時間：2023-03-16 17:15:32
序論：速發表網結合其深厚的文秘經驗，特別為您篩選了11篇脫硝技術論文范文。如果您需要更多原創資料，歡迎隨時與我們的客服老師聯系，希望您能從中汲取靈感和知識！
中圖分類號：F407.61 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2015）18-0359-01
1 研究的背景
近年來，中國大部分區域污染態勢越發嚴重，霧霾、酸雨現象常有發生，嚴重影響廣大人民群眾的日常生產生活。氮氧化物是誘發這一環境污染現象的罪魁禍首之一。2012年1月國家能源系統實施了《火電廠大氣污染物排放標準》，明確規定，火電企業氮氧化物的排放濃度不準超過100mg/Nm3。
2 項目概述
丹東金山熱電廠（2×300MW）新建工程是由中國華電集團沈陽金山能源有限公司依照《丹東市中心城區熱電發展總體規劃（2005―2020年）》在丹東市投資建設的大型熱電聯產項目。電廠一期建設2臺300MW亞臨界汽輪發電機組，規劃容量4臺300MW，并同步建設脫硝設施。
3 脫硝工藝設計原則
（1）采用當前技術成熟方法，符合國家環保排放標準。
（2）脫硝設計效率應大于80%。
（3）不設計煙氣旁路。
（4）在鍋爐省煤器與空預器中部布置反應器。
（5）吸收劑選擇液氨。
（6）脫硝設備年利用小時按不小于6500小時考慮，投運時間按不小于7800小時考慮。
（7）脫硝裝置可用率不小于98%。
（8）裝置服務壽命為30年，大修期為6年[1]。
4 脫硝工藝的選型
目前全球電力生產脫硝技術主要分為兩大類：即選擇性催化還原（selective catalytic reduction，SCR）煙氣脫硝技術、選擇性非催化還原（selective non-catalytic reduction，SNCR）煙氣脫硝技術[2]。
4.1 SNCR煙氣脫硝
SNCR技術原理是在爐膛內布置機械式霧化噴槍，將例如氨氣、氨水、尿素等溶液作為氨基還原劑，霧化后形成小液滴直噴進爐膛，熱解后，還原劑生成氣態NH3，在鍋爐的對流換熱區域，溫度控制在950～1050℃，沒有任何催化劑的條件下，NH3與NOX進行化學物理聯合環境下的選擇性非催化還原反應，將NOX還原成氮氣和水。被壓力環境下噴入爐膛的氣態NH3，溫度超過1050℃時，NH3被氧化成NOX，起主導作用的是氧化反應；當溫度低于1050℃時，NH3與NOX的主要反應是還原反應，但反應速率相對較低，即氧化與還原反應跨界產生[3]。
在歐美地區SNCR技術相對來說廣泛應用。較為先進的低氮燃燒技術被移植到這些鍋爐中，爐膛出口NOX濃度約為280～450mg/Nm3，應用SNCR系統后，基本可達到180～265 mg/Nm3的氮氧化物的控制水平，基本滿足投產時的控制要求，但不滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011）的NOX排放規定[4]。
4.2 混合型煙氣脫硝（SNCR/SCR）
混合型SNCR/SCR技術是利用煙道型SCR將上游來的NH3與NOX反應完全，將SNCR與尾部SCR結合，SNCR承擔脫硝和提供NH3的雙重功能，提高脫硝效率，彌補SNCR系統效率偏低的弊端。具有以下特點：
1）場地空間適應性強，脫硝效率高，可達75%，當入口NOX濃度為400mg/Nm3，出口基本可控制在100mg/Nm3左右，完全符合NOX排放規定的要求。
2）根據催化劑的形式、用量及煙道布置不同，煙道阻力增加100～500Pa左右。
3）煙道型SCR不需要另外設噴氨裝置，系統相對簡約。
4）新型設計理念的煙道型SCR，采取垂直布置方式，與初期設計的SCR在水平煙道布置反應器相比，流速大大降低，減小了催化劑的磨損，延長了設備的使用壽命。
SNCR/SCR混合型脫硝技術具有全面兼顧、博取眾長的技術特點，可作為脫硝技術選型的一個參考方向，符合特定環境，特殊考慮的應用范疇。新技術的革新與應用，使技術人員認識到，追求生產高效率同時，也要考慮經濟性的重要因素。
4.3 SCR煙氣脫硝
SCR技術是在煙道上加裝一套反應裝置，在省煤器下游區域按煙氣含有NOX劑量噴射相適應劑量的氨氣，反應環境溫度為310～420℃之間，在催化劑作用下，煙氣中NOX被還原，反應產物為無害的氮氣和水?？紤]到鍋爐煙氣含量、飛灰屬性、空間區域布置等因素，SCR工藝可分為三種類型：高灰型、低灰型和尾部型。高灰型為目前常用設計選型，其設備布置范圍及反應區域工作環境相對惡劣，煙塵大，催化劑的活性會較快發生惰化，由于310～400℃的煙氣溫度較為適合反應進行，故綜合效率及經濟性最高。
SCR是電站鍋爐普遍采用的深度煙氣脫硝技術，國內當前已建成、在建、擬建脫硝裝置的新老機組約有400多臺，均采用高灰型工藝。SCR技術特點如下：
1）脫硝效率相對較高，一般情況下可達到95%，NOX排放濃度符合國家環保標準，可控制在50mg/Nm3以下。
2）需要在煙溫為310～420℃的空預器入口范圍增加設計反應器，催化劑安裝在反應器內，鍋爐煙道阻力相應增加800-1200Pa左右，引風機需改型提高壓頭。
3）存在諸如產生反應副產品-硫酸氫氨，附著在空預器換熱面上，可能導致空預器的堵塞，逃逸氨與SO3反應。通過精密自動控制化學理論量的加氨，可有效防止氨泄漏量，使生產副產品減少生成。
4）大量的還原劑-液氨是重大的危險源，尤其是超過40噸的儲量，需要考慮氨區周邊環境的安全防護距離，至少需要約3000m2的空閑環境。
5）通常催化劑每3-4年需檢查更換一次，催化劑易磨損、堵塞、活性成分降低。
SCR煙氣脫硝是成熟、可靠的技術，在國內外電站鍋爐上得到了廣泛的應用。當脫硝效率為95%時，NOX排放濃度可控制到50mg/Nm3以下，滿足環保排放的要求。
5 結論
對上述三種脫硝工藝分析結果可知，SNCR工藝不滿足NOX排放低于100mg/Nm3的要求，本項目不能采用此方案。
混合型SNCR/SCR工藝滿足NOX排放低于100mg/Nm3的規定要求，但現階段應用業績及經驗較少，且需要對鍋爐本體進行改造，逃逸氨對省煤器等加熱設備的腐蝕還有待進一步研究，暫不推薦此方案。
SCR工藝技術成熟，脫硝效率高，擴展余地大，適應本項目的綜合技術要求。
丹東金山項目采用SCR煙氣脫硝原理工藝，在鍋爐尾部煙道省煤器出口，空氣預熱器入口區間段布置反應器，即高塵布置。每臺機組設一套脫硝裝置，每套脫硝裝置設計兩個SCR反應器。
自2012年9月15日，機組投產以來，鍋爐脫硝系統未發生運行重大事故，脫硝總效率達到82%，高于設計指標參數，氨逃逸率小于3%。經大修期間停爐檢查，催化劑模塊外形齊備良好，本體未發現有破損、脫落，風孔無堵塞現象，系統內未形成嚴重積灰，脫硝系統符合鍋爐尾部煙道配套設計，工藝選型及流動特性均符合現場生產要求，值得推廣應用。
參考文獻
Modeling and simulation of SCR reaction in a power plant
Liao Li， Yang Pengzhi
Key Laboratory of Low-grade Energy Utilization Technologies and Systems， Chongqing University， Ministry of Education， Chongqing 400044， PR China
Abstract： The SCR （selective catalytic reduction） technique is an advanced way to removal NOx from the flue gases in coal-fired power plants. Based on the Langmuir adsorption-desorption model and Eley-Rideal reaction mechanism， a dynamic mathematical model is established in this paper to focus on the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor . In additional， identification technique is applied to obtain the exact value of certain kinetic parameters based on the data from a power plant and the assumption that the pre-exponential factor for the DeNOx reaction KNO is a variable which is affected by the NH3/NO concentration ratio at the inlet of the SCR reactor. The SCR model is tested in static state situation and dynamic state situation in different loads in the power plant .The result of simulation suggests that： A）these parameters gained from identification and the SCR model can suit the real SCR reaction in this power plant .B） Temperature， ammonia concentration， nitrogen monoxide concentration as well as gas velocity play crucial roles in SCR reaction .C）In the power plant， the amount of ammonia supply， the control of NH3/NO concentration ratio are effective methods to ensure the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor stays in an appropriate range especially in the load up process or load down process.
