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火电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术与分析比较
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& & 随着经济的快速发展，我国因燃煤排放的二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)急剧增加，二氧化硫、氮氧化物是大气污染的主要物质。据统计我国每年NOx、SO2排放量分别约为770万t和2400万t，NOx、SO2是形成&酸雨&和&酸雾&的主要原因之一，氮氧化物与碳氢化合物结合还能形成光化学烟雾，NOx、SO2污染严重危及人体健康，对自然环境造成严重损害。我国每年因NOx、SO2及形成酸雨造成损失达1100亿元，其损失约占国民经济生产总值的7%～8%。
& & 在我国，SO2主要来自燃煤燃烧排放的烟气约占90%，其中火电厂燃煤排放占SO2总量的1/4左右;NOx90%来自燃料燃烧，因此脱硫脱硝及除尘是中国治理燃煤污染改善大气环境的最主要目标。
& & 2几种典型的脱硫脱硝技术
& & 对于电厂燃煤锅炉排放的SO2和NOx，近年来各国相继开发了许多脱硫脱硝一体化工艺，下面就几种工艺进行技术、经济比较。
& & 2.1排烟循环流化床
& & 排烟循环流化床(FGD-CFB)是80年代初由德国Lurgi公司开发的，该公司也是世界上第一台燃烧煤的循环流化床锅炉的开发者，后来又把循环流化床技术引入脱硫领域，取得了良好的效果。该技术在德国有三家公司进行开发研究，丹麦的FLS正在做。该法脱硫脱硝属于燃烧中处理，脱硫采用循环流化床，脱硝采用低氮燃烧技术。2001年我国在四川白马电厂300MW机组建示范工程。
& & 排烟循环流化床优点：
& & ①投资费用较低。
& & ②脱硫装置不需要太大空间。
& & ③固硫剂产物以固态排放。
& & 排烟循环流化床问题：
& & ①燃烧中采用低氮烧燃，脱硝效果不能保证。
& & ②由于锅炉内喷射CaO吸收剂进行脱硫，产生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。
& & ③控制排烟温度70℃，需要有排烟加热装置[1]。
& & 2.2组合法(FGC)
& & 这种方法是用石灰石石膏法湿式脱SO2(FGD)和选择性催化还原法(SCR)脱NOx组合的技术[2]。据资料介绍，德国、日本、美国等国家多数采用这种方法。该组合技术中湿法脱硫效率高(90%～98%)，吸收塔自身紧凑，但该法的问题是耗水量大，而且必须进行排水的深度处理，生成的大量副产品石膏应用也有限，烟气在进入烟囱前需要加热提高温度。该组合技术中氨选择性催化剂还原法的缺点是，脱硝的催化剂寿命维护比较麻烦，工艺中生成的胺化合物有堵塞系统的弊病等[3]，因此使该组合法的推广应用受到影响。
& & 2.3电子束法(EBA)
& & 为了克服以上方法的缺点，国际上开发了许多脱硫脱硝一体化的技术，电子束法即是属于脱硫脱硝一体化的典型方法之一。电子束法是利用电子加速器产生的高能粒子照射烟气，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫酸氨和硝酸氨。该技术首先是日本茬原制作所1970年着手研究，又经过与原子能研究所合作研究，1974年进行了1000/Nm3h-1、1万/Nm3h-1规模不同的气体试验，从而肯定了这种干法技术。受美国能源部委托，在椹萨斯洲又进行了1.4万/Nm3h-1的改进试验，在西德进行了2.0万//Nm3h-1规模的试验，都取得了很好的结果。其它有些国家也在研究。我国2000年由中国工程物理研究院在四川绵羊投资2000万元建造一套电子束辐射烟气脱硫脱硝工业试验装置，烟气处理量//Nm3h-1，脱硫率90%，脱硝率70%电子束法处理烟气的优点：
& & ①用一个过程能脱硫脱硝一体化，且去除效率高。
& & ②能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用，没有废弃物。
& & ③是干法过程，没有废水及其处理设施。
