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中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）18-0359-01
1 研究的背景
近年来，中国大部分区域污染态势越发严重，雾霾、酸雨现象常有发生，严重影响广大人民群众的日常生产生活。氮氧化物是诱发这一环境污染现象的罪魁祸首之一。2012年1月国家能源系统实施了《火电厂大气污染物排放标准》，明确规定，火电企业氮氧化物的排放浓度不准超过100mg/Nm3。
2 项目概述
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程是由中国华电集团沈阳金山能源有限公司依照《丹东市中心城区热电发展总体规划（2005―2020年）》在丹东市投资建设的大型热电联产项目。电厂一期建设2台300MW亚临界汽轮发电机组，规划容量4台300MW，并同步建设脱硝设施。
3 脱硝工艺设计原则
（1）采用当前技术成熟方法，符合国家环保排放标准。
（2）脱硝设计效率应大于80%。
（3）不设计烟气旁路。
（4）在锅炉省煤器与空预器中部布置反应器。
（5）吸收剂选择液氨。
（6）脱硝设备年利用小时按不小于6500小时考虑，投运时间按不小于7800小时考虑。
（7）脱硝装置可用率不小于98%。
（8）装置服务寿命为30年，大修期为6年[1]。
4 脱硝工艺的选型
目前全球电力生产脱硝技术主要分为两大类：即选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）烟气脱硝技术、选择性非催化还原（selective non-catalytic reduction，SNCR）烟气脱硝技术[2]。
4.1 SNCR烟气脱硝
SNCR技术原理是在炉膛内布置机械式雾化喷枪，将例如氨气、氨水、尿素等溶液作为氨基还原剂，雾化后形成小液滴直喷进炉膛，热解后，还原剂生成气态NH3，在锅炉的对流换热区域，温度控制在950～1050℃，没有任何催化剂的条件下，NH3与NOX进行化学物理联合环境下的选择性非催化还原反应，将NOX还原成氮气和水。被压力环境下喷入炉膛的气态NH3，温度超过1050℃时，NH3被氧化成NOX，起主导作用的是氧化反应；当温度低于1050℃时，NH3与NOX的主要反应是还原反应，但反应速率相对较低，即氧化与还原反应跨界产生[3]。
在欧美地区SNCR技术相对来说广泛应用。较为先进的低氮燃烧技术被移植到这些锅炉中，炉膛出口NOX浓度约为280～450mg/Nm3，应用SNCR系统后，基本可达到180～265 mg/Nm3的氮氧化物的控制水平，基本满足投产时的控制要求，但不满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的NOX排放规定[4]。
4.2 混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）
混合型SNCR/SCR技术是利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOX反应完全，将SNCR与尾部SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，提高脱硝效率，弥补SNCR系统效率偏低的弊端。具有以下特点：
1）场地空间适应性强，脱硝效率高，可达75%，当入口NOX浓度为400mg/Nm3，出口基本可控制在100mg/Nm3左右，完全符合NOX排放规定的要求。
2）根据催化剂的形式、用量及烟道布置不同，烟道阻力增加100～500Pa左右。
3）烟道型SCR不需要另外设喷氨装置，系统相对简约。
4）新型设计理念的烟道型SCR，采取垂直布置方式，与初期设计的SCR在水平烟道布置反应器相比，流速大大降低，减小了催化剂的磨损，延长了设备的使用寿命。
SNCR/SCR混合型脱硝技术具有全面兼顾、博取众长的技术特点，可作为脱硝技术选型的一个参考方向，符合特定环境，特殊考虑的应用范畴。新技术的革新与应用，使技术人员认识到，追求生产高效率同时，也要考虑经济性的重要因素。
4.3 SCR烟气脱硝
SCR技术是在烟道上加装一套反应装置，在省煤器下游区域按烟气含有NOX剂量喷射相适应剂量的氨气，反应环境温度为310～420℃之间，在催化剂作用下，烟气中NOX被还原，反应产物为无害的氮气和水。考虑到锅炉烟气含量、飞灰属性、空间区域布置等因素，SCR工艺可分为三种类型：高灰型、低灰型和尾部型。高灰型为目前常用设计选型，其设备布置范围及反应区域工作环境相对恶劣，烟尘大，催化剂的活性会较快发生惰化，由于310～400℃的烟气温度较为适合反应进行，故综合效率及经济性最高。
SCR是电站锅炉普遍采用的深度烟气脱硝技术，国内当前已建成、在建、拟建脱硝装置的新老机组约有400多台，均采用高灰型工艺。SCR技术特点如下：
1）脱硝效率相对较高，一般情况下可达到95%，NOX排放浓度符合国家环保标准，可控制在50mg/Nm3以下。
2）需要在烟温为310～420℃的空预器入口范围增加设计反应器，催化剂安装在反应器内，锅炉烟道阻力相应增加800-1200Pa左右，引风机需改型提高压头。
3）存在诸如产生反应副产品-硫酸氢氨，附着在空预器换热面上，可能导致空预器的堵塞，逃逸氨与SO3反应。通过精密自动控制化学理论量的加氨，可有效防止氨泄漏量，使生产副产品减少生成。
4）大量的还原剂-液氨是重大的危险源，尤其是超过40吨的储量，需要考虑氨区周边环境的安全防护距离，至少需要约3000m2的空闲环境。
5）通常催化剂每3-4年需检查更换一次，催化剂易磨损、堵塞、活性成分降低。
SCR烟气脱硝是成熟、可靠的技术，在国内外电站锅炉上得到了广泛的应用。当脱硝效率为95%时，NOX排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，满足环保排放的要求。
5 结论
对上述三种脱硝工艺分析结果可知，SNCR工艺不满足NOX排放低于100mg/Nm3的要求，本项目不能采用此方案。
混合型SNCR/SCR工艺满足NOX排放低于100mg/Nm3的规定要求，但现阶段应用业绩及经验较少，且需要对锅炉本体进行改造，逃逸氨对省煤器等加热设备的腐蚀还有待进一步研究，暂不推荐此方案。
SCR工艺技术成熟，脱硝效率高，扩展余地大，适应本项目的综合技术要求。
丹东金山项目采用SCR烟气脱硝原理工艺，在锅炉尾部烟道省煤器出口，空气预热器入口区间段布置反应器，即高尘布置。每台机组设一套脱硝装置，每套脱硝装置设计两个SCR反应器。
自2012年9月15日，机组投产以来，锅炉脱硝系统未发生运行重大事故，脱硝总效率达到82%，高于设计指标参数，氨逃逸率小于3%。经大修期间停炉检查，催化剂模块外形齐备良好，本体未发现有破损、脱落，风孔无堵塞现象，系统内未形成严重积灰，脱硝系统符合锅炉尾部烟道配套设计，工艺选型及流动特性均符合现场生产要求，值得推广应用。
参考文献
Modeling and simulation of SCR reaction in a power plant
Liao Li， Yang Pengzhi
Key Laboratory of Low-grade Energy Utilization Technologies and Systems， Chongqing University， Ministry of Education， Chongqing 400044， PR China
Abstract： The SCR （selective catalytic reduction） technique is an advanced way to removal NOx from the flue gases in coal-fired power plants. Based on the Langmuir adsorption-desorption model and Eley-Rideal reaction mechanism， a dynamic mathematical model is established in this paper to focus on the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor . In additional， identification technique is applied to obtain the exact value of certain kinetic parameters based on the data from a power plant and the assumption that the pre-exponential factor for the DeNOx reaction KNO is a variable which is affected by the NH3/NO concentration ratio at the inlet of the SCR reactor. The SCR model is tested in static state situation and dynamic state situation in different loads in the power plant .The result of simulation suggests that： A）these parameters gained from identification and the SCR model can suit the real SCR reaction in this power plant .B） Temperature， ammonia concentration， nitrogen monoxide concentration as well as gas velocity play crucial roles in SCR reaction .C）In the power plant， the amount of ammonia supply， the control of NH3/NO concentration ratio are effective methods to ensure the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor stays in an appropriate range especially in the load up process or load down process.