Keywords： SCR； modeling and simulation； identification； power plant operation
τ詬玫緋В相比于溫度和進口NO的影響，NH3的增加對于脫硫效率的提高較為緩慢，如圖3（b）、圖6。表3也可以看出，該廠需要的供氨量也很大，氨氮比偏高，在1.4以上，尤其是在負荷變化時，需要更大的氨量，其氨氣逃逸量控制在0.015PPM-0.03PPM左右，符合排放標準。在實際運行中，升降負荷時，需提前增大供氨量，保持氨氮比變化率在0.01以內。并隨時監視出口NO和NH3的排放量，防止排放超標（該廠出口濃度大于200mg/m3即為超標排放）。
（4）溫度與NO共同擾動
選取機組某500MW時穩定狀態時的參數值。 圖7中，5s時刻，進口NO濃度突然升高至962mg/m3，出口NO的濃度相應的增大至68mg/m3 。 15s時刻，突然增加進口煙氣溫度至385℃，催化效應增加，出口NO濃度減小，直至25s處，保持溫度385℃，進口NO濃度降至924 mg/m3。此時可見出口NO濃度減小至56 mg/m3。 變化過程和趨勢符合實際的變化。
六、結論
1依據Langmuir吸附層模型、E-R反應機理、建立反應器出口NO濃度變化的模型，其中未知參數采用多次辨識的方法獲得，假設KNO是一個與氨氮比變化率有關的函數，通過擬合得到關系式 。仿真過程的關鍵是確定不同階段的負荷時起始修正系數 ，負荷變化時根據前后時間段氨氮比變化率乘以相應 。模型能夠較為真實的反應機組運行時出口NO濃度的變化趨勢和相應數值，最大誤差控制在25%以內。
2模型驗證和仿真過程中，反應溫度升高、煙氣流速降低有利于催化反應的進行，入口NO濃度降低、供氨量增加亦能減小出口NO排放量。
3模型能夠對該電廠的脫硝運行過程進行分析和預測，為運行中提供指導防止排放超標：1）入口NO量（通過煤質、負荷）、反應溫度、供氨量的控制是保證脫硝效率的主要手段；2）從仿真試驗中，該電廠催化劑在360℃-380℃之間溫度的增加使得催化效率能明顯提高。運行過程中，機組在550MW-660MW時，將煙氣溫度控制在375℃-385℃之間。400MW-550MW時，應將煙氣溫度控制在365-375℃。300MW-400MW時，將煙氣溫度控制在360℃-365℃；3）控制供氨量是運行中保證出口濃度的最主要手段。升降負荷過程中，進口NO濃度變化較大，出口濃度變化劇烈。加入的NH3反應有滯后性，負荷變化時，應提前增減供氨量。確保前后5s內氨氮比變化率控制在0.01以內，即每分鐘供氨量的增減控制在30kg/h以內。
參考文獻：
[1] 劉濤.SCR多元催化劑脫硝性能試驗研究及數值模擬 [D]. 東南大學碩士學位論文，2006
[2] 孫克勤，鐘秦.火電廠煙氣脫硝技術及工程應用[M]. 北京：化學工業出版社，2007.10：9.
[3] 段傳和，夏懷祥.燃煤電廠SCR煙氣脫硝工程技術[M].北京：中國電力出版社，2009.4：19
[4] 朱炳辰.化學反應工程[M]. 北京：化學工業出版社，2006.12：38
[5] Koebel M， Elsener M. Selective catalytic reduction of NO over commercial DeNOx-catalysts Experimental determination of kinetic and thermodynamic parameters [J]. Chemical Engineering Science，1998，53（4）：657-669.
[6] 趙寧，沈伯雄，楊曉燕，劉亭. 煙氣選擇性催化還原脫硝的數值模擬研究進展[J].化工進展，2010，29：2165-2170.
[7] Kijlstra W S，Brands D S，Smit H I，et al. Mechanism of the selective catalytic reduction of NO with NH 3 over MnO x /Al 2 O 3 [J]. Journal of Catalysis，1997，171（1）：219-230.
[8] Luca Lietti，Isabella Nova，Enrico Tronconi，Pio Forzatiti.Transient kinetic study of the SCR-DeNOx reaction [J].Catalysis Today，1998（45）：85-92.
[9] Isabella Nova， Luca Lietti， Enrico Tronconi， Pio Forzatiti. Dynamics of SCR reaction over a TiO2-supported vanadia-tungsta commercial catalyst [J]. Catalysis Today，2000（60）：73-82.
[10] Isabella Nova， Luca Lietti， Enrico Tronconi， Pio Forzatiti .Transient response method applied to the kinetic analysis of the DeNOx-SCR reaction [J].Chemical Engineering Science，2001（56）：1229-1237
[11] 俞逾.選擇性催化還原系統的建模與仿真[D].重慶大學碩士學位論文，2007
[12] 劉麗萍.選擇性催化還原法煙氣脫硝系統的建模與仿真研究[D].華北電力大學碩士學位論文，2012
[13] 劉金琨，沈曉蓉，趙龍. 系統辨識理論及Matlab仿真[M]. 北京：電子工業出版社，2013，2：215
1 前言
隨著生態文明建設越來越受到國家的重視，環境污染問題的日益凸顯，人們對自己生存的家園的關注也越來越多。其中大氣污染是人們關注最多的問題，日益嚴重的霧霾問題也是影響著人們的身心健康。傳統的火力發電產生的廢氣對大氣環境有一定的污染，所以需要有先進的技術對廢氣進行處理，也就是火力發電廠的脫硝技術。
2 脫硝技術的現狀
就我國目前的情況來說，國內的煙氣脫硝技術中包含有一種叫做低NOx燃燒的脫硝技術，雖然這種技術對降低氮氧化物的排放量起到一定的作用，但是這種技術本身存在著一定的問題，其中最主要的便是這種技術要用到安全性并不高的爐膛燃燒，并且其燃燒的效率也不是很高，這就是該技術的局限性所在。其實煙氣的處理技術分為多種，包括液體吸收法，這種方法效率較低且其凈化的效果比較差，就目前的技術發展水平來說還不適宜進行大范圍推廣。
另一種處理方法便是吸附法，效率高是這種脫硝方法的一大亮點，遺憾的是這種方法的吸附量不是很大，并且還有一個致命問題便是這種方法需要的設備規模很大，所以造成了這種方法很難被廣泛利用；還有一種方法是脈沖電暈法，這種方法既能脫硫也能脫硝，然而其需要在工作的過程中實現高壓脈沖，用到的電源功率大且脈沖窄，還有一個問題是使用的期限很短。
此外還有一些新型的技術方法如電子束法脫硝法、液膜法、微生物法等等，電子束法能夠實現同時脫硫和脫硝，但該方法的能耗比較高，還需在降能耗的角度進行改進且還需積累一定的實踐經驗。就目前的發展情況來看SCR技術作為一種高科技技術在脫硝方面的發展是最為成熟的。目前在國外有很多大型的發電站都配備了相關設備且應用了這種技術，但同時由于這種技術的先進性造成了成本比較高而且使用壽命不夠長。所以在中國的發展還只是在起步階段，部分的發電廠已開始著手實施SCR技術，并通過技術的進步逐漸克服這些缺點，努力實現在各火力發電場中的廣泛應用。
3 脫硝技術發展趨勢
在上述提到的所有脫硝技術當中，其中低NOx燃燒技術雖然在減排的角度有一定的優勢，可以實現減少NOx排放達到30%～50%左右的水平，但同時這種低氮燃燒技術或其他類似技術由于需要在爐膛燃燒所以均涉及到安全問題或者是效率問題，這是局限其發展的主要因素。而另一方面，在種類繁多的煙氣處理技術當中，不管是液體吸收法還是吸附法都由于上面提到的種種缺陷而無法廣泛應用，液膜法和微生物法作為兩個新興的技術種類還不成熟且有待發展。
就目前的發展情況來講，脫除效率最高、最為成熟的技術是SCR技術。其在國外的發展已經得到了一段時間實踐的檢驗。其中美國1998年頒布的NOxSIP法令中明確規定了其應用需要廣泛推廣，該法令頒布時EPA便已經預計將安裝75GW的SCR系統，發展和完善至今大約已經累計安裝到60GW左右。
鄰國的日本同樣對SCR技術在脫硝領域的應用有法律法規明文的規定，累計至今大約共有23.1GW的SCR系統已經安裝并且投入了使用。同樣，在歐洲的大部分地區里，所有的正規大型發電站均采用了SCR技術。雖然SCR技術有其特有的優勢，并就目前的發展來看也比較適宜大范圍推廣，但同時也需要注意的是該技術也同時具有一定范圍內的缺點，如投資和運行成本一直居高不下；特有的催化劑的活性和壽命均不夠長以及價格始終較貴等一系列問題。
目前國內已經開始有一些地方的發電廠開始在生產過程中實施脫硝工程，為了更好的做好脫硝工作，切實保護好環境，中國應盡早并盡快掌握SCR這一關鍵的核心技術，并通過發展逐漸使其達到國產化的目的，尤其是SCR專用催化劑的研發生產和制造技術，這樣可以大大的減少SCR系統的投資成本和使用成本。
另外還有一些其他的技術方法，例如SNCR法同樣是較成熟的脫硝技術，一旦通過技術上的完善克服技術中的幾個關鍵缺點，其應用前景同樣會非常廣泛。至于微生物法，由于處理污染物本應該是一個更加接近于自然的過程，所以包括人類所研究的在內都只是不斷強化和優化這一技術過程，并且隨著研究的不斷加強和深入，這一技術必將會得到全面發展，并逐漸實現工業上的應用，并成為最具技術實力和應用前景的脫硝技術。
脫硝技術的發展趨勢可以概括總結為以下幾點：
1）要充分立足于SCR煙氣脫硝技術，以其為基礎進行技術上的創新和發展。SCR技術作為發展到目前為止最為成熟且脫硝效率最高的應用級的技術，理應盡快進行技術上的引進和消化吸收。
2）在全面的掌握了SCR技術之后，便可以SNCR技術為突破口和有望實現再增長的關鍵點，促進SNCR/SCR法或SCR與其他低NOx燃燒技術混合法作為下一階段的技術發展方向。
3）注意研究并開發適合我國現實使用環境的SCR法催化劑。結合我國目前煤燃料具有高灰、高重金屬的屬性特點，研發出具有自主知識產權的SCR催化劑和能夠在低溫環境下運行的SCR催化劑。
4）開展煙氣脫硝過程的流場特點分析和基礎理論研究。其實從根本上來講SCR法的關鍵主要就在于催化劑的選擇以及煙氣流場的優化；而SNCR法的關鍵在與爐膛內溫度場分布特點與控制的研究。具體方法上可以利用CFD進行數學模擬，也可以利用實體物理模型來進行模擬試驗。
4 結束語
從環境保護出發，為了全面減少煙氣中氮氧化物的排放，要從兩方面入手，一是要從根本上改進燃燒技術，另一方面則是要加強對排煙中氮氧化物的凈化和治理。目前煙氣的脫硝技術已經經歷了一定的發展歷程，大氣環境事關百姓的身體健康，需要從基礎研究和實踐同時加強，逐漸完善脫硝技術并在全國范圍內進行推廣。
【參考文獻】
[1]宋艷輝.新時期火力發電廠脫硝技術研究[J].中國高新技術企業（中旬刊）.2014（2） ：72-14.