& & ④因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题。
& & ⑤设备结构简单，对烟气条件变化适应性强，容易控制[4、5]。
& & 电子束处理法存在问题：
& & ①该法耗电量大，由此占的运行费用很高。
& & ②烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统。
& & ③处理后的烟气仍然存在排放硝、硫酸和一氧化二氮的可能性[6]。
& & 2.4活性焦吸附法
& & 该法是用活性焦进行烟气的同时脱硫和脱硝。SO2是通过活性焦的微孔催化吸附作用，储存于焦碳微孔内，通过热再生，生成总量虽少但SO2浓度很高气体，根据需要再去转换成各种有价值的副产品，如高纯硫磺、液态SO2、浓硫酸、化肥等。NOx是在加氨的条件下，经活性焦的催化作用生成水和氮气再排入大气。该工程的主要设备是脱硫脱硝塔，活性焦在塔内由上往下移动，烟气横向交叉通过活性焦炭层，因此烟气中的尘也被除掉[7]。
& & 活性焦和活性炭是不同的两种炭质吸附材料。活性炭的综合强度(耐压、耐磨损、耐冲击)低，而且表面积大，若用移动床，因吸附、再生往返使用损耗大，存在着经济性问题。因此人们研究出比活性炭比表面积小，但强度高，具有更好的脱硫、脱硝性能的成型活性焦炭，用于烟气的脱硫脱硝。
& & 活性焦吸附法是西德BF(Bergbau-Forschung)公司在1967年开发的，日本的三井矿山(株)公司根据日本的环境标准对其进行了改进，吸收了西德BF公司的成功经验，于1981年到1983年进行了1000/Nm3h-1规模的试验，在此基础上又于1984年10月在自家的燃煤电厂建立了处理能力3万/Nm3h-1的工业试验装置。经过改进和调整，达到长期、稳定、连续地运转，脱硫率几乎100%，脱硝率在80%以上，被日本通商产业省认定为第一号商品化装置。(根据设备运转结果，获得了各种资料，肯定了该技术，并定名为三井BF法。同时建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造厂。
& & 在我国1991年，由辽宁省环境保护科学研究所承担&脱硫脱硝一体化综合利用一体化&项目，并于2001年通过了辽宁省科技厅技术鉴定。该成果主要在三井BF方法基础上进行改进，利用我国煤炭特点(灰分高&10%)研制出活性焦，其比表面积低，强度高，脱硫率90%，脱硝率80%，并且初期脱硫率、脱硝率均高于三井BF法，取得满意效果[8]。
& & 活性焦吸附法脱硫脱硝的优点：
& & ①具有很高的脱硫率(98%)。
& & ②能除去湿法难以除去的SO3。
& & ③能除去废气中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度处理的技术。
& & ④在低温下(100～200℃)能得到高的脱硝率(80%)，因而不需要废气升温装置。
& & ⑤具有除尘功能。
& & ⑥过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染问题。
& & ⑦碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒问题。
& & ⑧建设费用低，使用动力小则运行费用低。
& & ⑨厂地面积小也可以建设。
& & ⑩可以回收副产品，高纯硫磺(99.95%)或浓硫酸(98%)或高纯液态SO2，其中任选一副产品。
& & 活性焦吸附法脱硫脱硝的主要问题：
& & ①固态的吸收剂循环使用，是机械的方式，操作较复杂。
& & ②吸附剂在运行中有磨损消耗，是成本的主要部分。
& & ③烟气通过吸附床有较大的压力降。
& & 由于以上特点，因此在美国政府调查报告中认为，该技术是最先进的烟气脱硫脱硝技术之一[9]。
& & 3经济分析
& & 由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱硝，处理方法不同于其他三种方法(燃烧后烟气处理)，所以不列入经济比较之内。
