生物质电厂应对新标准的烟气治理对策

2013-02-13何淑仲

电力科技与环保 2013年1期

何淑仲

(国核电力规划设计研究院，北京 100095)

0 引言

生物质能发电是利用生物质能转化为电能的技术。利用生物质能发电可以有效解决生物质资源浪费、焚烧环境污染等问题，在增加能源数量、调整能源结构、保障能源安全等方面有更发挥重要作用。因此，生物质能发电是一种变废为宝的技术。目前，我国生物质能发电只占可再生能源发电装机容量的0.5%，远远低于世界平均25%的水平［1］。据测算，我国理论生物质能资源相当于5×1010t 标准煤，可作为能源利用的生物质能约5×109t 标准煤［2］，说明我国在这方面还有很大的发展空间。国家可再生能源发展十一五规划提出，未来将建设生物质发电5500 MW 装机容量［3］;《可再生能源中长期发展规划》确定，到2020年生物质发电装机要达到30000 MW［4］。

由于生物质燃料中硫含量为0.08%～0.25%，仅相当于燃煤硫分的1/10 左右，其燃烧生成的SO2、NOx等污染物比燃煤低，因此生物质能发电已被公认是一种低硫、低硝、低碳的发电技术。

但是随着技术发展和社会进步，环境保护在工业生产中逐渐被提到一个越来越高的位置。2011年7月29日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)［5］，新标准对火电厂大气污染物排放提出了更为严格的要求。因此，应对新标准，如何采取更有效的烟气治理措施成为生物质电厂环保设计中一个新的议题。

1 新标准施行前生物质电厂的防治措施

根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2003)［6］中对第3 时段综合利用火力发电锅炉排放限值的要求，生物质电厂的排放标准见表1。

表1 GB 13223－2003 中新建生物质电厂排放标准

为满足排放标准，目前已运行的生物质电厂中采取以下简单污染物防治措施。

1.1 烟尘治理措施

根据生物质燃烧后烟尘粒径小、比电阻大的特点［7］，一般选用布袋除尘器除尘，除尘效率可达到99.6%，烟尘排放浓度能够满足200 mg/m3的要求。

1.2 NOx 治理措施

目前，国内运行的生物质电厂锅炉大多采用低氮燃烧技术，运行时炉内温度比较低，可以有效地抑制NOx的生成。根据不同的锅炉厂家提供的保证值，NOx的排放浓度在200～400 mg/m3之间，均能够满足450 mg/m3的限值要求。同时，根据电厂设计的前瞻性要求，为了满足将来更高环保标准的要求，多数生物质电厂在设计时预留了脱硝装置空间。

1.3 SO2 防治措施

一般生物质燃料中硫的含量较低，仅相当于煤含硫量的1/10 左右。表2为国内几个生物质电厂设计燃料的含硫量及计算SO2排放情况。可见，新标准施行前，生物质电厂一般不需另外采取脱硫措施，即可满足800 mg/m3的排放要求。

表2 生物质电厂设计燃料硫分及计算SO2 排放情况

1.4 高烟囱排放

锅炉烟气通过高烟囱排放，可以有效增加烟气的扩散稀释能力，降低烟尘、NOx和SO2对地面的污染。平原地区生物质电厂烟囱高度大多为80 m左右，可以降低污染物的地面浓度。

1.5 烟气监测

根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2003)及《火力发电厂设计技术规程》(DL 5000－2000)［8］中的有关规定，生物质电厂应安装烟气连续自动监测系统，以便对环境空气污染物的排放进行在线监测。监测因子包括烟尘、NOx、SO2等项目。监测信号预留输送至当地环保主管部门和电力调度中心的接口。

2 应对新标准的新措施

根据新实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)，生物质电厂应满足的更严格的排放标准其排放限值详见表3。

表3 GB 13223－2011 中生物质电厂排放标准

为满足以上排放标准，生物质电厂的环保设计必须在已有经验的基础上探求新的发展。因此，在除尘、脱硝、脱硫等方面需要采取新的应对措施。

2.1 除尘

提高除尘器的除尘效率，必要时采用旋风分离器+布袋除尘器的方式，除尘效率可达到99.9%，烟尘排放浓度能够低于30 mg/m3，甚至更低。旋风+布袋除尘方式在实际电厂运行中已较为成熟，此处不再赘述。

