环境保护部与国家质量监督检验检疫总局在2011年7月联合发布了《火电厂污染物排放标准》，明确规定氮氧化物排放控制在100mg/Nm3以内。在日益严格的环保排放控制要求下，我国火电厂普遍使用的炉内低氮氧化物燃烧技术已经无法满足实际需求，因此需要对燃烧后的烟气进行脱硝处理。本文笔者将在阐述火电厂烟气脱硝技术的基础上，就如何提高火电厂烟气脱硝技术的经济效益进行探讨。
1.火电厂常用的烟气脱硝技术
1.1选择性催化还原技术
选择性催化还原技术（SCR）就是将还原剂氨气喷入锅炉省煤器下游300～400℃的烟道内，在催化剂作用下，将烟气中NOX还原为无害的H2O和N2。作为目前应用最多且脱硝效率最高的技术，SCR的脱硝效率可达80%以上，其使用的脱硝还原剂大致包括以下几类：
第一类为氨水。氨水制氨用作SCR烟气脱硝系统在我国还不太常见，主要由于氨水采购浓度仅为25%，火电厂脱硝系统使用量较大而导致运输成本较高，加上氨水属于危险药品，因此自九十年代后国际上大容量火电机组就已经很少使用氨水作为脱硝还原剂。
第二类为液氨。液氨是SCR烟气脱硝系统最早采用的脱硝还原剂，前几年在国内火电厂使用较多。虽然液氨出厂价格比较便宜，但是其作为重大危险源，储存、运输以及日常的运行维护成本很高，而且存在极大的安全隐患，故近年来使用已经逐渐减少。
第三类为尿素。由于尿素溶液的储存、运输和处理不需要特殊的安全防护措施，因此被认为是最安全的脱硝还原剂，使用前需要将其转回到氨，然后再用于SCR烟气脱硝系统。
1.2非选择性催化还原技术
非选择性催化还原技术（SNCR）就是将氨气、氨水或尿素等含有氨基的还原性溶液喷入到锅炉炉膛中900～1100℃的区域内，该还原剂快速溶解生成NH3，并和烟气中的NOX进行还原反应生成无害的H2O和N2。氨与烟气中的NOX所发生的还原反应为：
4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2
4NH3+2NO2+O2→6H2O+3N2
4NH3+6NO→6H2O+5N2
8NH3+6NO→12H2O+7N2
SNCR比较适合小容量锅炉的使用，其具有如下特点：不使用催化剂，氨气和烟气中的NOX在炉膛中直接反应；脱硝效率一般为20%～40%，如果再进一步增加脱硝效率，将会影响下游设备并造成二次污染；反应温度窗口比较窄，因此选择合适的反应温度区域比较困难；SCR在催化剂的作用下，部分SO2会SO3，而SNCR却不存在这个问题，因此SNCR技术可允许较大的氨逃逸率；参加反应的还原剂除了氨外，还可以使用尿素，而尿素的存储和使用都比较安全；初次投资少、运行费用低、占地面积小且建设周期短。
1.3SNCR与SCR混合烟气脱硝技术
SNCR与SCR混合烟气脱硝技是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOX，从而提高整体脱硝效率。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOX的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统，准确地试验和调节辅助氨喷射可以改善氨在反应器中的分布。SCR与SNCR混合烟气脱硝技术将SCR技术和SNCR工艺有效的结合起来，不但节约了成本，而且将脱硝效率提高到了95%以上。
1.4三种烟气脱硝技术的对比
上面分别对SCR、SNCR和SNCR-SCR混合法等三种烟气脱硝技术的原理及特点进行了阐述，下表为三种技术的综合比较：

2.提高火电厂烟气脱硝技术经济效益的建议
