，新增一座吸收塔，亦采用逆流噴淋空塔設計方案，增設循環泵和噴淋層，并預留有1層噴淋層的安裝位置；新增一套強制氧化空氣系統，石膏脫水-石灰石粉儲存制漿系統等系統相應進行升級改造，雙塔雙循環技術可以較大提高SO2脫除能力，但對兩個吸收塔控制要求較高，適用于場地充裕，含硫量增加幅度的中、高硫煤增容改造項目。

（2）單塔雙區脫硫

單塔雙區技術通過在吸收塔漿池中設置分區調節器，結合射流攪拌技術控制漿液的無序混合，通過石灰石供漿加入點的合理設置，可以在單一吸收塔的漿池內形成上下部兩個不同的pH值分區：上部低值區有利于氧化結晶，下部高值區有利于噴淋吸收，但沒有采用如雙循環技術等一樣的物理隔離強制分區的形式。同時，其在噴淋吸收區會設置多孔性分布器（均流篩板），起到煙氣均流及持液，達到強化傳質進一步提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的功效。單塔雙區技術可以較大提高SO2脫除能力，且無需額外增加塔外漿池或二級吸收塔的布置場地，且無串聯塔技術中水平衡控制難的問題。目前有8臺百萬千瓦機組、37臺60萬千瓦機組煙氣脫硫中應用單塔雙區技術。

1）塔外漿液箱pH值分區脫硫

塔外漿液箱pH值分區技術是利用高pH有利于SO2的吸收、低pH有利于石膏漿液的氧化結晶的理論機理，在吸收塔附近設置獨立的塔外漿液箱，通過管道與吸收塔對應部位相連，塔外漿液箱所連的循環泵對應的噴淋層位于噴淋區域上部。塔外與塔內的漿液分別對應一級、二級噴淋，實現了下層噴淋漿液和上層噴淋漿液的物理強制pH值分區。

常規條件下，只需對吸收塔內的漿液pH值進行調節，控制塔內漿池的強制氧化程度，相應提高塔外漿液箱的漿液pH值，形成塔外漿液與塔內漿池的雙pH值調控區間，強化二級噴淋的高pH值對SO2的深度吸收，大幅提高了脫硫效率。同時，其也在噴淋吸收區設置托盤（均流篩板），起到煙氣均流及持液，達到強化傳質進一步提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的功效。塔外漿液箱pH值分區工藝原理與單塔雙區較為相似，主要區別即在于以物理隔離方式實現pH值分區。浙能濱海電廠2×300MW機組、浙能樂清電廠2×660MW機組等數個項目均采用該技術實現了SO2的超低排放。

2）旋匯耦合脫硫

旋匯耦合技術主要利用氣體動力學原理，通過特制的旋匯耦合裝置（湍流器）產生氣液旋轉翻騰的湍流空間，利于氣液固三相充分接觸，大大降低了氣液膜傳質阻力，提高了傳質速率，從而達到提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的目的，隨后煙氣經過高效噴淋吸收區完成SO2吸收脫除。旋匯耦合技術配合使用管束式除塵除霧器，利用凝聚、捕集等原理，在煙氣高速湍流、劇烈混合、旋轉運動的過程中，能夠將煙氣中攜帶的霧滴和粉塵顆粒有效脫除，一定條件下實現吸收塔出口顆粒物低于5mg/m3，霧滴排放值不大于25mg/m3。大唐托克托電廠8×600MW電廠、重慶石柱2×350MW電廠（入口設計SO211,627mg/m3）等項目全部采用該技術，目前我國應用該技術的脫硫機組超過百臺，其中百萬級機組有近20臺的應用業績。

3）雙托盤脫硫

雙托盤脫硫技術是在脫硫塔內配套噴淋層及對應的循環泵條件下，在吸收塔噴淋層的下部設置兩層托盤，在托盤上形成二次持液層，當煙氣通過托盤時氣液充分接觸，托盤上方湍流激烈，強化了SO2向漿液的傳質和粉塵的洗滌捕捉，托盤上部噴淋層通過調整噴淋密度及霧化效果，完成漿液對SO2的高效吸收脫除。浙能嘉華電廠2×1000MW機組脫硫改造、華能長興電廠2×660MW新建機組等數十個項目均采用該技術實現了SO2的超低排放。

1.1.1.2 煙氣循環流化床法脫硫

煙氣循環流化床脫硫技術是以循環流化床原理為反應基礎的煙氣脫硫除塵一體化技術。針對超低排放，主要是通過提高鈣硫摩爾比、加強氣流均布、延長煙氣反應時間、改進工藝水加入和提高吸收劑消化等措施進行了一定的改進，同時基于煙塵超低排放的需要，對脫硫除塵器的濾料選擇也提出了更高的要求。循環流化床鍋爐爐內脫硫后飛灰中含有大量未反應的CaO且SO2濃度較低，因此煙氣循環流化床法脫硫工藝主要以爐后脫硫方式，在山西國金、華電永安等十余臺300MW級循環流化床鍋爐項目上實現了SO2和顆粒物超低排放。同時，也在鄭州榮齊熱電等個別200MW級特低硫煤機組煤粉爐項目上，實現了SO2和顆粒物超低排放。

