生物质发电项目烟气脱硝技术的研究进展

王飞

（上海康恒环境股份有限公司，上海 201703）

0 引言

随着全球范围内再次掀起绿色、可持续能源的浪潮后，太阳能、风能、生物质能源等方向再次提升高度，成为实现碳达峰、碳中和有效实现路径。中国作为农业大国有着较为丰富的农林废弃物等生物质原料，兴建生物质发电项目可集中利用生物质原料。同时，集中利用生物质燃料发电还可改变传统烧荒的处置方式，进一步减少农村空气污染。

根据统计，截至2020年我国投运的生物质直燃发电厂已经有350余个，总装机容量达到806万kW［1］。国内部分地区陆续出台地方排放标准，要求氮氧化物实现超低排放。如河南省印发《河南省2020年大气污染防治攻坚战实施方案》中要求［2］，2020年10月底钱，全省生物质锅炉（含生物质电厂）完成超低排放改造［3］，在基准氧含量9%的条件下（生物质电厂6%），改造后氮氧化物排放浓度不高于50 mg/m3，此标准已向燃煤电厂超低排放标准看齐。生物质项目环保技术路线发展时间远低于燃煤电厂，同时部分生物质发电项目不具备热电联产条件，仅靠售电及上网电价补贴维持财务平衡，如依靠传统燃煤电厂环保工艺技术路线，将使得生物质发电项目捉襟见肘、难以健康可持续发展。因此，积极探索高效、廉价、可靠的生物质发电项目环保超低排放工艺路线十分重要。

1 生物质燃料特点

生物质发电项目燃料多为就地取材，通常以秸秆为主，板条、锯末、树皮、木屑等为辅。同时，项目燃料受季节影响较大，在生物质燃料紧缺时节又需要燃烧各种能够买得到的生物质燃料。因此焚烧炉原始污染物浓度、炉温各项目差别较大，甚至同一项目不同时间段也存在较大范围变化。基于生物质项目以上特点，这就对烟气净化脱硝工艺在各种工况下达标运行提出了严格要求。常规生物质燃料燃烧灰分组分如下表1所示。

表1 不同生物质燃料灰分组分 %

生物质燃料燃烧后，其碱金属、氯、硫等元素经化学反应后部分以挥发态进入烟气中经锅炉、余热炉、脱酸、除尘、脱硝系统，最终由烟囱排放到大气环境中，在上述一系列过程中经过冷端受热面时容易冷凝吸收SO3、NOx等形成钾盐和钠盐。当采用SCR脱硝技术时，脱硝催化剂极容易产生碱金属中毒问题。

2 生物质烟气脱硝技术简介

2.1 烟气回流技术（见图1）

图1 烟气回流工艺流程

烟气回流技术通常从布袋除尘器或引风机出口取净烟气，然后回流到焚烧炉二次风位置对燃烧补风，系统结构简单、一次性投资成本低。

该技术最大的特点是从燃烧室后墙喷入高速回流烟气，使炉排供入的一次风和垃圾高温热解气到达燃烧室后墙，并通过回流烟气在后墙附近有效搅拌混合，整个燃烧室的燃烧效率得到提高，O2浓度降低，燃烧室温度分布更为均匀，NOx的生成受到抑制［4］。通常烟气回流比控制在20%~30%，锅炉出口氧浓度控制在3%~5%，脱硝效率可达30%。

2.2 SNCR脱硝技术（见图2）

图2 SNCR工艺流程

燃煤电站、垃圾焚烧、生物质项目SNCR脱硝技术通常设计脱硝效率约50%，在此条件下通过合理布置喷枪分布可确保尾气中氨逃逸≤8 mg/m3。通常可通过提高还原剂投入量，部分项目按照远高于设计氨/氮摩尔比运行时，其脱硝效率可提高至60%。但还原剂的过喷造成氨逃逸飙升、烟冷器等冷端设备附着形成ABS，导致烟冷器压差飙升、布袋除尘器腐蚀、净气室结晶等问题［8］。

2.3 COA氧化脱硝技术（见图3）

图3 COA氧化工艺流程

催化氧化吸收COA（Catalytic Oxidation Absorption）脱硝技术主要是将锅炉尾部烟气中难溶于水、不易被碱性吸收剂反应吸收的NO，通过脱硝剂亚氯酸钠（NaClO2）/其他氧化剂强氧化作用下，增强将烟气中NOx转化为易于反应吸收的NO2，再经过炉外（半）干法脱硫塔利用消石灰进行中和反应完成脱硝［5］。

根据考察调研，某项目原始NOx为350 mg/m3，SNCR脱硝后排放值为70~100 mg/m3，通过增加氧化剂的投加量，可实现NOx≤50 mg/m3的超低排放要求。

2.4 PNCR干法脱硝技术（见图4）

图4 PNCR干法脱硝工艺流程

PNCR干法脱硝技术使用气力输送方式，将粉状脱硝药剂喷入炉膛，一定温度条件下化学键断裂，释放大量的含氨自由基，脱硝还原剂主要成分：高分子分散剂、催化剂、助剂以及尿素或尿素中间体等［6］。

