生物質電廠脫硝技術方案探討

鄧濤 周衛國 張鵬 韓松

(1.武漢豐盈能源技術工程有限公司 武漢 430223； 2.武漢凱迪電力工程有限公司 武漢 430223；3.國電科學技術研究院 南京 210023)

0 引言

2019年我國生物質發電裝機容量達1.653 7×107kW·h，隨著環保要求的提高，生物質電廠面臨更嚴格的煙氣排放要求。國內生物質燃料的種類繁多、成分多變、含水量變化大、熱值低、灰中堿金屬含量高，產生的煙氣各有特點，生物質電廠煙氣處理系統也有自身的特點。目前，大多數生物質電廠執行《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)，氮氧化物的排放限值為200 mg/m3(重點地區100 mg/m3)；部分地區已要求生物質電廠煙氣排放遵循超低排放標準。本文結合煙氣排放標準、煙氣特性、工程實例對生物質電廠的脫硝工藝進行探討。

1 選擇性非催化還原法(SNCR)

選擇性非催化還原法是將含氨還原劑(NH3或尿素)噴到爐膛約800～1 150 ℃的區域，還原劑熱解成NH3，將煙氣中的NOx還原成N2和H2O。

按國內生物質電廠運行經驗，生物質爐正常運行時NOx產生量小于200 mg/m3；有研究指出，對鍋爐進行燃燒調整后，產生的NOx甚至可以小于100 mg/m3[1-2]。SNCR的脫硝效率與噴氨區域的溫度場、氨與NOx的混合情況、反應時間等因素有關，各種因素控制良好時可獲得很高的脫硝效率，但實際難以實現，SNCR脫硝效率一般為40%～60%。因此，生物質電廠煙氣中NOx要滿足不大于100 mg/m3的排放標準時，可選用SNCR工藝，得到40%～60%的脫硝效率，輔以低氮燃燒技術，即可保證煙氣中的NOx達標排放。

2 選擇性催化還原法(SCR)

選擇性催化還原法是在一定溫度區間內催化氨還原NOx的過程，主要反應為

4NH3+ 4NO + O2→ 4N2+ 6H2O

(1)

4NH3+ 2NO2+ O2→ 3N2+ 6H2O

(2)

2.1 SCR反應器布置方式

SCR反應器有高塵和低塵兩種布置方式：①高塵布置：布置在省煤器與空預器之間，煙溫在300～400 ℃，催化劑活性高，脫硝效率高，煙氣中飛灰會磨損、堵塞催化劑，SO2會污染催化劑；②低塵布置：布置在除塵器之后，飛灰磨損輕，煙溫在150～200 ℃，需采用低溫催化劑，或加熱煙氣至催化劑的適用溫度，能耗和運行費用高。

2.2 SCR催化劑

(1)中溫SCR催化劑。燃煤電站脫硝催化劑為V2O5-WO3/TiO2，屬于釩基SCR催化劑，運行溫度一般為300～400 ℃。

(2)低溫SCR催化劑。目前基礎研究較多,真正實現工業應用的很少。荷蘭Shell公司的低溫煙氣脫硝(SDS)系統在160～200 ℃時, NOx脫除率可達85%以上；國內企業、高校對低溫SCR催化劑的研究主要集中在V基上，少量采用Mn基[3];中冶焦耐聯合北京工業大學等開發了在焦化煙氣中的低溫SCR催化劑，實現了工業化應用。此外, 清華大學、浙江大學、合肥工業大學及相關企業也開發了低溫SCR催化劑，目前大部分處于實驗室或工業測線試驗階段。盡管低溫SCR催化劑實現了工業化應用, 但催化劑的低溫反應活性、抗硫性、抗水性及再生等關鍵問題仍需進一步研究[4-5]。

2.3 SCR工藝在生物質電廠的應用

生物質電廠煙氣含SO2、NOx等氣體，水分高、飛灰中堿金屬含量高、粘結性強。生物質電廠一般采用爐內噴鈣的脫硫方式，煙氣中CaO含量顯著增大，對SCR催化劑的不利影響主要是物理沉積、CaO與催化劑酸性位點反應。

低溫時(180 ℃以下)，SO2對催化劑有明顯的抑制作用[6]，主要原因是：①SO2與NH3反應生成(NH4)2SO4、NH4HSO4，蓋住了催化劑表面的活性位點；②SO2與活性金屬發生化學反應生成硫酸鹽，消耗了活性金屬，導致催化劑不可逆失活。在低溫SCR脫硝中，煙氣中水蒸氣對脫硝反應產生干擾，降低了催化劑的脫硝效率，積灰對催化劑的影響主要是沉積堵塞催化劑的通道，堿或堿土金屬與釩、硫酸等生成堿金屬鹽類，占據活性位點而縮短催化劑壽命。

