火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術分析

焉海波

摘 要：硫氧化物和氮氧化物是火力發電廠燃煤鍋爐所排放的主要污染物。過去的分布式脫硫脫氮技術成本較高且效率較低，因此，積極研究、應用現代化新型脫硫脫氮技術已成為業內一項重要的研究課題。結合自身工作實踐，對幾種常見的火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術進行了分析和探討，希望通過應用這些技術能夠有效降低硫氮氧化物的排放量，最終提升火電廠的環保性和經濟性。

關鍵詞：火電廠；燃煤鍋爐；脫硫脫氮技術；硫氮氧化物

中圖分類號：X701.3 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.08.124

我國煤炭資源非常豐富且價格低廉，煤炭一直以來都是我國的主要能源，但煤炭的燃燒會釋放大量的SO2和NOx。而煤炭的消費結構并不會在短時間內改變，因此，對火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術進行研究至關重要。根據相關數據，我國SO2和NOx的年平均排放量約為2.0×107 t和7.7×106 t。如此巨大的污染物排放量必然會給生態環境帶來巨大的危害，有效地脫除鍋爐煙氣中的SO2和NOx已成為一項重要且緊迫的任務。

1 電廠鍋爐硫氮化物的形成機制

1.1 氮化物的形成機制

煤炭在鍋爐中燃燒時所形成的氮氧化物一般為一氧化氮和二氧化氮，我們一般將其統稱為“氮氧化物”。煤炭燃燒時，氮氧化物的產生量與排放量直接受煤炭燃燒方式的影響，尤其是燃燒溫度、過量空氣系數等因素。研究人員發現，煤炭燃燒時所產生的氮氧化物的形成機制一般包括以下三種：①熱力型NOx。它主要是空氣內的氮氣受到高溫氧化而形成的氮氧化物。②快速型NOx。這是煤炭燃燒過程中空氣內的氮與燃料內的碳氫離子團反應而產生的氮氧化物。③燃料型NOx。它一般是燃料內包含的氮化合物在燃燒時熱分解后氧化產生的氮氧化物。火電廠鍋爐煙氣內的NOx絕大部分屬于燃料型氮氧化物，其含量通常在80%～90%.

1.2 硫化物的形成機制

一般來說，硫化物包括SO2和SO3。燃料可燃性硫化燃燒的過程中會形成SO2。此外，有1%～5%的SO2被繼續氧化為SO3。元素硫與硫化物燃燒的過程中會直接產生SO2和SO3，而有機硫首先轉化為H2S、CS2等含硫化合物，后持續氧化產生SO2。

2 鍋爐脫硫脫氮典型技術分析

2.1 循環流化床燃燒技術

循環流化床燃燒技術（英文縮寫為“CFBC”）指的是依靠循環流化床溫度分布均衡、氣固接觸面積較大的特征，借助于煤炭和吸附劑的湍流混合，從而達到煤炭高效率燃燒和脫硫的目的。另外，由于燃燒過程中的溫度較低，空氣內N2轉化為NOx的效率較低，從而達到NOx低排放的目的。

增壓循環流化床燃燒技術（英文縮寫為“PFBC-CC”）指的是將煤炭和脫硫劑同時添加到經過增壓之后的流化床中燃燒。在增壓的狀態下，少部分SO2會直接被氧化為CaSO4。還有部分SO2和CaCO3或者CaO形成CaSO4，有效地降低了SO2的排放量。由于爐內燃燒溫度不高，因此，有效減少了NOx的排放量。實踐說明，當Ca∶S為2.0時，脫硫效率最高能達到98%，NOx的排放量也能被控制在100 100 mg/m3以下。但是，近年來鍋爐煙氣排放標準逐漸提升，僅僅憑借低氮燃燒已經無法滿足標準要求，部分研究人員開始對飛灰循環流化床還原態脫硫和噴氨脫氮技術展開研究，證實了在流化床懸浮段加入氨氣能夠有效減少NOx的排放量。

2.2 加氫熱解技術

過去的加氫熱解技術的脫硫效率不高，因此，我們可以選擇多段加氫熱解技術，即利用煤炭熱解時所形成的自由基最多、最快的峰溫時停留一定時間的方法，加快氫氣和煤炭內自由基的反應，有效提高脫硫脫氮效率，且熱解升溫越快，其脫硫脫氮效率越高。但是，采用加氫熱解技術時必須制備氫氣，并且進行氣體循環，流程復雜，費用較高。為了壓縮成本，可用價格低廉、含有氫氣和甲烷的焦爐煤氣取代純氫。這就是我們所說的“煤焦爐氣熱解處理技術”。實踐證明，選擇這一處理技術可以提高半焦產率，有效提高脫硫效率，但會在一定程度上降低脫氮效率。由于高硫煤，尤其是高硫強黏性煤炭熱解脫硫效率較低，因此可選擇煤和生物質共同熱解技術，即將生物質與高硫強度黏性煤炭放置于回轉爐中熱解，生物質能夠有效防止煤炭熱解過程中出現顆粒黏結現象，同時還有助于脫硫脫氮效率的提高。

