火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術(shù)分析

焉海波

摘 要：硫氧化物和氮氧化物是火力發(fā)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(shù)成本較高且效率較低，因此，積極研究、應(yīng)用現(xiàn)代化新型脫硫脫氮技術(shù)已成為業(yè)內(nèi)一項(xiàng)重要的研究課題。結(jié)合自身工作實(shí)踐，對幾種常見的火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術(shù)進(jìn)行了分析和探討，希望通過應(yīng)用這些技術(shù)能夠有效降低硫氮氧化物的排放量，最終提升火電廠的環(huán)保性和經(jīng)濟(jì)性。

關(guān)鍵詞：火電廠；燃煤鍋爐；脫硫脫氮技術(shù)；硫氮氧化物

中圖分類號：X701.3 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.08.124

我國煤炭資源非常豐富且價(jià)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(huì)釋放大量的SO2和NOx。而煤炭的消費(fèi)結(jié)構(gòu)并不會(huì)在短時(shí)間內(nèi)改變，因此，對火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術(shù)進(jìn)行研究至關(guān)重要。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，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(huì)給生態(tài)環(huán)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(xiàng)重要且緊迫的任務(wù)。

1 電廠鍋爐硫氮化物的形成機(jī)制

1.1 氮化物的形成機(jī)制

煤炭在鍋爐中燃燒時(shí)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(tǒng)稱為“氮氧化物”。煤炭燃燒時(shí)，氮氧化物的產(chǎn)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(shù)等因素。研究人員發(fā)現(xiàn)，煤炭燃燒時(shí)所產(chǎn)生的氮氧化物的形成機(jī)制一般包括以下三種：①熱力型NOx。它主要是空氣內(nèi)的氮?dú)馐艿礁邷匮趸纬傻牡趸铩＂诳焖傩蚇Ox。這是煤炭燃燒過程中空氣內(nèi)的氮與燃料內(nèi)的碳?xì)潆x子團(tuán)反應(yīng)而產(chǎn)生的氮氧化物。③燃料型NOx。它一般是燃料內(nèi)包含的氮化合物在燃燒時(shí)熱分解后氧化產(chǎn)生的氮氧化物。火電廠鍋爐煙氣內(nèi)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(jī)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(huì)形成SO2。此外，有1%～5%的SO2被繼續(xù)氧化為SO3。元素硫與硫化物燃燒的過程中會(huì)直接產(chǎn)生SO2和SO3，而有機(jī)硫首先轉(zhuǎn)化為H2S、CS2等含硫化合物，后持續(xù)氧化產(chǎn)生SO2。

2 鍋爐脫硫脫氮典型技術(shù)分析

2.1 循環(huán)流化床燃燒技術(shù)

循環(huán)流化床燃燒技術(shù)（英文縮寫為“CFBC”）指的是依靠循環(huán)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(dá)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(nèi)N2轉(zhuǎn)化為NOx的效率較低，從而達(dá)到NOx低排放的目的。

增壓循環(huán)流化床燃燒技術(shù)（英文縮寫為“PFBC-CC”）指的是將煤炭和脫硫劑同時(shí)添加到經(jīng)過增壓之后的流化床中燃燒。在增壓的狀態(tài)下，少部分SO2會(huì)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(nèi)燃燒溫度不高，因此，有效減少了NOx的排放量。實(shí)踐說明，當(dāng)Ca∶S為2.0時(shí)，脫硫效率最高能達(dá)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(biāo)準(zhǔn)逐漸提升，僅僅憑借低氮燃燒已經(jīng)無法滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，部分研究人員開始對飛灰循環(huán)流化床還原態(tài)脫硫和噴氨脫氮技術(shù)展開研究，證實(shí)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(shù)

過去的加氫熱解技術(shù)的脫硫效率不高，因此，我們可以選擇多段加氫熱解技術(shù)，即利用煤炭熱解時(shí)所形成的自由基最多、最快的峰溫時(shí)停留一定時(shí)間的方法，加快氫氣和煤炭內(nèi)自由基的反應(yīng)，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(shù)時(shí)必須制備氫氣，并且進(jìn)行氣體循環(huán)，流程復(fù)雜，費(fèi)用較高。為了壓縮成本，可用價(jià)格低廉、含有氫氣和甲烷的焦?fàn)t煤氣取代純氫。這就是我們所說的“煤焦?fàn)t氣熱解處理技術(shù)”。實(shí)踐證明，選擇這一處理技術(shù)可以提高半焦產(chǎn)率，有效提高脫硫效率，但會(huì)在一定程度上降低脫氮效率。由于高硫煤，尤其是高硫強(qiáng)黏性煤炭熱解脫硫效率較低，因此可選擇煤和生物質(zhì)共同熱解技術(shù)，即將生物質(zhì)與高硫強(qiáng)度黏性煤炭放置于回轉(zhuǎn)爐中熱解，生物質(zhì)能夠有效防止煤炭熱解過程中出現(xiàn)顆粒黏結(jié)現(xiàn)象，同時(shí)還有助于脫硫脫氮效率的提高。

2.3 液膜凈化技術(shù)