[2]李俊文，康奇峰，張麗霞，羅軍.我國燃煤電廠煙氣脫硫技術現狀及發展趨勢[J].中國精細化工協會第二屆水處理化學品行業年會論文集.2013（20）：59-61.
[3]司知蠢，翁端，吳曉東，栗國，李佳.中國溫室氣體減排與選擇性催化還原脫硝材料[J]科技導報.2013（22）：143-145.
【關鍵詞】燃煤工業鍋爐；脫硝改造；臭氧氧化；脫硫脫硝
【Keywords】coal fired industrial boiler； denitration modification； ozone oxidation； desulfurization and denitrification
【中圖分類號】TK229.6 【文獻標志碼】A 【文章編號】1673-1069（2017）06-0150-02
1 引言
在我國，燃煤工業鍋爐廣泛運用于各種工業生產之中，其數量較多，分布較廣。每年我國的燃煤工業鍋爐消耗標煤約四億噸，約占全國煤炭消耗總量的四分之一左右，產生了大量的煙塵、二氧化硫及氮氧化物。隨著環境保護重視程度的不斷提高，燃煤工業鍋爐的尾氣污染治理問題已經成為了環保問題治理的重要內容。目前大部分的燃煤工業鍋爐已經配備了除塵脫硫設備，但未安裝相應的脫硝裝置，需要進行脫硝改造。如何在保證脫硝效果的基礎上，降低投資和設備運行的成本，是目前必須予以充分考慮的問題。
2 燃煤工業鍋爐脫硝技術的選擇
我國燃煤工業鍋爐在運行過程中受生產供氣需求的影響，負荷變化較大，產生的氮氧化物濃度波動較大，并且燃煤工業鍋爐的爐膛工況較為復雜。大部分燃煤工業鍋爐的現有場地在設計時未考慮脫硝改造的需求，也給脫硝改造帶來了巨大難度。火電廠電站鍋爐上應用較多的SCR及SNCR脫硝技術，適合運行平穩的大型鍋爐脫硝處理，不適合直接應用在燃煤工業鍋爐的尾氣脫硝處理上。采用氧化吸收法結合濕法脫硫脫硝技術，不僅能夠解決鍋爐負荷變化較大帶來的煙氣處理難度，還具有同一設備實現高效率的脫硫脫硝的優勢，值得進行探討研究。
氧化吸收法，即利用強氧化劑將煙氣中的氮氧化物氧化成NO2及N2O5等高價態氮氧化物后，再利用吸收液將氮氧化物及二氧化硫同時去除。
目前常用的脫硝氧化劑有亞氯酸鈉、過氧化氫和臭氧等。[1]
亞氯酸鈉氧化法是通過亞氯酸鈉作為氧化劑，將尾氣中的NO氧化為硝酸，SO2氧化為硫酸，達到脫硫脫硝的目的。但H.K.Lee等通過研究發現，僅當尾氣中的SOX被亞氯酸鈉完全去除后，NOX才會被除去。[2]由此可見尾氣中的SOX會影響脫硝反應，導致脫硝效率不高。而且亞氯酸鈉價格較高，反應產物復雜，容易導致二次污染，對設備腐蝕性較大。
過氧化氫氧化法是利用過氧化氫直接將NO氧化成可溶性的NO2，再通過洗滌方式與SO2一同被去除。但過氧化氫是一種弱酸，在酸性環境下較穩定，影響了NO的氧化反應。同時，過氧化氫在高溫下分解加速，導致氧化劑利用率低，影響了脫硝效率。
臭氧氧化法的原理是利用臭氧自身的強氧化性，很容易地將氣體NO氧化為溶解度較高的高價態氮氧化物，比如NO2、NO3、N2O5等，然后通入吸收塔內，將SO2和氧化生成的NOX一并吸收去除，達到同時脫硫脫硝的目的。臭氧脫硝的氧化化過程非常迅速，無危害環境的副產物生成，殘留的臭氧很容易分解為環境友好的O2。
3 臭氧氧化脫硝的機理
臭氧氧化脫硝技術的關鍵因素就是NO的氧化過程。NO的氧化是逐步完成的，煙氣中的NO必須先氧化生成NO2后，如果O3過量才會生成NO3和少量的N2O5。反應機制如下：
O3+NO=NO2+O2（1）
O3+NO2=O2+NO3（2）
NO2+NO3=N2O5（3）
通^實驗發現，O3與NO之間發生的氧化速度要高于O3與SO2的氧化反應速度。因此，SO2不會對O3與NO之間所產的氧化過程產生影響。
4 燃煤工業鍋爐脫硝改造工藝流程
目前大部分現有燃煤工業鍋爐已經配備了多管除塵器、布袋除塵器或水膜除塵器，并配備了脫硫吸收塔。因此必須盡量利用現有的除塵脫硫裝置的基礎上增加脫硝裝置，并利用原有的吸收塔同時進行脫硫與脫硝。改造后的工藝流程是：經過除塵后的煙氣通過引風機后、在進入吸收塔之前，將會與臭氧在臭氧反應器內進行充分的氧化反應，從而將NO氧化為高價態氮氧化合物后，再輸送至吸收塔內進行反應，從而達到脫除煙氣中SO2和NOX的目的，最后經過除霧器脫水后，煙氣輸送至煙囪排放。在整個煙氣脫硫脫硝的過程中，所產生的硝酸鹽和硫酸鹽將會進入循環池。
5 臭氧氧化同時脫硫脫硝的主要影響因素
影響O3氧化同時脫硫脫硝的主要因素有O3/NO摩爾比、反應溫度、吸收液等。
5.1 O3/NO摩爾比
從實驗研究的結果進行分析發現，當O3/NO摩爾比≤1時，NOx的脫除效率相對較低，約為50%左右。因此，在實際的脫硝過程中，通常選擇O3/NO摩爾比>1，因為NO氧化度過低將會對NOx的脫除工作產生不利的影響，反之如果臭氧對NO氧化度較高，則NOx的脫除效率可達90%以上。[4] 實際運行時，可以通過調節臭氧的產生量來達到預期的脫硝效率。
5.2 反應溫度
除塵器后部、吸收塔前端的煙氣溫度一般在100～150℃左右，該溫度為臭氧脫硝的合適溫度。此時臭氧的分解率較低、實際的生存時間將會大于NOx的動力學反應時間，有利于氧化反應順利進行。
5.3 吸收液及吸收塔
目前燃煤工業鍋爐的濕法脫硫常用石灰/石灰石―石膏法、雙堿法等。這些脫硫工藝的洗滌吸收液在脫硫的同時也能吸收NOx。但是，因為煙氣中的NOx增加了吸收塔的負荷，原有的吸收塔必須進行技改，增加噴淋層層數或者增加吸收液的循環水量，才能保證脫硝和脫硫正常運行。
6 臭氧硝的優勢
①脫硝效率較高，脫硝效率可達90%以上；
②臭氧脫硝采用在吸收塔之前的煙道內安裝O3噴射格柵，對鍋爐設備產生的影響較??；
③脫硫脫硝在吸收塔內同時進行，節省了設備的占地面積，適合現有鍋爐的脫硝改造；
④可以根據鍋爐的工況變化，通過調節臭氧用量，從而將脫硝效率控制在經濟可行的范圍內。
7 結語
臭氧氧化結合濕法吸收同時脫硫脫硝技術，有效地解決了燃煤工業鍋爐煙氣脫硝改造存在的問題，在保留傳統濕法脫硫工藝的基礎上促進了脫硫脫硝效率的穩步提高，降低了投資運行的成本。因此，這一技術的推廣和應用對于促進我國現階段的工業鍋爐煙氣脫硫脫硝效率的提高，具有積極的促進作用。
【參考文獻】
【1】柏源，李忠華，薛建明，等.煙氣同時脫硫脫硝體化技術研究[J].電力科技與環保，2010（03）：56.