1.1.1.3 氨法脫硫

氨法脫硫是資源回收型環保工藝。針對超低排放，主要是通過增加噴淋層以提高液氣比、加裝塔盤強化氣流均布傳質等措施進行了一定的改進。氨法脫硫對吸收劑來源、周圍環境等有較嚴格的要求，在寧波萬華化工自備熱電5號機組、遼陽國成熱電等數個100MW級（以鍋爐煙氣量計）化工企業自備電站項目上實現了SO2的超低排放。

1.1.2 主要NOx超低排放控制技術

燃煤火電廠NOx控制技術主要有兩類：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術。煙氣脫硝技術主要有SCR、SNCR和SNCR/SCR聯合脫硝技術等。

（1）低氮燃燒技術

低氮燃燒技術是通過降低反應區內氧的濃度、縮短燃料在高溫區內的停留時間、控制燃燒區溫度等方法，從源頭控制NOx生成量。目前，低氮燃燒技術主要包括低過量空氣技術、空氣分級燃燒、煙氣循環、減少空氣預熱和燃料分級燃燒等技術。該類技術已在燃煤火電廠NOx排放控制中得到了較多的應用。目前已開發出第三代低氮燃燒技術，在600M～1000MW超超臨界和超臨界鍋爐中均有應用，NOx濃度在170～240mg/m3。低氮燃燒技術具有使用簡單、投資較低、運行費用較低的特點，但受煤質、燃燒條件限制，易導致鍋爐中飛灰的含碳量上升而降低鍋爐效率；若運行控制不當，會出現爐內結渣、水冷壁腐蝕等現象，影響鍋爐運行的穩定性；在減少NOx生成方面的差異也較大。

（2）NOx脫除技術

SCR脫硝技術是目前世界上最成熟，實用業績最多的一種煙氣脫硝工藝，其采用NH3作為還原劑，將空氣稀釋后的NH3噴入到300℃～420℃的煙氣中，與煙氣均勻混合后通過布置有催化劑的SCR反應器，煙氣中的NOx與NH3在催化劑的作用下發生選擇性催化還原反應，生成無污染的N2和H2O。該技術自二十世紀90年代末從國外引進，現在我國火電行業已得到廣泛應用，并在工藝設計和工程應用等多方面取得突破，業界已開發出高效SCR脫硝技術，以應對日益嚴格的環保排放標準。目前SCR脫硝技術已應用于不同容量機組，該技術的脫硝效率一般為80%～90%，結合鍋爐低氮燃燒技術后可實現機組NOx排放濃度小于50mg/m3。SCR技術在高效脫硝的同時也存在以下問題：鍋爐啟、停機及低負荷時，煙氣溫度達不到催化劑運行的溫度要求，導致SCR脫硝系統無法投運；氨逃逸和SO3的產生導致硫酸氫氨生成，進而導致催化劑和空預器堵塞；還有廢棄催化劑的處置難題；采用液氨做還原劑時的安全防護等級要求較高；氨逃逸引起的二次污染等。

SNCR脫硝技術在鍋爐爐膛上部煙溫850℃～1150℃區域噴入還原劑（氨或尿素），使NOx還原為水和N2。SNCR脫硝效率一般在30%～70%，氨逃逸一般大于3.8mg/m3，NH3/NOx摩爾比一般大于1。SNCR技術的優點在于不需要昂貴的催化劑，反應系統比SCR工藝簡單，脫硝系統阻力較小、運行電耗低。但存在鍋爐運行工況波動易導致爐內溫度場、速度場分布不均勻，脫硝效率不穩定；氨逃逸量較大，導致下游設備產生堵塞和腐蝕等問題。國內最早在江蘇闞山電廠、江蘇利港電廠等大型煤粉爐上應用SNCR，隨后在各種容量的循環流化床鍋爐和中小型煤粉爐得到大量應用，目前在300MW及以上新建煤粉鍋爐應用很少。工程實踐表明，煤粉爐SNCR脫硝效率一般在30%～50%，結合鍋爐采用的低氮燃燒技術也很難實現機組NOx超低排放；循環流化床鍋爐配置SNCR效率一般在60%以上（最高可達80%），主要原因是循環流化床鍋爐尾部旋風分離器提供了良好的脫硝反應溫度和混合條件，因此結合循環流化床鍋爐低NOx的排放特性，可以在一定條件下實現機組的NOx超低排放。

SNCR/SCR聯合脫硝工藝，主要是針對場地空間有限的循環流化床鍋爐NOx治理而發展來的新型高效脫硝技術。SNCR宜布置于爐膛最佳溫度區間，SCR脫硝催化劑宜布置在上下省煤器之間。利用在前端SNCR系統噴入的適當過量的還原劑，在后端SCR系統催化劑的作用下進一步將煙氣中的NOx還原，以保證機組NOx排放達標。與SCR脫硝技術相比，SNCR/SCR聯合脫硝技術中的SCR反應器一般較小，催化劑層數較少，且一般不再噴氨，而是利用SNCR的逃逸氨進行脫硝，適用于部分NOx生成濃度較高、僅采用SNCR技術無法穩定達到超低排放的循環流化床鍋爐，以及受空間限制無法加裝大量催化劑的現役中小型鍋爐改造。但該技術對噴氨精確度要求較高，在保證脫硝效率的同時需要考慮氨逃逸泄漏對下游設備的堵塞和腐蝕。該技術應用于高灰分煤及循環流化床鍋爐時，需注意催化劑的磨損。