液膜凈化技術(shù)是美國能源部Pittsburgh技術(shù)研發(fā)中心（PFTC）研究、開發(fā)的一種煙氣凈化技術(shù)。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(nèi)，從而組成滲透器。這一結(jié)構(gòu)能夠很好地保證操作過程中的穩(wěn)定性，極大地延長設(shè)備的使用壽命。選擇液膜時(shí)，應(yīng)盡量選擇對SO2和NOx具有較強(qiáng)吸附性的液體，并在試驗(yàn)測試其滲透性后才能應(yīng)用于實(shí)踐中。實(shí)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(dá)到95%的脫硫率，同時(shí)，國內(nèi)外有很多研究機(jī)構(gòu)都在大力研發(fā)這一技術(shù)。我們相信，液膜凈化技術(shù)將會(huì)得到更廣泛的應(yīng)用。

2.4 電化學(xué)技術(shù)

選擇電化學(xué)技術(shù)進(jìn)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(nèi)電池模式，即直接法。煙氣內(nèi)的組分在電池液中被吸收的同時(shí)在電極反應(yīng)過程中被轉(zhuǎn)化。②外電池模式，即間接法。鍋爐煙氣內(nèi)的組分通過氧化還原的方式吸收轉(zhuǎn)化，吸收液在電池內(nèi)部實(shí)現(xiàn)電化學(xué)再生。在實(shí)際應(yīng)用過程中，我們通常將內(nèi)電池模式與外電池模式相結(jié)合。選擇外電池模式時(shí)，將二連亞硫酸鹽當(dāng)作氧化還原劑，把NOx還原成為N2；二連亞硫酸鹽氧化后轉(zhuǎn)化為SO42-，通過電化學(xué)還原可以重復(fù)應(yīng)用。選擇內(nèi)電池模式時(shí)，將SO2吸收到電池液內(nèi)，同時(shí)通過電極反應(yīng)氧化形成硫酸。這一反應(yīng)中能夠得到質(zhì)量分?jǐn)?shù)是40%的硫酸。

2.5 活性焦吸附技術(shù)

活性焦吸附技術(shù)指的是利用活性焦吸收煙氣的同時(shí)進(jìn)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(jié)合實(shí)際需求轉(zhuǎn)化為其他具有二次利用價(jià)值的副產(chǎn)品，比如液態(tài)SO2或濃硫酸等。在加氨的情況下，NOx通過活性焦的催化轉(zhuǎn)變?yōu)樗偷獨(dú)庵蟊慌欧拧；钚越刮郊夹g(shù)所需的設(shè)備為脫硫脫氮塔，活性焦能夠在其中自上向下緩慢移動(dòng)。由于鍋爐煙氣是橫向交叉經(jīng)過活性焦炭層的，因此，鍋爐煙氣內(nèi)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(qiáng)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(qiáng)度更高的活性焦。

3 常見的脫硫脫氮技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析

由于排煙循環(huán)流化床是在鍋爐燃燒過程中進(jìn)行脫硫脫氮的，其處理技術(shù)與其他技術(shù)有一定的差異，因此我們暫時(shí)不將這一技術(shù)納入經(jīng)濟(jì)性分析之列。

美國能源部的報(bào)告數(shù)據(jù)顯示，以500 MW的火力發(fā)電廠為例，選擇濕法脫硫（FGD）時(shí)，設(shè)備費(fèi)用是175元/kW，運(yùn)行費(fèi)用是18 mille/kW·h。之后，組合SCR技術(shù)脫氮，設(shè)備費(fèi)用是125元/kW，運(yùn)行費(fèi)用是6.2 mille/kW·h。可以得出，組合處理技術(shù)最終所需的設(shè)備費(fèi)用是300元/kW，運(yùn)行費(fèi)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(shù)脫硫脫氮時(shí)，其設(shè)備費(fèi)用是200元/kW左右，運(yùn)行費(fèi)用是10 mille/kW·h。以100 MW的火電廠為例，選擇電化學(xué)技術(shù)進(jìn)行鍋爐煙氣脫硫脫氮時(shí)，其設(shè)備費(fèi)用為247元/kW，運(yùn)行費(fèi)用為21.6 mille/kW·h。日本研究人員的資料數(shù)據(jù)顯示，將電子束技術(shù)應(yīng)用到500 MW的火力發(fā)電廠時(shí)，其設(shè)備費(fèi)用為組合處理技術(shù)的80%，運(yùn)行費(fèi)用為組合處理技術(shù)的90%.不難得出，對于500 MW的火力發(fā)電廠，應(yīng)用電子束技術(shù)進(jìn)行鍋爐煙氣脫硫脫氮的設(shè)備費(fèi)用為240元/kW，運(yùn)行費(fèi)用為21.78 mille/kW·h，與美國能源部報(bào)告中的數(shù)據(jù)相同。通過上述分析，此三類技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性比較如表1所示。

從表1的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果來看，活性焦吸附技術(shù)所需要的設(shè)備費(fèi)用和運(yùn)行費(fèi)用相對較低，其建設(shè)空間也比較小，特別是其運(yùn)行費(fèi)用僅為電子束技術(shù)的一半，因此更具推廣性。

4 總結(jié)

從當(dāng)前我國的實(shí)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(wù)非常繁重。筆者建議在研究火電廠鍋爐煙氣脫硫脫氮技術(shù)時(shí)應(yīng)注意以下三點(diǎn)：①優(yōu)先研究、開發(fā)脫硫脫氮聯(lián)合治理技術(shù)；②盡可能地壓縮系統(tǒng)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(fā)副產(chǎn)品的可回收利用技術(shù)，在此基礎(chǔ)上防止出現(xiàn)二次污染。

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〔編輯：劉曉芳〕