1.引言

 

火电厂锅炉烟气排放量占我国工业烟气排放总量的很大比例。空气污染引起酸雨、臭氧层破坏等自然灾害频发，对农作物和人类生活环境造成极大危害。因此，实现火电厂烟气排放标准是当务之急。目前市场上烟气处理工艺流派较多，各有优缺点。分析讨论主流烟气处理工艺，寻找烟气协同处理技术已成为当前的主要方向。

 

2.常规烟气脱硝技术讨论

 

燃煤中的氮化物在燃烧过程中进行热分解，进一步氧化形成NOx。由于燃料中氮的热分解温度低于煤粉的燃烧温度，燃料NOx将在600-800℃时产生。在生成燃料NOx的过程中，首先是含氮的有机化合物的热裂解产生NOx、CN、HCN和其他中间产物，然后氧化成NOx。由于煤的燃烧过程由挥发性燃烧和焦炭燃烧组成，燃料NOx的形成也由气相氮的氧化和焦炭中剩余氮的氧化组成。目前，控制氮氧化物的主要方法有三种，即低氮燃烧技术、SCR技术和SNCR技术。

 

2.1低氮燃烧技术

 

低氮燃烧系统通过在炉膛的不同高度布置BAGP和UAGP，将炉膛分为三个相对独立的部分:初始燃烧区、NOx还原区和燃料燃烧区。每个区域的过量空气系数由三个因素控制:总AGP风量、BAGP和UAGP风量的分布以及总过量空气系数。通过优化每个区域的过量空气系数，这种改进的空气分级方法可以有效降低NOx排放，最大限度地提高燃烧效率。该技术已经发展成熟，一般在锅炉设计阶段考虑。在运行中严格控制燃烧参数可以达到脱硝效果，后期投入较少，在我国火电厂得到广泛应用。但由于燃烧条件和操作技术的限制，控制手段单一，NOx去除效率低(一般可达60-70%)，排放限值控制不稳定，不能满足超低排放要求，一般作为NOx去除辅助手段，与其他脱硝工艺配合使用。

 

2.2选择性催化还原法(CSR)烟气脱硝技术

 

SCR工艺是将稀释的氨（体积比约5%）均匀地喷入300-400℃的烟气中，在催化剂的作用下将NOx转化为氮（N2）和水（H2）O），不与烟气中的氧气发生反应，其主要化学反应是：

 

4No+4NH3+O2o2→4N2+6H2O

 

2No2+4NH3+O2→3N2+6H2O

 

SCR脱硝工艺的特点是技术成熟，操作可靠，维护方便，脱硝效率可达85%以上，SO2/SO3转化率＜1%。无脱硝副产品，无二次污染。缺点是运行成本高，催化剂的化学使用寿命一般在2.4万小时左右。催化剂更换成本高，废催化剂是危险废物，难以处理。

 

2.3选择性非催化还原（SNCR）技术

 

SNCR工艺是一种不使用催化剂的工艺，850～在1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨、尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原去除，生成氮、水的清洁脱硝技术。SNCR系统的烟气脱硝由以下四个基本过程完成：接收和储存还原剂→稀释后的还原剂注入锅炉的合适位置→还原剂的计量输出，与水混合稀释→还原剂与烟气混合进行脱硝反应。其反应原理与SCR相似。

 

SNCR脱硝技术的特点是投资成本相对较低，系统简单，维护方便，系统阻力小，后期不会产生危险废物。缺点是喷入烟道的NH3与烟气混合均匀是一个技术问题。如果氨逃逸控制不好，烟气中多余的NH3与烟气中的SO3发生反应，容易造成空气预测器和下游设备堵塞，对设备造成腐蚀风险。SNCR脱硝效率一般不高，不能满足超低排放要求。

 

3.常规烟气脱硫技术探讨

 

目前，火电厂烟气脱硫技术主要有干法、半干法、湿法脱硫技术。虽然干法和半干法脱硫技术具有工艺简单、投资少、能有效避免设备腐蚀的优点，但由于脱硫效率不稳定（脱硫效率一般低于95%），不能满足超低排放要求，逐渐被湿法脱硫技术所取代。石灰石湿法脱硫工艺是目前应用最广泛、效率最高的。该工艺使用pH值为5.00～5.8、密度在1120mg/L附近的石灰石浆与烟气对冲发生化学反应，去除烟气中的二氧化硫。该工艺以石灰石浆为脱硫剂，由浆液循环浆泵输送，在吸收塔内多层循环喷涂，保持一定的浆液喷涂覆盖率。进入吸收塔的烟气与石灰石/石膏液滴在吸收塔内反流接触，发生传质和吸收反应，去除烟气中的SO2、SO3、及HCL、HF等有害气体。脱硫烟气通过除雾器去除烟气中的液滴，从净烟气烟道进入烟囱排出。在反应过程中，将空气鼓入吸收塔浆液，将亚硫酸钙(GaSO3)转化为硫酸钙(GaSO4·H2)O）。吸收塔内的浆液经过一、二次脱水后，将固体物质连续从浆液中分离出来，浓缩成石膏副产品。湿法脱硫工艺脱硫效率高，运行稳定，脱除率一般能达到96%以上，能满足火电厂超低排放要求。缺点是该工艺前期投资大，系统复杂，对操作人员技术、安装施工工艺、设备材料选择要求高。而且水耗、电耗、粉耗都比较大。2台66万千瓦机组每小时耗水量约100吨，单元机组耗电量约1.5%，石灰石单耗100kg/万kWh。运行成本相对较高，一般适用于35万千瓦以上的机组。

 

4.烟气脱硝协同控制技术发展的重要性

 

中国环保部门在之前的规定中也指出，去除氮氧化物的选择性催化还原法是首选，但也提到了支持烟气脱硫脱硝协同控制技术的开发、研究和应用。顾名思义，脱硫脱硝协同控制技术是在同一反应区同时去除烟气中的二氧化硫和氮氧化物，先进于FGD、CSR技术应区分脱硫和脱销环节。存在系统复杂、占地面积广、投资大等问题。相对而言，脱硫脱硝协同控制技术具有设备系统简单、占地面积小、基础设施投资低、运行管理方便等先天优质条件。因此，烟气脱硫脱硝协同技术的后期开发和创新是极其必要的。主要原因如下:(1)氮氧化物和二氧化硫是酸性氧化物，同时去除并不错。目前，我国火电厂设计烟气脱硫设施。如果在现有脱硫设施的基础上开发出脱硫脱硝一体化协同控制技术，烟气脱硝成本将大大降低。（2）现有脱硝技术SCR和SNCR存在一定的技术缺陷，如SCR法需要大量资金投资，技术要求也很高，催化剂采购价格高，化学寿命短，更换废催化剂属于危险废物，后续处理困难，成本高。SNCR法对烟气流速和反应温度的控制技术要求较高，脱硝效率不稳定，氨的广泛使用也容易产生泄漏，存在一定的安全风险。（3）随着科学技术的不断发展，出现了更多的新材料、新工艺，为烟气脱硫脱硝提供了巨大的技术支持。