火電廠煙氣脫硫脫硝技術研究進展

許方園

浙江中藍環境科技有限公司

1 引言

現階段，我國社會各界的環保意識在不斷增強，火電廠這類排放煙氣量較大的生產企業將污染處理工作做到位，有效解決火電廠煙氣污染問題，故要加強火電廠煙氣脫硫脫硝技術的研究強度，增強火電廠煙氣脫硝脫硫能力及運行穩定性。基于此，本文介紹了火電廠煙氣脫硫脫硝現狀及技術難點，同時介紹了幾種火電廠煙氣脫硫脫硝新技術，為今后火電廠廢氣脫硫脫硝技術發展奠定基礎。

2 火電廠煙氣脫硫脫硝技術現狀

2.1 火電廠煙氣脫硫技術現狀

2.1.1 石灰石∕石灰—石膏（濕法）脫硫工藝

石灰石∕石灰—石膏（濕法）脫硫工藝采用石灰石、生石灰或消石灰的乳濁液作為吸收劑吸收煙氣中的SO2，脫硫效率一般可達95%以上。石灰石∕石灰-石膏法脫硫技術主要適用于大容量燃煤電廠鍋爐、高濃度SO2煙氣脫硫。該技術煙氣系統阻力大，設備功率高，且占地面積大，升級改造困難，其產生副產品脫硫石膏市場需求越來越小，大部分作為固體廢物堆存處理，容易造成二次污染問題。

2.1.2 氨法脫硫工藝

氨法脫硫主要適用于有可靠氨源且氨肥能得到有效利用的燃煤鍋爐。氨法脫硫技術的脫硫效率一般在95%以上，氨的逃逸濃度在3.0mg∕m3以下。該技術運行成本高，及運行時電耗、水耗高，脫硫劑氨價格較高，氨市場價格一般在2500元∕噸～3000元∕噸；且運行時結晶腐蝕及沖刷腐蝕較重，由于氨法脫硫漿液中會有硫酸銨，亞硫酸銨和亞硫酸銨，會滲入防腐層表面的毛細孔內造成腐蝕。另其產生析出的硫酸銨飽和晶體隨脫硫漿液在設備內部不間斷的連續循環，對設備會造成嚴重的沖刷腐蝕，長時間運行后會把系統防腐層沖刷掉，是脫硫系統最嚴重的腐蝕。

2.1.3 燃燒爐內石灰石脫硫工藝

爐內脫硫作為減少二氧化硫排放的有效途徑，特別適合于循環流化床燃燒。通過向爐內添加石灰石，石灰石中的碳酸鈣遇熱先煅燒分解為可與二氧化硫作用的多孔狀氧化鈣，從而顯著降低煙氣中二氧化硫的排放。一般當鈣硫比1.8～2.5，脫硫劑粒徑1mm時，爐內脫硫率可達50%～90%。該工藝技術較為簡單，但脫硫效率波動較大，較難長期穩定運行，且僅適用于中小機組燃用中、低硫煤的流化床燃燒煙氣脫硫。

2.2 火電廠煙氣脫硝技術現狀

2.2.1 SCR脫硝工藝

選擇性催化還原法是利用還原劑在催化劑的作用下有選擇地與煙氣中的NOx發生化學反應，生成氮氣和水的方法。SCR法脫硝反應溫度在300℃～400℃之間進行，脫硝效率一般在60%以上。部分地區的火電廠在實際運行中被管理部門要求進行深度調峰，機組就會較長時間處于低負荷運行使得運行時煙氣溫度降低，在較低溫度下傳統的SCR脫硝催化劑反應活性差，脫硝效率將低，極易導致煙氣排放口氮氧化物不能達標排放。目前，國內火電廠為了提高SCR脫硝入口煙氣溫度，主要通過鍋爐水混合提溫法、多級省煤器脫硝法等，以滿足火電廠調峰時的脫硝效率要求，而采取這些措施也將會增大火電廠額外的能耗和基建投入。