Keywords： SCR； modeling and simulation； identification； power plant operation
τ诟玫绯В相比于温度和进口NO的影响，NH3的增加对于脱硫效率的提高较为缓慢，如图3（b）、图6。表3也可以看出，该厂需要的供氨量也很大，氨氮比偏高，在1.4以上，尤其是在负荷变化时，需要更大的氨量，其氨气逃逸量控制在0.015PPM-0.03PPM左右，符合排放标准。在实际运行中，升降负荷时，需提前增大供氨量，保持氨氮比变化率在0.01以内。并随时监视出口NO和NH3的排放量，防止排放超标（该厂出口浓度大于200mg/m3即为超标排放）。
（4）温度与NO共同扰动
选取机组某500MW时稳定状态时的参数值。 图7中，5s时刻，进口NO浓度突然升高至962mg/m3，出口NO的浓度相应的增大至68mg/m3 。 15s时刻，突然增加进口烟气温度至385℃，催化效应增加，出口NO浓度减小，直至25s处，保持温度385℃，进口NO浓度降至924 mg/m3。此时可见出口NO浓度减小至56 mg/m3。 变化过程和趋势符合实际的变化。
六、结论
1依据Langmuir吸附层模型、E-R反应机理、建立反应器出口NO浓度变化的模型，其中未知参数采用多次辨识的方法获得，假设KNO是一个与氨氮比变化率有关的函数，通过拟合得到关系式 。仿真过程的关键是确定不同阶段的负荷时起始修正系数 ，负荷变化时根据前后时间段氨氮比变化率乘以相应 。模型能够较为真实的反应机组运行时出口NO浓度的变化趋势和相应数值，最大误差控制在25%以内。
2模型验证和仿真过程中，反应温度升高、烟气流速降低有利于催化反应的进行，入口NO浓度降低、供氨量增加亦能减小出口NO排放量。
3模型能够对该电厂的脱硝运行过程进行分析和预测，为运行中提供指导防止排放超标：1）入口NO量（通过煤质、负荷）、反应温度、供氨量的控制是保证脱硝效率的主要手段；2）从仿真试验中，该电厂催化剂在360℃-380℃之间温度的增加使得催化效率能明显提高。运行过程中，机组在550MW-660MW时，将烟气温度控制在375℃-385℃之间。400MW-550MW时，应将烟气温度控制在365-375℃。300MW-400MW时，将烟气温度控制在360℃-365℃；3）控制供氨量是运行中保证出口浓度的最主要手段。升降负荷过程中，进口NO浓度变化较大，出口浓度变化剧烈。加入的NH3反应有滞后性，负荷变化时，应提前增减供氨量。确保前后5s内氨氮比变化率控制在0.01以内，即每分钟供氨量的增减控制在30kg/h以内。
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1 前言
随着生态文明建设越来越受到国家的重视，环境污染问题的日益凸显，人们对自己生存的家园的关注也越来越多。其中大气污染是人们关注最多的问题，日益严重的雾霾问题也是影响着人们的身心健康。传统的火力发电产生的废气对大气环境有一定的污染，所以需要有先进的技术对废气进行处理，也就是火力发电厂的脱硝技术。
2 脱硝技术的现状
就我国目前的情况来说，国内的烟气脱硝技术中包含有一种叫做低NOx燃烧的脱硝技术，虽然这种技术对降低氮氧化物的排放量起到一定的作用，但是这种技术本身存在着一定的问题，其中最主要的便是这种技术要用到安全性并不高的炉膛燃烧，并且其燃烧的效率也不是很高，这就是该技术的局限性所在。其实烟气的处理技术分为多种，包括液体吸收法，这种方法效率较低且其净化的效果比较差，就目前的技术发展水平来说还不适宜进行大范围推广。
另一种处理方法便是吸附法，效率高是这种脱硝方法的一大亮点，遗憾的是这种方法的吸附量不是很大，并且还有一个致命问题便是这种方法需要的设备规模很大，所以造成了这种方法很难被广泛利用；还有一种方法是脉冲电晕法，这种方法既能脱硫也能脱硝，然而其需要在工作的过程中实现高压脉冲，用到的电源功率大且脉冲窄，还有一个问题是使用的期限很短。
此外还有一些新型的技术方法如电子束法脱硝法、液膜法、微生物法等等，电子束法能够实现同时脱硫和脱硝，但该方法的能耗比较高，还需在降能耗的角度进行改进且还需积累一定的实践经验。就目前的发展情况来看SCR技术作为一种高科技技术在脱硝方面的发展是最为成熟的。目前在国外有很多大型的发电站都配备了相关设备且应用了这种技术，但同时由于这种技术的先进性造成了成本比较高而且使用寿命不够长。所以在中国的发展还只是在起步阶段，部分的发电厂已开始着手实施SCR技术，并通过技术的进步逐渐克服这些缺点，努力实现在各火力发电场中的广泛应用。
3 脱硝技术发展趋势
在上述提到的所有脱硝技术当中，其中低NOx燃烧技术虽然在减排的角度有一定的优势，可以实现减少NOx排放达到30%～50%左右的水平，但同时这种低氮燃烧技术或其他类似技术由于需要在炉膛燃烧所以均涉及到安全问题或者是效率问题，这是局限其发展的主要因素。而另一方面，在种类繁多的烟气处理技术当中，不管是液体吸收法还是吸附法都由于上面提到的种种缺陷而无法广泛应用，液膜法和微生物法作为两个新兴的技术种类还不成熟且有待发展。
就目前的发展情况来讲，脱除效率最高、最为成熟的技术是SCR技术。其在国外的发展已经得到了一段时间实践的检验。其中美国1998年颁布的NOxSIP法令中明确规定了其应用需要广泛推广，该法令颁布时EPA便已经预计将安装75GW的SCR系统，发展和完善至今大约已经累计安装到60GW左右。
邻国的日本同样对SCR技术在脱硝领域的应用有法律法规明文的规定，累计至今大约共有23.1GW的SCR系统已经安装并且投入了使用。同样，在欧洲的大部分地区里，所有的正规大型发电站均采用了SCR技术。虽然SCR技术有其特有的优势，并就目前的发展来看也比较适宜大范围推广，但同时也需要注意的是该技术也同时具有一定范围内的缺点，如投资和运行成本一直居高不下；特有的催化剂的活性和寿命均不够长以及价格始终较贵等一系列问题。
目前国内已经开始有一些地方的发电厂开始在生产过程中实施脱硝工程，为了更好的做好脱硝工作，切实保护好环境，中国应尽早并尽快掌握SCR这一关键的核心技术，并通过发展逐渐使其达到国产化的目的，尤其是SCR专用催化剂的研发生产和制造技术，这样可以大大的减少SCR系统的投资成本和使用成本。
另外还有一些其他的技术方法，例如SNCR法同样是较成熟的脱硝技术，一旦通过技术上的完善克服技术中的几个关键缺点，其应用前景同样会非常广泛。至于微生物法，由于处理污染物本应该是一个更加接近于自然的过程，所以包括人类所研究的在内都只是不断强化和优化这一技术过程，并且随着研究的不断加强和深入，这一技术必将会得到全面发展，并逐渐实现工业上的应用，并成为最具技术实力和应用前景的脱硝技术。
脱硝技术的发展趋势可以概括总结为以下几点：
1）要充分立足于SCR烟气脱硝技术，以其为基础进行技术上的创新和发展。SCR技术作为发展到目前为止最为成熟且脱硝效率最高的应用级的技术，理应尽快进行技术上的引进和消化吸收。
2）在全面的掌握了SCR技术之后，便可以SNCR技术为突破口和有望实现再增长的关键点，促进SNCR/SCR法或SCR与其他低NOx燃烧技术混合法作为下一阶段的技术发展方向。
3）注意研究并开发适合我国现实使用环境的SCR法催化剂。结合我国目前煤燃料具有高灰、高重金属的属性特点，研发出具有自主知识产权的SCR催化剂和能够在低温环境下运行的SCR催化剂。
4）开展烟气脱硝过程的流场特点分析和基础理论研究。其实从根本上来讲SCR法的关键主要就在于催化剂的选择以及烟气流场的优化；而SNCR法的关键在与炉膛内温度场分布特点与控制的研究。具体方法上可以利用CFD进行数学模拟，也可以利用实体物理模型来进行模拟试验。
4 结束语
从环境保护出发，为了全面减少烟气中氮氧化物的排放，要从两方面入手，一是要从根本上改进燃烧技术，另一方面则是要加强对排烟中氮氧化物的净化和治理。目前烟气的脱硝技术已经经历了一定的发展历程，大气环境事关百姓的身体健康，需要从基础研究和实践同时加强，逐渐完善脱硝技术并在全国范围内进行推广。
