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1.1.1 NOx的危害及控制技术
氮氧化物（NOx）主要来自石化燃料燃烧，不仅是酸雨形成的主要原因，而且可与碳氢化物反应，形成光化学烟雾，目前已成为仅次于可吸入颗粒物和二氧化硫的重要大气污染物[1]。因此控制NOx的排放已刻不容缓。
燃料在燃烧过程中生成的NOx有三种途径：（1）“热力”NOx，系燃烧用空气中的氮气在高温下氧化而产生的NOx；（2）“快速”NOx，指碳化氢燃料过浓时燃烧产生的NOx；（3）“燃料”NOx，指燃料中含有的氮的化合物如杂环氮化物在燃烧过程中氧化而生成的NOx。
目前NOx的控制主要通过燃烧前处理、燃烧方式的改进及燃烧后处理三种途径进行。其中燃烧前处理主要指燃料的脱氮，脱硝效果不明显；燃烧方式的改进包括烟气再循环技术、分段燃烧技术、再燃烧技术及低NOx燃烧器等方式[2]，但是改进燃烧方式会带来燃烧效率的降低，不完全燃烧会引起燃料损失增加，设备规模庞大，脱氮效率较低，仅为40%左右。尽管通过改进煤等石化燃料的燃烧方式可显著降低NOx生成量，但要达到严格的排放标准，仍需采用燃烧后废气脱氮技术，该技术是控制NOx排放的重要方法。
NOx催化还原包括非选择性催化还原（Non-selective Catalytic Reduction，SNCR）和选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）。SNCR还原剂用量大，脱硝能力有限，并且在低工况条件下，容易造成NH3的逃逸。以NH3为还原剂的SCR方法以其还原剂用量少，还原效率高（90 %以上）等优点使其在固定源NOx尾气控制脱硝技术领域迅速推广应用[2]。
SCR技术应用于火电厂是将反应器置于锅炉之后，有如图1.1所示的三种尾气处理单元操作的布置方案。第一种布置（a）的优点是进入反应器烟气的温度达300 ℃~500 ℃，多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，烟气不需加热即可获得好的NOx净化效果。虽然其处于高尘烟气中，飞灰中K、Ca、Si、As会使催化剂污染中毒、催化剂有磨损现象且催化剂有烧结现象，但是该工艺布置是目前唯一可工业应用的。第二种布置（b）的优点是催化剂不受飞灰的影响，缺点是需要使用高温电除尘装置，工业应用很难达到，因此该工艺布置受到很大限制。第三种布置（c）将脱硝操作置于最后，避免了飞灰和SO2等气态毒物的影响，且应用操作更为简洁的一般电除尘装置，但是目前SCR过程的催化剂在150 ℃左右活性较低，所以需要将温度再次升高到催化剂的适宜温度，势必消耗大量的能量[3]，虽然目前低温SCR催化剂研究较多，但是脱硫后烟气温度很难使催化剂表面硫胺分解，会造成催化剂堵塞，并且该工艺段水蒸气含量较大，低温SCR催化剂容易失活，因此该工艺布置还未能实现工业化。
图1.1 SCR工艺流程布置示意图
SCR：SCR反应器；AH：空气预热器；ESP：电除尘；GGD：气-气换热器；FGD：脱SO2装置。
NH3-SCR反应主要反应如下：
目前，工业应用的商用SCR催化剂为V2O5+WO3/TiO2[4]，围绕着该催化剂的其研究主要集中在催化剂稳定性、抗烧结、酸碱位研究方面，对WO3如何提高低温段SCR催化活性的原因尚不清楚，对该催化剂进一步改性的科学依据尚存在问题。
1.1.2 国内外选择性催化还原脱硝技术应用概述
SCR技术是由美国Eegelhard公司发明，并于1959年申请了专利，但却由日本率先在1977年对该方法实现了工业化，随后的几年时间，SCR技术迅速应用在日本、欧美等国家的电厂。德国曾用60多座电站试验不同方法脱除NOx，其中SCR技术脱除NOx最为理想，可以达到80~90%。90年代，德国应用SCR技术的电站有140多座，装机总容量达到30GW。截止目前，日本大约有170套装置，接近100 GW容量的电厂已安装了SCR设备，同时美国政府也将SCR技术作为电力行业控制NOx的主要技术，其装机已经容量超过100 GW，国外SCR技术应用已较为成熟[5]。
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