2.2 脱硝

生物质燃烧过程中形成的NOx主要有3 种:燃料型、热力型和快速型。其中快速型NOx所占比例很小，可忽略不计;燃料型NOx生成量与火焰附近的氧浓度有关;热力型NOx生成量与燃烧温度和氧浓度有关［9］。目前，电厂锅炉NOx排放控制主要通过两种方式来进行:一是采用低氮燃烧技术减少NOx的生成;二是采用烟气脱硝技术还原已生成的NOx，减少NOx排放量。

经过调研，目前国内运行的低氮燃烧技术仍有一定的提升空间，通过进一步改善燃烧状况，控制炉内温度，可以控制NOx的浓度低于200 mg/m3。但是随着新标准要求的提高，仅依靠低氮燃烧技术已经不能满足要求，脱硝成为未来生物质电厂必不可少的烟气治理措施。

常用的烟气脱硝技术有两种:选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)。这两种方法都是通过在烟气中加入氨或尿素溶液等还原剂，在一定温度下与烟气中的NOx发生还原反应，生成无害的氮气和水。不同之处是前者由于催化剂的参与，降低了反应温度，提高了反应效率，通常脱硝效率可达80%以上。但同时SCR 技术存在投资大、烟气阻力大、运行费用高等问题。SNCR 技术脱除NOx的效率取决于反应温度、尿素溶液浓度、喷口位置、反应时间等，通常设计合理的SNCR 工艺能达到40%～70%的脱硝效率。

为满足100 mg/m3的NOx排放要求，生物质电厂可采用低氮燃烧技术，控制NOx出口浓度不超过200 mg/m3;同时选择投资较低、脱硝效率中等的SNCR 脱硝方式，要求脱硝效率不低于50%。这样，可尽量减少因满足新标准而增加的投资。

2.3 脱硫

新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)中，对SO2的控制分时段区别对待:自2014-07-01 起，现有火发电锅炉需满足200 mg/m3的限值要求;自2012-01-01 起，新建火力发电锅炉需满足100 mg/m3的锅炉。因此，生物质电厂在SO2的控制方面也可分为两种情况。

对于现有电厂，从经济的角度出发，可首先考虑选用低硫燃料。由表2可见，部分硫分较低的燃料即使不采取任何措施也可满足200 mg/m3的限值要求。生物质电厂中普遍采用的燃料包括小麦秸秆、玉米秸秆、稻壳、树皮等，生物质燃料的硫分不仅跟燃料种类有关，还跟燃料产区有关，电厂设计时可根据情况选择。同时，为了电厂的可持续发展，宜在选择低硫燃料的同时预留脱硫装置空间。但是，选用低硫燃料具有较大的局限性，并且把硫分较高的秸秆抛向其他环节，从环境保护的角度来说，也是不科学的。因此，对于新建电厂以及部分现有电厂，脱硫措施是必要的。

目前，全世界脱硫工艺共有100 多种，按其燃烧的过程可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫(烟气脱硫)。烟气脱硫(Flue Gas Desulfurization，FGD)技术，是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是SO2污染控制最为行之有效的途径。典型的烟气脱硫工艺包括:石灰石—石膏湿法脱硫工艺、氨法脱硫工艺和循环流化床干法脱硫工艺等。考虑到生物质电厂通常规模不大，总投资不高，而石灰石—石膏湿法脱硫工艺和氨法脱硫工艺造价较高，经济性较差，因此建议生物质电厂脱硫首选循环流化床干法脱硫工艺。同时考虑到生物质电厂烟气含硫量较低，实际操作时可根据工程情况对循环流化床工艺适当简化。

循环流化床法脱硫副产物为脱硫灰及灰和亚硫酸钙、少量硫酸钙混合物，目前脱硫灰的利用途径很广泛，在不少领域如水泥、建材行业、建筑以及农业等都能够应用，可进一步增加生物质电厂的环境效益和经济效益。