& & 根据美国能源部(DOE)报告，一个500MW的火力发电厂，用湿法脱硫(FGD)其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kWh;在其后，组合SCR法脱硝，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kWh(催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kWh[10]，因此合计起来该组合法脱硫脱硝的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kWh。
& & 活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气脱硫脱硝一体化，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kWh。
& & 电子束法100MW规模的电厂，烟气脱硫脱硝一体化，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kWh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是1.7mille/kWh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。通过以上分析这三种方法的经济比较结果见表1。
& & 注：活性焦吸附法是按300MW计算的，若按500MW同样规模比较，经济效益会更好。
& & 根据表1经济分析结果表明，活性焦吸附法的设备费用和运行费用都是最低的，需要的建设空间也小，所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。
& & 活性焦吸附法虽然开发历史较短，但是进展速度非常快，日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱硝试验，到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置，处理效果非常好。相比之下，电子束法尽管开发的历史较早(1970年)，在技术上也有许多优点，但是由于大容量的电子加速器功率较大，耗电高，价格昂贵，建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难，因此实际进展速度并不快。
& & 活性焦吸附法脱硫脱硝有完整的工艺系统，最终可以得到高质量的副产品，随着我国经济的快速发展，对环境质量要求将愈来愈高，必将对二氧化硫、氮氧化物制定更加严格的排放标准，所以一方面可以满足当前对SO2控制的要求，又要为控制NOx作技术准备。因此，这种技术即属于超前性，又具有推动环境可持续发展的战略意义。
关键词： 火电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术与分析比较
来源：东狮脱硫技术协作网
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燃煤电厂湿法脱硫废水零排放处理技术解析
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& 来源：本站编辑
　　我国绝大多数电厂采用了石灰石湿法脱硫技术脱除烟气中的SO2，在运行中产生的脱硫废水因成分复杂、污染物种类多，成为燃煤电厂最难处理的废水之一。目前国内主要采用化学沉淀法（俗称三联箱沉淀）处理脱硫废水，处理出水含盐量很高，直接排放后容易造成二次污染。由于脱硫废水水量较小、含盐量高，近年来，国内外都很多学者开始研究脱硫废水零排放处理技术。　　但是由于废水零排放技术的投资和运行成本高昂，目前实际应用案例很少。本文介绍了脱硫废水现行处理技术的优点和不足，重点分析了脱硫废水零排放处理技术研究和应用现状，以期为相关研究和工程技术人员提供有益参考。　　脱硫废水处理现状　　目前我国90%以上燃煤电厂采用了石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术。在湿法烟气脱硫工艺中，为了维持系统稳定运行和保证石膏产品质，需要控制将液中氯离子浓度不能过高，因此需排出一部分浆液，从而产生脱硫废水。