火电厂锅炉烟气脱硫脱氮技术分析

焉海波

摘 要：硫氧化物和氮氧化物是火力发电厂燃煤锅炉所排放的主要污染物。过去的分布式脱硫脱氮技术成本较高且效率较低，因此，积极研究、应用现代化新型脱硫脱氮技术已成为业内一项重要的研究课题。结合自身工作实践，对几种常见的火电厂锅炉烟气脱硫脱氮技术进行了分析和探讨，希望通过应用这些技术能够有效降低硫氮氧化物的排放量，最终提升火电厂的环保性和经济性。

关键词：火电厂；燃煤锅炉；脱硫脱氮技术；硫氮氧化物

中图分类号：X701.3 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.08.124

我国煤炭资源非常丰富且价格低廉，煤炭一直以来都是我国的主要能源，但煤炭的燃烧会释放大量的SO2和NOx。而煤炭的消费结构并不会在短时间内改变，因此，对火电厂锅炉烟气脱硫脱氮技术进行研究至关重要。根据相关数据，我国SO2和NOx的年平均排放量约为2.0×107 t和7.7×106 t。如此巨大的污染物排放量必然会给生态环境带来巨大的危害，有效地脱除锅炉烟气中的SO2和NOx已成为一项重要且紧迫的任务。

1 电厂锅炉硫氮化物的形成机制

1.1 氮化物的形成机制

煤炭在锅炉中燃烧时所形成的氮氧化物一般为一氧化氮和二氧化氮，我们一般将其统称为“氮氧化物”。煤炭燃烧时，氮氧化物的产生量与排放量直接受煤炭燃烧方式的影响，尤其是燃烧温度、过量空气系数等因素。研究人员发现，煤炭燃烧时所产生的氮氧化物的形成机制一般包括以下三种：①热力型NOx。它主要是空气内的氮气受到高温氧化而形成的氮氧化物。②快速型NOx。这是煤炭燃烧过程中空气内的氮与燃料内的碳氢离子团反应而产生的氮氧化物。③燃料型NOx。它一般是燃料内包含的氮化合物在燃烧时热分解后氧化产生的氮氧化物。火电厂锅炉烟气内的NOx绝大部分属于燃料型氮氧化物，其含量通常在80%～90%.

1.2 硫化物的形成机制

一般来说，硫化物包括SO2和SO3。燃料可燃性硫化燃烧的过程中会形成SO2。此外，有1%～5%的SO2被继续氧化为SO3。元素硫与硫化物燃烧的过程中会直接产生SO2和SO3，而有机硫首先转化为H2S、CS2等含硫化合物，后持续氧化产生SO2。

2 锅炉脱硫脱氮典型技术分析

2.1 循环流化床燃烧技术

循环流化床燃烧技术（英文缩写为“CFBC”）指的是依靠循环流化床温度分布均衡、气固接触面积较大的特征，借助于煤炭和吸附剂的湍流混合，从而达到煤炭高效率燃烧和脱硫的目的。另外，由于燃烧过程中的温度较低，空气内N2转化为NOx的效率较低，从而达到NOx低排放的目的。

增压循环流化床燃烧技术（英文缩写为“PFBC-CC”）指的是将煤炭和脱硫剂同时添加到经过增压之后的流化床中燃烧。在增压的状态下，少部分SO2会直接被氧化为CaSO4。还有部分SO2和CaCO3或者CaO形成CaSO4，有效地降低了SO2的排放量。由于炉内燃烧温度不高，因此，有效减少了NOx的排放量。实践说明，当Ca∶S为2.0时，脱硫效率最高能达到98%，NOx的排放量也能被控制在100 100 mg/m3以下。但是，近年来锅炉烟气排放标准逐渐提升，仅仅凭借低氮燃烧已经无法满足标准要求，部分研究人员开始对飞灰循环流化床还原态脱硫和喷氨脱氮技术展开研究，证实了在流化床悬浮段加入氨气能够有效减少NOx的排放量。

2.2 加氢热解技术

过去的加氢热解技术的脱硫效率不高，因此，我们可以选择多段加氢热解技术，即利用煤炭热解时所形成的自由基最多、最快的峰温时停留一定时间的方法，加快氢气和煤炭内自由基的反应，有效提高脱硫脱氮效率，且热解升温越快，其脱硫脱氮效率越高。但是，采用加氢热解技术时必须制备氢气，并且进行气体循环，流程复杂，费用较高。为了压缩成本，可用价格低廉、含有氢气和甲烷的焦炉煤气取代纯氢。这就是我们所说的“煤焦炉气热解处理技术”。实践证明，选择这一处理技术可以提高半焦产率，有效提高脱硫效率，但会在一定程度上降低脱氮效率。由于高硫煤，尤其是高硫强黏性煤炭热解脱硫效率较低，因此可选择煤和生物质共同热解技术，即将生物质与高硫强度黏性煤炭放置于回转炉中热解，生物质能够有效防止煤炭热解过程中出现颗粒黏结现象，同时还有助于脱硫脱氮效率的提高。

