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摘要：我国许多燃煤锅炉所排放的污染物，对大气造成了严重污染。目前，尚没有一种适合国情且值得全面推广的锅炉脱硫脱稍技术，对锅炉污染物进行根治。本文总结了传统锅炉脱硫脱稍技术的缺点，并提出了一些建议。
关键词：锅炉；脱硫脱硝；方法
中图分类号：TL75文献标识码： A
一、锅炉脱硫脱硝方法的原理
锅炉废气中产生的SO2属酸性物质,可与碱性物质相互作用生成硫酸盐。日前，先进国家的全部脱硫技术都是采用碱性物质作为脱硫剂,比如包括石灰石生石灰(CaO)和熟石灰(Ca(OH)2)、(CaCO3)、碳酸纳(Na2CO3)、氨及碳酸镁等等。锅炉脱硫法有炉内及炉后两种方法。目前，我国绝大多数燃煤锅炉采用的脱硫方式是：通过氧化钙的循环吸收含硫气体的方法(属于干法)称为炉内法；石灰石一石膏法(属于湿法)称为炉后法。伺服器对燃煤锅炉的脱硫属于炉内法，脱硫方式类似于似干法氧化钙循环吸收硫化气体的操作方法。该方法中所采用的脱硫剂，是可溶解于碱性物质的溶液。把脱硫溶液通过伺服器变成气溶胶后，跟助燃空气一起进入锅炉的炉膛，碱性气溶胶与煤炭燃烧后产生的SO2发生化学反应形成硫酸盐。该方法的脱硫率远远超过传统的脱硫法。伺服器也可将脱硫脱硝的技术融为一体，优势是经过伺服器产生的脱硫气溶胶、还原剂及脱硝催化剂的比表面积可达到20m2/g以上，是传统脱硝催化剂、脱硫剂比表面积的10倍，甚至100多倍，它的化学活跃性就大幅提高,脱硝SO2和NO2气体分压值大。可见伺服器脱硫脱硝一体化技术可以取得更好的效果,特别是对于低浓度SO2和NO2的处理具有不可替代的脱硫脱硝优势。
二、锅炉脱硫脱硝技术
1.烟气脱硫技术
烟气脱硫技术，是将锅炉燃料燃烧后产生的有毒气体进行脱硫处理。脱硫技术有湿法脱硫、干法脱硫及半干脱硫法共三种。当前，湿法脱硫广泛应用于我国燃煤锅炉脱硫活动中，该方法主要借助氨水、碱及石膏吸附性能高的物质，将燃煤锅炉产生的硫化气体进行吸收，以实现硫化物不进入大气的目的。采用湿法脱除硫化物的技术，脱硫效率高、成本低、实用性强，并且脱硫后的氨水、石膏、碱等物质可悲有效处理后再次投入使用，这就节省了很多原材料成本及购买新材料的运输成本，节省了不少人力、物力、财力，是非常经济且高效的脱硫技术。
燃煤锅炉产生的烟气，首先进入增压风机，使烟气产生足够的压力以用来克服脱硫系统产生的阻力（现在很多电厂采取了引风机和增压风机合并的方案，即引增合一，采取这种方案，不设置单独的增压风机，大大的简化了整个系统）。烟气经过增压风机后，然后才被送进吸收塔内。在吸收塔内，烟气自下而上流动，同时，石灰石/石膏浆液由吸收塔循环泵送至各喷淋层的雾化喷嘴，向吸收塔下方成雾罩形状喷射，形成液雾高度叠加的喷淋区, 浆液液滴快速下降; 均匀上升烟气与快速下降浆液形成逆向流，烟气中所含的污染气体绝大部分因此被清洗入浆液，与浆液中的悬浮石灰石微粒发生化学反应而被脱除。这样通过消耗石灰石作为吸收反应剂，烟气中的SO2，SO3，HCI 和HF被分离出来，而且烟气中包含的大部分的固体如灰和烟灰，也被液体冲洗从烟气中分离。。
烟气脫硫技术中发生的化学反应有：
SO2+H2O=H2SO3
CaCO3+H2SO4=CaSO3+CO2+H2O
CaSO3+H2SO3=Ca(HSO4)2
CaSO4+2H2O=CaSO4+2H2O
2.烟气脱硝技术
烟气脱硝技术，通常的做法让燃煤锅炉产生的气体通过加有催化剂的反应器，反应器一般采用三层固定床设计，两层安装催化剂，预留一层备用，可为以后更改煤种调整运行工况提供催化剂的扩展空间。其中烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置。为防止未处理过的烟气泄露，在催化剂模块间及模块与SCR反应器壳间有密封设计。