目前大多数电厂采用化学沉淀法处理脱硫废水，主要是通过氧化、中和、沉淀、絮凝等工艺去除脱硫废水中的重金属和悬浮物等污染。化学沉淀法工艺流程如图1所示。图1典型脱硫废水化学沉淀处理工艺　　化学沉淀法具有操作简单、运行费用较低的优点，但是其设备较多、建设投资高。而且在实际运行中也存在较多问题，研究者对40余家燃煤电厂脱硫废水处理系统运行结果分析表明，出水中SS和COD往往不能稳定达标排放。此外，在污泥脱水处理中，也存在板框压滤机故障率高、运行维护困难等问题。　　废水零排放处理技术　　所谓零排放是一种理想的封闭用水系统，系统不向外排水，系统内的水不断进行循环或处理后复用。而废水零排放则是要求不向系统外排放任何形式的废水，从而节约水资源和保护环境。　　从理论上讲，废水零排放是可以实现的，但是综合考虑经济和技术现状，目前所谓的零排放只是废水的近零排放，很难实现真正的零排放。美国德克萨斯州的2座新建燃气电厂将采用GE的液体零排放系统处理循环冷却水，主要采用盐水浓缩和结晶处理工艺，回用率超过98%。　　目前国内外脱硫废水主要采用化学沉淀法处理，但是经过化成沉淀法处理达标后，废水中仍含有高浓度的溶解性固体，主要包括氯化物等，很难回用，一般采取直接排放的方法处置。然而将处理后的废水直接排放，不仅浪费水资源，同时由于废水含盐量较高，也会造成土壤和水体理化性质的改变，引起二次污染，如破坏土壤生态、影响水生生物以及地表和地下水源。　　随着水污染控制技术的进步和污染物排放标准的日益提高，该方法在未来废水处理中将受到限制。例如北京市规定排水中可溶性固体总量一级排放标准和三级排放标准分别不能大于1000mg/L和2000mg/L。为了实现废水达标排放和回用水资源，脱硫废水的零排放处理得到越来越多的关注。　　脱硫废水零排放的核心在于脱盐处理技术的开发，由于废水中高浓度的盐分会对微生物产生抑制或毒害作用，采用生物法除盐很难达到较好效果，因此只能采用相应的物化处理方法。在脱硫废水的零排放处理中，主要包括以下两类工艺路线。　　1.蒸发法　　蒸发法是废水零排放处理中常用的方法之一，该工艺也被应用于脱硫废水的处理中。蒸发法的基本原理是：进入蒸发器的废水通过蒸汽或电热器加热至沸腾，废水中的水分逐渐蒸发成水蒸汽，水蒸气经冷却后重新凝结成水而重复利用，废水中的溶解性固体被截留在蒸残液中，随着浓缩倍数的提高，最终以晶体形式析出。　　蒸发法已经广泛应用于化工领域，既可以单独使用，也可以与其他工艺联合使用。随着近年来水处理技术的不断进步，蒸发法中的多效蒸发工艺得到快速发展，因其具有传热系数高、操作弹性大、进水预处理简单和能耗相对较低的优点，被广泛应用于化工、医药、海水淡化以及废水处理等领域中。王安治等采用混凝沉淀预处理结合多效蒸发结晶深度处理的工艺处理脱硫废水，以达到实现废水零排放目的。　　由于蒸发法具有能耗高、设备易结垢和投资大的缺点，这也是限制其应用的重要因素。因此，要降低零排放处理成本和保证系统正常运行，需要从以下两方面对废水进行预处理，即废水的减量化和防结垢处理。一方面，通过减量化处理方法对废水进行预处理，可以减少蒸发结晶器的处理负荷，金正环保采用DTRO膜法对脱硫废水进行高倍浓缩，可以有效降低处理成本。采用DTRO碟管式反渗透膜分离技术首先对废水进行高倍数浓缩，减量化处理，高压DTRO膜产生的浓水再进行蒸发结晶，可以有效降低蒸发处理负荷和节约处理成本。另一方面，通过软化法对废水进行预处理，处理防止蒸发器内结垢。　　脱硫废水处理系统工艺流程：　　脱硫废水蒸发结晶系统为高含盐废水处理过程的主要耗能系统，为了降低投资成本和运行成本，在废水进入蒸发器浓缩前进入高压反渗透（DTRO）预浓缩系统，将脱硫废水TDS的质量浓度25~40g/L预浓缩到80~100g/L，降低进入蒸发器系统水量，提高运行效率。　　2.烟道处理法　　烟道处理法是在烟道内对废水进行喷雾蒸发处理的一种方法。喷雾蒸发法在食品、化工等领域应用广泛，但在废水处理中应用较少。采用烟道蒸发法处理脱硫废水时，首先采用一定的喷射方式将脱硫废水雾化后喷入电除尘器之前的烟道内，废水以小液滴的形式经过高温烟气加热后迅速蒸发气化，其中的悬浮物和可溶性固体形成细小固体颗粒，然后在气流的夹带作用下进入电除尘器并被电极捕捉去除，最终实现脱硫的废水近零排放处理。　　