中圖分類號：R122.7 文獻標志碼：A 文章編號：2095-2945（2017）19-0033-02
前言
近年來，全國范圍內出現了長時間、大范圍的霧霾天氣，引發社會熱議，環保問題越來越成為公眾關注的焦點。氮氧化物是導致霧霾產生的主要污染因子之一，如何進一步提高氮氧化物治理技術水平已經成為環保行業關注的焦點。NOx排放控制技術主要分為低氮燃燒技術和煙氣脫硝技術兩類。低氮燃燒技術是通過各種技術手段控制燃燒過程中NOx的生成。煙氣脫硝技術是指對煙氣中已經生成的NOx進行治理。
1 低氮燃燒技術
低氮燃燒技術是通過優化燃料在爐內的燃燒狀況或采用低氮燃燒器來減少NOx 產生的控制技術，主要包括低過量空氣燃燒、燃料分級燃燒、空氣分級燃燒、煙氣再循環技術等。該技術特點是鍋爐改造容易、投資的費用相對較少，但由于其氮氧化物減排效果的限制，單獨使用很難滿足較為嚴格的NOx控制要求。近十幾年來，我國開展了大量的低氮燃燒技術研究和改進工作。上海理工大學、華中科技大學、寶鋼發電廠聯合進行燃煤鍋爐氣體燃料分級低氮燃燒技術的研發，在引進消化吸收以及自主創新的基礎上，我國已經開發形成了雙尺度低氮燃燒控制技術、高級復合空氣分級低氮燃燒技術、MACT低氮燃燒技術等一系列先進的自主燃燒技術和低氮燃燒器。
1.1雙尺度低氮燃燒控制技術
該技術是由煙臺龍源電力技術股份有限公司自主研發的低氮燃燒技術，可以有針對性地解決燃煤鍋爐運行和環保方面的難題，具有強防渣、防腐蝕、高效穩燃、超低NOx排放等功能。目前該技術發展較成熟，已在國內外130余臺鍋爐上成功應用，經測試在燃用煙煤或褐煤的四角切圓鍋爐上能夠將NOx的排放量降低到200mg/m3以下，下一步將向100mg/m3以下的排放目標邁進。2014年初，在該技術的基礎上，煙臺龍源研究完成了具有自主知識產權的一雙尺度低NOx燃燒控制系統，該系統實現了環境因素變化情況下鍋爐低氮燃燒的智能調風和NOx排放指標的動態向穩，針對生產過程歷史數據進行趨勢分析，有利于提高火電機組運行的自動化水平，實現電廠節能增效的目標，具有較好的效益前景。
1.2 高級復合空氣分級低氮燃燒技術
該系統是上海鍋爐廠在第一代對沖同心正反切圓燃燒、第二代引進型低NOx切向燃燒系統LNCFS的基礎上自主研發的第三代技術，擁有多項專利。2012年，該技術成果通過專家鑒定，被認定達到國際領先水平。該技術的特點在于建立早期的穩定著火和空氣分段燃燒技術，在實現NOx排放值大幅降低的同時，提高了燃燒效率、減輕了爐膛結渣問題。目前，該技術已在臺山電廠、渭河電廠、北侖電廠等多臺300MW、600MW的燃煤發電機組上實現成功應用。
1.3 MACT低氮燃燒技術
該系統采用燃料分級燃燒，以PM型燃燒器作為主燃燒器，80%～85%的煤粉通過一次燃料主燃燒器送入爐膛下部的一級燃燒區，在主燃燒區上部火焰中形成過量空氣系數接近1的燃燒條件，以盡可能地提高燃料的燃盡率。二次燃料也采用煤粉，其中15%～20%的煤粉用再循環煙氣作為輸送介質將其噴入爐膛的再燃區，在過量空氣系數遠小于1的條件下將NOx還原，同時抑制了新的NOx的生成。該系統燃燒穩定，在不影響鍋爐燃燒效率的情況下，可將NOx的排放控制在308～328mg/m3之間。我國福建漳州后石電廠、浙江玉環電廠均采用該燃燒系統，NOx排放濃度在369mg/m3左右。[1]
2 氣脫硝技術
單純依靠低氮燃燒技術的氮氧化物減排效果，不能滿足日益嚴格的排放要求， 因此需要結合煙氣脫硝技術聯合作用脫除氮氧化物。煙氣治理脫硝技術，是指對煙氣中已經生成的NOx進行治理，煙氣NOx治理技術主要包括SCR、SNCR、 SNCR/SCR、脫硫脫硝一體化、等離子體法、直接催化分解法、生物質活性炭吸附法等。這些方法主要是利用氧化或者還原化學反應將煙氣中的NOx脫除。
2.1 SCR技術
SCR技術是指利用NH3、CO、H2、烴類等還原劑，在催化劑作用下有選擇性地將煙氣中的 NOx還原成 N2和H2O的過程。在幾種主要脫硝技術中，SCR的脫硝效率最高，基于反應器和催化劑的合理選型和優化布置情況下脫硝效率最高可達 90%以上，是目前世界上商業化應用最多、最為成熟的氮氧化物控制技術?！笆濉逼陂g，燃煤火電廠脫硝改造呈全面爆發的增長趨勢，其中SCR技術占火電機組脫硝項目的95%以上。催化劑是SCR技術的核心，目前國內外采用的催化劑主要為V2O5-TiO2體系（添加WO3或MoO3作為助劑），該催化劑效率高、穩定可靠，但仍存在催化劑本身具有一定的毒性、價格昂貴、易受煤質成分影響而失活、低溫下性較低以及溫度窗口受限等問題。
2.2 SNCR技術
SNCR 技術是指在不使用催化劑的情況下，在爐膛煙氣溫度適宜處（850～1150℃）噴入含氨基的還原劑（一般為氨或尿素），利用爐內高溫促使氨和NO選擇性還原，將煙氣中的 NOx還原為N2和H2O。由于不需要催化劑和催化塔，該技術具有建設周期短、投資少、對鍋爐改造方便、技術成熟等特點，在歐美發達國家、 韓國、日本、我國臺灣地區以及內地電廠均有一定的應用[2]。據統計，其脫硝效率（30-50%）未能達到現階段NOx的控制需求，因此常與低NOx技術協同應用。SNCR 脫硝技術的實際應用受到鍋爐設計和運行條件的種種限制，且存在反應溫度范圍窄、 爐內混合不均勻、工況變化波動影響大以及NH3逃逸和N2O排放等問題，很大程度上影響其工業應用。[3]
2.3 SNCR/SCR合脫硝技術
SNCR/SCR聯合脫硝技術是將SNCR工藝中還原劑噴入爐膛的技術同SCR工藝中利用逸出氨進行催化反應的技術結合起來，從而進一步脫除NOx。利用這種聯合脫硝技術可以實現SNCR出口的NOx濃度再降低50%～60%，氨的逃逸量小于5mg/m3，上游SNCR技術的使用降低了SCR入口的NOx負荷，可以減少SCR催化劑使用量，從而降低催化劑投資；而SCR利用SNCR系統逃逸的NH3，可減少氨逃逸量，是一種結合SCR技術高效、SNCR技術投資省的特點而發展起來的新型組合工藝。[4]
3 結束語
就目前而言，無論是國內還是國外對于脫硝技術的研究都十分的活躍，除了本論文介紹的這幾種脫硝的方法之外還有更多好的方法值得我們去探析。因此加強脫硝技術的監測以及研發是國內外共同要研究的話題，不僅有利于我國又好又快的可持續發展，更加有利于保護我們賴以生存的環境。
參考文獻：
[1]Xu Guangwen. Adap tive sorbent for the combined desulfuriza2 tion /denitration p rocess using a power-particle fluidized bed. Industrial and Engineering Chemistry Research， 2000，39（7）：2190-2198.
