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劉升
（武漢都市環(huán)保工程技術(shù)股份有限公司，湖北武漢430071）
摘要：文中介紹分析了生物質(zhì)電廠脫硫脫硝各種技術(shù)方案的優(yōu)缺點(diǎn)，提出經(jīng)濟(jì)有效的煙氣凈化工藝路線，并結(jié)合生物質(zhì)電廠的工程實(shí)例的系統(tǒng)設(shè)計(jì)及實(shí)施運(yùn)行，驗(yàn)證了工藝路線的有效性。
引言
生物質(zhì)能源也稱為綠色能源：生物質(zhì)的硫含量、氮含量低，燃燒過程中生成的SOX、NOX較少；生物質(zhì)作為燃料時(shí)，由于它在生長時(shí)需要的二氧化碳相當(dāng)于它排放的二氧化碳的量，因而對(duì)大氣的二氧化碳凈排放量近似于零，可有效地減輕溫室效應(yīng)[1]。
國家發(fā)改委《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》確定，到2020年生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)容量將達(dá)到30,000MW。生物質(zhì)發(fā)電已被公認(rèn)是一種低硫、低硝、低碳的發(fā)電技術(shù)，但是隨著技術(shù)發(fā)展和社會(huì)進(jìn)步，環(huán)境保護(hù)在工業(yè)生產(chǎn)中逐漸被提到一個(gè)越來越高的位置[2]。
2011年7月29日，國家環(huán)境部和國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局發(fā)布了最新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）》。《標(biāo)準(zhǔn)》中規(guī)定二氧化硫、氮氧化物：自2012年1月1日起，單臺(tái)出力65t/h以上采用生物質(zhì)燃料的發(fā)電鍋爐必須執(zhí)行100mg/m3的二氧化硫、氮氧化物限值[3]；本文對(duì)生物質(zhì)電廠脫硫、脫硝各種技術(shù)方案進(jìn)行介紹分析，并結(jié)合工程實(shí)例探討生物質(zhì)電廠脫硫、脫硝技術(shù)在工程應(yīng)用情況，希望能對(duì)以后類似的工程項(xiàng)目建設(shè)起到參考和借鑒作用。
一、脫硫、脫硝技術(shù)方案的選擇
1．脫硫技術(shù)方案
（1）爐內(nèi)脫硫
國內(nèi)燃煤流化床鍋爐于90年代開發(fā)，至今國內(nèi)技術(shù)已非常成熟。其主要優(yōu)點(diǎn)在于環(huán)保方面占有極大優(yōu)勢(shì)：可爐內(nèi)脫硫，無需采用爐后脫硫，爐內(nèi)脫硫效率一般達(dá)70%，脫硫劑為石灰石，石灰石在高溫下分解為氧化鈣和二氧化碳，煙氣中的SO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)被脫除。
生物質(zhì)循環(huán)流化床鍋爐爐內(nèi)噴鈣脫硫（生物質(zhì)爐排爐無法使用該方案）的效率比傳統(tǒng)燃煤循環(huán)流化床鍋爐低，大約在60%~65%。
（2）爐后干法脫硫
爐后干法脫硫可采用熟石灰粉噴射，在布袋除塵器入口煙氣管道增加熟石灰粉噴射口，使熟石灰粉末與煙氣中的SO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)：Ca（OH）2+SO2→CaSO3+H2O，干法脫硫效率可達(dá)到65%以上。干法脫硫與爐內(nèi)噴鈣的主體設(shè)備基本一致，因此投資和運(yùn)行費(fèi)用都較低。
爐后干法脫硫的缺點(diǎn)在于脫硫生成物與除塵器分離出的草木灰混在一起，影響肥料品質(zhì)。
（3）爐后半干法脫硫
爐后半干法脫硫最常用的工藝為旋轉(zhuǎn)噴霧半干法，旋轉(zhuǎn)霧化反應(yīng)系統(tǒng)由噴霧反應(yīng)塔、石灰漿制備系統(tǒng)組成。石灰制備系統(tǒng)將生石灰（CaO）制備成一定濃度的Ca（OH）2漿液，該漿液經(jīng)過旋轉(zhuǎn)霧化器噴入半干式反應(yīng)塔中，形成極小的霧滴。煙氣與石灰漿液霧滴充分接觸反應(yīng)去除SO2氣體。在反應(yīng)塔中高溫?zé)煔馐轨F滴的水份蒸發(fā)，迅速使煙氣溫度降至適合于石灰漿液與酸性氣體反應(yīng)的溫度并最終使反應(yīng)生成物干燥成為固體粒狀物。部分粗顆粒在反應(yīng)塔中除下，大部分微粒和未完全反應(yīng)的吸收劑隨煙氣進(jìn)入下游的袋式除塵器。