从国民经济评价角度而言，火电厂设置烟气脱硝系统，虽然会增加年运行成本，但会大幅度降低NOX排放，有助于改善当地大气环境质量，为区域NOX减排做出一定贡献。但火电厂经营的一大目的就是提高经济效益，但目前火电厂使用烟气脱硝技术的一大事实是，无论怎么提高机组年利用小时数，都无法改变NOX治理成本高于排污成本的现状。因此，本文笔者认为可以从如下方面着手，来提高火电厂烟气脱硝技术的经济效益：
第一，积极推广低氮燃烧技术。低氮燃烧技术一般是指空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术和低氮燃烧器等。采用低氮燃烧技术能显著降低炉内氮氧化物生成，降低SCR反应器入口NOX浓度，减少还原剂液氨的耗用量，减少氮氧化物排放量。以600MW的燃煤机组为例，改用低氮燃烧器采用低氮燃烧技术后脱硝系统入口NOX浓度一般能控制在400mg/m3以内，但低氮燃烧技术目前在我国还处于起步阶段，很多关键技术还不够成熟，关键设备还有待于国产化，这也是我们未来相关工作者需要努力解决的问题。
第二，火电厂要尽量减少设备改造，切实提高氮氧化物脱除效率。一方面，由于国家的减排控制措施越来越严格，火电厂在新建时要按国家要求来同步增加脱硝设施，确保减排政策调整时能够最大限度减少对原设备的改造，通过降低设备投资来提高经济效益，另一方面，从排污权交易的角度而言，火电厂可以利用高效率脱硝装置进入排污交易市场来获利。对于脱硝力度比较大的火电厂，在企业审批的氮氧化物排放总量中结余一定的指标来进行市场交易，将企业减排负担变为盈利的资源，与脱硝不利超出审批指标的企业进行排污指标交易而获利。
第三，贯彻落实国家发改委《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2014]1908号）。2014年国家发展改革委员引发了《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2014]1908号），决定从9月1号开始在保持销售电价总水平不变的情况下，适当降低燃煤发电企业上网电价，用于进一步疏导环保电价矛盾。此次电价调整，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.93分钱，重点用于对脱硝、除尘环保电价矛盾进行疏导。《通知》要求发电企业与煤炭企业切实采取有效措施，将发电用煤价格维持在合理区间，防止出现过度下跌，以促进煤炭、电力行业协调发展。近年来，在环保电价政策支持下，火电厂积极开展脱硝、除尘设施改造，而此次电价调整，将有利于环保电价及时结算，支持火电厂开展脱硝、除尘改造，改善大气质量。
第四，实施积极的烟气脱硝贷款政策。随着电力市场改革的不断深化，火电厂面临的经营压力日益加剧，资金的紧缺使绝大多数火电厂不愿投资烟气脱硝装置，而金融系统为了保证其收益，又不断提高贷款利率或缩短还贷周期，从而增加了火电厂的脱硝财务费用。虽然我国一些省市已经将烟气脱硝贷款列为国家贷款扶持范围，对新建烟气脱硝实施低、贴息政策，降低贷款利息并降低此类贷款门槛，但将这一优惠政策落到实处还有很长的路要走，因此国家应该研究如何实施积极的烟气脱硝贷款政策，促进火电厂投入更多的资金给烟气脱硝装置。
第五，促使烟气脱硝关键设备的国产化。在火电厂烟气脱硝装置中，催化剂成本约占整个脱硝投资的45%，如果国家加大催化剂生产企业的支持力度，使更多的企业能够生成具有自主知识产权的催化剂产品，这就会加剧生产企业间的商业竞争而导致脱硝装置投资的降低，从而提高火电厂烟气脱硝技术的经济效益。
3.小结
实践表明，单独依靠提高机组利用小时数来改变火电厂氮氧化物治理成本高于排污成本的现状是不现实的，为此笔者认为国家应该出台降低脱硝工程贷款利率、增大脱硝上网电价、调整排污费收费标准、许可排污权交易等一系列政策，尽量增加火电厂烟气脱硝的经济效益。