脱硝所用的还原剂一般采用液氨，液氨槽车运送液氨，利用卸料压缩机，液氨由槽车输入储氨罐内，并依靠自身重力和压差或液氨输送泵将储氨罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，氨气与空气在混合器中进行混合后，送达反应器中与烟气中的氮氧化物进行反应。
烟气其中的氮氧化物（包括一氧化氮和二氧化氮）与氨气发生化学反应，经过充分反映，最后产生的物质为氮气和水。同时，烟气脱硝技术具有可靠性高的特点。
烟气脱硝技术中发生的化学反应有：
4NO + 4NH3 + O2 催化剂4N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3催化剂 7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 催化剂2N2 + 3H2O
3.锅炉脱硫脱硝运行成本
锅炉烟气脱硫成本。烟气在脱硫过程中成本主要为原料和水。其中原料是石灰石，其占据很小比例；对水的需求量很大，占运行成本的绝大部分。运行成本中除了原料和水之外，还有生产材料所需费用、维修费用及电费。依照燃煤锅炉燃烧功率计算，一个机组总功率是40万千瓦的发电站，对烟气脱硫过程所投入的烟气脱硫运行成本，大约是4千万元。锅炉烟气在脱硝过程中所需要的成本包括材料及化学试剂。其中材料主要为氨气。运行成本中除了氨气、化学试剂外，还有人工成本、电费、设备耗材等。假如一个发电站的每一台锅炉的功率为60万瓦的话，那么每台锅炉大约需要投入1亿元对烟气进行脱硝处理。对于实际功率为40万瓦的发电厂来说，就需要将近8000万元才能圆满完成烟气脱硝任务。
三、锅炉脱硝工艺的选择
对于燃煤锅炉脱硝工艺选择要从脱硝工艺的工程投资和脱硝效率综合考虑，包括煤种的变化、现场空间和周围还原剂的来源及运行成本等因素。所以对于电站燃煤锅炉、工业锅炉和流化床锅炉应该采用不同的技术路线。
1.电站燃煤锅炉的脱硝工艺选择
电站燃煤锅炉采用低NOx燃烧技术是脱硝工艺的首选，目的是降低净化装置入口的NOx浓度，以达到减少电站燃煤锅炉脱销初投资和运行费用的目的。在此基础上电站燃煤锅炉再考虑其它的脱硝工艺。通过分析比较，建议电站燃煤锅炉脱硝工艺的技术路线如下：
1.1老电厂优先采用用低NOx燃烧技术改造，燃用烟煤锅炉在现场条件允许下增加SCR系统或SNCR系统，而对贫煤或无烟煤锅炉，直接增加SCR系统。
1.2新电厂应优先选用低NOx燃烧系统，加装或预留SCR系统。
2.流化床锅炉的脱硝工艺选择
流化床锅炉与煤粉锅炉相比，流化床锅炉本身是一种洁净煤燃烧技术，由于流化床锅炉燃烧温度低，加上流化床锅炉采用了分级燃烧，NOx的排放量低于300mg/Nm3，在现有的排放标准下流化床锅炉是不需要采用其它的脱硝工艺。如果流化床锅炉未来要求排放小于100mg/Nm3，流化床锅炉可以考虑采用SNCR或者SCR工艺。
3.工业燃煤锅炉的脱硝工艺选择
我国的燃煤工业锅炉多以链条炉排锅炉为主，容量小而且分散，一般工业燃煤锅炉NOx排放为300-500mg/m3。和电站燃煤锅炉相比，工业锅炉的减排是个难点，采用SNCR技术，但工业燃煤锅炉没有足够的温度空间，针对工业燃煤锅炉负荷变化调整非常困难，而工业燃煤锅炉采用尾部的SCR技术，尽管可以达到很高的脱硝效率，但成本太高。另外，这两个技术都需要采用液氨系统或者尿素系统，要求很高的控制水平，而现有的工业燃煤锅炉普遍运行水平都不高，工业燃煤锅炉脱销操作不当容易引起氨泄漏和氨逃逸偏大的风险。因此，如何根据工业燃煤锅炉脱销现有的水平寻找一种简单有效的降低NOx排放的手段，烟气再循环技术和CCS燃烧技术被证明是可以降低NOx排放的有效手段。