旋轉(zhuǎn)噴霧半干法的脫硫效率大于80%，同時(shí)反應(yīng)塔出口的煙氣溫度仍高于煙氣的露點(diǎn)溫度，布袋除塵器和煙囪無需做防腐。
半干法脫硫工藝的缺點(diǎn)是：設(shè)備投資成本高、占地面積大、草木灰無法利用、反應(yīng)副產(chǎn)物需另行處理。因此該方法適用于燃料特殊，外排煙氣中SO2濃度高于300mg/Nm3以上的生物質(zhì)電廠。
（4）爐后濕法脫硫
爐后濕法脫硫采用石灰石漿液或者氨水等堿性溶液與煙氣接觸，去除煙氣中的酸性氣體，同時(shí)將反應(yīng)后的物質(zhì)通過物理和化學(xué)過程變成副產(chǎn)物，主要的設(shè)備有濕式反應(yīng)塔、循環(huán)漿液泵、副產(chǎn)物制備系統(tǒng)。
濕法脫硫的脫硫效率大于90%，適用于較高濃度的煙氣脫硫場(chǎng)合。濕法脫硫工藝的缺點(diǎn)是系統(tǒng)復(fù)雜，幾乎所有設(shè)備都需防腐；投資成本高，占地面積大；排煙溫度低于煙氣露點(diǎn)溫度，煙囪需做防腐[4]。
2．脫硝技術(shù)方案
（1）SNCR脫硝
在爐膛800~1,100℃這一溫度范圍內(nèi)、在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可在有氧的氣情況下、選擇性地還原煙氣中的NOx，據(jù)此發(fā)展了SNCR法。
主要反應(yīng)為：
2NO+CO（NH2）2+½O2→2N2+CO2+2H2O（尿素為還原劑）
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O（氨或氨水為還原劑）
系統(tǒng)簡(jiǎn)單，爐膛既為反應(yīng)器；投資少；脫硝效率一般為40%~60%，受鍋爐結(jié)構(gòu)尺寸影響大；技術(shù)成熟可靠。
優(yōu)點(diǎn)：技術(shù)成熟、投資和占地均較小；缺點(diǎn)：反應(yīng)效率受爐內(nèi)溫度制約。
（2）SCR脫硝
SCR脫硝技術(shù)是指在催化劑的存在下，還原劑（無水氨、氨水或尿素）與煙氣中的NOx反應(yīng)生成無害的氮和水，從而去除煙氣中的NOx。SCR脫硝技術(shù)與其它技術(shù)相比，脫硝效率高，技術(shù)成熟，是工程上應(yīng)用最多的煙氣脫硝技術(shù)。SCR系統(tǒng)的脫硝效率在80%~90%之間。
生物質(zhì)電廠SCR工藝在布置上有兩種形式，一是高塵高溫布置；二是低塵低溫布置。
高塵高溫布置：催化劑布置在第一組省煤器出口，溫度在300~420℃。生物質(zhì)燃料本身含有k、Ca、Mg、Na等堿性物質(zhì)，燃燒后形成飛灰進(jìn)入SCR系統(tǒng)，吸附在催化劑表面，從而引起催化劑的堿中毒。堿金屬（Na、K）如果和催化劑表面接觸，能直接和活性位發(fā)生作用而使催化劑鈍化，對(duì)于生物質(zhì)電廠，由于燃料為農(nóng)作物秸稈，燃料中的水溶性K含量很高，催化劑中毒嚴(yán)重，催化劑產(chǎn)品的壽命則無法保證。
低溫低塵布置：布置在布袋除塵器后，煙氣較為潔凈，但需要進(jìn)行煙氣再熱后才能進(jìn)行脫硝反應(yīng)，反應(yīng)后的煙氣需要降溫進(jìn)入引風(fēng)機(jī)外排，低溫?zé)煔饧訜崛绮捎弥赜突蛘呙喝紵瑫?huì)產(chǎn)生二次污染；如采用清潔的電加熱，以70t生物質(zhì)鍋爐為例，每小時(shí)耗電量約3,500KWh。該工藝的優(yōu)點(diǎn)：催化劑選型不受影響，壽命穩(wěn)定；缺點(diǎn)：煙氣再加熱的運(yùn)行費(fèi)用極大。
3．技術(shù)方案的選擇
由于生物質(zhì)能源的本身特性，生物質(zhì)鍋爐煙氣中SO2、NOX濃度較低，均在50~180mg/Nm3之間，脫硫效率要求在30%~50%即可滿足新標(biāo)準(zhǔn)的排放要求。因此考慮項(xiàng)目投資、工程占地、系統(tǒng)復(fù)雜性、施工難易度、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用等因素，對(duì)于生物質(zhì)電廠脫硫方面，優(yōu)先選用爐內(nèi)脫硫或爐后干法脫硫方案；對(duì)于生物質(zhì)電廠脫硝方面，優(yōu)先選用SNCR脫硝方案。對(duì)于SO2、NOX濃度較大的煙氣工況，可考慮選用爐后半干法脫硫和SCR脫硝方案。
