350MW超临界循环流化床机组脱硫超低排放技术路线对比分析探讨

350MW超临界循环流化床机组脱硫超低排放技术路线对比分析探讨

贺建平

(神华神东电力山西河曲发电有限公司山西忻州036501)

摘要：循环流化床锅炉作为工业化程度最高的洁净煤燃烧技术被快速发展，现已建设了一批350MW超临界循环流化床机组，主要形成两种超低排放技术路线。作者以实际建设河曲CFB电厂数据为依据，同参数对比分析了炉内喷钙+循环流化床干法脱硫工艺与炉内喷钙+石灰石-石膏湿法脱硫两种超低排放技术路线，并根据运行情况提出了炉内喷钙+半干法脱硫技术路线的改进建议。

关键词：超临界循环流化床锅炉，超低排放，炉内喷钙，半干法脱硫，湿法脱硫

1.概述

河曲CFB电厂建设了两台350MW超临界循环流化床机组，每台机组采用东方锅炉有限公司1150t/h超临界一次中间再热的循环流化床直流锅炉、凝汽式汽轮机和水氢氢汽轮发电机，冷却方式为表凝式间接空冷。超低排放技术路线采用“源头抑制、过程治理”相结合方式，锅炉采用“低床温、低床压”技术抑制污染物的产生，通过对炉内喷钙+循环流化床干法脱硫工艺与炉内喷钙+石灰石-石膏湿法脱硫两种技术路线进行对比分析，最终配套建设炉内喷钙+SNCR脱硝+静电除尘+循环流化床干法脱硫工艺+布袋除尘的过程治理技术，脱硝采用低氮燃烧技术和选择性非催化还原技术（简称SNCR）选用尿素为还原剂。

2、CFB锅炉环保设计（源头抑制）

2.1CFB锅炉“低床温”燃烧技术

锅炉运行床温按880℃设计，正常运行床温不超过890℃（床温作为主要考核项目纳入合同考核），“低床温”燃烧使炉内脱硫效率及自脱硫效率大幅提高，也大幅度降低石灰石粉添加济，同时可有效减少炉外脱硫压力，减少由于炉外脱硫引起的环保排放、附属产品处理压力，减少厂电耗电。“低床温”燃烧再加上炉内钙硫比的降低使NOx的原始排放也大幅减小，充分发挥了循环流化床锅炉的优势和特长；因炉膛温度降低，进入分离器温度降低，尾部排烟热损失也大幅减小。

2.2CFB锅炉“低床压”技术

“低床压”技术可大幅度降低一次风机压头，降低厂用电率明显；由于一次风压头降低，炉内石灰石粉逃逸率相对降低；加上“低床温”锅炉的一次风可大幅降低，一、二次风比例的降低锅炉NOx的原始排放也可减小；实施低床压燃烧技术后，因煤的粒度减小，煤的充分接触燃烧速度加快，且炉膛内流化风速降低，煤在炉膛内的滞留时间增大，可有效改善锅炉燃烧环境，提高燃烧效率。

2.3合理布置给料及二次风口

根据CFB锅炉的燃烧机理，超临界CFB锅炉燃烧在设计时将给煤口中心至布风板位置提高且给煤点增加至10个，将下二次风口距布风板提高，同时上二次风口距布风板提高；适当布置给料点，及一、二次风接口位置，以保证燃烧稳定，并防止新加入燃烧室的煤粒未经燃尽就排入冷渣器，正确选择一、二次风比，及总过量空气系数，使NOx、SO2排放量最少并有高的燃烧效率。

