氮氧化物（NOx）是一种大气污染物，它会和空气中的水结合，促进酸雨的形成；也会和其他污染物在一定条件下产生光化学烟雾，影响能见度；它还参与臭氧层的破坏， 氧化亚氮在高空同温层中会破坏臭氧层，使较多的紫外线辐射到地面， 增加皮肤癌的发病率。目前，我国的主要发电形式是基于燃煤的火力发电方式，占整个电能装机容量60%以上，的大污染源就在于燃煤电厂的烟气排放，统计数据显示，2007年我国火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨。据0预测，若不控制，2020年我国氮氧化物排放总量将达到3000万吨。随着当局政府和民众对环保重视程度的不断提升，国家氮氧化物排放政策标准日趋严格，国家2011年新发布的标准中再一次提高了对火电厂氮氧化物的排放标准要求。建设电厂在满足社会能源需求的同时，应当加强对燃煤电厂氮氧化物排放在有效控制，减少空气污染，减轻氮氧化物排放给人类的生活环境带来的严重危害。因此，必须严格控制燃煤电厂氮氧化物的排放量，脱硝技术就显得尤为重要。
1 脱硝技术概况
目前，我国对于燃烧产生的控制方法按燃烧前后处理时序的不同分为三大类：燃烧前、燃烧中以及燃烧后脱硝[1]。
燃烧前脱硝就是减少燃料中的氮成分或者是使用含氮量低的燃料，减少生成量，主要有两种方法：加氢和洗选。加氢脱硝的原理是使原料煤中烯烃、芳烃选择性加氢饱和、将原料煤中的硫、氮、氧等非烃化合物氢解以及让原料煤脱除金属和沥青等杂质[2]。洗煤和选煤是指通过洗选出去或减少原煤中所含的灰分、矸石、硫、氮等杂质，并根据煤种、灰分、热值和粒度将其按分成不同等级的煤以满足不同场景的需求[2]。但是这两种方法技术要求和成本较高，实用性不强。
燃烧中脱硝是指在燃烧过程中通过改进燃烧方式和生产工艺来降低锅炉内的生成量，也就是低燃烧技术。常用的燃烧中脱硝技术主要有低过量空气燃烧（LEA）、空气分级燃烧、采用低燃烧器、烟气再循环技术等。任何一个燃烧中脱硝技术的原理都是基于以下三个方面考虑：一是，降低火焰温度，防止形成局部高温区；二是，在减小过量空气系数和氧气浓度，使煤 粉在缺氧条件下燃烧；三是，减少烟气在高温区的停留时间。燃烧中脱硝方法能减少20%～80%的的生成，技术简单、费用较低，但由于炉内低燃烧技术的局限性，使得生成的控制效果不太。因此，在电厂中，一般是利用它作为脱硝技术，配合烟气脱硝使用。
燃烧后脱硝是指对燃烧后产生的烟气进行处理，即在烟道尾部加装脱硝装置，将烟气中的还原或者吸附的方法，又称烟气脱硝技术。烟气脱硝技术按反应剂的形态不同分为湿法脱硝和干法脱硝。湿法是指反应剂为液态，通过O2、ClO2、KMnO2把氧化为NO2，然后用水或碱性溶液吸收NO2来达到脱硝的目的，包括水吸收法、酸性吸收法、液相还原吸收法等，但是湿法脱硝产生的二次污染产物难以处理，电厂一般不使用湿法脱硝。干法是指反应剂为气态的工艺技术，有选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）、选择性非催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）等。燃烧后脱硝是当前工业应用多广泛的脱硝方法。
2 SCR原理及其工艺流程
目前商业应用为广泛的烟气脱硝技术为选择性催化还原（SCR）脱硝工艺。SCR工艺是美国Eegelhard公司发明的，但是其工业化实现则是在20世纪70年代由日本完成的。
2.1 SCR反应原理
SCR的基本原理利用还原剂（NH3）和金属催化剂在一定温度条件下，“选择性”地与发生反应，将烟气中的还原为氮气和水[2]。其主要反应方程式如下：
2.2 SCR脱硝工艺流程
SCR系统一般是由氨储存系统、氨/空气喷雾系统、催化反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成[3]。其工艺流程如下：液氨罐车将液氨运送到液氨储罐，再由蒸发器将其蒸发成氨气，再将氨气加热到常温，送入氨缓冲槽中备用。运行时，将缓冲槽的备用氨气减压，再由氨/空气混合器将氨气与空气混合，送入烟道内的喷氨格栅，再通过静态混合器将其与烟气充分混合，后进入到SCR反应器中。混合充分后的还原剂和烟气在催化剂的作用下发生反应，去除。
