【干货】火电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术与分析比较-北极星火力发电网

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1 前言

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。

原标题：电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术与分析比较

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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