【参考文献】
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【关键词】燃煤工业锅炉；脱硝改造；臭氧氧化；脱硫脱硝
【Keywords】coal fired industrial boiler； denitration modification； ozone oxidation； desulfurization and denitrification
【中图分类号】TK229.6 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）06-0150-02
1 引言
在我国，燃煤工业锅炉广泛运用于各种工业生产之中，其数量较多，分布较广。每年我国的燃煤工业锅炉消耗标煤约四亿吨，约占全国煤炭消耗总量的四分之一左右，产生了大量的烟尘、二氧化硫及氮氧化物。随着环境保护重视程度的不断提高，燃煤工业锅炉的尾气污染治理问题已经成为了环保问题治理的重要内容。目前大部分的燃煤工业锅炉已经配备了除尘脱硫设备，但未安装相应的脱硝装置，需要进行脱硝改造。如何在保证脱硝效果的基础上，降低投资和设备运行的成本，是目前必须予以充分考虑的问题。
2 燃煤工业锅炉脱硝技术的选择
我国燃煤工业锅炉在运行过程中受生产供气需求的影响，负荷变化较大，产生的氮氧化物浓度波动较大，并且燃煤工业锅炉的炉膛工况较为复杂。大部分燃煤工业锅炉的现有场地在设计时未考虑脱硝改造的需求，也给脱硝改造带来了巨大难度。火电厂电站锅炉上应用较多的SCR及SNCR脱硝技术，适合运行平稳的大型锅炉脱硝处理，不适合直接应用在燃煤工业锅炉的尾气脱硝处理上。采用氧化吸收法结合湿法脱硫脱硝技术，不仅能够解决锅炉负荷变化较大带来的烟气处理难度，还具有同一设备实现高效率的脱硫脱硝的优势，值得进行探讨研究。
氧化吸收法，即利用强氧化剂将烟气中的氮氧化物氧化成NO2及N2O5等高价态氮氧化物后，再利用吸收液将氮氧化物及二氧化硫同时去除。
目前常用的脱硝氧化剂有亚氯酸钠、过氧化氢和臭氧等。[1]
亚氯酸钠氧化法是通过亚氯酸钠作为氧化剂，将尾气中的NO氧化为硝酸，SO2氧化为硫酸，达到脱硫脱硝的目的。但H.K.Lee等通过研究发现，仅当尾气中的SOX被亚氯酸钠完全去除后，NOX才会被除去。[2]由此可见尾气中的SOX会影响脱硝反应，导致脱硝效率不高。而且亚氯酸钠价格较高，反应产物复杂，容易导致二次污染，对设备腐蚀性较大。
过氧化氢氧化法是利用过氧化氢直接将NO氧化成可溶性的NO2，再通过洗涤方式与SO2一同被去除。但过氧化氢是一种弱酸，在酸性环境下较稳定，影响了NO的氧化反应。同时，过氧化氢在高温下分解加速，导致氧化剂利用率低，影响了脱硝效率。
臭氧氧化法的原理是利用臭氧自身的强氧化性，很容易地将气体NO氧化为溶解度较高的高价态氮氧化物，比如NO2、NO3、N2O5等，然后通入吸收塔内，将SO2和氧化生成的NOX一并吸收去除，达到同时脱硫脱硝的目的。臭氧脱硝的氧化化过程非常迅速，无危害环境的副产物生成，残留的臭氧很容易分解为环境友好的O2。
3 臭氧氧化脱硝的机理
臭氧氧化脱硝技术的关键因素就是NO的氧化过程。NO的氧化是逐步完成的，烟气中的NO必须先氧化生成NO2后，如果O3过量才会生成NO3和少量的N2O5。反应机制如下：
O3+NO=NO2+O2（1）
O3+NO2=O2+NO3（2）
NO2+NO3=N2O5（3）
通^实验发现，O3与NO之间发生的氧化速度要高于O3与SO2的氧化反应速度。因此，SO2不会对O3与NO之间所产的氧化过程产生影响。
4 燃煤工业锅炉脱硝改造工艺流程
目前大部分现有燃煤工业锅炉已经配备了多管除尘器、布袋除尘器或水膜除尘器，并配备了脱硫吸收塔。因此必须尽量利用现有的除尘脱硫装置的基础上增加脱硝装置，并利用原有的吸收塔同时进行脱硫与脱硝。改造后的工艺流程是：经过除尘后的烟气通过引风机后、在进入吸收塔之前，将会与臭氧在臭氧反应器内进行充分的氧化反应，从而将NO氧化为高价态氮氧化合物后，再输送至吸收塔内进行反应，从而达到脱除烟气中SO2和NOX的目的，最后经过除雾器脱水后，烟气输送至烟囱排放。在整个烟气脱硫脱硝的过程中，所产生的硝酸盐和硫酸盐将会进入循环池。
5 臭氧氧化同时脱硫脱硝的主要影响因素
影响O3氧化同时脱硫脱硝的主要因素有O3/NO摩尔比、反应温度、吸收液等。
5.1 O3/NO摩尔比
从实验研究的结果进行分析发现，当O3/NO摩尔比≤1时，NOx的脱除效率相对较低，约为50%左右。因此，在实际的脱硝过程中，通常选择O3/NO摩尔比>1，因为NO氧化度过低将会对NOx的脱除工作产生不利的影响，反之如果臭氧对NO氧化度较高，则NOx的脱除效率可达90%以上。[4] 实际运行时，可以通过调节臭氧的产生量来达到预期的脱硝效率。
5.2 反应温度
除尘器后部、吸收塔前端的烟气温度一般在100～150℃左右，该温度为臭氧脱硝的合适温度。此时臭氧的分解率较低、实际的生存时间将会大于NOx的动力学反应时间，有利于氧化反应顺利进行。
5.3 吸收液及吸收塔
目前燃煤工业锅炉的湿法脱硫常用石灰/石灰石―石膏法、双碱法等。这些脱硫工艺的洗涤吸收液在脱硫的同时也能吸收NOx。但是，因为烟气中的NOx增加了吸收塔的负荷，原有的吸收塔必须进行技改，增加喷淋层层数或者增加吸收液的循环水量，才能保证脱硝和脱硫正常运行。
6 臭氧硝的优势
①脱硝效率较高，脱硝效率可达90%以上；
②臭氧脱硝采用在吸收塔之前的烟道内安装O3喷射格栅，对锅炉设备产生的影响较小；
③脱硫脱硝在吸收塔内同时进行，节省了设备的占地面积，适合现有锅炉的脱硝改造；
④可以根据锅炉的工况变化，通过调节臭氧用量，从而将脱硝效率控制在经济可行的范围内。
7 结语
臭氧氧化结合湿法吸收同时脱硫脱硝技术，有效地解决了燃煤工业锅炉烟气脱硝改造存在的问题，在保留传统湿法脱硫工艺的基础上促进了脱硫脱硝效率的稳步提高，降低了投资运行的成本。因此，这一技术的推广和应用对于促进我国现阶段的工业锅炉烟气脱硫脱硝效率的提高，具有积极的促进作用。
【参考文献】
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中图分类号：R122.7 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）19-0033-02
前言
近年来，全国范围内出现了长时间、大范围的雾霾天气，引发社会热议，环保问题越来越成为公众关注的焦点。氮氧化物是导致雾霾产生的主要污染因子之一，如何进一步提高氮氧化物治理技术水平已经成为环保行业关注的焦点。NOx排放控制技术主要分为低氮燃烧技术和烟气脱硝技术两类。低氮燃烧技术是通过各种技术手段控制燃烧过程中NOx的生成。烟气脱硝技术是指对烟气中已经生成的NOx进行治理。
1 低氮燃烧技术
低氮燃烧技术是通过优化燃料在炉内的燃烧状况或采用低氮燃烧器来减少NOx 产生的控制技术，主要包括低过量空气燃烧、燃料分级燃烧、空气分级燃烧、烟气再循环技术等。该技术特点是锅炉改造容易、投资的费用相对较少，但由于其氮氧化物减排效果的限制，单独使用很难满足较为严格的NOx控制要求。近十几年来，我国开展了大量的低氮燃烧技术研究和改进工作。上海理工大学、华中科技大学、宝钢发电厂联合进行燃煤锅炉气体燃料分级低氮燃烧技术的研发，在引进消化吸收以及自主创新的基础上，我国已经开发形成了双尺度低氮燃烧控制技术、高级复合空气分级低氮燃烧技术、MACT低氮燃烧技术等一系列先进的自主燃烧技术和低氮燃烧器。
1.1双尺度低氮燃烧控制技术
