燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势

吴英伟

摘要：现如今，尽管我国的燃煤电厂在脱硫脱硝工艺方面已经逐步地走向成熟，然而，由于燃煤电厂的烟气有着一定的特殊性，无法把电厂脱硫脱硝工艺全面地运用到实践当中。在燃煤电厂当中，煤质变化，烟气就会变化。SO2与NOx在浓度变化方面有着很大的不同，范围也比较大。同时，由于燃煤电厂还需要持续地进行换向操作，所以，烟气里面的成分也有着很大的波动。燃煤电厂本身也有着窜漏的情况，加上烟气里面还有硫化氢以及CO等一些污染物，这就使得环境污染变得更加严重。因此，借助于科学的脱硫脱硝工艺就显得非常必要，这能够给生态环保以及大众的健康带来必要的保障。本文就此展开了探究。

关键词：燃煤电厂;烟气脱硫;一体化技术

1燃煤电厂烟气概述

2012年以来，我国正式实施了《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012），对二氧化硫和氮氧化物排放提出了更加严格的要求。为此，我国化工企业和焦化企业必须采用新的烟气处理工艺，以满足新环保标准的排放要求。与传统燃煤锅炉的烟气相比，燃煤电厂烟气的主要特点是在180-300℃范围内的低温，其中大部分为200-230℃。通过锅炉改造降低鍋炉的NOx和SO2的原始排放，提高炉内脱硝和脱硫效率，实现污染物源头治理。在燃煤电厂中，基于加煤以及出焦转换期间，烟气组成部分呈现着很大不同，这对脱硫脱硝装置的自我调节可适应性就有了更高的要求。

2实现NOx超低排放的原理

依据NOx的生成原理，对某发电厂5号锅炉进行优化调整，以破坏NOx的生成条件的方式，抑制NOx的生成。通过理论研究和实践验证，“流态再构”的机组快速甩负荷技术实现锅炉在50%～110%负荷下控制燃烧温度850～920℃，既能控制热力型NOx的生成，又能实现燃料的充分燃烧，保证选择性非催化剂还原反应温度;通过减少一次风量，抬高二次风入口高度、扩大炉膛下部还原性氛围区域;提高分离器分离效率，减少循环流化床存量，提高循环流化床质量，增大炉膛内部细颗粒循环物料浓度，实现循环物料反复燃烧利用，并包裹细小碳颗粒燃烧，构建炉膛上部碳燃烧的还原性氛围。进而实现抑制燃料挥发氮向NOx转换，从而降低NOx原始排放。

3燃煤电厂锅炉超净排放技术的改造应用

3.1SNCR/SCR联合脱硝法

SCR脱硝法脱硝效率高，但是投资大，运行费用也较高。SNCR法理论上可以去除烟气中大部份NOx，但存在锅炉运行工况波动从而导致炉内温度场分布不均匀，使得脱硝效率不稳定[1]。故这两种方法各有优缺点。SNCR/SCR联合脱硝法先采用SN-CR法去除烟气中一部份NOx，再利用在炉膛内逃逸的氨在省煤器后SCR反应器中与未被反应的NOx进一步反应，去除余下的NOx，从而大大提高脱硝效率。采用SNCR/SCR联合脱硝技术，SCR反应器中的NOx负荷较低，因此可以减少SCR催化反应器的尺寸，从而节约SCR的部份投资。NOx排放量要求较低的地区可优先采用SNCR/SCR联合脱硝法。