政策倒逼技術的進步，近年來我國在催化劑原料生產、配方開發、國情及工況適應性等方面均取得了很大進步，如高灰分耐磨催化劑技術、無釩催化劑、反應器流場優化技術等均得到成功應用和推廣；同時對硝汞協同控制催化劑功能拓展、失活催化劑再生、廢棄催化劑回收等方面也取得了一定突破。

1.1.3 主要顆粒物超低排放控制技術

隨著《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）和《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》（發改能源〔2014〕2093號）的發布執行，我國除塵器行業在技術創新方面成效顯著，一系列新技術在實踐應用中取得了良好的業績。除濕式電除塵外，低低溫電除塵、高頻電源供電電除塵、超凈電袋復合除塵、袋式除塵等技術也得到快速發展和廣泛應用，另外旋轉電極電除塵、粉塵凝聚技術、煙氣調質、隔離振打、分區斷電振打、脈沖電源、三相電源供電等一批新型電除塵技術也已在一些電廠中得到應用。

（1）低低溫電除塵

低低溫電除塵技術是從電除塵器及濕法煙氣脫硫工藝演變而來，在日本已有近20年的應用歷史。三菱重工于1997年開始在大型燃煤火電機組中推廣應用基于管式氣氣換熱裝置、使煙氣溫度在90℃左右運行的低低溫電除塵技術，已有超6500MW的業績，在三菱重工的煙氣處理系統中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度均小于30mg/m3，SO3濃度大部分低于3.57mg/m3，濕法脫硫出口顆粒物濃度可達5mg/m3以下，濕式電除塵器出口顆粒物濃度可達1mg/m3以下。目前日本多家電除塵器制造廠家均擁有低低溫電除塵技術的工程應用案例，據不完全統計，日本配套機組容量累計已超5000MW，主要廠家有三菱重工（MHI）、石川島播磨（IHI）、日立（Hitachi）等。

低低溫電除塵技術是通過低溫省煤器或熱媒體氣氣換熱裝置（MGGH）降低電除塵器入口煙氣溫度至酸露點溫度以下（一般在90℃左右），使煙氣中的大部分SO3在低溫省煤器或MGGH中冷凝形成硫酸霧，黏附在粉塵上并被堿性物質中和，大幅降低粉塵的比電阻，避免反電暈現象，從而提高除塵效率，同時去除大部分的SO3，當采用低溫省煤器時還可降低機組煤耗。

國外低低溫電除塵技術已有近20年的應用歷史，投運業績超過20家電廠，機組容量累計超15,000MW，國外投運情況為低低溫電除塵技術的國內應用提供了借鑒。福建大唐寧德電廠2×600MW燃煤發電機組是國內首個采用低低溫電除塵技術進行改造的電廠，目前低低溫電除塵技術在華能長興電廠2×660MW、臺州第二發電廠2×1000MW等數十臺機組上已經得到應用，運行效果良好。

（2）高頻電源電除塵

高頻電源作為新型高壓電源，除具備傳統電源的功能外，還具有高除塵效率、高功率因數、節約能耗、體積小、結構緊湊等突出優點，同時具備直流和間歇脈沖供電等兩種以上優越供電性能和完善的保護功能等特點，已成為《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）實施后電力行業中最主要的電除塵器供電電源。

大量工程實例證明，高頻電源工作在純直流方式下，可以大大提高粉塵荷電量，提高除塵效率；應用于高粉塵濃度的電場，可以提高電場的工作電壓和荷電電流。特別是在電除塵器入口粉塵濃度高于30g/m3和高電場風速（大于1.1m/s）時，應優先考慮在第一電場配套應用高頻高壓電源；當粉塵比電阻比較高時，電除塵器后級電場選用高頻電源，應用間歇脈沖供電工作方式以克服反電暈，提高除塵效率并節能；在以提效節能為主要目的應用中，可在整臺電除塵器配置高頻電源，并同時應用斷電（減功率）振打等新控制系統，實現提效與節能的最大化。

經過幾年的發展，高頻電源已經作為電除塵供電電源的主流產品在工程中廣泛應用，產品容量從32～160kW，電流從0.4～2.0A，電壓從50～80kV，已形成系列化設計，并在大批百萬千瓦機組電除塵器中應用。

（3）濕式電除塵器

濕式電除塵器具有除塵效率高、克服高比電阻產生的反電暈現象、無運動部件、無二次揚塵、運行穩定、壓力損失小、操作簡單、能耗低、維護費用低、生產停工期短、可工作于煙氣露點溫度以下、由于結構緊湊而可與其它煙氣治理設備相互結合、設計形式多樣化等優點。同時，其采用液體沖刷集塵極表面來進行清灰，可有效收集細顆粒物（一次PM2.5）、SO3氣溶膠、重金屬（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有機污染物（多環芳烴、二英）等，協同治理能力強。使用濕式電除塵器后，顆粒物排放可達5mg/m3以下。在燃煤電廠濕法脫硫之后使用，還可解決濕法脫硫帶來的“石膏雨”、藍煙、酸霧等問題，緩解下游煙道、煙囪的腐蝕，節約防腐成本。