中圖分類號：TM62文獻標識碼： A
引言
火電廠燃煤量在我國工業煤炭消耗量中占了很大的比重，帶來的污染非常嚴重。據統計，2010年，火電廠產生的SO2和NOx分別占我國SO2和NOx總排放量的52．8%和65．1%。國家環境保護“十二五”規劃重點工業部門分工方案中指出，要繼續推進電氣行業污染減排，新建燃煤機組要同步建設脫硫脫硝設施。
目前最具有發展前景的脫硫脫硝技術是煙氣同時脫硫脫硝技術，指在同一套設備內對煙氣中的SO2和NOx同時去除，該方法不但節約用地而且投資較低。
一、我國燃煤火電廠大氣污染排放現狀
燃煤過程產生的廢氣污染物具體包括粉塵、SO2、NOx及CO與CO2氣體，其中NOx與SO2的污染尤甚。據統計數據表明，2010年我國工業廢氣排放量達519168億m3，較2009年上升19.1%，其中工業SO2排放量達1864.4萬t，占全國SO2排放量的85.3%；“十二五”期間我國SO2排放總量及工業SO2排放量皆呈現出下降趨勢。與2005年相比，2010年我國SO2排放總量下降14.3%，超額完成“十二五”減排的任務；2010年我國SO2及NOx排放量較2009年上升9.4%（1852.4萬t），其中工業NOx排放量較2009年上升14.1%（1465.6萬t），占全國NOx排放量的79.1%?？傮w而言，我國工業NOx排放量呈現出逐年增加的趨勢，SO2屬“十二五”期間的重點污染控制對象，因此超額完成既定減排任務。從2000年以來，我國便開始對SO2的排放進行嚴格控制，同時逐步加大排放控制力度，到2010年我國已有2386家電力企業被列入重點調查統計范圍，其中1642家獨立火電廠，744家自備電廠。獨立火電廠共消耗16.6億t燃料煤，占全國工業煤炭消耗量的49.2%。SO2排放量達835萬t，較2009年下降4.8%，占全國工業SO2排放量的44.8%。
二、火電廠燃煤煙氣脫硫脫硝技術
（一）、煙氣脫硫技術
在我國，對于工業煙氣脫硫，在燃煤電廠行業出現較早?，F在大多的工業煙氣脫硫技術都是源于最初的燃煤煙氣脫硫技術。煙氣脫硫工藝按脫硫劑是否含水可分為:濕法、干法、半干法。其中具代表性的有:濕法中的石灰石-石膏法，氨法;半干法中的循環流化床法;干法中活性碳(焦)干法。
1、煙氣濕法脫硫技術
石灰石-石膏法以石灰石裝液(5%-15%)為脫硫劑，除塵煙氣中的SO2與石灰石漿液中的CaC03、Ca(0H)2以及鼓入的或使用噴淋技術時塔內空氣中的O2發生化學反應，生成石膏(CaS(V2H20);煙氣依次經過除霧器除去霧滴，最后經煙囪排入大氣，工藝流程如圖1。
圖1石灰石-石膏法脫硫工藝流程圖
2、煙氣氨法脫硫技術
嚴格來講，氨法始于20世紀70年代，日本與意大利等國始研制氨法脫硫工藝并相繼獲得成功。氨法以NH3為吸收劑，在吸收塔中與SO2反應生成亞硫酸氫銨(NH4HSO3)和亞硫酸銨((NH4)2S03)。含NH4HSO3的溶液進一步與NH3反應生成(NH4)2S03，然后再對(NH4)2S03氧化、結晶，制取質量好而且穩定的硫酸銨((NH4)2S04)。
3、煙氣循環流化床脫硫技術
循環流化床法以消石灰(Ca(0H)2)為吸收劑，除塵煙氣從吸收塔底部進入，經文丘里管加速后與加入的Ca(OH)2、循環灰及水發生反應，除去煙氣中的SO2。攜帶大量吸收劑和反應產物的煙氣從吸收塔頂部進入脫硫布袋除塵器，進行氣固分離。凈化氣體通過煙囪排入大氣，脫硫干灰大部分進入循環系統，多余部分通過二級輸送系統排外，工藝流程如圖2。
圖2循環流化床脫硫工藝流程圖
（二）、煙氣脫硝技術
在20世紀70年代，日本就已經實現了選擇性催化還原(SCR)的工業化運用。目前，煙氣脫硝技術有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)、電子束法、吸收法、吸附法等。由于SCR法脫硝效率高、技術相對成熟等優勢，受到國際上的廣泛關注。
1、選擇性非催化還原法
選擇性非催化還原法（又稱熱力脫硝）是把尿素或氨等還原劑均勻噴入爐膛高溫區（900~1050℃），由此達到脫除NOx的目的。目前全球超過300套的選擇性非催化還原法裝置被應用到工業鍋爐、電站鍋爐、垃圾焚燒爐等領域。實踐證實，選擇性非催化還原法能夠直接經現有鍋爐改造而成，因此具有投資費用低等優點，但同時也具有脫硝效率低、氨逃逸率高、還原劑消耗量大等缺點，其中還原劑消耗量大的原因是還原劑與O2經氧化反應會生成H2O及CO2。目前選擇性非催化還原法試圖與再燃燒技術、選擇性催化還原法、低NOx燃燒器等技術實現聯合應用，此乃該項技術發展的重要方向。
2、選擇性催化還原法
選擇性催化還原法是以催化劑及一定溫度為反應環境，以烴或氨為還原劑，同時把NOx選擇性地還原成H2O及氮氣。實踐證實，采用選擇性催化還原法能夠使NOx的脫除率超過90%，而目前NH3-SCR已成為全球應用范圍最廣的脫硝技術。1999年我國首次投運SCR脫硝工程，但投運后卻長期受到氨量控制誤差等原因的影響，因此實際脫除效率僅能達到65~80%?？傮w而言，選擇性催化還原法并不會影響到大氣環境質量，因此目前已成為應用范圍最廣、脫硝工藝最成熟的脫硝技術。
（三）、煙氣同時脫硫脫硝技術
煙氣同時脫硫脫硝技術也稱之為煙氣脫硫脫硝一體化技術。該方法可以在同一反應塔內同時脫除兩種甚至多種污染物，工藝流程簡單，減小了反應裝置的占地，同時也降低了一次性投資費用。煙氣同時脫硫脫硝技術目前在全世界范圍內都是研究的熱點，但絕大部分還處于實驗室研究階段，還沒有真正實現大規模工業化應用。
1、脈沖電暈法(PPCP法)
國外已有脈沖電暈法脫硫脫硝的中試裝置，其中韓國建造的工業中試裝置煙氣處理量為2000m3/h，其脫硫脫硝效率分別為95%和85%。我國有研究者對處理量為12000～20000m3/h的中試裝置進行試驗后發現，在低能耗的條件下，SO2和NOx的脫除率可以達到85%和50%以上。
脈沖電暈法不需要電子加速器也不需要屏蔽輻射從而降低了能耗和成本。雖然該方法具有很多優點，但是由于其發展時間較短，還不是很成熟，所以還有很多問題需要解決。
2、絡合物吸收法
該工藝一般先在堿性或者中性溶液中加入Fe2+形成絡合物，這類絡合物可以吸收NOx并且形成亞硝酰亞鐵絡合物，并進一步和溶解的SO2、O2反應生成其他形式的絡全物。有研究者采用6%氧化鎂增強石灰和Fe(Ⅱ)EDTA作為吸收液用于煙氣脫硫脫硝，實驗結果表明脫硫率和脫硝率分別可到99%和60%以上。該方法雖然可以獲得很高的脫硫脫硝效率，但是由于吸收液的再生困難并且容易損失，使得成本大大提高，使進一步的推廣收到了阻礙。
結束語
綜上所述，火電廠必須深入落實煙氣脫硫脫硝工作，此乃時展的必然趨勢，同時也是實現社會經濟可持續發展的必然要求。目前我國煙氣脫硫脫硝技術尚處在研究階段，而已經應用到工業領域的脫硫脫硝技術仍存有諸多問題亟待解決，其中以脫硝技術為甚，因此我國必須加大研究力度，切實提高對火電廠大氣污染物的控制力度。
中圖分類號：TK16 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2015）17-0203-02
1 引言
目前我國燃煤發電占總發電的82%，而燃煤發電廠是氮氧化物污染的主要來源。隨著氮氧化物污染的日趨嚴重，國家將于“十二五”期間加大對氮氧化物排放的控制力度。氮氧化物與空氣中的水結合最終會轉化成硝酸和硝酸鹽，而硝酸是酸雨的成因之一；它與其他污染物在一定條件下能產生光化學煙霧污染。
論文闡述了NOx生成機理，分析了影響NOx生成的主要因素，并詳細論述了通過合理調整鍋爐偏置風比例，磨煤機一次風量和SOFA風量來降低NOx生產量的燃燒調整方法，為燃煤電廠的環保節能提供經驗參考。
2 燃煤鍋爐NOx的生成機理
燃煤電廠煙氣中的氮氧化合物主要成分為一氧化氮和二氧化氮，我們統稱為氮氧化物，即常說的NOx。按NOx的生成途徑，可主要分為以下三個類型：
（1）熱力型NOx；
（2）快速型NOx；
（3）燃料型NOx。
以上所列三種類型的NOx，按生成比例為，燃料型NOx是最主要的，其占NOx總量的60～80%，熱力型NOx次之，快速型NOx的生產量最少。這三種生成量受到燃燒溫度的影響，溫度不同，生成量也不一樣。
2.1 熱力型NOx的生成機理
熱力型NOx是指空氣中的氧氣和氮氣在燃料燃燒時所形成的高溫環境下生成的NO和NO2的總和，其總反應式為：
N2+O22NO
NO+O2NO2
當燃燒區域的溫度低于1000℃時，NO的生成量很小，而溫度在1300～1500℃時，NO的濃度大約為500～1000ppm，而且隨著溫度的升高，NOx的生成速度按指數規律增加。
因此，溫度對熱力型NOx的生成具有決定作用。根據熱力型NOx的生成過程，要控制其生成量，就需要降低鍋爐爐膛中燃燒溫度，且避免產生局部高溫區，以降低熱力型NOx的生成。
2.2 燃料型NOx的生成機理
與熱力型NOx生成機理不同，燃料型NOx的生成量主要受以下因素影響：煤質、氮化合物受熱分解后的分布，過量空氣系數和風煤濃度比等。
燃料型NOx的生成機理可以表述如下：燃料被送入爐膛燃燒，在較高溫度的爐膛中，燃料中的氮有機化合物在燃燒前首先被加熱分解成氰（HCN）、氨氣（NH3）等中間產物，同時煤粉中的揮發分一并析出，這部分統稱為揮發份N；剩余部分稱為焦炭N，以上二者的比例會受到爐膛溫度和煤粉細度的影響。爐膛溫度越低，揮發份N的比例越小，焦炭N的比例越大。煤粉細度越細，會是相反的趨勢，揮發份N的比例越大，焦炭N的比例越小。揮發份N的主要反應過程為：HCN被氧化成NCO，NCO繼續被氧化成NO。如果NCO所處的環境為還原性氣氛，就會被還原成NH3。而此時生產的NH3會和氧氣發生反應，生成NO和H2O。而且NH3和NO還會發生氧化還原反應，生成N2。
2.3 快速型NOx的生成機理