2.3 液膜净化技术

液膜净化技术是美国能源部Pittsburgh技术研发中心（PFTC）研究、开发的一种烟气净化技术。液膜是一种含水性液体，将其放置于两组多微孔的中空纤维管内，从而组成渗透器。这一结构能够很好地保证操作过程中的稳定性，极大地延长设备的使用寿命。选择液膜时，应尽量选择对SO2和NOx具有较强吸附性的液体，并在试验测试其渗透性后才能应用于实践中。实践证明，25 ℃的纯水具有最佳的渗透性。另外，也可以选择NaHSO4或NaHSO3水溶液。对于0.05%的SO2气体，NaHSO3能够达到95%的脱硫率，同时，国内外有很多研究机构都在大力研发这一技术。我们相信，液膜净化技术将会得到更广泛的应用。

2.4 电化学技术

选择电化学技术进行锅炉烟气脱硫脱氮（脱氮的作用是反硝化）一般有以下两种方式：①内电池模式，即直接法。烟气内的组分在电池液中被吸收的同时在电极反应过程中被转化。②外电池模式，即间接法。锅炉烟气内的组分通过氧化还原的方式吸收转化，吸收液在电池内部实现电化学再生。在实际应用过程中，我们通常将内电池模式与外电池模式相结合。选择外电池模式时，将二连亚硫酸盐当作氧化还原剂，把NOx还原成为N2；二连亚硫酸盐氧化后转化为SO42-，通过电化学还原可以重复应用。选择内电池模式时，将SO2吸收到电池液内，同时通过电极反应氧化形成硫酸。这一反应中能够得到质量分数是40%的硫酸。

2.5 活性焦吸附技术

活性焦吸附技术指的是利用活性焦吸收烟气的同时进行脱硫与脱氮处理。借助于活性焦的微孔催化吸附功能，SO2能够形成硫酸存储在焦炭表面的微孔中，通过热再生形成SO2浓度较高的气体，之后再结合实际需求转化为其他具有二次利用价值的副产品，比如液态SO2或浓硫酸等。在加氨的情况下，NOx通过活性焦的催化转变为水和氮气之后被排放。活性焦吸附技术所需的设备为脱硫脱氮塔，活性焦能够在其中自上向下缓慢移动。由于锅炉烟气是横向交叉经过活性焦炭层的，因此，锅炉烟气内的粉尘能够被有效地排除。活性焦与活性炭属于两类差异较大的吸附材料，活性炭综合强度不高且表面积较大，其吸附性、再生性都存在效率和成本方面的问题。因此，在锅炉烟气脱硫脱氮中，我们选择了表面积较小但强度更高的活性焦。

3 常见的脱硫脱氮技术的经济性分析

由于排烟循环流化床是在锅炉燃烧过程中进行脱硫脱氮的，其处理技术与其他技术有一定的差异，因此我们暂时不将这一技术纳入经济性分析之列。

美国能源部的报告数据显示，以500 MW的火力发电厂为例，选择湿法脱硫（FGD）时，设备费用是175元/kW，运行费用是18 mille/kW·h。之后，组合SCR技术脱氮，设备费用是125元/kW，运行费用是6.2 mille/kW·h。可以得出，组合处理技术最终所需的设备费用是300元/kW，运行费用是24.2 mille/kW·h。以300 MW的火电厂为例，选择活性焦吸附技术脱硫脱氮时，其设备费用是200元/kW左右，运行费用是10 mille/kW·h。以100 MW的火电厂为例，选择电化学技术进行锅炉烟气脱硫脱氮时，其设备费用为247元/kW，运行费用为21.6 mille/kW·h。日本研究人员的资料数据显示，将电子束技术应用到500 MW的火力发电厂时，其设备费用为组合处理技术的80%，运行费用为组合处理技术的90%.不难得出，对于500 MW的火力发电厂，应用电子束技术进行锅炉烟气脱硫脱氮的设备费用为240元/kW，运行费用为21.78 mille/kW·h，与美国能源部报告中的数据相同。通过上述分析，此三类技术的经济性比较如表1所示。

从表1的经济性分析结果来看，活性焦吸附技术所需要的设备费用和运行费用相对较低，其建设空间也比较小，特别是其运行费用仅为电子束技术的一半，因此更具推广性。

4 总结

从当前我国的实际情况来看，SO2的排放还没有得到有效的控制，而且NOx的治理才刚刚被提上日程，我们面临的烟气治理任务非常繁重。笔者建议在研究火电厂锅炉烟气脱硫脱氮技术时应注意以下三点：①优先研究、开发脱硫脱氮联合治理技术；②尽可能地压缩系统成本，在成本允许的情况下逐步提升脱硫脱氮效率；③考虑研发副产品的可回收利用技术，在此基础上防止出现二次污染。

参考文献

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〔编辑：刘晓芳〕