该技术是由烟台龙源电力技术股份有限公司自主研发的低氮燃烧技术，可以有针对性地解决燃煤锅炉运行和环保方面的难题，具有强防渣、防腐蚀、高效稳燃、超低NOx排放等功能。目前该技术发展较成熟，已在国内外130余台锅炉上成功应用，经测试在燃用烟煤或褐煤的四角切圆锅炉上能够将NOx的排放量降低到200mg/m3以下，下一步将向100mg/m3以下的排放目标迈进。2014年初，在该技术的基础上，烟台龙源研究完成了具有自主知识产权的一双尺度低NOx燃烧控制系统，该系统实现了环境因素变化情况下锅炉低氮燃烧的智能调风和NOx排放指标的动态向稳，针对生产过程历史数据进行趋势分析，有利于提高火电机组运行的自动化水平，实现电厂节能增效的目标，具有较好的效益前景。
1.2 高级复合空气分级低氮燃烧技术
该系统是上海锅炉厂在第一代对冲同心正反切圆燃烧、第二代引进型低NOx切向燃烧系统LNCFS的基础上自主研发的第三代技术，拥有多项专利。2012年，该技术成果通过专家鉴定，被认定达到国际领先水平。该技术的特点在于建立早期的稳定着火和空气分段燃烧技术，在实现NOx排放值大幅降低的同时，提高了燃烧效率、减轻了炉膛结渣问题。目前，该技术已在台山电厂、渭河电厂、北仑电厂等多台300MW、600MW的燃煤发电机组上实现成功应用。
1.3 MACT低氮燃烧技术
该系统采用燃料分级燃烧，以PM型燃烧器作为主燃烧器，80%～85%的煤粉通过一次燃料主燃烧器送入炉膛下部的一级燃烧区，在主燃烧区上部火焰中形成过量空气系数接近1的燃烧条件，以尽可能地提高燃料的燃尽率。二次燃料也采用煤粉，其中15%～20%的煤粉用再循环烟气作为输送介质将其喷入炉膛的再燃区，在过量空气系数远小于1的条件下将NOx还原，同时抑制了新的NOx的生成。该系统燃烧稳定，在不影响锅炉燃烧效率的情况下，可将NOx的排放控制在308～328mg/m3之间。我国福建漳州后石电厂、浙江玉环电厂均采用该燃烧系统，NOx排放浓度在369mg/m3左右。[1]
2 气脱硝技术
单纯依靠低氮燃烧技术的氮氧化物减排效果，不能满足日益严格的排放要求， 因此需要结合烟气脱硝技术联合作用脱除氮氧化物。烟气治理脱硝技术，是指对烟气中已经生成的NOx进行治理，烟气NOx治理技术主要包括SCR、SNCR、 SNCR/SCR、脱硫脱硝一体化、等离子体法、直接催化分解法、生物质活性炭吸附法等。这些方法主要是利用氧化或者还原化学反应将烟气中的NOx脱除。
2.1 SCR技术
SCR技术是指利用NH3、CO、H2、烃类等还原剂，在催化剂作用下有选择性地将烟气中的 NOx还原成 N2和H2O的过程。在几种主要脱硝技术中，SCR的脱硝效率最高，基于反应器和催化剂的合理选型和优化布置情况下脱硝效率最高可达 90%以上，是目前世界上商业化应用最多、最为成熟的氮氧化物控制技术。“十二五”期间，燃煤火电厂脱硝改造呈全面爆发的增长趋势，其中SCR技术占火电机组脱硝项目的95%以上。催化剂是SCR技术的核心，目前国内外采用的催化剂主要为V2O5-TiO2体系（添加WO3或MoO3作为助剂），该催化剂效率高、稳定可靠，但仍存在催化剂本身具有一定的毒性、价格昂贵、易受煤质成分影响而失活、低温下性较低以及温度窗口受限等问题。
2.2 SNCR技术
SNCR 技术是指在不使用催化剂的情况下，在炉膛烟气温度适宜处（850～1150℃）喷入含氨基的还原剂（一般为氨或尿素），利用炉内高温促使氨和NO选择性还原，将烟气中的 NOx还原为N2和H2O。由于不需要催化剂和催化塔，该技术具有建设周期短、投资少、对锅炉改造方便、技术成熟等特点，在欧美发达国家、 韩国、日本、我国台湾地区以及内地电厂均有一定的应用[2]。据统计，其脱硝效率（30-50%）未能达到现阶段NOx的控制需求，因此常与低NOx技术协同应用。SNCR 脱硝技术的实际应用受到锅炉设计和运行条件的种种限制，且存在反应温度范围窄、 炉内混合不均匀、工况变化波动影响大以及NH3逃逸和N2O排放等问题，很大程度上影响其工业应用。[3]
2.3 SNCR/SCR合脱硝技术
SNCR/SCR联合脱硝技术是将SNCR工艺中还原剂喷入炉膛的技术同SCR工艺中利用逸出氨进行催化反应的技术结合起来，从而进一步脱除NOx。利用这种联合脱硝技术可以实现SNCR出口的NOx浓度再降低50%～60%，氨的逃逸量小于5mg/m3，上游SNCR技术的使用降低了SCR入口的NOx负荷，可以减少SCR催化剂使用量，从而降低催化剂投资；而SCR利用SNCR系统逃逸的NH3，可减少氨逃逸量，是一种结合SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的新型组合工艺。[4]
3 结束语
就目前而言，无论是国内还是国外对于脱硝技术的研究都十分的活跃，除了本论文介绍的这几种脱硝的方法之外还有更多好的方法值得我们去探析。因此加强脱硝技术的监测以及研发是国内外共同要研究的话题，不仅有利于我国又好又快的可持续发展，更加有利于保护我们赖以生存的环境。
参考文献：
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中图分类号：TM62文献标识码： A
引言
火电厂燃煤量在我国工业煤炭消耗量中占了很大的比重，带来的污染非常严重。据统计，2010年，火电厂产生的SO2和NOx分别占我国SO2和NOx总排放量的52．8%和65．1%。国家环境保护“十二五”规划重点工业部门分工方案中指出，要继续推进电气行业污染减排，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施。
目前最具有发展前景的脱硫脱硝技术是烟气同时脱硫脱硝技术，指在同一套设备内对烟气中的SO2和NOx同时去除，该方法不但节约用地而且投资较低。
一、我国燃煤火电厂大气污染排放现状
燃煤过程产生的废气污染物具体包括粉尘、SO2、NOx及CO与CO2气体，其中NOx与SO2的污染尤甚。据统计数据表明，2010年我国工业废气排放量达519168亿m3，较2009年上升19.1%，其中工业SO2排放量达1864.4万t，占全国SO2排放量的85.3%；“十二五”期间我国SO2排放总量及工业SO2排放量皆呈现出下降趋势。与2005年相比，2010年我国SO2排放总量下降14.3%，超额完成“十二五”减排的任务；2010年我国SO2及NOx排放量较2009年上升9.4%（1852.4万t），其中工业NOx排放量较2009年上升14.1%（1465.6万t），占全国NOx排放量的79.1%。总体而言，我国工业NOx排放量呈现出逐年增加的趋势，SO2属“十二五”期间的重点污染控制对象，因此超额完成既定减排任务。从2000年以来，我国便开始对SO2的排放进行严格控制，同时逐步加大排放控制力度，到2010年我国已有2386家电力企业被列入重点调查统计范围，其中1642家独立火电厂，744家自备电厂。独立火电厂共消耗16.6亿t燃料煤，占全国工业煤炭消耗量的49.2%。SO2排放量达835万t，较2009年下降4.8%，占全国工业SO2排放量的44.8%。
二、火电厂燃煤烟气脱硫脱硝技术
（一）、烟气脱硫技术
在我国，对于工业烟气脱硫，在燃煤电厂行业出现较早。现在大多的工业烟气脱硫技术都是源于最初的燃煤烟气脱硫技术。烟气脱硫工艺按脱硫剂是否含水可分为:湿法、干法、半干法。其中具代表性的有:湿法中的石灰石-石膏法，氨法;半干法中的循环流化床法;干法中活性碳(焦)干法。
1、烟气湿法脱硫技术
石灰石-石膏法以石灰石装液(5%-15%)为脱硫剂，除尘烟气中的SO2与石灰石浆液中的CaC03、Ca(0H)2以及鼓入的或使用喷淋技术时塔内空气中的O2发生化学反应，生成石膏(CaS(V2H20);烟气依次经过除雾器除去雾滴，最后经烟囱排入大气，工艺流程如图1。
图1石灰石-石膏法脱硫工艺流程图
2、烟气氨法脱硫技术
严格来讲，氨法始于20世纪70年代，日本与意大利等国始研制氨法脱硫工艺并相继获得成功。氨法以NH3为吸收剂，在吸收塔中与SO2反应生成亚硫酸氢铵(NH4HSO3)和亚硫酸铵((NH4)2S03)。含NH4HSO3的溶液进一步与NH3反应生成(NH4)2S03，然后再对(NH4)2S03氧化、结晶，制取质量好而且稳定的硫酸铵((NH4)2S04)。