2.3 液膜凈化技術

液膜凈化技術是美國能源部Pittsburgh技術研發中心（PFTC）研究、開發的一種煙氣凈化技術。液膜是一種含水性液體，將其放置于兩組多微孔的中空纖維管內，從而組成滲透器。這一結構能夠很好地保證操作過程中的穩定性，極大地延長設備的使用壽命。選擇液膜時，應盡量選擇對SO2和NOx具有較強吸附性的液體，并在試驗測試其滲透性后才能應用于實踐中。實踐證明，25 ℃的純水具有最佳的滲透性。另外，也可以選擇NaHSO4或NaHSO3水溶液。對于0.05%的SO2氣體，NaHSO3能夠達到95%的脫硫率，同時，國內外有很多研究機構都在大力研發這一技術。我們相信，液膜凈化技術將會得到更廣泛的應用。

2.4 電化學技術

選擇電化學技術進行鍋爐煙氣脫硫脫氮（脫氮的作用是反硝化）一般有以下兩種方式：①內電池模式，即直接法。煙氣內的組分在電池液中被吸收的同時在電極反應過程中被轉化。②外電池模式，即間接法。鍋爐煙氣內的組分通過氧化還原的方式吸收轉化，吸收液在電池內部實現電化學再生。在實際應用過程中，我們通常將內電池模式與外電池模式相結合。選擇外電池模式時，將二連亞硫酸鹽當作氧化還原劑，把NOx還原成為N2；二連亞硫酸鹽氧化后轉化為SO42-，通過電化學還原可以重復應用。選擇內電池模式時，將SO2吸收到電池液內，同時通過電極反應氧化形成硫酸。這一反應中能夠得到質量分數是40%的硫酸。

2.5 活性焦吸附技術

活性焦吸附技術指的是利用活性焦吸收煙氣的同時進行脫硫與脫氮處理。借助于活性焦的微孔催化吸附功能，SO2能夠形成硫酸存儲在焦炭表面的微孔中，通過熱再生形成SO2濃度較高的氣體，之后再結合實際需求轉化為其他具有二次利用價值的副產品，比如液態SO2或濃硫酸等。在加氨的情況下，NOx通過活性焦的催化轉變為水和氮氣之后被排放。活性焦吸附技術所需的設備為脫硫脫氮塔，活性焦能夠在其中自上向下緩慢移動。由于鍋爐煙氣是橫向交叉經過活性焦炭層的，因此，鍋爐煙氣內的粉塵能夠被有效地排除。活性焦與活性炭屬于兩類差異較大的吸附材料，活性炭綜合強度不高且表面積較大，其吸附性、再生性都存在效率和成本方面的問題。因此，在鍋爐煙氣脫硫脫氮中，我們選擇了表面積較小但強度更高的活性焦。

3 常見的脫硫脫氮技術的經濟性分析

由于排煙循環流化床是在鍋爐燃燒過程中進行脫硫脫氮的，其處理技術與其他技術有一定的差異，因此我們暫時不將這一技術納入經濟性分析之列。

美國能源部的報告數據顯示，以500 MW的火力發電廠為例，選擇濕法脫硫（FGD）時，設備費用是175元/kW，運行費用是18 mille/kW·h。之后，組合SCR技術脫氮，設備費用是125元/kW，運行費用是6.2 mille/kW·h。可以得出，組合處理技術最終所需的設備費用是300元/kW，運行費用是24.2 mille/kW·h。以300 MW的火電廠為例，選擇活性焦吸附技術脫硫脫氮時，其設備費用是200元/kW左右，運行費用是10 mille/kW·h。以100 MW的火電廠為例，選擇電化學技術進行鍋爐煙氣脫硫脫氮時，其設備費用為247元/kW，運行費用為21.6 mille/kW·h。日本研究人員的資料數據顯示，將電子束技術應用到500 MW的火力發電廠時，其設備費用為組合處理技術的80%，運行費用為組合處理技術的90%.不難得出，對于500 MW的火力發電廠，應用電子束技術進行鍋爐煙氣脫硫脫氮的設備費用為240元/kW，運行費用為21.78 mille/kW·h，與美國能源部報告中的數據相同。通過上述分析，此三類技術的經濟性比較如表1所示。

從表1的經濟性分析結果來看，活性焦吸附技術所需要的設備費用和運行費用相對較低，其建設空間也比較小，特別是其運行費用僅為電子束技術的一半，因此更具推廣性。

4 總結

從當前我國的實際情況來看，SO2的排放還沒有得到有效的控制，而且NOx的治理才剛剛被提上日程，我們面臨的煙氣治理任務非常繁重。筆者建議在研究火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術時應注意以下三點：①優先研究、開發脫硫脫氮聯合治理技術；②盡可能地壓縮系統成本，在成本允許的情況下逐步提升脫硫脫氮效率；③考慮研發副產品的可回收利用技術，在此基礎上防止出現二次污染。

參考文獻

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〔編輯：劉曉芳〕