3.1CCS燃烧技术的运用
CCS燃烧技术揉和了气化炉、燃气锅炉以及OFA的技术，对传统工业锅炉的进煤斗和炉排进行改造，安装一个气化室，煤粉和石灰石的混合物从气化室的顶部进人，由于缺氧和高温环境下，燃料N被转化为N2，气化产生的CO和H2到燃烧室与通过OFA喷入的空气混合燃烧充分。最终排放值可以控制到100-200mg/Nm3左右。
3.2烟气再循环技术的运用。烟气再循环技术是将烟气从锅炉尾部烟道引出并与送风机出口的空气混合进入风室，循环烟气中的一部分烟气则进人上部的OFA喷口，这样可以降低过量空气系数15%-2O%。另外，可以对燃烬风喷口进行改造，增大燃烬风的穿透能力以改善炉膛内的混合，也可以设置单独的燃烬风风机和采用变频技术，使调节更加灵活。从理论上来说，烟气循环量越大，炉膛出口含氧量越低，NOx排放量就越低，但考虑到烟气再循环对锅炉效率的影响，一般烟链条锅炉进行烟气再循环改造，通过改造前后的对比测试表明，过量空气系数从2.63降低到1.75，NO排放从347.08降低到140.97mg/Nm3，减少了59.4%。
结束语
总之，燃煤锅炉的脱硫脱硝技术，随着科学技术的不断进步，逐渐走向高效性、先进化、环保性方向发展。锅炉脱硫脱硝技术人员只有不断探究与创新，才能升级与完善现有的脱硫脱硝技术，促使该技术更好地为经济发展和环境保护作出更大贡献。
参考文献：
[1]王文君.甲烷用于半焦催化剂同时脱硫脱硝的研究[D].太原理工大学,2013.
[2]崔凤莹.锅炉脱硫脱硝研究进展及发展方向[J].科技创新导报,2012,33:29.
[3]王潇.中小锅炉燃煤烟气脱硫脱硝一体化控制技术试验研究[D].浙江工业大学,2011.
张鹏（1979-），男，本科学历，2003年毕业于哈尔滨工业大学热能与动力工程专业，工程师，从事火电厂脱硫脱硝工艺系统设计
付红平（1981-），男，大学本科学历，2003年毕业于北京化工大学过程装备与控制工程专业，工程师，从事火力发电厂脱硫脱硝项目工程工艺及设备设计
关键词：锅炉；脱硫脱硝；方法
中图分类号：TL75文献标识码： A
一、锅炉脱硫脱硝方法的原理
锅炉废气中产生的SO2属酸性物质,可与碱性物质相互作用生成硫酸盐。日前，先进国家的全部脱硫技术都是采用碱性物质作为脱硫剂,比如包括石灰石生石灰(CaO)和熟石灰(Ca(OH)2)、(CaCO3)、碳酸纳(Na2CO3)、氨及碳酸镁等等。锅炉脱硫法有炉内及炉后两种方法。目前，我国绝大多数燃煤锅炉采用的脱硫方式是：通过氧化钙的循环吸收含硫气体的方法(属于干法)称为炉内法；石灰石一石膏法(属于湿法)称为炉后法。伺服器对燃煤锅炉的脱硫属于炉内法，脱硫方式类似于似干法氧化钙循环吸收硫化气体的操作方法。该方法中所采用的脱硫剂，是可溶解于碱性物质的溶液。把脱硫溶液通过伺服器变成气溶胶后，跟助燃空气一起进入锅炉的炉膛，碱性气溶胶与煤炭燃烧后产生的SO2发生化学反应形成硫酸盐。该方法的脱硫率远远超过传统的脱硫法。伺服器也可将脱硫脱硝的技术融为一体，优势是经过伺服器产生的脱硫气溶胶、还原剂及脱硝催化剂的比表面积可达到20m2/g以上，是传统脱硝催化剂、脱硫剂比表面积的10倍，甚至100多倍，它的化学活跃性就大幅提高,脱硝SO2和NO2气体分压值大。可见伺服器脱硫脱硝一体化技术可以取得更好的效果,特别是对于低浓度SO2和NO2的处理具有不可替代的脱硫脱硝优势。
二、锅炉脱硫脱硝技术
1.烟气脱硫技术
烟气脱硫技术，是将锅炉燃料燃烧后产生的有毒气体进行脱硫处理。脱硫技术有湿法脱硫、干法脱硫及半干脱硫法共三种。当前，湿法脱硫广泛应用于我国燃煤锅炉脱硫活动中，该方法主要借助氨水、碱及石膏吸附性能高的物质，将燃煤锅炉产生的硫化气体进行吸收，以实现硫化物不进入大气的目的。采用湿法脱除硫化物的技术，脱硫效率高、成本低、实用性强，并且脱硫后的氨水、石膏、碱等物质可悲有效处理后再次投入使用，这就节省了很多原材料成本及购买新材料的运输成本，节省了不少人力、物力、财力，是非常经济且高效的脱硫技术。
