在我国一次能源构成和消费中，煤炭所占的比例高达70%，其中燃煤电厂又是我国耗煤和二氧化硫及氮氧化物排放的大户。因此控制燃煤电厂排放的二氧化硫及氮氧化物，是目前我国大气污染控制领域最为紧迫的任务之一。

1、发展现状

    我国应用于火电厂脱硫的主导工艺技术基本上是从国外引进的成熟技术。在技术引进的同时，一部分有实力的企业开始走上技术消化吸收的创业道路，所开发的一批具有自主知识产权的技术已在脱硫工程应用。据不完全统计，全国已有约70%的火电机组安装了烟气脱硫装置，主要采用的是石灰石—石膏法脱硫工艺。其他脱硫工艺，如：烟气循环流化床法、海水脱硫法等工艺虽在脱硫工程中也有应用，但其数量与规模十分有限，难以满足火电厂“因地制宜、因炉制宜、因煤制宜”选择脱硫工艺的需要。脱硫工程是复杂的系统工程，配套设备种类繁多，目前除600 MW 及以上机组配套的大型除雾器、脱硫喷嘴、烟气挡板部分泵、阀等外，其它设备基本均可立足于国内生产制造。国产化需求带动了国内相关机电产品的开发和生产，新的产业链已初步形成。同时，还建立了适用于1 000 MW 及以下机组的数字模拟和物理模型的试验平台，锻炼和形成了一支专门从事脱硫工程产业化的队伍。目前已具备了承接1 000 MW 大型火电机组脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。

    脱硫脱硝一体化技术、选择性催化还原脱硝技术的研发已列为国家“863”高新技术产业化发展计划，并组织开展了“我国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究”。另据不完全统计，全国已有数家电厂已建成和正在建设以选择性催化还原烟气脱硝为主导技术的烟气脱硝装置。上述任务的完成必将使我国火电厂氮氧化物控制步入一个新的高度。

2、主要技术进展

2.1 烟气脱硫技术的进展

2.1.1 石灰石—石膏法烟气脱硫技术

    石灰石—石膏法烟气脱硫技术是脱硫工程建设主流技术，该技术主要采用石灰石浆液作为二氧化硫吸收剂，脱硫副产品为石膏(CaSO4·2H2O)，由于该技术的脱硫效率高，采用的石灰石吸收剂价格便宜，容易获取，副产品石膏成分稳定不造成二次污染，且综合利用市场广阔，可添加在水泥中作为缓凝剂，也可开发深加工做石膏建材等特点，从而得到电力系统的青睐。

    国内最早成立的专业脱硫公司在引进的基础上通过自主创新开发的石灰石—石膏法湿式脱硫技术已承接建设数套烟气脱硫装置，脱硫系统的国产化率达到90%以上。太仓港环保发电有限公司860 万kW 机组的脱硫设施工程，采用了国内环保公司自主研发的石灰石—石膏法湿式脱硫工艺核心技术现已移交生产。近期研发的卧式平流吸收塔是一项具有原创性的科研成果，可实现脱硫紧凑布置，并已在江苏徐州电厂2×300 MW 发电机组得到应用，运行情况良好，该工程造价和运行电耗指标达到国际领先水平。
 
    通过几年来的实践，我国主要脱脱硫企业基本掌握了从工艺设计到运行调试全过程相关的技术，积累了一定的工程实践经验，设备国产化方面也取得了长足的发展，部分脱硫工程企业自主再开发的脱硫工程配套设备的国产化率已提高到90%以上，使脱硫工程造价大幅度降低。脱硫技术与产业的快速发展打破了国外厂商包揽国内大型火电厂脱硫项目的局面。

2.1.2 烟气循环流化床脱硫技术

    烟气循环流化床脱硫技术以消石灰粉为脱硫剂，在脱硫塔内烟气中的酸性气体与加入的消石灰、循环灰及工艺水发生反应，以去除SO2 和SO3 气体，排烟无需再加热，整个系统无需采取防腐措施，同时为了使脱硫塔在低负荷运行时保持最佳工作状态，设置了洁净烟气再循环系统，以保证塔内烟气流量的稳定性。

    在技术引进的基础上开发的利用锅炉烟道作为反应器，将吸收剂、再循环灰和工艺水在紧靠烟道反应器外的混合槽内按一定比例先行混合喂入烟道内进行脱硫的半干法脱硫技术，具有工艺流程简单、占地面积小等特点。

2.1.3 海水脱硫技术

    该技术主要利用海水的天然碱度(碳酸根和碳酸氢根)在吸收塔中与烟气中的SO2 发生反应，生成亚硫酸根，通入空气后，氧化成硫酸根，脱硫后产生的酸性水被海水中的碱度中和，产生的二氧化碳被鼓入的空气排走，并使海水的PH 值得以恢复，从而达到脱除烟气中二氧化硫的目的。海水法烟气脱硫技术系统主要由海水输送系统、烟气系统、吸收系统、海水水质恢复系统和监控调节系统等组成。系统可不设烟气旁路及增压风机，也不对脱硫后烟气加热。

    烟气海水脱硫技术的特点是比较适合于燃烧中、低硫煤的海边电厂，其工艺比较简单，投资及运行费用较低，不存在脱硫产生的废弃物处理问题，且脱硫效率较高。该技术当前存在的主要问题是：排放的脱硫废水对海洋生态环境影响问题还需长期连续观测和论证。

2.1.4 烟气氨法脱硫技术

    湿式氨法脱硫工艺是采用一定浓度的氨水作为吸收剂，在吸收塔内洗涤烟气中的二氧化硫，达到烟气净化的目的，具有脱硫副产物是可做农用肥的硫酸铵，不产生废水和其他废物，脱硫率高等特点。该技术已于河南三门峡电厂的5 万kW 机组上试用，工艺流程已打通，副产物-硫酸铵达到合格农用肥要求。

