火电厂烟气脱硫脱硝技术研究进展

许方园

浙江中蓝环境科技有限公司

1 引言

现阶段，我国社会各界的环保意识在不断增强，火电厂这类排放烟气量较大的生产企业将污染处理工作做到位，有效解决火电厂烟气污染问题，故要加强火电厂烟气脱硫脱硝技术的研究强度，增强火电厂烟气脱硝脱硫能力及运行稳定性。基于此，本文介绍了火电厂烟气脱硫脱硝现状及技术难点，同时介绍了几种火电厂烟气脱硫脱硝新技术，为今后火电厂废气脱硫脱硝技术发展奠定基础。

2 火电厂烟气脱硫脱硝技术现状

2.1 火电厂烟气脱硫技术现状

2.1.1 石灰石∕石灰—石膏（湿法）脱硫工艺

石灰石∕石灰—石膏（湿法）脱硫工艺采用石灰石、生石灰或消石灰的乳浊液作为吸收剂吸收烟气中的SO2，脱硫效率一般可达95%以上。石灰石∕石灰-石膏法脱硫技术主要适用于大容量燃煤电厂锅炉、高浓度SO2烟气脱硫。该技术烟气系统阻力大，设备功率高，且占地面积大，升级改造困难，其产生副产品脱硫石膏市场需求越来越小，大部分作为固体废物堆存处理，容易造成二次污染问题。

2.1.2 氨法脱硫工艺

氨法脱硫主要适用于有可靠氨源且氨肥能得到有效利用的燃煤锅炉。氨法脱硫技术的脱硫效率一般在95%以上，氨的逃逸浓度在3.0mg∕m3以下。该技术运行成本高，及运行时电耗、水耗高，脱硫剂氨价格较高，氨市场价格一般在2500元∕吨～3000元∕吨；且运行时结晶腐蚀及冲刷腐蚀较重，由于氨法脱硫浆液中会有硫酸铵，亚硫酸铵和亚硫酸铵，会渗入防腐层表面的毛细孔内造成腐蚀。另其产生析出的硫酸铵饱和晶体随脱硫浆液在设备内部不间断的连续循环，对设备会造成严重的冲刷腐蚀，长时间运行后会把系统防腐层冲刷掉，是脱硫系统最严重的腐蚀。

2.1.3 燃烧炉内石灰石脱硫工艺

炉内脱硫作为减少二氧化硫排放的有效途径，特别适合于循环流化床燃烧。通过向炉内添加石灰石，石灰石中的碳酸钙遇热先煅烧分解为可与二氧化硫作用的多孔状氧化钙，从而显著降低烟气中二氧化硫的排放。一般当钙硫比1.8～2.5，脱硫剂粒径1mm时，炉内脱硫率可达50%～90%。该工艺技术较为简单，但脱硫效率波动较大，较难长期稳定运行，且仅适用于中小机组燃用中、低硫煤的流化床燃烧烟气脱硫。

2.2 火电厂烟气脱硝技术现状

2.2.1 SCR脱硝工艺

选择性催化还原法是利用还原剂在催化剂的作用下有选择地与烟气中的NOx发生化学反应，生成氮气和水的方法。SCR法脱硝反应温度在300℃～400℃之间进行，脱硝效率一般在60%以上。部分地区的火电厂在实际运行中被管理部门要求进行深度调峰，机组就会较长时间处于低负荷运行使得运行时烟气温度降低，在较低温度下传统的SCR脱硝催化剂反应活性差，脱硝效率将低，极易导致烟气排放口氮氧化物不能达标排放。目前，国内火电厂为了提高SCR脱硝入口烟气温度，主要通过锅炉水混合提温法、多级省煤器脱硝法等，以满足火电厂调峰时的脱硝效率要求，而采取这些措施也将会增大火电厂额外的能耗和基建投入。

2.2.2 SNCR脱硝工艺

选择性非催化还原法是一种选择性降低NOx排放量的方法，即当不采用催化剂时，NH3还原NOx的反应只能在850℃～1050℃这一狭窄的温度范围内进行，脱硝效率一般在30%～50%左右。还原剂的喷入地点一般在炉膛上部烟气温度在850℃～1050℃范围内的区域。SNCR法反应温度范围较小，但实际运行时炉内温度分布随锅炉运行负荷大小而改变，对于较大容量锅炉其膛断面尺寸大，炉膛断面上的温度也会分布不均匀，因此锅炉炉膛中各处NOx浓度分布差别较大，要时刻根据各点NOx浓度和温度的变化来控制进入炉膛还原剂量才能有效地对炉膛内的NOx进行中和还原，从而提高其去除效率。该方法脱硝无论采用氨或尿素作为还原剂，其还原剂的消耗量将会为SCR法的2～3倍，还原剂消耗量较大。因没有催化剂，SNCR对温度要求严格，温度过高，NH3则容易被氧化为NOx，抵消了NOX的脱除效率，温度过低，NOx去除率低。SNCR氨的泄露量大，且对喷氨控制要求很高，喷氨控制成了SNCR的关键技术，也是限制SNCR脱硝效率和运行稳定性、可靠性的最大障碍。

2.2.3 传统低氮燃烧工艺

传统低NOx燃烧技术大致分为以下几种：燃料分级燃烧、空气分级燃烧、低NOx燃烧器、烟气再循环等。这些技术主要目的就是为了减少NOx的产生量。传统低氮燃烧工艺运行控制难度较大，且脱硝效率一般在10%～20%左右，故适用于燃烧产生NOx产生浓度较低的场合。当燃烧产物中NOx含量较高时，很难采用单独低氮燃烧工艺使得烟气NOx能达标排，且在采取低氮燃烧技术后，NOx含量降低，而CO含量会升高，很难达到CO与NOx含量都降低的效果。

3 新型火电厂烟气脱硫脱硝技术

3.1 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，烟气中的二氧化硫被海水洗涤进入到海水中，并与海水中的碱性物质发生反应从而被去除，净烟气经加热后排放。脱硫吸收塔排出的酸性海水进入曝气池与其他新鲜海水混合，经过曝气处理使其水质恢复，从而达标排放。有相关资料研究表明，该技术脱硫率可达95%以上。通过该项技术能够有效降低火电厂投入成本，在进行脱硫时不再需要使用其他药剂，有效避免对环境造成二次污染。海水脱硫技术的脱硫效果相对较好，但在应用过程中需要确保火电厂选址处附近有大量海水。目前海水脱硫技术的发展已进入成熟阶段，以国内的某500MW的火电厂来举例，该火电厂先通过吸收塔将海水吸收到塔顶，然后再将烟气进行冷却，接着让其进入吸收塔底部，通过相应设备使烟气与海水相互接触，去除烟气中的二氧化硫，通过该项技术二氧化硫去除率可达98%。

3.2 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。刘欣、李俊华等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。郭林等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。

3.3 SNCR∕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。故这两种方法各有优缺点。SNCR∕SCR联合脱硝法先采用SNCR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。

3.4 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，通过反应后利用布袋过滤的作用去除反应后生成的杂质，且在氨气的作用下火电厂烟气中的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。另外，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。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。

4 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。