湿法脱硫技术已相当成熟，但该技术要求使用大量工业水，且要求采用先进的废水处理方法。与此同时，加氨选择性催化还原（SCR）技术也已商业化应用，但不仅要求对昂贵的脱硝催化剂进行不间断监控，且要求采用严格的技术措施防止氨的泄漏。因此，本研究计划的目标是开发干法联合式脱硫脱硝工艺，能在不使用工业水、勿需进行污水处理、且不需要使用脱硝催化剂的前提下可同时脱除硫氧化物和氮氧化物。

 

　　2、技术工艺

 

　　（一）活性炭吸附法

 

　　研发机构：J-POWER；Sumitomo（住友）重工株式会社；Mitsui（三井）矿业株式会社。

 

　　项目类别：煤炭应用技术提升自研项目。

 

　　技术概要：

 

　　活性炭吸附法可引发烟气中SO2与喷入的NH3于120∽150℃温度下在活性炭上发生化学反应并将SO2转化为吸附态的(NH4)HSO4和(NH4)2SO4而使SO2得以脱除；与此同时，发生SCR反应，烟气中的NOx被还原分解为N2和H2O。在工艺的第一阶段，SO2在移动床吸附塔（称为脱硫塔）中被脱除；在第二阶段（称为脱硝塔），NOx被分解。之所以将流程设计为先脱硫再脱硝，原因是高浓度的SO2有抑制NOx脱除率的趋势。

 

　　吸附了(NH4)HSO4的活性炭在脱附塔中被加热到350℃或更高温度，脱附的(NH4)HSO4随后被分解为SO2和NH3，同时活性炭得以再生。

 

　　即使不向脱硫塔中喷NH3，SO2亦可以H2SO4形式被吸附脱除，但在后继的脱附处理过程中会发生有碳参与的化学反应而消耗活性炭，所以喷入NH3可在脱硫的同时阻止活性炭的消耗：H2SO4→SO3+H2O；SO3+0.5C→SO2+CO2。

 

　　当回收的目标产品是元素硫时，可采用煤作还原剂，于900℃条件下与SO2进行还原反应。当目标产品是H2SO4时，可采取另外的工艺使SO2氧化为SO3。

 

　　在这项技术开发过程中，首先在J-POWER的松岛（Matsushima）热电厂安装了一台活性炭脱硫装置（吸附塔）进行规模为300000Nm3/hr.（相当于90MW发电机组烟气量）的烟气脱硫脱硝验证性试验（1983到1986年），SOx的脱除率达98%，NOx脱除率为30%。

 

　　为了提高脱硝效率，于1984到1986年建设了一个烟气处理规模为3000Nm3/hr.的联合脱硫脱硝中试工厂，采用双塔式流程，在前置脱硫塔中SOx的脱除率近100%，而NOx的脱除率达80%。之后进行了烟气处理规模为150000Nm3/hr.的放大验证试验并取得了成功。

 

　　1995年该技术被竹原（Takehara）燃煤热电厂引进到常压流化床锅炉（350MW）的第二套发电机组的脱硝工艺装置，最近已投入运行。

 

　　2002年J-POWER的矶子（Isogo）热电厂采用该技术作为1号新建发电机组（600MW）的脱硫装置技术（见照片1），最近已投入运行。但它只是单独的脱硫装置，并非脱硫脱硝联合技术系统。

 

　　（二）电子束辐照技术

 

　　研发机构：Ebara（荏原）株式会社；Chubu（中部）电力株式会社；日本原子能研究所；其它合作者。

 

　　项目类别：自主研发项目。

 

　　技术概要：

 

　　电子束技术是采用电子束对烟气中的SOx和NOx进行辐照并同时喷入NH3，使它们之间发生化学反应生成(NH4)2SO4或NH4NO3，并在下游的除尘器中对反应产物进行回收，回收的副产品(NH4)2SO4和NH4NO3可用作化肥。当反应温度为70∽120℃、NH3/NO摩尔比控制为1时，SOx脱除率可达98%或更高，NOx脱除率达80%。且NOx的脱除率会随着进气中SO2浓度的提高而增加，但同时SOx的脱除率则不受进气SO2浓度的影响。

 

　　这项工艺技术开发工作是由荏原株式会社与包括美国DOE（美国能源部）在内的境外合作者在1981到1987年期间共同完成的。

 

　　在日本国内，以研发成果为基础，于1991到1994年在中部电力株式会社的Shin-Nagoya电厂建设了一座烟气处理量12000Nm3/hr.的中试工厂并完成了验证试验。

 

　　中国四川省成都热电厂（一家热电联产发电厂）采用电子束辐照脱硫脱硝技术，建设了一座烟气处理量300000Nm3/hr.（90MW）的示范工厂，近期正在试运行，据称其NOx的脱除率已达80%（见照片2）。

 

　　以上资料来源于网络，原件为英文；有翻译不确之处，以原件为准。