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生物质电厂烟气脱硫脱硝技术探讨与工程应用

摘要：文中介绍分析了生物质电厂脱硫脱硝各种技术方案的优缺点，提出经济有效的烟气净化工艺路线，并结合生物质电厂的工程实例的系统设计及实施运行，验证了工艺路线的有效性。

引言

生物质能源也称为绿色能源：生物质的硫含量、氮含量低，燃烧过程中生成的SOX、NOX较少；生物质作为燃料时，由于它在生长时需要的二氧化碳相当于它排放的二氧化碳的量，因而对大气的二氧化碳净排放量近似于零，可有效地减轻温室效应[1]。

国家发改委《可再生能源中长期发展规划》确定，到2020年生物质发电装机容量将达到30,000MW。生物质发电已被公认是一种低硫、低硝、低碳的发电技术，但是随着技术发展和社会进步，环境保护在工业生产中逐渐被提到一个越来越高的位置[2]。

2011年7月29日，国家环境部和国家质量监督检验检疫总局发布了必威体育精装版的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》。《标准》中规定二氧化硫、氮氧化物：自2012年1月1日起，单台出力65t/h以上采用生物质燃料的发电锅炉必须执行100mg/m3的二氧化硫、氮氧化物限值[3]；本文对生物质电厂脱硫、脱硝各种技术方案进行介绍分析，并结合工程实例探讨生物质电厂脱硫、脱硝技术在工程应用情况，希望能对以后类似的工程项目建设起到参考和借鉴作用。

一、脱硫、脱硝技术方案的选择

1．脱硫技术方案

（1）炉内脱硫

国内燃煤流化床锅炉于90年代开发，至今国内技术已非常成熟。其主要优点在于环保方面占有极大优势：可炉内脱硫，无需采用炉后脱硫，炉内脱硫效率一般达70%，脱硫剂为石灰石，石灰石在高温下分解为氧化钙和二氧化碳，烟气中的SO2发生化学反应被脱除。

生物质循环流化床锅炉炉内喷钙脱硫（生物质炉排炉无法使用该方案）的效率比传统燃煤循环流化床锅炉低，大约在60%~65%。

（2）炉后干法脱硫

炉后干法脱硫可采用熟石灰粉喷射，在布袋除尘器入口烟气管道增加熟石灰粉喷射口，使熟石灰粉末与烟气中的SO2发生化学反应：Ca（OH）2+SO2→CaSO3+H2O，干法脱硫效率可达到65%以上。干法脱硫与炉内喷钙的主体设备基本一致，因此投资和运行费用都较低。

炉后干法脱硫的缺点在于脱硫生成物与除尘器分离出的草木灰混在一起，影响肥料品质。

（3）炉后半干法脱硫

炉后半干法脱硫最常用的工艺为旋转喷雾半干法，旋转雾化反应系统由喷雾反应塔、石灰浆制备系统组成。石灰制备系统将生石灰（CaO）制备成一定浓度的Ca（OH）2浆液，该浆液经过旋转雾化器喷入半干式反应塔中，形成极小的雾滴。烟气与石灰浆液雾滴充分接触反应去除SO2气体。在反应塔中高温烟气使雾滴的水份蒸发，迅速使烟气温度降至适合于石灰浆液与酸性气体反应的温度并最终使反应生成物干燥成为固体粒状物。部分粗颗粒在反应塔中除下，大部分微粒和未完全反应的吸收剂随烟气进入下游的袋式除尘器。

旋转喷雾半干法的脱硫效率大于80%，同时反应塔出口的烟气温度仍高于烟气的露点温度，布袋除尘器和烟囱无需做防腐。

半干法脱硫工艺的缺点是：设备投资成本高、占地面积大、草木灰无法利用、反应副产物需另行处理。因此该方法适用于燃料特殊，外排烟气中SO2浓度高于300mg/Nm3以上的生物质电厂。

（4）炉后湿法脱硫

炉后湿法脱硫采用石灰石浆液或者氨水等碱性溶液与烟气接触，去除烟气中的酸性气体，同时将反应后的物质通过物理和化学过程变成副产物，主要的设备有湿式反应塔、循环浆液泵、副产物制备系统。

湿法脱硫的脱硫效率大于90%，适用于较高浓度的烟气脱硫场合。湿法脱硫工艺的缺点是系统复杂，几乎所有设备都需防腐；投资成本高，占地面积大；排烟温度低于烟气露点温度，烟囱需做防腐[4]。

2．脱硝技术方案

（1）SNCR脱硝

在炉膛800~1,100℃这一温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可在有氧的气情况下、选择性地还原烟气中的NOx，据此发展了SNCR法。

主要反应为：

2NO+CO（NH2）2+?O2→2N2+CO2+2H2O（尿素为还原剂）

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O（氨或氨水为还原剂）

系统简单，炉膛既为反应器；投资少；脱硝效率一般为40%~60%，受锅炉结构尺寸影响大；技术成熟可靠。

优点：技术成熟、投资和占地均较小；缺点：反应效率受炉内温度制约。

（2）SCR脱硝

SCR脱硝技术是指在催化剂的存在下，还原剂（无水氨、氨水或尿素）与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。SCR脱硝技术与其它技术相比，脱硝效率高，技术成熟，是工程上应用最多的烟气脱硝技术。SCR系统的脱硝效率在80%~90%之间。

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