【环保】生物质电厂脱硫脱硝技术方案分享

生物质能源也称为绿色能源，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30000MW。生物质发电已被公认是一种低硫、低硝、低碳的发电技术。本文针对生物质电厂脱硫脱硝技术方案进行介绍和分析。

1.脱硫技术方案

(1)炉内脱硫

炉内脱硫的优点在于环保方面，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内喷钙脱硫(生物质炉排炉无法使用此方案)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

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，使熟石灰粉与中的SO2发生化学反应，干法脱硫效率可达65%以上。干法脱硫与炉内喷钙的主体设备基本一致，因此抽奖和运行费用都较低。

(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。烟气与石灰交流雾滴充分接触反应去除SO2气体。

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。因此此方法只适合于燃料特殊、外排烟气中SO2深度高于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交流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，几乎所有的设备都需防腐，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。

2、脱硝

(1)SNCR脱硝

在炉膛800~1000℃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气的情况 下，选择性地还原烟气中的NOx。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，技术比较成熟。

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。

生物质电厂SCR工艺在布置上有两种形式，一是高尘高温布置;二是低尘低温布置。

高尘高温布置：催化剂布置在第一级省煤器出口，温度在300~420℃。生物质燃料本身含有K、Ca、Mg、Na等碱性物质，燃烧后形成飞灰进入SCR系统，吸附在催化剂表面 ，从而引起催化剂的碱中毒。

低温低尘布置：布置在布袋除尘器后，烟气较为洁净，但需要进行烟气再热后才能进行脱硝反应，反应后的烟气需要降温进入引风机外排，低温烟气加热如采用重油或者煤燃烧，会产生二次污染；如果采用清洁的电加热，以70t生物质锅炉为例，每小时耗电量约3500KWh.该工艺的优点：催化剂选型不受影响，寿命稳定；缺点是烟气再加热的运行费用极大。

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