由于采用固体脱硝药剂，药剂在炉内喷射后具有较远的覆盖面积、提高还原剂与NOx混合效率，同时在催化剂、助剂作用下，PNCR干法脱硝效率可达约80%，为了降低干法脱硝耗量，减少运行成本，通常采用SNCR+PNCR组合脱硝工艺。

根据考察调研，某项目（蒸发量80 t/h）原始NOx约350 mg/m3，脱硝后NOx≤50 mg/m3，尿素使用量为2.88 t/d、干法脱硝剂为1.6 t/d，可实现NOx≤50 mg/m3的超低排放要求。

2.5 SCR脱硝技术（见图5）

图5 SCR脱硝工艺流程

SCR脱硝系统主要由还原剂存储及输送系统、还原剂制备系统、SCR脱硝反应器、氨气喷射及混合系统、控制及电气部分等构成［7］。

烟气从袋式除尘器出来后经过蒸汽-烟气加热器加热至180°/230℃后进入SCR反应塔；还原剂制备系统产生浓度5%的氨气，经由氨喷射系统送入反应塔入口烟道中，随后通过催化剂层进行脱硝反应［8］。

通常除尘后烟气需要消耗大量蒸汽来提高烟温，这使得SCR脱硝的运行成本大大提高，同时SCR及催化剂的初始投资费用也较高，且由于生物质项目烟气中不可避免的会存在使催化剂中毒的钾、钠等碱金属［9］，因此该工艺在生物质项目中应用效果不十分理想。

本次调研、考察中某项目初期投运后NOx≤50 mg/m3效果良好，但仅投运5个月SCR催化剂发生明显失活现象，经检测为碱金属中毒问题。

2.6 臭氧脱硝技术（见图6）

臭氧氧化脱硝技术为通过臭氧发生器制臭氧后通入烟气中与NOx发生氧化反应，其反应原理如下：

按照O3对于NOx复杂的氧化反应过程，实际上最后通过N的价态变化体现出来，主要的反应如下：

O3对NO按照逐级氧化过程进行，在O3不过量情况下，NO的氧化产物主要是NO2，随后通过溶液吸收达到脱除烟气中NOx的目的［10］。

根据考察调研，某项目使用该种工艺，经SNCR+臭氧氧化后排放NOx≤40 mg/m3，可实现NOx超低排放。

2.7 ZYY干法脱硝技术（见图7）

图7 ZYY干法工艺流程

ZYY干法工艺是一种脱硫脱硝技术，通过罗茨风机将尿素颗粒吹入催化装置内（铂、铑系贵金属催化剂），尿素颗粒裹挟催化剂后经管道输送至炉前，通过喷枪均匀喷入炉内750~960℃的区域（850℃反应效率最高），与SO2、NOx污染物反应，分别生成（NH4）2SO4、N2，根据催化剂配方不同，可达到脱硝、同时脱硫脱硝目的［11］。

ZYY干法技术的核心设备为催化装置，内含单质态铂、铑系贵金属催化剂，通过在装置内装填不同的催化剂来分别实现脱硫及脱硝，系统设3个尿素储存仓，2用1备，保证连续给料不间断；仓体容积较小（正常运行时每天加料2次），仓体及输送管道均进行保温及伴热（阴雨潮湿季节启用），防止尿素颗粒吸潮板结。

考察调研中，某项目单独使用ZYY工艺进行脱硝，项目原始NOx400~450 mg/m3，经ZYY后可降低至80~90 mg/m3，通过增加尿素投加量，可实现NOx≤50 mg/m3的超低排放目标。

3 生物质脱硝超低排放技术比较

各项生物质脱硝超低排放技术参数对比见表2。

表2 各项各项生物质脱硝超低排放技术参数对比

4 结论

1）根据考察、调研，对于生物质发电项目采用COA氧化脱硝技术、PNCR干法脱硝技术、臭氧脱硝技术、ZYY干法脱硝技术单独使用皆可实现NOx超低排放要求，为了降低系统脱硝运行成本，通常与烟气回流和SNCR组合使用。

2）结合各工艺运行成本、政策以及技术稳定性、考察调研情况，可优先考虑ZYY干法、PNCR干法脱硝工艺作为生物质氮氧化物超低排放技术路线。

3）SCR炉后脱硝相较炉内脱硝工艺更为成熟、稳定、NOx及氨逃逸排放更低，具有较好的使用前景。但目前针对生物质项目开发的抗碱金属催化剂尚处起步阶段且造价较高，建议积极开发锰系等抗碱金属脱硝催化剂。

4）对于生物质发电项目其盈利能力较弱，建议新建项目在可研、立项阶段提前考虑规划，对于提标改造项目在政策上提供必要的补贴，促进生物质发电行业健康、稳定、可持续发展。