初期投運的超低排放煤電機組，普遍在濕法脫硫系統后加裝濕式電除塵器，濕式電除塵器目前已成為應對PM2.5及多種污染物協同治理的主要終端處理設備之一，在各種容量機組中均有大量應用。

（4）電袋復合除塵器

電袋復合除塵器是指在一個箱體內緊湊安裝電場區和濾袋區，將電除塵的荷電除塵及袋除塵的過濾攔截有機結合的一種新型高效除塵器，按照結構可分為整體式電袋復合除塵器、嵌入式電袋復合除塵器和分體式電袋除塵器。它具有長期穩定的低排放、運行阻力低、濾袋使用壽命長、運行維護費用低、適用范圍廣及經濟性好的優點，出口煙塵濃度可達10mg/m3以下。

整體式電袋復合除塵器被快速推廣應用到燃煤鍋爐煙塵治理上，最大應用單機容量為1000MW機組，共12臺，其中新密電廠100萬千瓦機組電袋是迄今為止世界上首臺投運的最大型電袋復合除塵器。目前，已投運的電袋復合除塵器超過350臺，配套應用總裝機容量已突破20萬MW，實測除塵器出口煙塵濃度4～30mg/m3，其中低于20mg/m3的占50%以上；運行阻力560～1100Pa，平均852Pa；95%的項目濾袋壽命大于4年。其中部分項目實現了出口煙塵濃度5mg/m3以下，如珠海電廠2×700MW機組，除塵器出口煙塵濃度分別為2.55mg/m3、3.15mg/m3。

（5）袋式除塵器

袋式除塵技術是通過利用纖維編織物制作的袋狀過濾元件，來捕集含塵氣體中的固體顆粒物，達到氣固分離的目的，其過濾機理是慣性效應、攔截效應、擴散效應和靜電效應的協同作用。袋式除塵器具有長期穩定的高效率低排放、運行維護簡單、煤種適用范圍廣的優點，出口煙塵濃度可達10mg/m3以下。電力行業最常用的袋式除塵器按清灰方式可分為低壓回轉脈沖噴吹袋式除塵器和中壓脈沖噴吹袋式除塵器。隨著火力發電污染物排放標準的日趨嚴格，袋式除塵器在濾料、清灰方式等方面均有改進，尤其是濾料在強度、耐溫、耐磨以及耐腐蝕等方面綜合性能有大幅度提高，袋式除塵器已成為電力環保煙塵治理的主流除塵設備，并且應用規模逐年穩定增長。

我國袋式除塵器通過不斷的結構改進、技術創新和工程實踐總結，逐步改善了運行阻力大、濾袋壽命短的問題，可實現出口煙塵濃度低于30mg/m3甚至在10mg/m3以下，運行阻力小于1500Pa，濾袋壽命大于3年。自2001年大型袋式除塵器在內蒙古豐泰電廠200MW機組成功應用以來，近十余年，袋式除塵器在我國電力燃煤機組中得到了大量推廣應用，最大配套單機容量600MW，據不完全統計，累計配套總裝機容量逾8萬MW，成為電力行業主要除塵技術之一。

1.2 非電行業脫硫脫硝技術發展情況

目前在非電行業中，10t/h以下的工業鍋爐基本沒有脫硫設施，根據各地方工業鍋爐污染物防治政策，該部分極小型鍋爐會逐步關停拆除。煙氣脫硫主要集中分布在65t/h以上的鍋爐部分。蒸發量大于等于20t/h（14MW）的燃煤工業鍋爐或蒸發量小于400t/h的燃煤熱電鍋爐以及相當煙氣量爐窯的新建、改建和擴建濕法煙氣脫硫工程主要采用濕法脫硫工藝，包括石灰石-石膏法、氧化鎂法、氨法、鈉堿法、雙堿法等，設計脫硫效率不小于90%。對于65t/h以下的工業鍋爐，在保證脫硫效率不低于80%的情況下，綜合考慮設備投入和運行成本，可選用旋轉噴霧干燥法、循環流化床煙氣脫硫等半干法脫硫技術以及活性焦/炭吸附法等干法脫硫技術。非電行業環保改造可直接沿用火電行業燃煤機組脫硫脫硝技術，無需或只需較少改動。主要脫硫技術如下：

（1）濕法脫硫技術

采用石灰石、石灰等作為脫硫吸收劑，在吸收塔內，吸收劑漿液與煙氣充分接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣（或氫氧化鈣）以及鼓入的氧化空氣進行化學反應從而被脫除，最終脫硫副產物為石膏。該技術的脫硫效率一般大于95%，可達98%以上。SO2排放濃度一般小于100mg/m3，可達50mg/m3以下。單位投資約為150～250元/kW或15萬～25萬元/m2燒結面積。運行成本一般低于0.015元/kW·h。

（2）氨法脫硫技術

尤其適用于自有氨源的化工行業。采用一定濃度的氨水（NH3·H2O）或液氨作為吸收劑，在一個結構緊湊的吸收塔內洗滌煙氣中的SO2達到煙氣凈化的目的。形成的脫硫副產品是可作農用肥的硫酸銨，不產生廢水和其它廢物，脫硫效率保持在95%～99.5%，可保證出口SO2濃度在50mg/Nm3以下；單位投資約為150～200元/kW；運行成本一般低于0.01元/kW·h。

