低温脱硝综述

　　我国烟气脱硝技术的研究开展得相对较晚，目前已建或拟建的脱硝工程几乎均以购买欧美和日本技术使用权为主，部分环保企业通过自主开发或引进消化吸收的方式也掌握了一定的烟气脱硝技术，但核心技术(特别是催化剂)仍未实现国产化，而引进技术存在技术使用费高、难以掌握核心技术、可升级性差等突出难题，不适用于我国国情。  受我国煤炭资源和燃料供应政策的制约，燃料供应呈现出复杂性和多样性的特点，火电厂燃煤的品质通常较差，灰含量较高(30%~40%)，砷含量大

　　(9.6~21.0μg/g)，由于我国这一情况所以决定了我国火电厂的烟气脱硝装置不能完全照搬国外现有的SCR技术。根据我国脱硝政策的要求，SCR的现有市场和潜在市场都十分可观。但目前我国在SCR研发方面投入的力量还远远不够，必须加快SCR技术的自主开发，关键是研制符合我国电力燃煤特点的高活性、较好的水热稳定性、高强度、耐磨损、较长使用寿命和较低成本的SCR催化剂。  随着科学技术的发展，人们生活水平的提高，对环境的要求也随着提高。氮氧化物的危害也越来越受到了人们的重视，近几年来国家实施了许多政策控制NOx排放。我国燃煤电站锅炉尾气的NOx控制起步很晚，首次NOx排放限制是在1997年1月1日实施GB13223-1996《大气污染综合排放标准》开始的，标准中规定对环境评价报告书待审查的批准新、扩、改建燃煤电站300 MW及以上机组，NOx排放浓度不得超过650mg/Nm3。2003年又提出了新的排放限制标GB13223-2003，规定电站最高NOx排放浓度为450~650mg/Nm3，并在2005年7月起，在《排污费征收使用管理条例》中对NOx执行与SO2相同的排污费征收标准。

转载请注明：http://www.wxafhj.com