2.2.2 SNCR脫硝工藝

選擇性非催化還原法是一種選擇性降低NOx排放量的方法，即當不采用催化劑時，NH3還原NOx的反應只能在850℃～1050℃這一狹窄的溫度范圍內進行，脫硝效率一般在30%～50%左右。還原劑的噴入地點一般在爐膛上部煙氣溫度在850℃～1050℃范圍內的區域。SNCR法反應溫度范圍較小，但實際運行時爐內溫度分布隨鍋爐運行負荷大小而改變，對于較大容量鍋爐其膛斷面尺寸大，爐膛斷面上的溫度也會分布不均勻，因此鍋爐爐膛中各處NOx濃度分布差別較大，要時刻根據各點NOx濃度和溫度的變化來控制進入爐膛還原劑量才能有效地對爐膛內的NOx進行中和還原，從而提高其去除效率。該方法脫硝無論采用氨或尿素作為還原劑，其還原劑的消耗量將會為SCR法的2～3倍，還原劑消耗量較大。因沒有催化劑，SNCR對溫度要求嚴格，溫度過高，NH3則容易被氧化為NOx，抵消了NOX的脫除效率，溫度過低，NOx去除率低。SNCR氨的泄露量大，且對噴氨控制要求很高，噴氨控制成了SNCR的關鍵技術，也是限制SNCR脫硝效率和運行穩定性、可靠性的最大障礙。

2.2.3 傳統低氮燃燒工藝

傳統低NOx燃燒技術大致分為以下幾種：燃料分級燃燒、空氣分級燃燒、低NOx燃燒器、煙氣再循環等。這些技術主要目的就是為了減少NOx的產生量。傳統低氮燃燒工藝運行控制難度較大，且脫硝效率一般在10%～20%左右，故適用于燃燒產生NOx產生濃度較低的場合。當燃燒產物中NOx含量較高時，很難采用單獨低氮燃燒工藝使得煙氣NOx能達標排，且在采取低氮燃燒技術后，NOx含量降低，而CO含量會升高，很難達到CO與NOx含量都降低的效果。

3 新型火電廠煙氣脫硫脫硝技術

3.1 海水脫硫技術

海水脫硫技術是在脫硫吸收塔內將經除塵后的煙氣與海水相向流動充分接觸，煙氣中的二氧化硫被海水洗滌進入到海水中，并與海水中的堿性物質發生反應從而被去除，凈煙氣經加熱后排放。脫硫吸收塔排出的酸性海水進入曝氣池與其他新鮮海水混合，經過曝氣處理使其水質恢復，從而達標排放。有相關資料研究表明，該技術脫硫率可達95%以上。通過該項技術能夠有效降低火電廠投入成本，在進行脫硫時不再需要使用其他藥劑，有效避免對環境造成二次污染。海水脫硫技術的脫硫效果相對較好，但在應用過程中需要確保火電廠選址處附近有大量海水。目前海水脫硫技術的發展已進入成熟階段，以國內的某500MW的火電廠來舉例，該火電廠先通過吸收塔將海水吸收到塔頂，然后再將煙氣進行冷卻，接著讓其進入吸收塔底部，通過相應設備使煙氣與海水相互接觸，去除煙氣中的二氧化硫，通過該項技術二氧化硫去除率可達98%。

3.2 低溫SCR脫硝技術

低溫SCR脫硝技術拓寬了傳統火電廠脫硝催化劑溫度使用范圍，通過提高在低溫條件下催化劑反應活性來提高火電廠鍋爐低負荷運行時的NOx去除效果。劉欣、李俊華等采用浸漬法制備了釩鉬基催化劑，催化劑反應活性溫度由于其中催化劑中鉬的摻入而明顯降低，當煙氣空速達到60000h-1的條件下，O2體積分數為5%，NH3和NO濃度分別為500μL∕L，處于200℃～400℃范圍內的SCR法NOx去除率可達到90%以上，完全能滿足火電廠低負荷運行時的NOx去除效率要求。郭林等在石河子市某熱電廠進行了中試研究中發明了低溫NH3-SCR脫硝裝置，該裝置是在脫硫除塵之后采用低溫低塵SCR布置，并采用Fe-Mn-Ce∕Al2O3催化劑（浸漬法制備）。研究表明，當煙氣溫度約為100℃、氨氮比約為1.2，SO2濃度＜35mg∕Nm3、空速約為4200h-1時，催化劑的脫硝效果最好。該工藝投資成本低廉，適合未達到超低排放標準的中、小型燃煤鍋爐的脫硝設備改造。