用SCR脱硝系统脱硝，脱除率通常很高，只要喷入量合适，喷入到烟气中的氨几乎*和烟气中的反应。仅有一小部分氨发生了氨逃逸。一般来说，对于新建的SCR脱硝系统，氨逃逸量很低。但是，随着使用时间的增加，催化剂表面会出现堵塞、被飞盖、失活等现象，会是的氨的逃逸量急剧增加。因此，为了达到国标中的排放要求，此时应该增加反应器中喷氨量。在电站锅炉脱硝工程上，反应器一般安装于空预器和省煤器300-400°C之间的位置。
SCR法脱硝效率可达90%，工艺设备紧凑、运行可靠，无二次污染、对锅炉本身运行没有影响，因而成为市场上应用多、技术成熟的烟气脱硝技术。
3 SNCR技术原理及其工艺流程
3.1 SNCR反应原理
SNCR的原理是在烟气的高温区（850～1100）加入还原剂，还原剂在不需要催化剂情况下就可以迅速与反应生成氮气和水。当温度合适时，SNCR的反应方程式如下：
一般，工业上使用的还原剂有尿素、氨、焦炉气、炼油厂尾气。
3.2 SNCR工艺流程
SNCR脱硝系统主要由氨水接收与储存系统、氨水输送与混合系统、计量分配与喷射系统、压缩空气系统、PLC自动控制系统、安全防护系统等组成[4-5]。还原剂以尿素为例，将储仓中的尿素粉末用电动葫芦吊装输送到溶解罐里，用除盐水将其溶解成质量浓度为40%～60%的尿素溶液，再由给料泵输送到尿素溶液储罐。储罐中的尿素溶液经由供液泵、计量与分配装置等进入尿素喷枪，并喷入氨点。雾化后的尿素溶液在绝热分解室分解为NH3，氨喷射系统将NH3喷入烟气脱硝系统，后送达锅炉。
SNCR以锅炉炉膛为反应器，可以通过改造锅炉来实现脱硝。与SCR技术相比，SNCR技术没有SCR技术不需要用到催化剂，优点在于投资与运行成本少、SO2/SO3转化率小、安装简便、建设周期短，但是SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率受锅炉结构尺寸影响很大且没有SCR的高，一般为30%～80%。
4 燃煤电厂烟气脱硝技术的发展方向
当前，我国对于电量需求的不断增加，电厂也必然会获得进一步的发展壮大，而随着电厂的不断发展，其烟气的脱硝技术也理应得到相应的，这种发展趋势主要取决于以下两个方面：
1）随着电厂的不断兴建和生产，其排出的烟气必然会越来越多，尤其是面对着污染越来越严重的大气环境来说，加强对于电厂烟气脱硫脱硝技术的研究更是极为必要，这也是社会发展过程中对于电厂所提出的一个必然要求，任何一个电厂都应该切实履行好自身的这一职责，进而为环境的保护做出应有的贡献；
2）针对电厂进行烟气脱硝处理也是今后电厂发展中其自身的一个必然要求，因为脱硝技术已经成为了电厂生产过程中*的一个方面，因此，对于这一环节来说，如何促使其更好的发挥应有的作用就显得更为重要，并且做好了烟气脱硝技术的应用也能够有助于提升电厂的声誉，促使电厂获得更好地发展，此外，电厂烟气脱硝技术的不断发展还能够有助于电厂生产成本的降低，提高经济效益。
基于当前我国脱硝工艺的现状，作者再次提出如下建议：
1）加强技术引进、加深对于电厂烟气脱硝技术理论的研究。一方面，通过技术引进和技术合作，引进。另一方面，加强技术研发，加强新技术和联合技术的开发，加深对脱硝技术的研究，力争有所突破[6]；
2）加强对于化人才的培养。化人才的实践技术能力的提升，有利于电厂烟气脱硝技术的实际运行效果；
3）烟气脱硝技术所用设备的更新换代也是未来发展中一个重要的研究方向。设备的更新能够在较大程度上降低电厂烟气脱硝技术成本，并且对于电厂烟气脱硝效果也能够起到一定的积极作用；
4）电厂烟气集成脱硫、脱硝技术的研究必然会成为今后电厂环保研究的一个重点方向，随着国家对环境保护力度的加大，电厂烟气脱硫和脱硝都是治理的重中之重。若能针对这两者进行集成处理，应该能够更好的降低成本、提率。
5 结束语
随着人们环保意识的增强，烟气脱硝是电厂发展的一个重要问题，我国作为大的煤炭生产国和消费国，特别容易给大气造成污染，加强对氮氧化物的治理势在必行。然而，我国的烟气脱硝技术研究尚不成熟，大多仍是引进国外的，因此，我们需要加深对脱硝技术的研究，改善现有工艺，提高脱硝效率。
