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。
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3000～12000//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。
4 结语
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。
原标题：电厂燃煤锅炉脱硫脱硝一体化技术与分析比较