（3）活性焦/炭吸附法

在一定溫度條件下，活性焦/炭吸附煙氣中的SO2、氧和水蒸汽，在活性焦/炭表面活性點的催化作用下，SO2氧化為SO3，SO3與水蒸汽反應生成硫酸，吸附在活性焦的表面。采用活性焦/炭的干法煙氣脫硫技術，其脫硫效率高，脫硫過程不用水，無廢水、廢渣等二次污染問題。

（4）干法/半干法脫硫

半干法是把脫硫過程和脫硫產物處理分別采用不同的狀態反應，特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，既有濕法脫硫工藝反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法脫硫工藝無廢水廢液排放、在干狀態下處理脫硫產物的優勢。

由于運行負荷變化較大，爐內工況較為復雜，燃煤工業鍋爐煙氣NOx的控制存在一些困難。同時，大多數燃煤工業鍋爐都沒有預留改造空間，改造場地較為緊張，增加了NOx治理工程的難度。目前，在京津冀等執行特別排放限值的地區，鼓勵優先采用低氮燃燒技術、脫硫脫硝除塵一體化控制技術，如果仍不能達標，采用尾端治理技術。在工業鍋爐尾端治理技術中，應用較多的是SCR脫硝技術、SNCR脫硝技術、臭氧氧化脫硝技術以及上述各技術的組合。主要脫硝技術簡介如下：

1）SNCR脫硝技術

以氨或者尿素為還原劑，將還原劑噴入煙氣中，然后還原劑與氮氧化物發生反應，生成氮氣和水，在合適的溫度范圍內，脫硝效率可超過60%。當進口煙氣NOx濃度在350mg/Nm3以內，出口煙氣NOx濃度可以實現100mg/Nm3。投資費用比同等條件下SCR低60%左右。

2）SCR脫硝技術

采用選擇性催化還原法，以氨為還原劑、利用商用或自主開發的新型脫硝催化劑，將煙氣中的NOx還原為氮氣。該技術的脫硝效率一般大于80%。

3）臭氧氧化脫硝技術

以臭氧為氧化劑將煙氣中不易溶于水的NO氧化成更高價的氮氧化物，然后以相應的吸收液對煙氣進行噴淋洗滌，實現煙氣的脫硝處理。該技術的脫硝效率高（90%），對煙氣溫度沒有要求，可作為其它脫硝技術的補充，達到深度脫硝。

2 脫硫脫硝行業新技術開發與應用

2.1 電力行業

2.1.1 脫除燃煤煙氣中SO3

燃煤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。

2018年2月28日，杭州市發布《鍋爐大氣污染物排放標準（征求意見稿）》。其中對SO3提出了具體排放限值，自標準實施之日起，新建燃煤熱電鍋爐及65t/h以上燃煤鍋爐SO3執行5mg/m3限值，現有鍋爐自2020年7月1日起也執行上述標準。隨著環保標準日趨嚴格，各地政府對燃煤電廠SO3的管控正逐漸提上日程。

目前，SO3有效去除的手段包括低低溫電除塵器、濕式電除塵和堿基噴吹技術。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它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），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，減緩空預器堵塞和腐蝕，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。

國內絕大部分燃煤火電廠并未安裝專門脫除SO3的環保設施，由于硫酸霧極易吸附在煙塵顆粒表面，因此對于燃煤火電企業超低排放改造來說，在改造時可以統籌考慮SO3和煙塵的協同脫除。目前有兩種改造方式都可以達到較好的SO3脫除效果：以低低溫電除塵器為主的協同控制方式和環保設施末端加裝濕式電除塵器。燃煤火電廠可以根據燃煤煤質、場地條件、改造費用和廢水處理方式等選擇合適的改造工藝。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、低成本脫除SO3及其資源化利用是未來重要發展方向。

2.1.2 發展低成本、高效率脫硫廢水零排放技術

石灰石-石膏濕法是目前國內大型燃煤電廠鍋爐煙氣脫硫的主流技術，為控制脫硫漿液中Cl-濃度或平衡其他離子濃度，必須定期排出部分經過石膏水力旋流站濃縮所得的溢流液，即脫硫廢水，因廢水中含有煙氣中吸收過來并逐步濃縮的大量溶解鹽、固體懸浮物及少量氟離子、重金屬離子等有害污染物，不能直接排放。據中國能源報報道，目前國內只有少數火電廠真正實現脫硫廢水零排放，真正實施“零排放”技術的只有20余家燃煤電廠。

目前脫硫廢水的處理方法主要是通過加藥凝聚澄清去除固體懸浮物、氟離子、重金屬離子等有害污染物、調整pH、降低COD。這種常規脫硫廢水處理方法的處理效果有限，但由于環境排放標準、技術處理手段、投資等多方面的因素，目前的脫硫廢水處理未對廢水中的大量溶解鹽含量進行處理。不降低含鹽量的外排脫硫廢水對水體的直接危害將更加嚴重。隨著《水污染防治行動計劃》的頒布和可預期新的水污染排放標準的提高，高含鹽含氨（脫硝逃逸氨）的脫硫廢水零排放將會日益緊迫。