3、烟气循环流化床脱硫技术
循环流化床法以消石灰(Ca(0H)2)为吸收剂，除尘烟气从吸收塔底部进入，经文丘里管加速后与加入的Ca(OH)2、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2。携带大量吸收剂和反应产物的烟气从吸收塔顶部进入脱硫布袋除尘器，进行气固分离。净化气体通过烟囱排入大气，脱硫干灰大部分进入循环系统，多余部分通过二级输送系统排外，工艺流程如图2。
图2循环流化床脱硫工艺流程图
（二）、烟气脱硝技术
在20世纪70年代，日本就已经实现了选择性催化还原(SCR)的工业化运用。目前，烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)、电子束法、吸收法、吸附法等。由于SCR法脱硝效率高、技术相对成熟等优势，受到国际上的广泛关注。
1、选择性非催化还原法
选择性非催化还原法（又称热力脱硝）是把尿素或氨等还原剂均匀喷入炉膛高温区（900~1050℃），由此达到脱除NOx的目的。目前全球超过300套的选择性非催化还原法装置被应用到工业锅炉、电站锅炉、垃圾焚烧炉等领域。实践证实，选择性非催化还原法能够直接经现有锅炉改造而成，因此具有投资费用低等优点，但同时也具有脱硝效率低、氨逃逸率高、还原剂消耗量大等缺点，其中还原剂消耗量大的原因是还原剂与O2经氧化反应会生成H2O及CO2。目前选择性非催化还原法试图与再燃烧技术、选择性催化还原法、低NOx燃烧器等技术实现联合应用，此乃该项技术发展的重要方向。
2、选择性催化还原法
选择性催化还原法是以催化剂及一定温度为反应环境，以烃或氨为还原剂，同时把NOx选择性地还原成H2O及氮气。实践证实，采用选择性催化还原法能够使NOx的脱除率超过90%，而目前NH3-SCR已成为全球应用范围最广的脱硝技术。1999年我国首次投运SCR脱硝工程，但投运后却长期受到氨量控制误差等原因的影响，因此实际脱除效率仅能达到65~80%。总体而言，选择性催化还原法并不会影响到大气环境质量，因此目前已成为应用范围最广、脱硝工艺最成熟的脱硝技术。
（三）、烟气同时脱硫脱硝技术
烟气同时脱硫脱硝技术也称之为烟气脱硫脱硝一体化技术。该方法可以在同一反应塔内同时脱除两种甚至多种污染物，工艺流程简单，减小了反应装置的占地，同时也降低了一次性投资费用。烟气同时脱硫脱硝技术目前在全世界范围内都是研究的热点，但绝大部分还处于实验室研究阶段，还没有真正实现大规模工业化应用。
1、脉冲电晕法(PPCP法)
国外已有脉冲电晕法脱硫脱硝的中试装置，其中韩国建造的工业中试装置烟气处理量为2000m3/h，其脱硫脱硝效率分别为95%和85%。我国有研究者对处理量为12000～20000m3/h的中试装置进行试验后发现，在低能耗的条件下，SO2和NOx的脱除率可以达到85%和50%以上。
脉冲电晕法不需要电子加速器也不需要屏蔽辐射从而降低了能耗和成本。虽然该方法具有很多优点，但是由于其发展时间较短，还不是很成熟，所以还有很多问题需要解决。
2、络合物吸收法
该工艺一般先在碱性或者中性溶液中加入Fe2+形成络合物，这类络合物可以吸收NOx并且形成亚硝酰亚铁络合物，并进一步和溶解的SO2、O2反应生成其他形式的络全物。有研究者采用6%氧化镁增强石灰和Fe(Ⅱ)EDTA作为吸收液用于烟气脱硫脱硝，实验结果表明脱硫率和脱硝率分别可到99%和60%以上。该方法虽然可以获得很高的脱硫脱硝效率，但是由于吸收液的再生困难并且容易损失，使得成本大大提高，使进一步的推广收到了阻碍。
结束语
综上所述，火电厂必须深入落实烟气脱硫脱硝工作，此乃时展的必然趋势，同时也是实现社会经济可持续发展的必然要求。目前我国烟气脱硫脱硝技术尚处在研究阶段，而已经应用到工业领域的脱硫脱硝技术仍存有诸多问题亟待解决，其中以脱硝技术为甚，因此我国必须加大研究力度，切实提高对火电厂大气污染物的控制力度。
中图分类号：TK16 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）17-0203-02
1 引言
目前我国燃煤发电占总发电的82%，而燃煤发电厂是氮氧化物污染的主要来源。随着氮氧化物污染的日趋严重，国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。氮氧化物与空气中的水结合最终会转化成硝酸和硝酸盐，而硝酸是酸雨的成因之一；它与其他污染物在一定条件下能产生光化学烟雾污染。
论文阐述了NOx生成机理，分析了影响NOx生成的主要因素，并详细论述了通过合理调整锅炉偏置风比例，磨煤机一次风量和SOFA风量来降低NOx生产量的燃烧调整方法，为燃煤电厂的环保节能提供经验参考。
2 燃煤锅炉NOx的生成机理
燃煤电厂烟气中的氮氧化合物主要成分为一氧化氮和二氧化氮，我们统称为氮氧化物，即常说的NOx。按NOx的生成途径，可主要分为以下三个类型：
（1）热力型NOx；
（2）快速型NOx；
（3）燃料型NOx。
以上所列三种类型的NOx，按生成比例为，燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的60～80%，热力型NOx次之，快速型NOx的生产量最少。这三种生成量受到燃烧温度的影响，温度不同，生成量也不一样。
2.1 热力型NOx的生成机理
热力型NOx是指空气中的氧气和氮气在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2的总和，其总反应式为：
N2+O22NO
NO+O2NO2
当燃烧区域的温度低于1000℃时，NO的生成量很小，而温度在1300～1500℃时，NO的浓度大约为500～1000ppm，而且随着温度的升高，NOx的生成速度按指数规律增加。
因此，温度对热力型NOx的生成具有决定作用。根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成量，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，且避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。
2.2 燃料型NOx的生成机理
与热力型NOx生成机理不同，燃料型NOx的生成量主要受以下因素影响：煤质、氮化合物受热分解后的分布，过量空气系数和风煤浓度比等。
燃料型NOx的生成机理可以表述如下：燃料被送入炉膛燃烧，在较高温度的炉膛中，燃料中的氮有机化合物在燃烧前首先被加热分解成氰（HCN）、氨气（NH3）等中间产物，同时煤粉中的挥发分一并析出，这部分统称为挥发份N；剩余部分称为焦炭N，以上二者的比例会受到炉膛温度和煤粉细度的影响。炉膛温度越低，挥发份N的比例越小，焦炭N的比例越大。煤粉细度越细，会是相反的趋势，挥发份N的比例越大，焦炭N的比例越小。挥发份N的主要反应过程为：HCN被氧化成NCO，NCO继续被氧化成NO。如果NCO所处的环境为还原性气氛，就会被还原成NH3。而此时生产的NH3会和氧气发生反应，生成NO和H2O。而且NH3和NO还会发生氧化还原反应，生成N2。
2.3 快速型NOx的生成机理
快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与炉膛空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。
根据以上三种NOx的生成机理可知，NOx的生成主要与火焰中的最高温度、氧和氮的浓度以及气体在高温下停留时间等因素有关。在实际工作中，可采用降低火焰最高温度区域的温度、减少过量空气等措施，降低NOx的生成量。
3 低NOx控制技术