燃煤锅炉产生的烟气，首先进入增压风机，使烟气产生足够的压力以用来克服脱硫系统产生的阻力（现在很多电厂采取了引风机和增压风机合并的方案，即引增合一，采取这种方案，不设置单独的增压风机，大大的简化了整个系统）。烟气经过增压风机后，然后才被送进吸收塔内。在吸收塔内，烟气自下而上流动，同时，石灰石/石膏浆液由吸收塔循环泵送至各喷淋层的雾化喷嘴，向吸收塔下方成雾罩形状喷射，形成液雾高度叠加的喷淋区, 浆液液滴快速下降; 均匀上升烟气与快速下降浆液形成逆向流，烟气中所含的污染气体绝大部分因此被清洗入浆液，与浆液中的悬浮石灰石微粒发生化学反应而被脱除。这样通过消耗石灰石作为吸收反应剂，烟气中的SO2，SO3，HCI 和HF被分离出来，而且烟气中包含的大部分的固体如灰和烟灰，也被液体冲洗从烟气中分离。。
烟气脫硫技术中发生的化学反应有：
SO2+H2O=H2SO3
CaCO3+H2SO4=CaSO3+CO2+H2O
CaSO3+H2SO3=Ca(HSO4)2
CaSO4+2H2O=CaSO4+2H2O
2.烟气脱硝技术
烟气脱硝技术，通常的做法让燃煤锅炉产生的气体通过加有催化剂的反应器，反应器一般采用三层固定床设计，两层安装催化剂，预留一层备用，可为以后更改煤种调整运行工况提供催化剂的扩展空间。其中烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置。为防止未处理过的烟气泄露，在催化剂模块间及模块与SCR反应器壳间有密封设计。
脱硝所用的还原剂一般采用液氨，液氨槽车运送液氨，利用卸料压缩机，液氨由槽车输入储氨罐内，并依靠自身重力和压差或液氨输送泵将储氨罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，氨气与空气在混合器中进行混合后，送达反应器中与烟气中的氮氧化物进行反应。
烟气其中的氮氧化物（包括一氧化氮和二氧化氮）与氨气发生化学反应，经过充分反映，最后产生的物质为氮气和水。同时，烟气脱硝技术具有可靠性高的特点。
烟气脱硝技术中发生的化学反应有：
4NO + 4NH3 + O2 催化剂4N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3催化剂 7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 催化剂2N2 + 3H2O
3.锅炉脱硫脱硝运行成本
锅炉烟气脱硫成本。烟气在脱硫过程中成本主要为原料和水。其中原料是石灰石，其占据很小比例；对水的需求量很大，占运行成本的绝大部分。运行成本中除了原料和水之外，还有生产材料所需费用、维修费用及电费。依照燃煤锅炉燃烧功率计算，一个机组总功率是40万千瓦的发电站，对烟气脱硫过程所投入的烟气脱硫运行成本，大约是4千万元。锅炉烟气在脱硝过程中所需要的成本包括材料及化学试剂。其中材料主要为氨气。运行成本中除了氨气、化学试剂外，还有人工成本、电费、设备耗材等。假如一个发电站的每一台锅炉的功率为60万瓦的话，那么每台锅炉大约需要投入1亿元对烟气进行脱硝处理。对于实际功率为40万瓦的发电厂来说，就需要将近8000万元才能圆满完成烟气脱硝任务。
三、锅炉脱硝工艺的选择
对于燃煤锅炉脱硝工艺选择要从脱硝工艺的工程投资和脱硝效率综合考虑，包括煤种的变化、现场空间和周围还原剂的来源及运行成本等因素。所以对于电站燃煤锅炉、工业锅炉和流化床锅炉应该采用不同的技术路线。