目前，我國脫硫廢水零排放技術仍處于廣泛研究與初步應用探索階段。現有零排放技術的投資成本普遍較高且運行費用較大。如何組合現有工藝，揚長避短，實現低成本脫硫廢水零排放，提高廢水和礦物鹽的綜合利用率，將是今后脫硫廢水零排放研究的重點。目前燃煤電廠脫硫廢水零排放系統設計關鍵在于如何針對一廠一水的特質進行充分數據摸底、小試分析，并充分考慮以上各單元工藝本身對水質的邊界要求，做到科學合理、嚴謹周詳；此外，結合電廠實際經濟條件以及結晶鹽處理處置規定等，在實現廢水零排放的同時，不給電廠及周邊帶來新增環保和經濟壓力。

2018年3月30日，國家能源投資集團股份有限公司在江蘇泰州對泰州電廠2號機（1000MW）的低成本脫硫廢水零排放的整套工藝流程和核心設備組織了驗收會。北京國電龍源環保工程有限公司創新性地提出了低品位余熱濃縮、高品位熱源干燥的技術路線，系統簡潔、工藝合理、運行可靠，實現了低成本廢水零排放，該項目已通過驗收。

2.1.3 開發（超）高硫煤煙氣超低排放技術

我國煤種的硫分變化范圍較大，從0.1%到10%都有。從總體上看，我國屬于高硫煤儲量較多的國家，據統計，我國煤炭資源中有大約30%的煤硫分含量在2%以上，尤其西南地區有些煤田含硫量高達10%。對于（超）高硫分高灰分燃煤機組，現有的超低排放技術主要存在以下問題：1）漿液的pH值波動幅度大，難以控制；2）中間產物—亞硫酸鈣的氧化效果差，石膏結晶困難；3）吸收塔內的流場均勻性對于脫硫效率的影響大；4）實現達標排放所需的液氣比很大，能耗高；5）達不到超低排放要求。針對高硫分高灰分燃煤機組超低排放難題，可在現有超低排放技術的基礎上，采用多級洗滌工藝方案，實現煙氣中污染物的高效脫除，保證超高硫分高灰分燃煤機組實現超低排放。其主要原理是通過采用漿液分區多級洗滌的方式進一步提高脫硫效率，其中采用低pH值的漿液對煙氣進行一次洗滌，脫除煙氣中大部分的SO2，同時在該低pH區內實現高效氧化。其次采用高pH值的漿液對煙氣進行二次洗滌，達到高效脫硫的要求。

面對新的環保排放標準，中西部地區的（超）高硫分高灰分燃煤電廠將面臨超低排放的要求。對于（超）高硫分高灰分燃煤機組，目前國內外還沒有適用的超低排放技術。因此，開發一套適用于（超）高硫分高灰分燃煤機組的脫硫除塵超低排放技術，不僅可以消除已有高硫分高灰分燃煤電廠的超低排放壓力，而且能對未來火電廠廣泛使用成本較低的超高硫分高灰分燃煤提供技術保障，實現環境效益、經濟效益和社會效益的有機統一。

2.1.4 開發高效節能低負荷脫硝控制技術

SCR系統是目前大型火力發電鍋爐普遍采用的一種高效脫硝裝置，其催化劑的工作溫度受煙氣成分影響，要求通過SCR反應器的煙氣溫度應始終保持在300℃～420℃，否則脫硝系統無法正常工作。近年來隨著全社會用電量的下降，由于燃煤機組參與調峰，電網調度頻繁啟停機及低負荷運行情況越來越明顯，機組啟停機、低負荷運行時SCR入口煙溫低于催化劑正常工作溫度窗口而導致脫硝系統無法投運。同時，現代大容量燃煤鍋爐為提高鍋爐效率，普遍采用降低排煙溫度的措施來減少排煙熱損失。在低負荷條件下，煙氣溫度又隨著負荷的降低而進一步降低，造成低負荷時SCR入口煙氣的溫度已降至300℃以下，無法滿足脫硝系統的運行要求。

為實現低負荷脫硝，可通過省煤器改造來提高SCR入口煙氣溫度，滿足機組低負荷工況下SCR脫硝的正常運行。省煤器改造包括省煤器給水旁路改造、省煤器分級改造及省煤器煙氣旁路改造等三類，其目的均為降低省煤器內的換熱量，以達到提高省煤器出口煙氣溫度的目的，解決低負荷下SCR的投運問題。

低負荷煙氣脫硝超低排放同時需要進行脫硝系統前煙氣流場優化。直接沿用傳統SCR脫硝流場的計算方法和模擬計算方式進行超低排放工程的流場數值模擬計算，所得的流場參數與實際工程中的現實流場參數嚴重不符，脫硝效率難以達到煙氣脫硝超低排放標準，同時氨逃逸過多。采用物理建模方式計算SCR脫硝流場，并附以數值模擬進行計算，有望使煙氣速度偏差減小至8%以下、煙氣NOx濃度偏差減小至±2%以下，由此會使脫硝系統的脫硝效率提高至90%以上，氨逃逸嚴格控制在3ppm以下，因此，可成功達到煙氣脫硝的超低排放標準。