3.2联合式烟气一体化脱硫脱硝技术

联合式脱硫脱硝一体化装置占地小、结构简单、运行方便、可靠性高，且无副产品，在火力发电厂应用上具有很强的适用性。联合式烟气脱硫脱硝一体化技术需要在脱硫设备的基础上增加脱硝设备，并且让两种设备一起运行，实现一体化脱硫脱硝。火电厂烟气净化工艺的过程中需要建设布袋除尘装置，做好烟气除尘、脱硝、脱硫。因火电厂烟气中含有大量SO2，故需要在袋式除尘器中注入钠基脱硫剂和钙剂，在反应之后，借助于布袋过滤的功能，将反应生成的相关杂质有效地去除掉，并在氨气影响之下，使得火电厂烟气里面的NOx也会得到去除，最终完成烟气脱硫脱硝除尘工作，故通过布袋功能可同时实现脱硫、脱硝、除尘等功能。除此以外，联合式烟气脱硫脱硝一体化净化技术具有如下优点：在常规条件下其烟气净化效率可达85%;因其通过融合多种污染物的同时去除，故占地面积小，投资费用也较低;如实际运行中采用联合式烟气一体化脱硫脱硝技术，可在SCR法之前先去除二氧化硫和颗粒物，这样有利于减少脱硝反应器中催化剂层中硫酸铵的含量，防止催化剂中硫酸铵含量过高而导致催化剂中毒[2]。联合式烟气脱硫脱硝一体化技术的应用，可节省更多的投资与运行成本，能源需求量也会明显降低。

3.3海水脱硫技术

海水脱硫技术是在脱硫吸收塔内将经除尘后的烟气与海水相向流动充分接触，烟气中的二氧化硫与海水中的碱性物质发生反应，被海水洗涤去除，净烟气被加热排出。脱硫吸收塔排出的酸性海水进入曝气池，与其他淡水混合，经过曝气处理后，水质恢复达标排放[3]。据相关资料研究，该技术脱硫率可达95%以上。该技术可有效降低火电厂的投入成本，脱硫无需其他药剂，有效避免对环境的二次污染。海水脱硫技术虽然脱硫效果较好，但在应用过程中需要保证火电厂现场周围大量的海水。目前，海水脱硫技术的发展已经到了成熟阶段，我们以国内某500MW火电厂为例，该火电厂首先通过吸收塔吸收海水到塔顶，然后对烟气进行冷却，然后进入吸收塔，使废气和海水与底部的设备接触，去除烟气中的二氧化硫，该技术实现了98%的二氧化硫去除率。

3.4低温SCR脱硝技术

低温SCR脱硝技术拓宽了传统火电厂脱硝催化剂温度使用范围，通过提高在低温条件下催化剂反应活性来提高火电厂锅炉低负荷运行时的NOx去除效果。有学者采用浸渍法制备了钒钼基催化剂，催化剂反应活性温度由于其中催化剂中钼的掺入而明显降低，当烟气空速达到60000h-1的条件下，O2体积分数为5%，NH3和NO浓度分别为500μL/L，处于200℃～400℃范围内的SCR法NOx去除率可达到90%以上，完全能满足火电厂低负荷运行时的NOx去除效率要求[4]。有人在石河子市某热电厂进行了中试研究中发明了低温NH3-SCR脱硝装置，该装置是在脱硫除尘之后采用低温低尘SCR布置，并采用Fe-Mn-Ce/Al2O3催化剂（浸渍法制备）。研究表明，当烟气温度约为100℃、氨氮比约为1.2，SO2浓度<35mg/Nm3、空速约为4200h-1时，催化剂的脱硝效果最好。该工艺投资成本低廉，适合未达到超低排放标准的中、小型燃煤锅炉的脱硝设备改造。

结束语：

综上所述，为了实现可持续发展战略，我们应深入研究火电厂烟气脱硫脱硝处理技术，尽量降低火电厂排出废气当中二氧化硫和氮氧化合物的含量。我国目前火电厂烟气脱硫脱硝技术尚未成熟，传统的火电厂脱硫脱硝工艺目前存在一定的不足，这就需要科研人员应该投入更多精力与时间来对烟气脱硫脱硝技术进行不断地改善与深入研究烟气处理技术，目前已在海水脱硫、低温SCR、联合式烟气一体化脱硫脱硝等新型脱硫脱硝技术领域取得了一定的进展。在确保火电厂脱硫脱硝资源循环利用的基础上，需要进一步提高其脱硫脱硝技术水平，从而创造更多的环境效益、经济效益和社会效益，深入贯彻实施可持续发展战略。

参考文献：

[1]朱琳麒.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化应用研究[J].工程技术研究，2020，5（09）：257-258.

[2]赵峰.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化应用研究[J].电力设备管理，2019（11）：67-68+70.

[3]刘国瑞.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化应用研究[J].节能与环保，2019（07）：80-81.

[4]李瑞，段永明.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势[J].居舍，2019（02）：180.