二、工程實(shí)例分析
1．設(shè)計(jì)條件
某生物質(zhì)電廠規(guī)模為1×70t/h次高溫次高壓秸稈鍋爐、1×15MW凝汽式汽輪發(fā)電機(jī)組。生物質(zhì)燃料采用當(dāng)?shù)剞r(nóng)作物秸稈，主要有棉秸稈、稻秸稈、麥秸稈及油菜、玉米秸桿和桑樹枝條等。
（1）各類主要農(nóng)作物秸稈工業(yè)分析如下：
由于秸稈含水率變化大，為便于計(jì)算，秸稈含水率統(tǒng)一按20%折算。
（2）鍋爐工況
受生物質(zhì)燃料變化的影響，各季節(jié)運(yùn)行工況存在一定波動(dòng)，鍋爐出口煙氣量為70,000~100,000Nm3/h，SO2濃度為140~80mg/Nm3，NOx濃度為120~50mg/Nm3。
燃料為100%棉稈時(shí)，平均熱值為16,440KJ/KG，鍋爐滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，燃料消耗量為：
2．工程技術(shù)方案
（1）脫硫技術(shù)方案
本工程脫硫采用爐內(nèi)脫硫工藝，因生物質(zhì)流化床鍋爐床溫較低，石灰石不能完全分解，脫硫吸收劑采用氧化鈣，與煙氣中的SO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)：CaO+SO2+1/2O2→CaSO4。
（2）脫硝技術(shù)方案
本工程脫硝采用爐膛噴射脫硝SNCR工藝，考慮尿素的安全性及可存儲(chǔ)性，SNCR還原劑選用尿素。該工藝是以8%尿素溶液為還原劑，將尿素溶液噴入爐膛，在最佳的溫度（800?900℃）下與煙氣中的氮氧化物反應(yīng)，生成氮?dú)夂退？偡磻?yīng)方程式：2NO+CO（NH2）2+O2→2N2+CO2+2H2O。
3．運(yùn)行工況
運(yùn)行工況選取了分別選取了SO2、NOX含量的最大/最小工況點(diǎn)，如下表3所示。
本工程投運(yùn)一年以來，SO2脫除效率為25~50%，NOx脫除效率為23%~37%，在煙氣量，SO2、NOX含量波動(dòng)的情況下，經(jīng)脫硫脫硝裝置處理，均可滿足≤100mg/Nm3的標(biāo)準(zhǔn)排放要求。
三、工程總結(jié)及改進(jìn)
本文介紹分析了生物質(zhì)電廠脫硫脫硝各種技術(shù)方案的優(yōu)缺點(diǎn)，提出經(jīng)濟(jì)有效的煙氣凈化工藝路線，并結(jié)合生物質(zhì)電廠的工程實(shí)例的系統(tǒng)設(shè)計(jì)及實(shí)施運(yùn)行，驗(yàn)證了工藝路線的有效性，此外，根據(jù)工程實(shí)例的運(yùn)行情況，提出了一些改進(jìn)措施。
（1）生物質(zhì)鍋爐（循環(huán)流化床鍋爐）溫度＞850℃，SO2、NOX濃度＜200mg/Nm3的情況下，煙氣凈化系統(tǒng)優(yōu)先選用爐內(nèi)脫硫和爐內(nèi)SNCR脫硝方案（爐排爐則選用爐外干法脫硫方案）。
（2）由于爐內(nèi)脫硫和爐外干法脫硫系統(tǒng)裝置基本一致，可在鍋爐出口增加脫硫反應(yīng)裝置作為備用，脫硫效率無法滿足排放標(biāo)準(zhǔn)時(shí)，可采用爐外干法脫硫提高效率。
（3）如果工程現(xiàn)場(chǎng)氨水易于獲取和儲(chǔ)存，可考慮使用氨水作為吸收劑，可進(jìn)一步提高SNCR脫硝效率。
參考文獻(xiàn)
[1]肖軍，段菁春，王華等.生物質(zhì)利用現(xiàn)狀[J].安全與環(huán)境工程，2003，10（1）：11-14.
[2]國家發(fā)展和改革委員會(huì).關(guān)于印發(fā)可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃的通知（發(fā)改能源[2007]2174號(hào)文件）[EB/OL].http：//code.fabao365.com/law_127340.html，2007-08-31.
[3]GB13223-2011，火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[S].
[4]梁小烽.適用于生物質(zhì)發(fā)電廠環(huán)保設(shè)備介紹[J].甘蔗糖業(yè)，2014，（1）：39-42. |