在日趨嚴格的環保政策限制下，實行低負荷脫硝是必行之路，各發電企業可根據自身的鍋爐設備布置、管道設計情況以及改造效果情況綜合考慮擇優選取適合本企業的改造方案。從而合理制定出燃煤機組SCR脫硝系統低負荷脫硝的控制對策，以減少污染物的排放。

2.1.5 治理燃煤電廠“有色煙羽”現象

目前，我國燃煤電廠脫硫設施90%以上機組均采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，該工藝可使煙氣溫度降低至45℃～55℃，這些低溫飽和濕煙氣直接經煙囪進入大氣環境，遇冷凝結成微小液滴，從而產生“有色煙羽”（濕煙羽）。雖然單純的“有色煙羽”對環境質量沒有影響，但影響環境感觀，有時甚至會被誤認為有毒、有害廢氣。濕煙氣凝結形成的微小水滴雖然危害不大，但會對周圍居民生活造成一定的困擾，生態環境管理部門也經常接到類似的投訴。因此，許多燃煤電廠把消除“有色煙羽”作為超低排放改造的重要內容之一。

“有色煙羽”治理技術可分為三大類：煙氣再熱技術、煙氣冷凝技術和煙氣冷凝再熱復合技術。煙氣再熱技術是當前應用最為廣泛的技術，結合時下煙氣超低排放及節能的要求，具有最廣闊的應用前景；煙氣冷凝技術對“有色煙羽”的治理亦有明顯的效果，且能實現多污染物聯合脫除。該技術目前在行業中的多數應用并不完全針對濕煙羽的治理，主要目的是減排、收水和節水，其技術指標未結合濕煙羽的消除來制定，但在客觀上已起到了濕煙羽治理的作用；冷凝再熱技術是煙氣加熱和煙氣冷凝技術的組合使用，綜合了加熱技術和冷凝技術的特點，對于濕煙羽治理有更寬廣的適用范圍。濕式電除塵器、除霧器、聲波除霧和煙囪收水環等技術雖然可以有效去除煙氣的凝結水，但由于煙氣凝結水在煙氣中水汽的占比十分有限，因此類似技術難以作為治理濕煙羽的主流技術，不能有效消除濕煙羽。

燃煤電廠的“有色煙羽”現象已經受到相關部門關注，政府陸續將燃煤鍋爐消除“有色煙羽”寫入地方環保標準，煙羽治理專利技術也在國內部分地區開始擴展。隨著燃煤電廠超低排放改造的推進，“有色煙羽”治理將成為燃煤電廠環保治理的重要工作之一。

2.1.6 建設智慧電力環保大數據平臺

在大數據和“互聯網+”大背景下，煤電煙氣污染控制數據與大數據互聯網充分結合將使煤電環保產生新的飛躍。煤電煙氣控制設備及系統經過長時間的運行，積累了大量的數據和經驗，通過模擬手段對煤電煙氣污染控制系統建立模型，將系統設計、運行參數、經營數據和市場政策變化信息充分利用，將為現有整個污染控制系統及單個設備提供快速的、合理的優化改造方案。還能提供技術創新指導、常見問題規避、環保型評估等標準模塊化服務。

電力環保大數據平臺圍繞火電廠環保設施運營管理業務，嘗試通過大數據分析技術解決運行優化、故障診斷、業務知識在線檢索與問答等問題。可通過對脫硫脫硝系統歷史數據的采集分析，運用人工智能技術，學習過往及現行的脫硫脫硝節能調節處理流程，通過智能機器學習和分析，提供脫硫脫硝運行最優工況，調整輔助建議，實現脫硫脫硝設備的智慧節能。例如，對脫硫物耗的優化，主要是減少石灰石耗量，通過控制石灰石漿液泵流量來實現。根據《電力環保大數據平臺開發及智能運用》介紹，以脫硫物耗優化的實現方法為例，首先提取脫硫裝置影響供漿流量的所有參數的歷史數據，涵蓋各種工況，經標準化清理，去除異常，導入平臺；采用大數據分類算法對數據按機組負荷、入口SO2濃度和出口SO2濃度等進行詳細分類和劃分工況；針對每一種工況查詢出最優值，并記錄形成優化運行庫；根據實時數據，在優化庫中匹配工況，以曲線等方式給出最優參考給漿流量。智能電網的實現的確需要大數據做支撐，電力環保大數據平臺將對環保產業的發展將會產生重要的影響。

2.2 非電行業

2.2.1 活性焦/炭脫硫脫硝一體化法

活性焦/炭協同凈化以物理-化學吸附和催化反應原理為基礎，能實現一體化脫硫、脫硝、脫重金屬及除塵的煙氣集成深度凈化，SO2被氧化成SO3后制成硫酸，氮氧化物則在還原劑NH3的氣氛下，經由催化作用生成無害的N2和H2O，其脫硝反應溫度不低于100℃，且脫硝過程在脫硫過程之后。反應溫度要求脫硫必須采用干法，因此形成活性焦脫硫脫硝一體化技術。整個反應過程無廢水、廢渣排放，無二次污染。