与现行脱硫废水处理技术相比，蒸发法具有众多优点：设备简单，无需添加化学药剂，可以有效克服现有废水处理系统设备多、投资大、运行成本高和设备检修维护工作量大的缺点；运行操作简单，废水中的污染物以灰分形式排出，无污泥处置问题；由于废水向烟道内引入，可以适当提高烟气湿度，从而降低烟气中灰尘颗粒的比电阻，有利于提高除尘效率。　　康梅强等采用计算流体动力学（CFD）方法建立废水液滴在烟道内的运动和蒸发等过程的数学模型，开展了烟道结构、烟气温度以及喷雾粒径等参数对废水蒸发影响的研究。张志荣等还提出了针对国产机组特性的脱硫废水烟道蒸发处理方案，对液滴群蒸发质量及其关键影响因素、液滴气动破碎特性和蒸发特性等进行了系统的研究，并计算得到与废水排放量对应的烟道中喷嘴具体布置方式和数量。　　值得注意的是，向脱硫废水中加入适当的化学药剂后再进行烟道蒸发处理，还可以起到协同效应，促进烟气中其他污染物的去除。向脱硫废水中加入聚合氯化铝、聚合硫酸铁、聚硅硫酸铝等团聚剂后再经过烟道蒸发处理，不仅可以实现废水零排放处理，还可以有效提高烟气中PM2.5的去除效率，工艺除尘效率可提高37%。　　唐念等向脱硫废水中加入卤素添加剂和脱汞催化剂，然后将废水送入烟道处理，通过与烟气中的粉尘充分接触，可以有效提高汞去除率。　　在实际应用方面，采用烟道法处理脱硫废水的报道很少，只有美国Bailly电厂采用了该技术，国内尚无实际应用报道，大多停留在实验室研究阶段。主要原因包括烟道蒸发工艺中存在许多潜在问题尚未解决，如废水组成对烟气组成等特性的影响、废水水质成分的变化可能对烟气后续处理产生的影响，以及由于污染物在烟道内壁吸附可能引起烟道腐蚀等问题。　　结论与展望　　综上所述，为了避免高含盐废水污染环境并回收水资源，脱硫废水零排放处理越来越受到重视。脱硫废水零排放处理技术主要包括两种：　　第一种是DTRO膜浓缩+蒸发结晶法，该方法可以回收水资源和结晶盐，完全符合政府要求废水“零排放”要求。DTRO膜系统对废水的高倍浓缩大大降低了零排放成本。此外，为了确保蒸发结晶器正常运行和保证结晶盐品质，需要对脱硫废水进行严格的预处理，如去除废水中的硬度、有机物和重金属等。因此，要实现蒸发结晶法的大规模应用，必须注重强开发废水减量化预处理技术的研发，以期降低蒸发工段的建设和和运行成本，同时还要研究高效的脱硫废水预处理技术。　　第二种是烟道蒸发处理法，该工艺操作简单，运行成本低，但是烟道处理法不能回收水资源，而且尚有大量潜在影响不能确定，包括对后续除尘等工艺的影响，以及可能引起的烟道腐蚀问题等。因此，在烟道蒸发处理脱硫废水方面，应注重废水进入烟道后对烟气排放和烟气处理系统的影响研究。烟道处理法要得到广泛应用，还要进行大量、长期、全面的经济技术研究和评价。&
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&下表列出了3种燃煤烟气脱硫方法的原理。（1）&& 方法Ⅰ中氨水吸收燃煤烟气中的化学反应为：能提高燃煤烟气中去除率的措施有 ▲ （填字母）。A．增大氨水浓度&&& B.升高反应温度C.使燃煤烟气与氨水充分接触&& D. 通入空气使转化为采用方法Ⅰ脱硫，并不需要预先除去燃煤烟气中大量的，原因是▲（用离子方程式表示）。（2）&& 方法Ⅱ重要发生了下列反应：&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&与反应生成的热化学方程式为&&&&&&&&&&&&&。（3）&& 方法Ⅲ中用惰性电极电解溶液的装置如右图所示。阳极区放出气体的成分为&&&&&&&&&&&&&&。（填化学式）&&
&【答案】&（1）AC(2)S（g）+O2（g）= S O2（g）& H=-574.0kJmol-1(3) O2&SO2解析:本题考察的知识比较散，涉及到环境保护，一道题考察了几个知识点。覆盖面比较多。但盖斯定律、热化学方程式、离子方程式、点击方程式都是重点内容（1）提高SO2的转化率，可以增大氨水的浓度、与氨水充分接触；不需要通入CO2的原因是因为HCO3+SO2=CO2+HSO3而产生CO2& (2)主要考察盖斯定律的灵活运用。适当变形，注意反应热的计算。不要忽视热化学方程式的书写的注意事项。（3）阴极的电极产生的气体为O2和SO2.&&
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