煙氣脫硫脫硝技術的回顧與綜合利用

杜海洋

摘 要：我國是一個燃煤使用大國，由于環境保護的需要，必須切實提高我國燃煤電廠的煙氣脫硫脫硝技術。當前的常規脫硫脫硝技術在環境效益和經濟效益方面存在矛盾，發展燃煤電廠脫硫脫硝技術迫在眉睫。本文介紹的三種洗脫硫脫硝技術的共同點就在于不會造成二次污染，在原料消耗不多的情況下還可以生產出有價值的副產品，能夠使電廠的綜合經濟效益得以顯著提高。本文對我國的煙氣脫硫脫硝技術進行了回顧，并對脫硫脫硝工藝技術的發展趨勢進行了探究，希望能夠不斷改善我國的煙氣脫硫脫硝技術。

關鍵詞：煙氣脫硫脫硝；綜合利用；工藝流程

我國的燃煤電廠數量非常龐大，每年由于煤炭燃燒排放的SO2和NOX會對大氣造成嚴重的污染。據統計我國百分之五十左右的SO2排放量都與燃煤電廠有關，因此造成了巨大的環境污染和經濟損失。本文對煙氣脫硫脫硝技術進行了回顧性分析，希望能夠不斷改善我國的煙氣脫硫脫硝技術。

1 W—L再生脫硫技術

1.1 工藝要點

作為一種再生脫硫技術，W—L主要是用亞硫酸鈉溶液吸收并回收煙氣中的SO2，并對其加以利用。因此該方法也被稱為亞鈉循環法。硫酸制造廠一般會采取該方法在尾氣中回收硫，1973年美國開始投運第一套用于煙氣脫硫的裝置，當前全球范圍內運行的大約有40套。

1.2 技術參數和回收過程

W—L再生脫硫技術工藝共有SO2富氣再處理、熱解再生和SO2吸收等幾個單元。電廠的經濟狀況和技術狀況決定了SO2富氣再處理的方式。在熱解再生操作單元不僅要對富集的SO2進行吸收，還要再生Na2SO3吸收劑[1]。在逆流塔中進行SO2的吸收操作，煙氣與高濃度的Na2SO3溶液充分接觸之后，煙氣中的SO2被吸收劑吸收，從而形成NaHSO3。這也是W—L再生脫硫工藝的關鍵。一般來說液相中Na2SO3的濃度與吸收率成正比，交換度會隨著氣液接觸的時間的增長而增長。煙氣量、煙氣流速和洗滌塔接觸區的高度會對氣液接觸時間造成影響，液滴粒徑和洗滌量決定了交換面積。因此電廠要根據煙溫、入口煙氣SO2濃度、目標脫硫率等情況來對技術參數進行確定，主要技術指標為：排放煙氣中SO2濃度為200至400毫克每標準立方米；煙氣阻力損失為4000至7000帕，系統可用率高于95%；脫硫效率高于95%，煤中含硫量不小于1%。

2 活性炭脫硫脫硝工藝

2.1 工藝要點

二十世紀六七十年代日本開始活性炭脫硫試驗研究，1978年正式開始利用活性炭同時脫硫脫硝的研究。作為一種再生法工藝，活性炭脫硫脫硝迄今已經比較成熟，應用范圍也比較廣泛。其工藝流程主要包括以下幾個方面：SO2富氣再處理、活性炭熱解再生、催化還原脫硝、吸附催化氧化脫硫。

2.2 技術參數和回收過程

煙氣在活性炭脫硫脫硝工藝中首先要經過高溫除塵，進而可以進入到第一級脫硫塔，在第一級脫硫塔中活性炭吸附煙氣中的SO2，經過催化氧化后即便為吸附態硫酸，吸附態硫酸與活性炭一起進入分離塔，煙氣在脫去SO2之后則進入第二級脫硝塔。在第二級脫硝塔中NH3和NOX在活性炭的催化作用下發生反應，從而形成N2，凈化的煙氣和N2一起進入煙囪并被排放出去。吸附了H2SO4的活性炭進入分離塔，通過350℃的熱解再生將高濃度的SO2釋放出來，除此之外吸附了H2SO4的活性炭也可能，經過氧化成為H2SO4，或者被還原為硫磺，H2SO4是一種有價值的脫硫脫硝工藝的副產品[2]。活性炭脫硫脫硝工藝的效率會受到液NH3濃度、煙氣流量、入口煙溫、滯留時間和活性炭顆粒比表面積的影響。活性炭在脫硫塔中滯留的時間越長、比表面積越大，則具有越好的脫硫脫硝效率。通過減少煙氣流量、提高煙氣溫度也可以有效的提高脫硫脫硝的效率，除此之外增大液NH3濃度也是一個有效的脫硫脫硝效率的方法，值得注意的是如果活性炭過熱會出現窒息的情況。要提高脫硫脫硝的效率和經濟效益以上因素的合理控制來實現。