生物質電廠的SCR脫硝工藝需充分考慮煙氣特性及上述影響因素，低溫和中溫SCR脫硝工藝應用特點對比如表1所示。生物質電廠煙氣中的飛灰粘性大、堿金屬含量多，曾有生物質電廠采用中溫SCR工藝時，催化劑很快失效，相較而言，采用低溫SCR催化劑方案更可行。即使煙氣中SO2含量低，無需脫硫處理，經過布袋除塵器后，煙氣溫度基本在200 ℃以下，但為保證催化劑的活性，減少SO2和水蒸氣對催化劑的影響，將煙溫升到220 ℃以上更合適。因此，低溫SCR催化劑方案的脫硝效果能保證，但催化劑價格和運行成本高。

表1 低溫和中溫SCR脫硝工藝應用特點對比

3 臭氧氧化法

臭氧氧化法是利用O3的強氧化性將不可溶的低價態氮氧化物氧化為可溶的高價態，然后被噴淋塔內的吸收液吸收而去除。臭氧氧化工藝的缺點主要有：①采用空氣源、氧氣源制臭氧，能耗高；②臭氧的利用率不高，有逃逸現象，對人體造成危害；③NOx經O3氧化后，需通過堿液或水吸收，產生的硝酸鹽廢水需進行處理。

生物質電廠一般不采用濕法煙氣脫硫工藝，且濕法工藝有廢水排放的問題，因此生物質電廠不合適采用臭氧氧化法脫硝，同時也應注意當地的污染防治政策是否對臭氧氧化法有使用限制。

4 觸媒陶瓷纖維濾管催化脫硝技術

觸媒陶瓷纖維濾管過濾器的基材是陶瓷纖維，通過納米浸泡技術將釩鈦系SCR催化劑涂到成型的陶瓷纖維濾管上，形成觸媒陶瓷纖維濾管。該脫硝工藝如下：將脫硫劑噴入爐膛進行爐內脫硫，約350 ℃的煙氣經觸媒陶瓷纖維濾管除塵，同時煙氣中的NH3和NOx在觸媒陶瓷纖維濾管中催化劑作用下實現高效脫硝，完成整個脫硫、除塵、脫硝的煙氣凈化過程，凈煙氣通過空預器或余熱鍋爐回收熱量后，由引風機送入煙囪排放。該工藝在玻璃窯爐煙氣治理、生物質電廠等項目中均有應用。

觸媒陶瓷纖維濾管的整體使用性能與壽命受催化劑的性能與壽命影響大，當催化劑失效時，需整體更換催化復合陶瓷纖維濾管，更換維護成本高。

5 低溫SCR工藝與觸媒陶瓷纖維濾管催化脫硝技術實例比較

A生物質電廠配有1臺130 t/h高溫超高壓循環流化床鍋爐，采用爐內噴鈣、NID脫硫、布袋除塵、低溫GGH、低溫SCR工藝，煙氣經脫硫除塵、低溫脫硝(煙氣溫度220 ℃)后達到超低排放標準。B生物質電廠配有1臺130 t/h高溫高壓聯合爐排鍋爐，采用干法脫硫(噴NaHCO3)、觸媒陶瓷纖維濾管工藝，煙氣經干法脫硫、中溫脫硝、除塵后達到超低排放標準。對以上兩種工藝路線進行技術經濟比較，如表2所示。由表可知，NID+布袋除塵+低溫SCR脫硝工藝的年費用更低，其中主要運行費用是天然氣費用，若能有更經濟的熱源，或降低低溫SCR工藝的反應溫度以減少熱源消耗，該工藝方案的經濟性將更加顯著；若方案中不需要GGH和煙氣加熱，該工藝方案的投資、運行費用會很低，對比其他工藝路線具有顯著的競爭優勢。相比之下，觸媒陶瓷纖維濾管方案的濾管價格昂貴，采用NaHCO3作為脫硫劑時運行費用高，應考慮降低脫硫劑成本。

表2 低溫SCR工藝與觸媒陶瓷纖維管工藝實例技術經濟指標對比

6 結論

本文結合NOx排放要求和生物質電廠煙氣特性，對脫硝工藝進行了探討，主要結論如下：

(1)生物質電廠采用SNCR工藝和低氮燃燒技術，煙氣中NOx能達到100 mg/m3的排放要求，但不能保證滿足超低排放的要求。

(2)臭氧氧化法脫硝工藝適用于有濕法脫硫的煙氣處理項目，但制臭氧的成本高。

(3)對于有超低排放要求的項目，低溫SCR催化脫硝工藝更加適合，若不設置GGH、不加熱煙氣，則投資、運行費用較低，對比其他工藝具有顯著的優勢。目前低溫SCR催化劑的使用經驗有限，應多關注催化劑的反應溫度區間和實際運行壽命，以降低運行費用。

(4)觸媒陶瓷纖維濾管方案的本質是高溫除塵加中溫SCR催化劑，也可用于有超低排放要求的項目，但需采用價格低廉的脫硫劑，以降低運行費用。