活性焦脫硫脫硝一體化法已應用于鋼鐵燒結機的煙氣脫硫脫硝，是適應燒結煙氣脫硫和集成凈化的先進環保技術。從日本住友在太鋼450m2燒結機上興建的國內首套全進口活性焦協同凈化項目，到由上海克硫、中冶北方于江蘇永鋼2號450m2燒結機建成的首套有自主知識產權的活性焦一體化脫除技術，表明我國已在此領域有了較大突破，投資和運行成本均有較大幅度的降低，理論上可實現90%以上的脫硫效率與50%以上的脫硝效率，雖然仍存在較多實際問題，如運行穩定性等，但此法作為目前唯一在國內具備成功應用案例的協同治理工藝，隨著進一步的摸索改進，可作為一種較適用的治理技術。

對于有色爐窯來說，活性焦脫硫脫硝一體化技術的優勢在于，不存在重金屬氧化物使催化劑中毒問題。脫硝過程位于收塵和脫硫之后，對冶煉、收塵和脫硫過程沒有影響。不利之處在于采用活性焦脫硫脫硝反應效率都不高，更適合處理NOx濃度300～500mg/m3，含SO2濃度1000～3000mg/m3的煙氣，否則一次性投資和運行成本會大大增加。而有色冶煉煙氣含SO2濃度都普遍偏高。太鋼公司的450耐燒結機組采用日本的活性焦脫硫脫硝一體化技術。煙氣中初始NOx濃度約300mg/m3、SO2濃度約820mg/m3；出口NOx濃度約180mg/m3，SO2濃度約35mg/m3。其脫硝效率達到33%，脫硫效率達到95%。

2.2.2 臭氧氧化脫硝技術

氧化吸收脫硝法以臭氧為氧化劑將煙氣中不易溶于水的NO氧化成NO2或更高價的氮氧化物，然后以相應的吸收液（水、堿溶液、酸溶液或金屬絡合物溶液等）對煙氣進行噴淋洗滌，使氣相中的氮氧化物轉移到液相中，實現煙氣的脫硝處理。

全套臭氧氧化脫硝工藝系統簡單，容易在原有脫硫塔基礎上改造并實現脫硫脫硝同時進行，脫硝效率高（可達90%以上）。根據煙氣中氮氧化物的實時監測，可實現氧化劑（臭氧）投加量的精確控制，使系統的運行效率不受鍋爐運行狀態影響。系統運行溫度低，可實現低溫脫硝處理。系統運行效率不隨運行時間增加而下降，大大減少脫硝系統的停機檢修時間。臭氧的氧化能力也能實現對煙氣中其它有害成分（如汞）的氧化脫除，能滿足將來越來越嚴格的環保要求。目前，該技術開始在國內石化行業應用，其脫硝效率一般大于85%，可達90%以上。NO排放濃度可達20mg/m3以下，100萬m3/h工程投資大致為5000萬元左右，運行成本一般低于16元（每公斤NO）。該技術成熟穩定、運行簡單和脫硝效率高，且可以運用于溫度較低的煙氣脫硝中，以及燃煤電站鍋爐煙氣深度脫硝。

“十一五”以來，在國家相關科技計劃的資助下，我國在臭氧發生器放電結構和放電介質的設計研究、大功率變頻諧振電源與臭氧發生器的參數研究、整體結構和放電管模塊化結構的圖紙設計研究、冷卻系統、檢測系統、PLC控制系統的研究設計以及臭氧發生系統的可靠性分析等方面取得重要進展，大幅提高了大型臭氧發生器的制造水平，使裝置具有高效率、低能耗、體積小、壽命長、運行穩定可靠和價格低等顯著優點。

2.2.3 氨法脫硫技術

氨法煙氣脫硫技術具有脫硫效率高、無二次污染和可資源化回收等特點，滿足循環經濟要求等優勢。其主要原理是以氨基物質（液氨、氨水、碳銨和尿素等）作吸收劑。在吸收塔內，吸收液與煙氣充分接觸混合，煙氣中的SO2與吸收液中的氨進行化學反應而被脫除，吸收產物被鼓入的空氣氧化后最終生成脫硫副產物硫酸銨，硫酸銨經干燥和包裝后，得到水分＜1%的商品硫酸銨。

國際上，氨法脫硫于20世紀70年代首次應用。在我國，氨法脫硫技術首先用于硫酸行業，主要用于制酸尾氣的吸收治理。在煙氣脫硫領域，氨法的發展較遲。近年來，隨著合成氨工業的不斷發展以及氨法脫硫工藝自身的不斷改進和完善，我國氨法脫硫技術取得了較快的發展，在氨逃逸控制、高硫煤的脫硫效率、氨的回收利用率等多方面實現突破，并已建成工程案例。

該技術的脫硫效率一般為95%～99.5%，能保證出口SO2濃度在50mg/Nm3以下，單位投資為150～200元/kW，運行成本一般低于0.01元/kW?h。該技術成熟穩定、脫硫效率高且投資及運行費用適中，裝置設備占地面積小。適用于燃煤鍋爐煙氣脫硫。該技術燃煤硫分適應強，可用于0.3%～8%甚至更高的硫分燃煤，且應用于中、高硫煤時經濟性更加突出，煤的含硫量越高，副產品硫酸銨產量越大，脫除單位SO2的運行費用越低。同時鍋爐也因為使用中、高硫煤使得成本降低。環保效益和經濟效益一舉兩得。