现在火电厂减少NOx的主要手段主要有两种，一种是锅炉低NOx燃烧技术，在燃烧阶段控制NOx的生成量，为低NOx燃烧技术；二种是净化烟气的脱硝技术，直接对锅炉炉膛进行喷射脱硝剂或水进行脱硝，即对燃烧后的烟气中加入还原剂及催化剂吸收已生成的NOx。一般第一种方法最多只能降低NOx排放值的50%，如果要求降低到40%以下时，则应加上第二种方法，此时二次措施与一次措施一般同时采用才能达到要求。
3.1 低NOx燃烧技术
通过上一节的分析，影响NOx生成的因素主要有燃烧温度和氧量。低NOx燃烧技术就是在燃烧阶段控制这两个关键指标，即，降低炉膛内的燃烧温度或降低进入炉膛的氧量，从而控制NOx的生成。不过这样虽然降低了NOx的生成量，但会影响锅炉燃烧的稳定和烟气中的飞灰含碳量。
低NOx燃烧技术的要点是抑制NOx的生成，并创造条件使已生成的NOx还原。对于燃煤锅炉，当炉膛温度在1340℃以下时，热力型NOx生成量很小，但当炉膛温度超过1550℃时，热力型NOx可到25%～35%，而快速型NOx仅占5%，因此对于燃煤锅炉主要是控制燃料型NOx。
目前，最典型应用最广泛的低NOx燃烧技术有如下几种：
（1）低氧燃烧；
（2）空气分级燃烧技术；
（3）燃料分级燃烧技术；
（4）烟气再循环技术；
（5）低NOx燃烧器。
3.2 脱硝技术
1 质量管理综述
1.1 质量管理的定义与目的
质量管理是指为了实现质量目标而进行的所有管理性质的活动。在质量方面的指挥和控制活动，通常包括制定质量方针和质量目标以及质量策划、质量控制、质量保证和质量改进。而质量管理的目的是通过组织和流程，确保产品或服务达到内外顾客期望的目标；确保公司以最经济的成本实现这个目标；确保产品开发、制造和服务的过程是合理和正确的[1~4]。
1.2 质量管理的重要意义
从宏观上来说，当今世界的经济竞争，很大程度上取决于一个国家的产品和服务质量。质量水平的高低可以说是一个国家经济、科技、教育和管理水平的综合反映。对于企业来说，质量也是企业赖以生存和发展的保证，是开拓市场的生命线，正可谓“百年大计，质量第一”。
1.3 质量管理的发展方向
第一，要从对产品质量的管理转向对过程和系统的管理。
第二，要从原来以推行管理方法为主转向以培育管理文化为主。第三，从偏重于技术创新转向技术创新与管理创新并举。
2 制造业质量管理要素
质量管理是随着生产的发展和科学技术的进步而逐渐形成和发展起来的。质量管理理论主要在制造业产生并不断发展起来。按照质量管理在工业发达国家实践中的特点，质量管理的发展一般可以分为三个阶段：（1）质量检验阶段；（2）统计质量控制阶段；（3）全面质量管理阶段。这三个发展阶段，前两个阶段主要关注点就是制造业的生产过程管理，从对大批大量产品生产的事后质量检验，到对产品的质量特性数据以及生产过程中的抽样检验和过程控制方法，以及产品交验过程的抽样检验理论，都主要关注的是制造业生产管理的特点和重点，带着深深的制造业的烙印。
随着质量管理理论的完善和发展，更多的行业和部门开始引入质量管理的理论和方法，质量管理的相关理论和方法在推广过程中也不断强调其适用于各行各业。但是，这些理论方法在制造业是完全适用的，即使在某些非制造业不甚适用的技术方法，在制造业一定是完全可以应用的。即质量管理的所有相关理论、技术、方法研究和论述都适用于制造业的质量管理。
2.1质量管理理念要素研究
2.1.1全面质量管理要素
全面质量管理包含的质量要素有：质量领导、追求高品质的企业文化、诚实守信的经营理念、系统的得到全员认可的质量战略、培训、团队合作、顺畅便利的信息系统、有效执行的质量绩效评价和奖惩制度、适当的过程控制体系。
2.1.2 ISO9000国际质量管理体系质量要素
ISO9000族标准所包含的质量要素有：管理职责、质量体系、合同评审、设计控制、文件和资料控制、采购管理、顾客、过程控制、检验和试验、检验、测量和试验设备的控制、检验和试验状态、不合格产品的控制、纠正和预防措施搬运、贮存、包装、防护和交付、质量记录的控制、内部质量审核、培训、服务、统计技术等。
2.1.3卓越绩效模式质量要素
卓越绩效模式要求以产品质量、服务质量为核心，强调组织整体的质量经营，通过提高质量去实现企业的经营绩效。从大的方面来讲所包含的质量要素主要有领导作用、质量战略、以顾客和市场为中心、过程管理、员工管理、测量和分析改进、知识管理、经营效果。
2.1.4零缺陷管理质量要素
零缺陷的目标就要求组织以永无止境的持续改善为动力，运用合理的激励手段，不断提高工作和产品质量[18,19]。零缺陷管理要求组织做好以下方面：零缺陷质量目标、高层管理的的质量使命、有效的执行体系、质量信息以及有效的控制、教育培训、团队合作、供应商参与、持续改进、质量成本管理。
2.1.5六西格玛管理质量要素
六西格玛管理要求不断改善产品、服务质量，并制定质量目标目标、应用质量工具和方法来达到顾客满意的要求。六西格玛已经不仅仅是一个质量上的统计标准，它更代表着一个全新的管理理念和管理哲学。我国的六西格玛管理评价准则对质量管理要素进行了全面的诠释。六西格玛的要素有六西格玛领导力；六西格玛战略；顾客驱动与顾客满意；六西格玛基础管理；六西格玛项目管理；评价与激励；六西格玛管理成果等七个方面，下图显示了这些要素的相互关系。
2.2最具代表性的质量要素
总结质量大师的理论和国家质量奖标准，并结合我国制造业企业的质量管理和生产运营特点，本文提出了一个全面考核中国制造企业质量管理水平的综合指标体系。评价指标体系由13个要素组成，分为根源要素、支持要素和结果要素三大类。质量管理体现于企业运营的全过程，三类要素互相支持互相影响，如图1所示。
图1 质量三要素
（1）根源要素位于体系的底部，虽然是衡量企业质量管理水平的隐性要素，但却是质量管理体系的核心，是质量管理体系产生的土壤和源泉，是保持质量管理水平的基本要素。（2）结果要素处于体系的顶部，直接由外部消费者评价，是企业质量管理水平的外在表现，也是底层要素作用的结果。（3）支持要素在根源要素和结果要素之间，起着承上启下的作用，既是结果要素的主要来源又是根源要素的承载体。通过它的运作将根源要素转化为结果要素，使隐性成为显性。
3 板式催化剂制造过程中质量管理
3.1 公司相关情况介绍
大唐南京环保科技有限责任公司引进庄信万丰催化剂（德国）有限公司的平板式催化剂生产技术，同时收购了雅佶隆在上海所建的包括实验室在内的一整套平板式催化剂生产线，成为国内唯一平板式催化剂生产商，年产量为10000m3。后续还将建设二期、三期，建设完成后，催化剂总产能达到36000m3/年，成为世界最大脱硝催化剂制造基地。在板式脱硝催化剂的生产中，质量管理起着非常重要的作用。
3.2 公司组织架构
公司组织架构如图2所示。建立明确的组织架构，在此基础之上明确各部门的职责，加强各部门之间的相互联系，以保证各项管理的传递与执行，确保产品质量信息的及时反馈。
图2 公司组织架构
3.3 质量控制程序
本论文提出的质量管理程序主要在公司领导层的领导下，公司各职能部门包括设计研发部、采购部、仓库管理、市场营销部、安全生产部、设备能源部和质量管理部等部门的协力合作，明确各自职责，建立完整的质量控制体系。论文研究的理论基础是制造业质量管理要素，在理论研究的基础上提出了适合于板式脱硝催化剂制造的质量管理体系。
本质量管理体系设计的方案是市场营销部收集到的投标文件反馈到设计研发部，设计研发部按照具体的参数提出设计方案，市场营销部在此基础之上制作投标文件，当公司接到项目订单后，按照之前的设计方案设计催化剂产品配方和项目Spec，并制定产品检测控制计划。设计研发部将配方和项目Spec提供给采购部，采购部准备原材料的采购，原材料进厂前进行质量检测，把控质量第一关。在整个生产过程中也制定相关的产品生产过程检测，控制生产过程中的质量，把控质量第二关。产品生产后对其功能进行检测，把控质量第三关。产品入库前后进行检测，保证发送到客户的产品的质量。即通过各个程序的把控，严格控制产品的质量。具体程序流程如图3所示。
图3 板式脱硝催化剂质量管理流程图
4 结论