3.3 SNCR∕SCR聯合脫硝法

SCR脫硝法脫硝效率高，但是投資大，運行費用也較高。SNCR法理論上可以去除煙氣中大部份NOx，但存在鍋爐運行工況波動從而導致爐內溫度場分布不均勻，使得脫硝效率不穩定。故這兩種方法各有優缺點。SNCR∕SCR聯合脫硝法先采用SNCR法去除煙氣中一部份NOx，再利用在爐膛內逃逸的氨在省煤器后SCR反應器中與未被反應的NOx進一步反應，去除余下的NOx，從而大大提高脫硝效率。采用SNCR∕SCR聯合脫硝技術，SCR反應器中的NOx負荷較低，因此可以減少SCR催化反應器的尺寸，從而節約SCR的部份投資。NOx排放量要求較低的地區可優先采用SNCR∕SCR聯合脫硝法。

3.4 聯合式煙氣一體化脫硫脫硝技術

聯合式脫硫脫硝一體化裝置占地小、結構簡單、運行方便、可靠性高，且無副產品，在火力發電廠應用上具有很強的適用性。聯合式煙氣脫硫脫硝一體化技術需要在脫硫設備的基礎上增加脫硝設備，并且讓兩種設備一起運行，實現一體化脫硫脫硝。火電廠煙氣凈化工藝的過程中需要建設布袋除塵裝置，做好煙氣除塵、脫硝、脫硫。因火電廠煙氣中含有大量SO2，故需要在袋式除塵器中注入鈉基脫硫劑和鈣劑，通過反應后利用布袋過濾的作用去除反應后生成的雜質，且在氨氣的作用下火電廠煙氣中的NOx也會得到去除，最終完成煙氣脫硫脫硝除塵工作，故通過布袋功能可同時實現脫硫、脫硝、除塵等功能。另外，聯合式煙氣脫硫脫硝一體化凈化技術具有如下優點：在常規條件下其煙氣凈化效率可達85%；因其通過融合多種污染物的同時去除，故占地面積小，投資費用也較低；如實際運行中采用聯合式煙氣一體化脫硫脫硝技術，可在SCR法之前先去除二氧化硫和顆粒物，這樣有利于減少脫硝反應器中催化劑層中硫酸銨的含量，防止催化劑中硫酸銨含量過高而導致催化劑中毒。聯合式煙氣脫硫脫硝一體化技術的應用，可節省更多的投資與運行成本，能源需求量也會明顯降低。

4 結束語

綜上所述，為了實現可持續發展戰略，我們應深入研究火電廠煙氣脫硫脫硝處理技術，盡量降低火電廠排出廢氣當中二氧化硫和氮氧化合物的含量。我國目前火電廠煙氣脫硫脫硝技術尚未成熟，傳統的火電廠脫硫脫硝工藝目前存在一定的不足，這就需要科研人員應該投入更多精力與時間來對煙氣脫硫脫硝技術進行不斷地改善與深入研究煙氣處理技術，目前已在海水脫硫、低溫SCR、聯合式煙氣一體化脫硫脫硝等新型脫硫脫硝技術領域取得了一定的進展。在確保火電廠脫硫脫硝資源循環利用的基礎上，需要進一步提高其脫硫脫硝技術水平，從而創造更多的環境效益、經濟效益和社會效益，深入貫徹實施可持續發展戰略。