生物质电厂应对新标准的烟气治理对策

朱凌佳

摘要：生物质能生产是一种利用生物质能转换电能的技术。生物量能源是利用农业和林业废物、稻草、稻壳、树皮、木屑等。都是可再生能源。通过采用这种方法，可以有效地解决生物资源浪费和环境焚烧污染等问题，这对能源安全和增加能源数量起着重要作用。在当今社会不断进步和发展的过程中，环境保护工作在具体生产中也处于更高的地位。在这种情况下，需要积极执行新的措施，以便在遵守标准的基础上取得更好的生产成果。

关键词：生物质电厂;新标准;烟气治理对策;

随着我国新标准的出台，对生物质热电厂的污染物排放也有了更高的要求。在这种情况下，有必要通过应用新的措施来解决问题。为适应新标准，将对生物质发电厂的烟气控制对策进行研究。

一、概述

生物质发电是将生物质能转化为电能的技术。利用生物质能发电可以有效解决焚烧造成的生物质资源浪费、环境污染等问题，在增加能源数量、调整能源结构、保障能源安全等方面发挥更重要的作用。因此，生物质发电是一项变废为宝的技术。目前，我国生物质发电仅占可再生能源装机容量的0.5%，远低于25%的世界平均水平。据测算，我国理论生物质能源相当于5×1 010 t标准煤，可作为能源的生物质能源约为5×109 t标准煤，说明我国在该领域还有很大的发展空间。到2020年，生物质发电装机容量将达到3万兆瓦。由于生物质燃料的硫含量为0.08% ～ 0.25%，仅为煤炭燃烧硫含量的1/10左右，燃烧产生的SO2、NOx等污染物也低于煤炭燃烧，生物质发电已被公认为低硫、低硝酸盐、低碳的发电技术。然而，随着技术的发展和社会的进步，环境保护在工业生产中被逐渐提到了越来越高的位置。

二、新标准施行前生物质电厂的防控措施

1.粉尘控制措施。根据生物质燃烧后烟气粉尘粒径小、比电阻大的特点，一般采用袋式除尘器除尘，除尘效率为99.6%，粉尘排放浓度为200 mg/m3。

2.氮氧化物控制措施。目前国内生物质电厂锅炉大多采用低氮燃烧技术，运行时炉膛温度相对较低，可有效抑制NOx的生成。根据不同锅炉厂家提供的保证值，NOx的排放浓度在200 ～ 400mg/m3之间，可以满足450 mg/m3的限值要求。同时，根据电厂设计的前瞻性要求，为了满足未来更高环保标准的要求，大部分生物质电厂在设计中都预留了脱硝装置空间。

3.二氧化硫防治措施。一般生物质燃料中的硫含量较低，仅为煤中硫含量的1/10左右。表1显示了中国几个生物质发电厂设计燃料的硫含量和计算的SO2排放量。可以看出，在新标准实施前，生物质电厂一般无需额外的脱硫措施即可满足800 mg/m3的排放要求。

4.高烟囱排放。锅炉烟气通过高烟囱排放，可有效增加烟气的扩散稀释能力，减少粉尘、NOx、SO2对地面的污染。平原地区生物质发电厂烟囱高度大多在80 m左右，可以降低污染物的地面浓度。

5.烟雾监测。生物质发电厂应安装烟气连续自动监测系统，对环境大气污染物排放进行在线监测。监测因素包括粉尘、NOx、SO2等项目。监测信号预留给与当地环保部门和电力调度中心的接口。

三、新标准应对的措施

1.除尘。根据除尘器的具体除尘效率，如有必要，需将布袋除尘器与旋风分离器组合使用，除尘效率高达99.99%。烟尘排放浓度方面，具体数值可在30毫克/立方米以下。在当今电厂的实际运行中，布袋+旋风除尘的方法已经得到了广泛的应用。