快速型NOx主要是指燃料中的碳氫化合物在燃料濃度較高區域燃燒時所產生的烴與爐膛空氣中的N2分子發生反應，形成的CN、HCN，繼續氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要產生于碳氫化合物含量較高、氧濃度較低的富燃料區，多發生在內燃機的燃燒過程。而在燃煤鍋爐中，其生成量很小。
根據以上三種NOx的生成機理可知，NOx的生成主要與火焰中的最高溫度、氧和氮的濃度以及氣體在高溫下停留時間等因素有關。在實際工作中，可采用降低火焰最高溫度區域的溫度、減少過量空氣等措施，降低NOx的生成量。
3 低NOx控制技術
現在火電廠減少NOx的主要手段主要有兩種，一種是鍋爐低NOx燃燒技術，在燃燒階段控制NOx的生成量，為低NOx燃燒技術；二種是凈化煙氣的脫硝技術，直接對鍋爐爐膛進行噴射脫硝劑或水進行脫硝，即對燃燒后的煙氣中加入還原劑及催化劑吸收已生成的NOx。一般第一種方法最多只能降低NOx排放值的50%，如果要求降低到40%以下時，則應加上第二種方法，此時二次措施與一次措施一般同時采用才能達到要求。
3.1 低NOx燃燒技術
通過上一節的分析，影響NOx生成的因素主要有燃燒溫度和氧量。低NOx燃燒技術就是在燃燒階段控制這兩個關鍵指標，即，降低爐膛內的燃燒溫度或降低進入爐膛的氧量，從而控制NOx的生成。不過這樣雖然降低了NOx的生成量，但會影響鍋爐燃燒的穩定和煙氣中的飛灰含碳量。
低NOx燃燒技術的要點是抑制NOx的生成，并創造條件使已生成的NOx還原。對于燃煤鍋爐，當爐膛溫度在1340℃以下時，熱力型NOx生成量很小，但當爐膛溫度超過1550℃時，熱力型NOx可到25%～35%，而快速型NOx僅占5%，因此對于燃煤鍋爐主要是控制燃料型NOx。
目前，最典型應用最廣泛的低NOx燃燒技術有如下幾種：
（1）低氧燃燒；
（2）空氣分級燃燒技術；
（3）燃料分級燃燒技術；
（4）煙氣再循環技術；
（5）低NOx燃燒器。
3.2 脫硝技術
1 質量管理綜述
1.1 質量管理的定義與目的
質量管理是指為了實現質量目標而進行的所有管理性質的活動。在質量方面的指揮和控制活動，通常包括制定質量方針和質量目標以及質量策劃、質量控制、質量保證和質量改進。而質量管理的目的是通過組織和流程，確保產品或服務達到內外顧客期望的目標；確保公司以最經濟的成本實現這個目標；確保產品開發、制造和服務的過程是合理和正確的[1~4]。
1.2 質量管理的重要意義
從宏觀上來說，當今世界的經濟競爭，很大程度上取決于一個國家的產品和服務質量。質量水平的高低可以說是一個國家經濟、科技、教育和管理水平的綜合反映。對于企業來說，質量也是企業賴以生存和發展的保證，是開拓市場的生命線，正可謂“百年大計，質量第一”。
1.3 質量管理的發展方向
第一，要從對產品質量的管理轉向對過程和系統的管理。
第二，要從原來以推行管理方法為主轉向以培育管理文化為主。第三，從偏重于技術創新轉向技術創新與管理創新并舉。
2 制造業質量管理要素
質量管理是隨著生產的發展和科學技術的進步而逐漸形成和發展起來的。質量管理理論主要在制造業產生并不斷發展起來。按照質量管理在工業發達國家實踐中的特點，質量管理的發展一般可以分為三個階段：（1）質量檢驗階段；（2）統計質量控制階段；（3）全面質量管理階段。這三個發展階段，前兩個階段主要關注點就是制造業的生產過程管理，從對大批大量產品生產的事后質量檢驗，到對產品的質量特性數據以及生產過程中的抽樣檢驗和過程控制方法，以及產品交驗過程的抽樣檢驗理論，都主要關注的是制造業生產管理的特點和重點，帶著深深的制造業的烙印。
隨著質量管理理論的完善和發展，更多的行業和部門開始引入質量管理的理論和方法，質量管理的相關理論和方法在推廣過程中也不斷強調其適用于各行各業。但是，這些理論方法在制造業是完全適用的，即使在某些非制造業不甚適用的技術方法，在制造業一定是完全可以應用的。即質量管理的所有相關理論、技術、方法研究和論述都適用于制造業的質量管理。
2.1質量管理理念要素研究
2.1.1全面質量管理要素
全面質量管理包含的質量要素有：質量領導、追求高品質的企業文化、誠實守信的經營理念、系統的得到全員認可的質量戰略、培訓、團隊合作、順暢便利的信息系統、有效執行的質量績效評價和獎懲制度、適當的過程控制體系。
2.1.2 ISO9000國際質量管理體系質量要素
ISO9000族標準所包含的質量要素有：管理職責、質量體系、合同評審、設計控制、文件和資料控制、采購管理、顧客、過程控制、檢驗和試驗、檢驗、測量和試驗設備的控制、檢驗和試驗狀態、不合格產品的控制、糾正和預防措施搬運、貯存、包裝、防護和交付、質量記錄的控制、內部質量審核、培訓、服務、統計技術等。
2.1.3卓越績效模式質量要素
卓越績效模式要求以產品質量、服務質量為核心，強調組織整體的質量經營，通過提高質量去實現企業的經營績效。從大的方面來講所包含的質量要素主要有領導作用、質量戰略、以顧客和市場為中心、過程管理、員工管理、測量和分析改進、知識管理、經營效果。
2.1.4零缺陷管理質量要素
零缺陷的目標就要求組織以永無止境的持續改善為動力，運用合理的激勵手段，不斷提高工作和產品質量[18,19]。零缺陷管理要求組織做好以下方面：零缺陷質量目標、高層管理的的質量使命、有效的執行體系、質量信息以及有效的控制、教育培訓、團隊合作、供應商參與、持續改進、質量成本管理。
2.1.5六西格瑪管理質量要素
六西格瑪管理要求不斷改善產品、服務質量，并制定質量目標目標、應用質量工具和方法來達到顧客滿意的要求。六西格瑪已經不僅僅是一個質量上的統計標準，它更代表著一個全新的管理理念和管理哲學。我國的六西格瑪管理評價準則對質量管理要素進行了全面的詮釋。六西格瑪的要素有六西格瑪領導力；六西格瑪戰略；顧客驅動與顧客滿意；六西格瑪基礎管理；六西格瑪項目管理；評價與激勵；六西格瑪管理成果等七個方面，下圖顯示了這些要素的相互關系。
2.2最具代表性的質量要素
總結質量大師的理論和國家質量獎標準，并結合我國制造業企業的質量管理和生產運營特點，本文提出了一個全面考核中國制造企業質量管理水平的綜合指標體系。評價指標體系由13個要素組成，分為根源要素、支持要素和結果要素三大類。質量管理體現于企業運營的全過程，三類要素互相支持互相影響，如圖1所示。
圖1 質量三要素
（1）根源要素位于體系的底部，雖然是衡量企業質量管理水平的隱性要素，但卻是質量管理體系的核心，是質量管理體系產生的土壤和源泉，是保持質量管理水平的基本要素。（2）結果要素處于體系的頂部，直接由外部消費者評價，是企業質量管理水平的外在表現，也是底層要素作用的結果。（3）支持要素在根源要素和結果要素之間，起著承上啟下的作用，既是結果要素的主要來源又是根源要素的承載體。通過它的運作將根源要素轉化為結果要素，使隱性成為顯性。
3 板式催化劑制造過程中質量管理
3.1 公司相關情況介紹
大唐南京環保科技有限責任公司引進莊信萬豐催化劑（德國）有限公司的平板式催化劑生產技術，同時收購了雅佶隆在上海所建的包括實驗室在內的一整套平板式催化劑生產線，成為國內唯一平板式催化劑生產商，年產量為10000m3。后續還將建設二期、三期，建設完成后，催化劑總產能達到36000m3/年，成為世界最大脫硝催化劑制造基地。在板式脫硝催化劑的生產中，質量管理起著非常重要的作用。
3.2 公司組織架構
公司組織架構如圖2所示。建立明確的組織架構，在此基礎之上明確各部門的職責，加強各部門之間的相互聯系，以保證各項管理的傳遞與執行，確保產品質量信息的及時反饋。
圖2 公司組織架構
3.3 質量控制程序
本論文提出的質量管理程序主要在公司領導層的領導下，公司各職能部門包括設計研發部、采購部、倉庫管理、市場營銷部、安全生產部、設備能源部和質量管理部等部門的協力合作，明確各自職責，建立完整的質量控制體系。論文研究的理論基礎是制造業質量管理要素，在理論研究的基礎上提出了適合于板式脫硝催化劑制造的質量管理體系。
本質量管理體系設計的方案是市場營銷部收集到的投標文件反饋到設計研發部，設計研發部按照具體的參數提出設計方案，市場營銷部在此基礎之上制作投標文件，當公司接到項目訂單后，按照之前的設計方案設計催化劑產品配方和項目Spec，并制定產品檢測控制計劃。設計研發部將配方和項目Spec提供給采購部，采購部準備原材料的采購，原材料進廠前進行質量檢測，把控質量第一關。在整個生產過程中也制定相關的產品生產過程檢測，控制生產過程中的質量，把控質量第二關。產品生產后對其功能進行檢測，把控質量第三關。產品入庫前后進行檢測，保證發送到客戶的產品的質量。即通過各個程序的把控，嚴格控制產品的質量。具體程序流程如圖3所示。
圖3 板式脫硝催化劑質量管理流程圖
4 結論
在質量管理理論研究的基礎上，結合公司實際情況，制定了適用于本公司板式脫硝催化劑生產的質量管理體系，明確了公司各部門之間的職責和形成了部門之間良好的溝通協調機制。通過此質量管理體系的建立，完善了組織內部管理，使質量管理制度化、體系化和法制化，提高板式催化劑的質量，并確保了產品質量的穩定性，從而提高了顧客的滿意度和公司的知名度。在實際工作中，進一步完善和提高此質量管理體系，使之更好地適用于板式脫硝催化劑的生產。
參考文獻
ISO 9000《質量管理體系結構 基礎和術語》. 2000版
馬林, 尤建新.《高等院校ISO9001質量管理體系建立與實施指南》, 中國標準出版社, 2006
龔益鳴. 《質量管理學》，復旦大學出版社，2004
歐陽明得. 《質量管理――理論、標準與案例》, 武漢華中理工大學出版社, 1997
約瑟夫?M?朱蘭, 焦叔斌等譯. (uran`s Quality Handbook)《朱蘭質量手冊》，中國人民大學出版社，2003, 第一版
David A. Garvin competing on the eight dimensions of quality[J], Harvard Business Review, 1987,(11,12): 101~109