在质量管理理论研究的基础上，结合公司实际情况，制定了适用于本公司板式脱硝催化剂生产的质量管理体系，明确了公司各部门之间的职责和形成了部门之间良好的沟通协调机制。通过此质量管理体系的建立，完善了组织内部管理，使质量管理制度化、体系化和法制化，提高板式催化剂的质量，并确保了产品质量的稳定性，从而提高了顾客的满意度和公司的知名度。在实际工作中，进一步完善和提高此质量管理体系，使之更好地适用于板式脱硝催化剂的生产。
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1前言
我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达75%以上。我国的电力结构中，火电机组装机容量约占全国总装机容量的75%，发电量约占全国总发电量的80%。我国排放的SO2总量中有90%来自于燃煤，电力行业排放的SO2约占全国的50%以上。SO2的排放可以导致酸雨，酸雨不仅可导致森林退化，湖泊酸化，水生生物种群减少，农田土壤酸化，建筑物腐蚀等环境问题，同时也对人体健康产生直接影响[1]。
目前控制燃煤电厂SO2排放的途径主要有燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫3种方式。我国发电厂用煤多为低硫煤，在发电站炉膛内，煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2，由于炉膛内温度高，不利于脱硫，因此燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）是目前控制SO2排放最行之有效的途径，也是国际上普遍采用的一种方式[2]。
2燃煤电厂烟气脱硫技术
烟气脱硫的主要方法有干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫，基本原理是都化学反应中的酸、碱中和反应。烟气中的SO2是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，从而将烟气中的SO2脱除[3]。SO2与碱性物质间的反应在碱性溶液中发生称为湿法烟气脱硫，在固体碱性物质的湿润表面发生称为干法或半干法烟气脱硫[4]。
2.1湿法脱硫技术
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2，湿法烟气脱硫是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高 [5]。
2.1.1石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫技术
石灰石/石灰-石膏法是技术最成熟、应用最多、运行状况最稳定的方法，世界各国在300 MW及以上机组的大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上[6]。
石灰石/石灰-石膏法主要工艺流程为：烟气经除尘器除去粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO2与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落人沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。主要的化学反应机理为：
石灰法：
石灰石法：
这种半水亚硫酸钙含水率40%-50%，不易脱水，且难溶于水，容易引起结垢。我国大多采用强制氧化，即向吸收塔下部循环氧化槽中鼓入空气，使亚硫酸钙充分氧化生成石膏，氧化率高达99%。这样脱硫副产品是石膏，可以回收利用。
石灰石/石灰-石膏法的主要优点是：
（1）煤种适用范围广；
（2）脱硫效率高，吸收剂利用率高；
（3）设备运转率高，运行可靠；
（4）脱硫剂来源丰富且廉价。
但是缺点也比较明显：
（1）一次性投资和运行费用高；
（2）占地面积较大，系统操作复杂；
（3）磨损腐蚀现象较为严重；
（4）副产物石膏和脱硫废水较难处理[7]。
2.1.2氨法烟气脱硫技术
氨是一种良好的碱性吸收剂，其碱性强于石灰石吸收剂，相比钙法脱硫，氨法是气液反应过程，反应速度快，SO2的吸收率高，有很高的硫效率，同时相对于钙法系统简单、设备体积小、能耗小，成本低[8]。
氨法脱硫的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的SO2与氨水反应生成亚硫酸铵，亚硫酸铵经过氧化反应后，生成硫酸铵溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得化学肥料硫酸铵。
氨法脱硫工艺的主要技术特点：
（1）副产品硫酸铵易于处理；
（2）氨水与SO2的反应速度快，系统简单，投资费用较低；
（3）不存在结垢和堵塞现象；
（4）无废水、废渣排放。
2.1.3海水烟气脱硫技术
燃煤电厂烟气湿法脱硫常用的技术还有海水脱硫法。海水有一定的碱度和水化学特性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫工艺就是利用海水的这种特性来脱除烟气中的SO2。因此该方法可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海滨电厂[9]。
海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为液态SO2。液态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，采用提高pH值抑制SO2。
海水脱硫技术的主要特点：
（1）工艺简单，无需制备脱硫剂，系统可用率高；
（2）脱硫效率高，可达90%以上；
（3）投资低，运行费用低；
（4）有一定的地域限制，且只能适用于含硫量小的中、低硫煤；
（5）不产生任何废物，工艺简单、系统运行可靠。
2.2干法脱硫技术
干法脱硫是指脱硫过程中脱硫剂、脱硫产物为干态。常见的干法脱硫技术有活性焦脱硫技术，电子束脱硫技术，烟气循环流化床技术等，目前日本、韩国以及德国应用较为广泛和成熟。我国成都热电厂已经对电子束烟气脱硫技术实施示范工程。
2.2.1活性焦脱硫技术
活性焦脱硫技术是60年展起来的一种以物理、化学吸附原理榛础的干法脱硫工艺，其过程机理如下：
活性焦脱硫技术优点在于脱硫过程中SO2被转化为H2S04进而可以转化为元素硫或其它产品，工艺简单，二次污染较轻[10]。
近年来，诸多的研究机构开发出了用于脱除烟气中S02的蜂窝状活性炭，可将SO2吸附、催化转化成SO3，进而制得工业级硫酸。
彭宏[11]等研究蜂窝活性炭的脱硫性能，陈红芳[12]等研究了活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用，王艳莉[13]等研究了载钒量对蜂窝状V205/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响，结果都表明，蜂窝状活性炭具有较好的二氧化硫转化活性，因此具有广阔的市场应用前景
2.2.2电子束照射法脱硫技术
这是一种较新的脱硫工艺，其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束辐照烟气，使水蒸汽与氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基可以使烟气中的SO2和N2很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵[14]。经过脱硫后的烟气温度高于露点，不需再热系统，可直接排放。
电子束照射法脱硫工艺的主要特点：
（1）不产生废水、废渣；