1.电站燃煤锅炉的脱硝工艺选择
电站燃煤锅炉采用低NOx燃烧技术是脱硝工艺的首选，目的是降低净化装置入口的NOx浓度，以达到减少电站燃煤锅炉脱销初投资和运行费用的目的。在此基础上电站燃煤锅炉再考虑其它的脱硝工艺。通过分析比较，建议电站燃煤锅炉脱硝工艺的技术路线如下：
1.1老电厂优先采用用低NOx燃烧技术改造，燃用烟煤锅炉在现场条件允许下增加SCR系统或SNCR系统，而对贫煤或无烟煤锅炉，直接增加SCR系统。
1.2新电厂应优先选用低NOx燃烧系统，加装或预留SCR系统。
2.流化床锅炉的脱硝工艺选择
流化床锅炉与煤粉锅炉相比，流化床锅炉本身是一种洁净煤燃烧技术，由于流化床锅炉燃烧温度低，加上流化床锅炉采用了分级燃烧，NOx的排放量低于300mg/Nm3，在现有的排放标准下流化床锅炉是不需要采用其它的脱硝工艺。如果流化床锅炉未来要求排放小于100mg/Nm3，流化床锅炉可以考虑采用SNCR或者SCR工艺。
3.工业燃煤锅炉的脱硝工艺选择
我国的燃煤工业锅炉多以链条炉排锅炉为主，容量小而且分散，一般工业燃煤锅炉NOx排放为300-500mg/m3。和电站燃煤锅炉相比，工业锅炉的减排是个难点，采用SNCR技术，但工业燃煤锅炉没有足够的温度空间，针对工业燃煤锅炉负荷变化调整非常困难，而工业燃煤锅炉采用尾部的SCR技术，尽管可以达到很高的脱硝效率，但成本太高。另外，这两个技术都需要采用液氨系统或者尿素系统，要求很高的控制水平，而现有的工业燃煤锅炉普遍运行水平都不高，工业燃煤锅炉脱销操作不当容易引起氨泄漏和氨逃逸偏大的风险。因此，如何根据工业燃煤锅炉脱销现有的水平寻找一种简单有效的降低NOx排放的手段，烟气再循环技术和CCS燃烧技术被证明是可以降低NOx排放的有效手段。
3.1CCS燃烧技术的运用
CCS燃烧技术揉和了气化炉、燃气锅炉以及OFA的技术，对传统工业锅炉的进煤斗和炉排进行改造，安装一个气化室，煤粉和石灰石的混合物从气化室的顶部进人，由于缺氧和高温环境下，燃料N被转化为N2，气化产生的CO和H2到燃烧室与通过OFA喷入的空气混合燃烧充分。最终排放值可以控制到100-200mg/Nm3左右。
3.2烟气再循环技术的运用。烟气再循环技术是将烟气从锅炉尾部烟道引出并与送风机出口的空气混合进入风室，循环烟气中的一部分烟气则进人上部的OFA喷口，这样可以降低过量空气系数15%-2O%。另外，可以对燃烬风喷口进行改造，增大燃烬风的穿透能力以改善炉膛内的混合，也可以设置单独的燃烬风风机和采用变频技术，使调节更加灵活。从理论上来说，烟气循环量越大，炉膛出口含氧量越低，NOx排放量就越低，但考虑到烟气再循环对锅炉效率的影响，一般烟链条锅炉进行烟气再循环改造，通过改造前后的对比测试表明，过量空气系数从2.63降低到1.75，NO排放从347.08降低到140.97mg/Nm3，减少了59.4%。
结束语
总之，燃煤锅炉的脱硫脱硝技术，随着科学技术的不断进步，逐渐走向高效性、先进化、环保性方向发展。锅炉脱硫脱硝技术人员只有不断探究与创新，才能升级与完善现有的脱硫脱硝技术，促使该技术更好地为经济发展和环境保护作出更大贡献。
参考文献：
[1]王文君.甲烷用于半焦催化剂同时脱硫脱硝的研究[D].太原理工大学,2013.
[2]崔凤莹.锅炉脱硫脱硝研究进展及发展方向[J].科技创新导报,2012,33:29.
[3]王潇.中小锅炉燃煤烟气脱硫脱硝一体化控制技术试验研究[D].浙江工业大学,2011.
张鹏（1979-），男，本科学历，2003年毕业于哈尔滨工业大学热能与动力工程专业，工程师，从事火电厂脱硫脱硝工艺系统设计
付红平（1981-），男，大学本科学历，2003年毕业于北京化工大学过程装备与控制工程专业，工程师，从事火力发电厂脱硫脱硝项目工程工艺及设备设计