Saraph J.V., Benson P.G., &Schroeder R.G.. An instrument for measuring the critical factors of total quality management[J], Decision Sciences, 1989, 810~829
1前言
我國是世界上最大的煤炭生產國和消費國，煤炭在中國能源結構中的比例高達75%以上。我國的電力結構中，火電機組裝機容量約占全國總裝機容量的75%，發電量約占全國總發電量的80%。我國排放的SO2總量中有90%來自于燃煤，電力行業排放的SO2約占全國的50%以上。SO2的排放可以導致酸雨，酸雨不僅可導致森林退化，湖泊酸化，水生生物種群減少，農田土壤酸化，建筑物腐蝕等環境問題，同時也對人體健康產生直接影響[1]。
目前控制燃煤電廠SO2排放的途徑主要有燃燒前脫硫、燃燒中脫硫、燃燒后脫硫3種方式。我國發電廠用煤多為低硫煤，在發電站爐膛內，煤粉中的可燃硫分在空氣的作用下迅速轉化成SO2，由于爐膛內溫度高，不利于脫硫，因此燃燒后脫硫即煙氣脫硫（FGD）是目前控制SO2排放最行之有效的途徑，也是國際上普遍采用的一種方式[2]。
2燃煤電廠煙氣脫硫技術
煙氣脫硫的主要方法有干法煙氣脫硫、半干法煙氣脫硫和濕法煙氣脫硫，基本原理是都化學反應中的酸、堿中和反應。煙氣中的SO2是酸性物質，通過與堿性物質發生反應，生成亞硫酸鹽或者硫酸鹽，從而將煙氣中的SO2脫除[3]。SO2與堿性物質間的反應在堿性溶液中發生稱為濕法煙氣脫硫，在固體堿性物質的濕潤表面發生稱為干法或半干法煙氣脫硫[4]。
2.1濕法脫硫技術
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是以堿性溶液為脫硫劑吸收煙氣中的SO2，濕法煙氣脫硫是指吸收劑為液體或漿液。由于是氣液反應，所以反應速度快，效率高，脫硫劑利用率高 [5]。
2.1.1石灰石/石灰-石膏法煙氣脫硫技術
石灰石/石灰-石膏法是技術最成熟、應用最多、運行狀況最穩定的方法，世界各國在300 MW及以上機組的大型火電廠中，90%以上采用濕式石灰石/石灰-石膏法煙氣脫硫工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上[6]。
石灰石/石灰-石膏法主要工藝流程為：煙氣經除塵器除去粉塵后進入吸收塔，從塔底向上流動，石灰石或石灰漿液從塔頂向下噴淋，煙氣中的SO2與吸收劑充分接觸反應，生成亞硫酸鈣和硫酸鈣沉淀物，落人沉淀池。潔凈煙氣通過換熱器加熱后經煙囪排向大氣。主要的化學反應機理為：
石灰法：
石灰石法：
這種半水亞硫酸鈣含水率40%-50%，不易脫水，且難溶于水，容易引起結垢。我國大多采用強制氧化，即向吸收塔下部循環氧化槽中鼓入空氣，使亞硫酸鈣充分氧化生成石膏，氧化率高達99%。這樣脫硫副產品是石膏，可以回收利用。
石灰石/石灰-石膏法的主要優點是：
（1）煤種適用范圍廣；
（2）脫硫效率高，吸收劑利用率高；
（3）設備運轉率高，運行可靠；
（4）脫硫劑來源豐富且廉價。
但是缺點也比較明顯：
（1）一次性投資和運行費用高；
（2）占地面積較大，系統操作復雜；
（3）磨損腐蝕現象較為嚴重；
（4）副產物石膏和脫硫廢水較難處理[7]。
2.1.2氨法煙氣脫硫技術
氨是一種良好的堿性吸收劑，其堿性強于石灰石吸收劑，相比鈣法脫硫，氨法是氣液反應過程，反應速度快，SO2的吸收率高，有很高的硫效率，同時相對于鈣法系統簡單、設備體積小、能耗小，成本低[8]。
氨法脫硫的原理是采用氨水作為脫硫吸收劑，氨水與煙氣在吸收塔中接觸混合，煙氣中的SO2與氨水反應生成亞硫酸銨，亞硫酸銨經過氧化反應后，生成硫酸銨溶液，經結晶、脫水、干燥后即可制得化學肥料硫酸銨。
氨法脫硫工藝的主要技術特點：
（1）副產品硫酸銨易于處理；
（2）氨水與SO2的反應速度快，系統簡單，投資費用較低；
（3）不存在結垢和堵塞現象；
（4）無廢水、廢渣排放。
2.1.3海水煙氣脫硫技術
燃煤電廠煙氣濕法脫硫常用的技術還有海水脫硫法。海水有一定的堿度和水化學特性，自然堿度大約為1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸堿緩沖能力及吸收SO2的能力。海水脫硫工藝就是利用海水的這種特性來脫除煙氣中的SO2。因此該方法可用于燃煤含硫量不高并以海水作為循環冷卻水的海濱電廠[9]。
海水脫硫法的原理是用海水作為脫硫劑，在吸收塔內對煙氣進行逆向噴淋洗滌，煙氣中的SO2被海水吸收成為液態SO2。液態的SO2在洗滌液中發生水解和氧化作用，洗滌液被引入曝氣池，采用提高pH值抑制SO2。
海水脫硫技術的主要特點：
（1）工藝簡單，無需制備脫硫劑，系統可用率高；
（2）脫硫效率高，可達90%以上；
（3）投資低，運行費用低；
（4）有一定的地域限制，且只能適用于含硫量小的中、低硫煤；
（5）不產生任何廢物，工藝簡單、系統運行可靠。
2.2干法脫硫技術
干法脫硫是指脫硫過程中脫硫劑、脫硫產物為干態。常見的干法脫硫技術有活性焦脫硫技術，電子束脫硫技術，煙氣循環流化床技術等，目前日本、韓國以及德國應用較為廣泛和成熟。我國成都熱電廠已經對電子束煙氣脫硫技術實施示范工程。
2.2.1活性焦脫硫技術
活性焦脫硫技術是60年展起來的一種以物理、化學吸附原理榛礎的干法脫硫工藝，其過程機理如下：
活性焦脫硫技術優點在于脫硫過程中SO2被轉化為H2S04進而可以轉化為元素硫或其它產品，工藝簡單，二次污染較輕[10]。
近年來，諸多的研究機構開發出了用于脫除煙氣中S02的蜂窩狀活性炭，可將SO2吸附、催化轉化成SO3，進而制得工業級硫酸。
彭宏[11]等研究蜂窩活性炭的脫硫性能，陳紅芳[12]等研究了活性炭材料在煙氣脫硫脫硝技術中的應用，王艷莉[13]等研究了載釩量對蜂窩狀V205/ACH催化劑同時脫硫脫硝活性的影響，結果都表明，蜂窩狀活性炭具有較好的二氧化硫轉化活性，因此具有廣闊的市場應用前景
2.2.2電子束照射法脫硫技術
這是一種較新的脫硫工藝，其原理為在煙氣進入反應器之前先加入氨氣，然后在反應器中用電子加速器產生的電子束輻照煙氣，使水蒸汽與氧等分子激發產生氧化能力很強的自由基，這些自由基可以使煙氣中的SO2和N2很快氧化，產生硫酸與硝酸，再和氨氣反應形成硫酸銨和硝酸銨[14]。經過脫硫后的煙氣溫度高于露點，不需再熱系統，可直接排放。
電子束照射法脫硫工藝的主要特點：
（1）不產生廢水、廢渣；
（2）可同時脫硫、脫硝，具有90%以上的脫硫率和80%以上的脫硝率；
（3）系統簡單，操作方便，易于控制；
（4）對硫分和煙氣量的變化有較好地適應性和負荷跟蹤性；
電子束煙氣脫硫是靠電子束加速器產生高能電子的，因而需要大功率的電子槍，還需要防輻射屏蔽；投資很大，廠用電高，關鍵部件電子槍壽命較低，吸收劑需氨水，且運行、維護技術要求高，一定程度上限制了它的大量應用[15]。
2.3半干法脫硫技術
半干法脫硫工藝的特點是，反應在氣、固、液三相中進行，利用煙氣顯熱蒸發吸收液中的水分，使最終產物為干粉狀。半干法脫硫一般選用CaO或Ca（OH）2為脫硫劑。
2.3.1旋轉噴霧干燥法
旋轉噴霧干燥法一般用生石灰作吸收劑，生石灰經熟化變成具有較好反應能力的熟石灰，熟石灰漿液經高達15000～20000 r/min的高速旋轉霧化器噴射成均勻的霧滴，霧滴一經與煙氣接觸，便發生強烈的熱交換和化學反應，迅速地將大部分水分蒸發，產生含水量很少的固體灰渣[16]。
旋轉噴霧干燥法煙氣脫硫反應過程包含4個步驟：1）吸收劑制備；2）吸收劑漿液霧化；3）霧粒與煙氣混合、吸收SO2并燥；4）脫硫廢渣排出[17]。
與濕法煙氣脫硫工藝相比，旋轉噴霧干燥法系統相對簡單、投資和運行費用低、占地面積??；同時其運行可靠，不會產生結垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口煙氣溫度，對設備的腐蝕性也不高。由于其干式運行，脫硫副產物易于處理，但是技術要求高、反應生成物太細小、除塵不易和腐蝕嚴重等問題[18]。脫硫效率可達75%～90%，略低于濕法脫硫效率。。
2.3.2爐內噴鈣尾部增濕活化法（LIFAC法）
此種工藝由芬蘭IVO公司開發，是在爐內噴鈣工藝的基礎上發展起來的。傳統爐內噴鈣工藝的脫硫效率僅為20%～30%，而LIFAC法在空氣預熱器和除塵器間加裝一個活化反應器噴水增濕，促進脫硫反應，脫硫效率可達70%～75%[19]。
爐內噴鈣加尾部增濕活化技術脫硫主要分為兩段，第一段碳酸鈣分解為CaO，CaO與SO2反應，第二段CaO遇水生成Ca（OH）2再次與SO2反應，最終產物生成CaS03，CaS04等[20]。具體過程如下：在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，并在爐后煙道內增設活化反應器，在反應器入口噴水，水在反應器中完全蒸發，將煙氣中在爐內沒有反應及高溫燒結失去活性的CaO迅速水合反應生成高活性的Ca（OH）2，用以脫除煙氣中的SO2。脫硫率一般為70%一80%。
3結論與展望
綜上所述，在我國眾多的煙氣脫硫技術中，技術最成熟、運行最穩定、應用最廣泛的還是石灰石/石灰-石膏法，但循環流化床和海水脫硫等新型煙氣脫硫技術正在迅速為人們所認可。但就總體而言，脫硫效果并不理想，目前仍存在很多的技術問題需要克服，隨著人們環保意識的不斷增強，發展高效可循環的脫硫技術勢在必行。今后我們要完善和改進現有的脫硫技術，積極引進和吸收國外先進脫硫技術，開發適應我國情況的脫硫新技術，形成有我國特色的脫硫技術，同時開發其副產品的綜合利用，從根本上促進我國電力、環境保護和經濟的協調發展。
參考文獻：
[1]趙鵬高.燃煤電廠煙氣脫硫有關問題的思考[J].中國電力，2004，37（10）.