（2）可同时脱硫、脱硝，具有90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率；
（3）系统简单，操作方便，易于控制；
（4）对硫分和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性；
电子束烟气脱硫是靠电子束加速器产生高能电子的，因而需要大功率的电子枪，还需要防辐射屏蔽；投资很大，厂用电高，关键部件电子枪寿命较低，吸收剂需氨水，且运行、维护技术要求高，一定程度上限制了它的大量应用[15]。
2.3半干法脱硫技术
半干法脱硫工艺的特点是，反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。半干法脱硫一般选用CaO或Ca（OH）2为脱硫剂。
2.3.1旋转喷雾干燥法
旋转喷雾干燥法一般用生石灰作吸收剂，生石灰经熟化变成具有较好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000 r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体灰渣[16]。
旋转喷雾干燥法烟气脱硫反应过程包含4个步骤：1）吸收剂制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合、吸收SO2并燥；4）脱硫废渣排出[17]。
与湿法烟气脱硫工艺相比，旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资和运行费用低、占地面积小；同时其运行可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，脱硫副产物易于处理，但是技术要求高、反应生成物太细小、除尘不易和腐蚀严重等问题[18]。脱硫效率可达75%～90%，略低于湿法脱硫效率。。
2.3.2炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法）
此种工艺由芬兰IVO公司开发，是在炉内喷钙工艺的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20%～30%，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器喷水增湿，促进脱硫反应，脱硫效率可达70%～75%[19]。
炉内喷钙加尾部增湿活化技术脱硫主要分为两段，第一段碳酸钙分解为CaO，CaO与SO2反应，第二段CaO遇水生成Ca（OH）2再次与SO2反应，最终产物生成CaS03，CaS04等[20]。具体过程如下：在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca（OH）2，用以脱除烟气中的SO2。脱硫率一般为70%一80%。
3结论与展望
综上所述，在我国众多的烟气脱硫技术中，技术最成熟、运行最稳定、应用最广泛的还是石灰石/石灰-石膏法，但循环流化床和海水脱硫等新型烟气脱硫技术正在迅速为人们所认可。但就总体而言，脱硫效果并不理想，目前仍存在很多的技术问题需要克服，随着人们环保意识的不断增强，发展高效可循环的脱硫技术势在必行。今后我们要完善和改进现有的脱硫技术，积极引进和吸收国外先进脱硫技术，开发适应我国情况的脱硫新技术，形成有我国特色的脱硫技术，同时开发其副产品的综合利用，从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。
参考文献：
[1]赵鹏高.燃煤电厂烟气脱硫有关问题的思考[J].中国电力，2004，37（10）.
[2]王小明，薛建明，颜俭，等.国内外烟气脱硫技术的发展与现状[J].电力环境保护，2000，（1）.
[3]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].北京：化学工业出版社，2001.
[4]李喜，李俊.烟气脱硫技术研究进展[J].化学工业与工程，2006，23（4）：351-355.
[5]段建中.湿法脱硫与碳排放[J].行业信息学报，2011，40（8）：83.
[6]鲁天毅.湿法烟气脱硫还杭州蓝天一片[J].中国电力企业管理，2004.
[7]朱光涛.石灰石―石膏湿法烟气脱硫技术的应用[J].东北电力技术，2002，（l2）.
[8]史永永，李海洋，张慧，等.氨法烟气脱硫技术研究进展[J].磷肥与复肥，2012，27（5）：6-9.
[9]郭鲁钢，王海增，朱培怡，等.海水脱硫技术现状[J]. 海洋技术学报， 2006， 25（3）：10-14.
[10]张守玉.活性焦吸附氧化法脱除烟道气中二氧化硫叨[J].燃料化学学报，1999，27（6）：522-528.
[11]彭宏.蜂窝活性炭脱硫性能的研究[J].四川大学硕士学位论文，2006.
[12]陈红芳.论活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用川[J].山西科技，2010，2：14-18.
[13]王艳莉， 詹亮， 凌立成，等. 载钒量对蜂窝状V2O5/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响[J].华东理工大学学报（自然科学版），2006，32（5）：497-502.
[14]刘宗豪.国内SO2污染现状及治理技术[J].辽宁城乡环境科技，2003，23（l）.
[15]汤宗慧.电子束半干法烟气净化技术[J].华东电力，2003（8）.
[16]李青. 燃煤电厂二氧化硫污染与治理[J]. 山东电力技术，2002，（l）.
[17]钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，2002.
研究论文
(257)co2对褐煤热解行为的影响 高松平 赵建涛 王志青 王建飞 房倚天 黄戒介
(265)煤催化气化过程中钾的迁移及其对气化反应特性的影响 陈凡敏 王兴军 王西明 周志杰
(271)应用tg-ftir技术研究黄土庙煤催化热解特性 李爽 陈静升 冯秀燕 杨斌 马晓迅
(277)三维有序大孔fe2o3为载氧体的生物质热解气化实验研究 赵坤 何方 黄振 魏国强 李海滨 赵增立
(284)首届能源转化化学与技术研讨会第一轮通知 无
(285)o-乙酰基-吡喃木糖热解反应机理的理论研究 黄金保 刘朝 童红 李伟民 伍丹
(294)基于流化床热解的中药渣两段气化基础研究 汪印 刘殊远 任明威 许光文
(302)超临界水中钾对甲醛降解过程影响的研究 赵亮 张军 钟辉 丁启忠 陈孝武 徐成威 任宗党
(309)反应温度对加氢残渣油四组分含量和结构的影响 孙昱东 杨朝合 谷志杰 韩忠祥
(314)高温沉淀铁基催化剂上费托合成含氧化合物生成机理的研究 毛菀钰 孙启文 应卫勇 房鼎业
(323)pd修饰对cdo．8zn0．2s／sio2光催化甘油水溶液制氢性能的影响 徐瑾 王希涛 樊灿灿 乔婧
(328)热等离子体与催化剂协同重整ch4-co2 魏强 徐艳 张晓晴 赵川川 戴晓雁 印永祥
(334)《燃料化学学报》征稿简则 无
(335)磷化镍催化剂的制备机理及其加氢脱氮性能 刘理华 刘书群 柴永明 刘晨光
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(347)燃料特性对车用柴油机有害排放的影响 谭丕强 赵坚勇 胡志远 楼狄明 杜爱民
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(361)铁铈复合氧化物催化剂scr脱硝的改性研究 熊志波 路春美
(367)如何写好中英文摘要 无
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