活性炭脫硫脫硝工藝的主要技術指標為：硫磺純度大于99.9%；硫磺回收率大于90%；煙氣系統阻力降低至6000至8000帕；吸附塔空氣速度為0.3至0.4米每秒；排煙NH3含量大于35毫克每標準立方米；除塵效率為67%至88%；，脫硝效率不小于73%；脫硫效率不小于95%。

3 選擇性催化脫硫脫硝工藝

3.1 工藝要點

在選擇性催化脫硫脫硝工藝中，其主要的工藝要點是將煙氣中的NOX經過選擇性催化劑催化還原成為N2，該工藝還可以對SO2進行催化，將其轉化成為SO3，再通過轉化得到高濃度的H2SO4。選擇性催化脫硫脫硝工藝比較成功的工藝就是SNOX系統。

3.2 技術參數和回收過程

本文主要介紹的是選擇性催化脫硫脫硝工藝中的SNOX系統。在該系統中先對煙氣進行除塵，再對煙氣進行加熱，直到煙氣的溫度達到脫硝溫度，再用選擇性催化還原技術對煙氣進行處理，使用NH3選擇性催化劑將煙氣中的NOX還原為N2。在對煙氣進行進一步的加熱，使其達到脫硫溫度，再將煙氣送入到SO2轉化器，經過催化氧化將煙氣中的SO2轉化為SO3。進而將轉化而來的SO3送進回轉式換熱器，在回轉式換熱器中對SO3進行冷卻，再將其送進玻璃管冷凝器，在玻璃管冷凝器中形成高純度的H2SO4，其純度可達到95%以上，煙氣經過凈化之后通過煙囪排放出去。SNOX工藝主要是通過以下兩個化學反應來實現的：SO2與02發生反應生成O和SO3，O2、NH3和NOX發生反應生成0、N2O和N2[3]。這兩個化學反應都屬于氣固催化反應。因此而對SNOX系統的脫硫脫硝效率產生重要影響的因素有空氣的補給量、NH3的補給量、煙氣流速、煙氣的反應器中滯留時間、煙氣溫度、催化劑的比表面積和催化劑的活性等等。

有很多種催化劑都可以完成上述兩個脫硫脫硝反應，例如使用MnO/MnSO4、FeO/FeSO4、WO3和MoO3來進行脫硝，使用V2O5來進行脫硫。催化劑的比表面積越大、顆粒越小則具有越高的催化活性。每一種催化劑的最佳反應溫度都不同，例如使用FeO/FeSO4來進行脫硝反應時，其最佳煙溫就是300至400℃，使用V2O5來進行脫硫時，其最佳煙溫就是400至600℃。煙氣在反應器中滯留的時間越長、煙氣的流速越低，則脫硫脫硝反應的效果越好。但是煙氣流速太低又會造成過大的傳質阻力，導致催化劑的利用率降低。根據煙氣中的NOX和SO2的濃度來確定空氣和NH3的補給量。當NH3/NOX大于1.0時，使用選擇性催化脫硫脫硝工藝可以達到90%以上的脫硝率[4]。

該工藝的主要技術指標為：副產品H2SO4濃度為95%，系統可用率大于90%；煤含硫量大于1%；脫硝率大于90%；脫硫率大于95%。

4 結語

我國是一個燃煤使用大國，由于環境保護的需要，必須切實提高我國燃煤電廠的煙氣脫硫脫硝技術。當前的常規脫硫脫硝技術在環境效益和經濟效益方面存在矛盾，造成巨大的環境污染和經濟損失，因此，發展燃煤電廠脫硫脫硝技術迫在眉睫。傳統的濕法脫硫脫硝技術和干法脫硫脫硝技術不能解決燃煤電廠煙氣中NOX和SO2的排放量過大的情況。本文論述的法脫硫脫硝技術和干法脫硫脫硝技術兩種傳統的脫硫脫硝工藝需要較高的運行費用，推廣起來有一定的困難。因此這就需要改變工藝思路，對NOX和SO2進行綜合利用。本文介紹的三種洗脫硫脫硝技術的共同點就在于不會造成二次污染，在原料消耗不多的情況下還可以生產出有價值的副產品，能夠使電廠的綜合經濟效益得以顯著提高。

參考文獻：

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[4]馬雙忱，蘇敏，孫云雪.O3氧化模擬煙氣脫硫脫硝的實驗研究[J]. 中國電機工程學報，2010（S1）.

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