2.脱硝。在生物质燃烧过程中，其形成的氮氧化物可分为热、快和燃料类型。其中，快速氮氧化物所占比例较小，可以忽略。对于燃料型氮氧化物，具体生产量与火焰周围的氧气浓度有关，而对于热型氮氧化物，具体生产量与实际燃烧中的氧气浓度和燃烧温度有关目前，发电厂锅炉的运行主要有两种释放氮氧化物的方法：第一，采用低氮燃烧技术可以减少产生的氮氧化物量相关研究表明，目前中国的低氮燃烧技术仍有一定的改进馀地。实际上，通过改善燃烧条件和控制炉内温度，氮氧化物的浓度可以保持在200 mg/m3以下。但是，根据新标准的要求，不能再仅仅通过低氮燃烧来满足具体要求。在这种情况下，脫硝将成为今后生物质发电厂运行和发展过程中控制烟气的一项重要措施。在具体工作中，常用的烟气脱硝技术包括选择性非催化还原和选择性催化还原。对于这两种方法，具体的实施办法是增加还原剂，如烟气中的铀和氨，即在一定温度下与烟气中的氮氧化物反应，从而产生无害的水和氮。存在差异，即在第一种方法中，反应温度通过添加和使用催化剂来降低，以提高反应效率，经这种方法处理后，脱硝效率可达80%以上。与此同时，在实践中，SCR技术也带来了一些问题，如运营成本高、投资大、耐燃性高等。而实际的氮氧化物去除效率与尿素溶液浓度、反应时间、喷嘴位置和反应温度等有关。通过设计和应用合理的SNCR工艺，可实现40%至70%的脱硝效率。在这种情况下，为了满足标准中100mg/m3 NOx的排放要求，电厂可采用实际操作中的3号燃烧技术，确保出口的NOx浓度低于200 mg/m3，同时采用平均脱硝效率低、投资低的脱硝方法。

3.脱硫剂。在新的火力发电厂空气污染物排放标准中，对SO2的控制在不同时期有不同的处理方式：现有的热锅炉必须满足200 mg/m3的限制要求;新建的热能锅炉必须满足100 mg/m3锅炉的要求。因此，生物量发电厂对SO2的控制也可以分为两种情况。对于现有的发电厂，从经济角度来看，可以首先选择低硫燃料。表1显示，即使不采取任何行动，某些低硫燃料也可以达到200毫克/立方米的限制要求。生物质发电厂常用的燃料包括小麦秸秆、玉米秸秆、稻壳、树皮等。生物质燃料的硫含量不仅与燃料类型有关，而且与燃料生产区有关，在设计发电厂时可以根据具体情况选择燃料生产区。与此同时，为了实现发电厂的可持续发展，建议在选择低硫燃料时保留脱硫装置的空间。但是，低硫燃料的选择有很大的局限性，从环境保护的角度来看，把高硫稻草扔给其他环节是不科学的。因此，需要对新建发电厂和一些现有发电厂采取脱硫措施。目前，全世界有100多种脱硫剂工艺，可根据燃烧过程分为预燃烧脱硫剂、燃烧脱硫剂和燃烧后脱硫剂（烟气脱硫剂）。烟气脱硫技术（FGD）是世界上唯一的大规模商业脱硫技术，被认为是控制SO2污染的最有效手段。典型的烟气脱硫工艺包括石灰石和埃及的湿法脱硫工艺、氨脱硫工艺和循环流化床干燥脱硫工艺。鉴于生物质发电厂一般规模小，总投资低，而且石灰石和埃及的湿法脱硫工艺和氨脱硫工艺成本高，成本低，建议循环流化床干燥脱硫工艺是生物质发电厂脱硫的首选工艺与此同时，考虑到生物质发电厂烟气含硫量低，可根据实际作业的技术情况适当简化循环流化床工艺。循环流化床脱硫的副产品是脱硫灰和灰、硫化钙和少量硫酸钙的混合物。目前，脱硫灰广泛用于水泥、建筑材料工业、建筑和农业等许多领域，这可能进一步提高生物质发电厂的环境和经济效益。

总之，大多数符合新标准的措施都是根据燃煤发电厂的经验采取的，必须根据具体项目研究生物质发电厂的适用性。与此同时，需要针对生物质发电厂制定成本较低的控制措施。此外，新标准首次提到汞及其化合物的控制。尽管目前有许多关于消除发电厂烟气中汞的研究，但大多数研究都处于机制探索或技术研究与开发阶段，在控制发电厂烟气中汞的实际国家斗争中几乎没有任何经验。因此，汞及其化合物控制技术的发展也迫在眉睫。

参考文献：

[1]薛为辉.燃煤电厂应对新标准的烟尘控制对策研究.2019.

[2]杨宏林.浅谈生物质电厂应对新标准的烟气治理对策.2020.