    国内有关公司自主研发的流光放电半湿法烟气脱硫脱硝技术，利用高电压激发的富能电子，离解氧气、氮气、水等分子，产生离子体自由基，与喷入吸收塔的氨产生反应，以吸收烟气中的二氧化硫和氮氧化物气体，其副产物是农用铵肥。该工艺主要特点是：在脱硫的同时还可以脱硝，并采用等离子抑雾技术可把氨的逸出浓度控制在5 ppm 以下。该技术已完成了每小时处理12 000 m3 烟气量的中间试验，在国家“863”计划的支持下，准备在10 万kW 机组上开展工业性试验。由于氨的价格贵，脱硫后的生产的副产物硫铵的质量以及氨的储运安全、氨逃逸等问题有待进一步采取措施予以解决，致使氨法脱硫技术在国内还未得到很好地应用和推广。

2.1.5 烟气镁法脱硫技术

    氧化镁法烟气脱硫是用氧化镁的浆液吸收二氧化硫，生成含水亚硫酸镁和少量硫酸镁，该法具有脱硫效率高，运行稳定可靠，不易堵塞，投资少，工艺简单的特点，因此，镁法脱硫技术的发展较快，并已有200 MW 及以下机组投入运行。

2.2 氮氧化物(NOx)脱除技术

2.2.1 炉内氮氧化物控制技术

   煤炭在燃烧过程中产生的氮氧化物(NOx)的生成途径主要有三种：一是热力氮氧化物，系燃烧用空气中的N2 在高温下氧化而产生的；二是燃料氮氧化物，系燃料中含有的氮在燃烧过程中产生的；三是快速氮氧化物，系碳化氢燃料过浓时燃烧产生的。

   国外从20 世纪50 年代开始，通过对燃烧过程中氮氧化物生成机理和控制方法的研究，开发了低氮氧化物燃烧技术。该技术的特点是工艺成熟，投资和运行费用低，也可应用于现役发电锅炉的技术改造，并已形成低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术三大类型。近年来，我国主要电站锅炉生产企业在引进消化的基础上，开发了若干类低氮氧化物燃烧技术及装置，在燃用烟煤时实测氮氧化物浓度分别为270 mg⋅Nm-3 和280 mg⋅Nm-3。目前，该类低氮燃烧技术不但已配用于新生产的电站锅炉，也应用于现有机组改造，可使氮氧化物排放降低30%~50%，燃用烟煤时氮氧化物排放浓度可控制在400 mg⋅Nm-3 左右。

2.2.2 烟气脱硝技术

    选择性催化还原法(SCR)是指在催化剂的作用下，利用还原剂(如氨气、尿素)“有选择性”地与烟气中的氮氧化物反应并生成无毒无污染的氮气和水。SCR 技术目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的主导烟气脱硝技术。该技术的主要特点是：对锅炉烟气氮氧化物控制效果十分显著，技术成熟、易于操作，可作为我国燃煤电厂控制氮氧化物污染的主要手段之一。

    该技术当前存在的主要问题是：被广泛应用的V2O5—TiO2 催化剂国内尚不能生产，仍依赖于进口且价格昂贵，服役期满后对催化剂的性能恢复和处置技术也有待于进一步研究开发。

    此外，非选择性催化还原技术(SNCR)是另一类具有代表性的烟气脱硝技术。由于工艺简单，无催化剂系统，在国内外有一定的工程应用。SNCR 对氮氧化物的去除率为25%~40%，适用于NOx 原始浓度低，排放要求不高的场合。

3、主要问题和开发重点

    我国的脱硫技术在引进国外技术基础上，已进入消化吸收再创新阶段，总体上达到国外先进水平，但脱硫技术较为单一，石灰石—石膏法占在建和已建脱硫项目的90%以上，对其脱硫副产物—石膏的处置及综合利用尚需引起足够重视。若任其堆放或抛弃，既浪费了资源，占用了场地，又会产生新的二次污染。在套设备的制造、加工能力与发达国家相比还有较大差距，一些关键配套设备，如湿法脱硫工程中的搅拌器、除雾器，烟气换热器和干法脱硫工程中斜槽调节器及检测仪器中的传感件等制造技术，国内尚未完全掌握，个别的设备即使能生产，其产品质量、性能与国外同类产品相比也有一定差距。尤其是在保证脱硫系统连续稳定运行方面还需要进一步加强。我国的低氮氧化物燃烧技术和烟气脱硝技术的研发和工程应用尚处于起步阶段，投运的脱硝装置还不多，投运的机组还未经过长期稳定连续运行的考验。

    此外，SCR 工艺使用的催化剂目前仍主要依赖进口，是限制进一步工程化应用的关键所在。随着国家对氮氧化物控制的日趋严格，对脱硝技术的需求将会大大增加。

综上所述，烟气脱硫和脱硝技术发展的重点主要为：

(1) 利用我国丰富的镁资源，研制开发高效的氧化镁烟气脱硫及副产物回收技术；
(2) 开展适合于10 万kW 以上机组的回收型氨法脱硫技术开发与应用研究；
(3) 开发研究适合于钢铁等工业烟气脱硝技术系统，并投入应用；
(4) 开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范；
(5) 开展燃煤电厂和大中型工业锅炉烟气脱硝工艺系统的研究，实现产业化；
(6) 开展与SCR 工艺配套的高效催化剂、载体成型工艺研究，实现产业化，开展低成本催化剂开发研究；
(7) 开展烟气脱硫脱硝一体化工艺研究，完成工业化示范。