[2]王小明，薛建明，顏儉，等.國內外煙氣脫硫技術的發展與現狀[J].電力環境保護，2000，（1）.
[3]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技術手冊[M].北京：化學工業出版社，2001.
[4]李喜，李俊.煙氣脫硫技術研究進展[J].化學工業與工程，2006，23（4）：351-355.
[5]段建中.濕法脫硫與碳排放[J].行業信息學報，2011，40（8）：83.
[6]魯天毅.濕法煙氣脫硫還杭州藍天一片[J].中國電力企業管理，2004.
[7]朱光濤.石灰石―石膏濕法煙氣脫硫技術的應用[J].東北電力技術，2002，（l2）.
[8]史永永，李海洋，張慧，等.氨法煙氣脫硫技術研究進展[J].磷肥與復肥，2012，27（5）：6-9.
[9]郭魯鋼，王海增，朱培怡，等.海水脫硫技術現狀[J]. 海洋技術學報， 2006， 25（3）：10-14.
[10]張守玉.活性焦吸附氧化法脫除煙道氣中二氧化硫叨[J].燃料化學學報，1999，27（6）：522-528.
[11]彭宏.蜂窩活性炭脫硫性能的研究[J].四川大學碩士學位論文，2006.
[12]陳紅芳.論活性炭材料在煙氣脫硫脫硝技術中的應用川[J].山西科技，2010，2：14-18.
[13]王艷莉， 詹亮， 凌立成，等. 載釩量對蜂窩狀V2O5/ACH催化劑同時脫硫脫硝活性的影響[J].華東理工大學學報（自然科學版），2006，32（5）：497-502.
[14]劉宗豪.國內SO2污染現狀及治理技術[J].遼寧城鄉環境科技，2003，23（l）.
[15]湯宗慧.電子束半干法煙氣凈化技術[J].華東電力，2003（8）.
[16]李青. 燃煤電廠二氧化硫污染與治理[J]. 山東電力技術，2002，（l）.
[17]鐘秦. 燃煤煙氣脫硫脫硝技術及工程實例[M].北京：化學工業出版社，2002.
研究論文
(257)co2對褐煤熱解行為的影響 高松平 趙建濤 王志青 王建飛 房倚天 黃戒介
(265)煤催化氣化過程中鉀的遷移及其對氣化反應特性的影響 陳凡敏 王興軍 王西明 周志杰
(271)應用tg-ftir技術研究黃土廟煤催化熱解特性 李爽 陳靜升 馮秀燕 楊斌 馬曉迅
(277)三維有序大孔fe2o3為載氧體的生物質熱解氣化實驗研究 趙坤 何方 黃振 魏國強 李海濱 趙增立
(284)首屆能源轉化化學與技術研討會第一輪通知 無
(285)o-乙?；?吡喃木糖熱解反應機理的理論研究 黃金保 劉朝 童紅 李偉民 伍丹
(294)基于流化床熱解的中藥渣兩段氣化基礎研究 汪印 劉殊遠 任明威 許光文
(302)超臨界水中鉀對甲醛降解過程影響的研究 趙亮 張軍 鐘輝 丁啟忠 陳孝武 徐成威 任宗黨
(309)反應溫度對加氫殘渣油四組分含量和結構的影響 孫昱東 楊朝合 谷志杰 韓忠祥
(314)高溫沉淀鐵基催化劑上費托合成含氧化合物生成機理的研究 毛菀鈺 孫啟文 應衛勇 房鼎業
(323)pd修飾對cdo．8zn0．2s／sio2光催化甘油水溶液制氫性能的影響 徐瑾 王希濤 樊燦燦 喬婧
(328)熱等離子體與催化劑協同重整ch4-co2 魏強 徐艷 張曉晴 趙川川 戴曉雁 印永祥
(334)《燃料化學學報》征稿簡則 無
(335)磷化鎳催化劑的制備機理及其加氫脫氮性能 劉理華 劉書群 柴永明 劉晨光
(341)改性y型分子篩對fcc汽油脫硫性能的研究 董世偉 秦玉才 阮艷軍 王源 于文廣 張磊 范躍超 宋麗娟
(347)燃料特性對車用柴油機有害排放的影響 譚丕強 趙堅勇 胡志遠 樓狄明 杜愛民
(356)o2／co2氣氛下o2濃度對燃煤pm2．5形成的影響 屈成銳 徐斌 吳健 劉建新 王學濤
(361)鐵鈰復合氧化物催化劑scr脫硝的改性研究 熊志波 路春美
(367)如何寫好中英文摘要 無
研究論文
(257)co2對褐煤熱解行為的影響 高松平 趙建濤 王志青 王建飛 房倚天 黃戒介
(265)煤催化氣化過程中鉀的遷移及其對氣化反應特性的影響 陳凡敏 王興軍 王西明 周志杰
(271)應用tg-ftir技術研究黃土廟煤催化熱解特性 李爽 陳靜升 馮秀燕 楊斌 馬曉迅
(277)三維有序大孔fe2o3為載氧體的生物質熱解氣化實驗研究 趙坤 何方 黃振 魏國強 李海濱 趙增立
(284)首屆能源轉化化學與技術研討會第一輪通知 無
(285)o-乙?；?吡喃木糖熱解反應機理的理論研究 黃金保 劉朝 童紅 李偉民 伍丹
(294)基于流化床熱解的中藥渣兩段氣化基礎研究 汪印 劉殊遠 任明威 許光文
(302)超臨界水中鉀對甲醛降解過程影響的研究 趙亮 張軍 鐘輝 丁啟忠 陳孝武 徐成威 任宗黨
(309)反應溫度對加氫殘渣油四組分含量和結構的影響 孫昱東 楊朝合 谷志杰 韓忠祥
(314)高溫沉淀鐵基催化劑上費托合成含氧化合物生成機理的研究 毛菀鈺 孫啟文 應衛勇 房鼎業
(323)pd修飾對cdo．8zn0．2s／sio2光催化甘油水溶液制氫性能的影響 徐瑾 王希濤 樊燦燦 喬婧
(328)熱等離子體與催化劑協同重整ch4-co2 魏強 徐艷 張曉晴 趙川川 戴曉雁 印永祥
(334)《燃料化學學報》征稿簡則 無
(335)磷化鎳催化劑的制備機理及其加氫脫氮性能 劉理華 劉書群 柴永明 劉晨光
(341)改性y型分子篩對fcc汽油脫硫性能的研究 董世偉 秦玉才 阮艷軍 王源 于文廣 張磊 范躍超 宋麗娟
(347)燃料特性對車用柴油機有害排放的影響 譚丕強 趙堅勇 胡志遠 樓狄明 杜愛民
(356)o2／co2氣氛下o2濃度對燃煤pm2．5形成的影響 屈成銳 徐斌 吳健 劉建新 王學濤
(361)鐵鈰復合氧化物催化劑scr脫硝的改性研究 熊志波 路春美
(367)如何寫好中英文摘要 無