2.4炉膛温度均匀分布

1）炉内屏式受热面布置遵循高温级受热面布置在低床温区域，低温受热面布置在高床温区域，保证床温均匀。

2）采取布风板风帽布置采用分区设计防止床温偏差过大。

3）锅炉正常运行时10台给煤机给煤量相同的前提下，确保任意两点床温偏差不超过80℃。

4）回料均匀性：采用一分为二的回料器结构，6个返料点布置较为均匀的沿着炉膛宽度方向分布。

5）根据炉膛的燃烧分布其床温为中间高两侧低特点，设计多片水冷隔墙，保证炉膛温度均匀。

燃烧室设计保证燃料混合良好，并满足吸热量的要求，炉内温度场均匀分布，炉膛温度及均匀的分布保持锅炉抑制SO2和NOx生成的最有利温度。

2.5输煤系统设计

为了实现锅炉的“低床压”技术，能够实施有效的控制入炉煤粒径，输煤系统设计时打破了原有的设计理念，设置两碎三筛系统，粗碎系统设置2台滚轴筛和2台粗碎机，滚轴筛出力为Q=900t/h，粗碎机采用环锤式碎煤机，其出力为Q=600t/h，细碎系统设置4台高幅筛和2台细碎机，一级高幅筛出力为Q=900t/h，细碎机的出力为Q=600t/h。

3.脱硫技术路线对比分析（过程治理）

3.1循环流化床干法脱硫工艺简介

福建龙净公司在引进鲁奇（CFB-FGD）循环流化床干法烟气脱硫工艺技术、经过消化、吸收与创新，并通过数十台电力火电机组脱硫工程成功经验实施的基础上，自主研发的新型高效大型机组干法脱硫除尘一体化工艺技术(以下简称LJD－FGD)，是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。该工艺已经在国内外得到广泛应用，应用领域主要有发电、钢铁、冶炼、化工、垃圾、建材等，最大已运行单塔所配机组容量为350MW。

循环流化床烟气脱硫系统主要由消石灰制备系统、吸收塔、吸收剂再循环系统、除尘器和控制设备等组成，详见图1所示。根据高速烟气与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触原理，在吸收塔内喷入消石

图1LJD-FGD工艺流程示意图

灰粉使其与烟气充分接触、反应，然后喷入一定量的水，将烟气温度控制在对反应最有利的温度。塔内出去的烟气进入除尘器，除尘器内收集下来的脱硫灰，小部分排掉，其余的则经循环系统进入吸收塔继续脱硫。吸收塔的底部为一文丘里装置，烟气流过时被加速并与细小的吸收剂颗粒混合，烟气和吸收剂颗粒向上运动时，会有一部分烟气产生回流，形成内部湍流，从而增加烟气与吸收剂颗粒的接触时间，提高吸收剂的利用率和系统的脱硫效率。

该工艺其直接脱硫剂是消石灰Ca(OH)2，但由于消石灰成本较高，无法长时间储存，因此通常购买生石灰，厂内设置石灰消化系统制取消石灰。

3.2石灰石-石膏湿法脱硫工艺简介

石灰石－石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石小颗粒经磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收，脱硫废水经处理后供电厂综合利用。根据市场对脱硫石膏的需求情况、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素，对脱硫副产物石膏可以采用抛弃和回收利用两种方式进行处理。

3.3设计基础参数

根据煤种情况，炉内喷钙脱硫设计效率不低于90%，炉后烟气脱硫采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺或半干法脱硫工艺，二氧化硫总量的30%设计，炉外脱硫效率不小于97.5%。两种炉外脱硫工艺的设计参数如表1和表2所示。

表1湿法烟气脱硫装置烟气参数（BMCR工况）

注：根据脱硫装置的设置位置，上表烟气参数为引风机出口烟气数据。

表2半干法烟气脱硫装置烟气参数（BMCR工况）

注：根据脱硫装置的设置位置，上表烟气参数为引风机出口烟气数据。

为了保证烟气脱硫装置的可靠性，该电厂将烟气脱硫设施入口SO2浓度提高30%，烟气脱硫设计浓度上调至1751mg/Nm3；提高二级脱硫的冗余量，以提高烟气脱硫设施的可靠性。

3.4综合技术对比分析

结合技术特点对循环流化床半干法脱硫与石灰石/石膏湿法脱硫两种脱硫工艺进行综合分析，具体内容详见表3。

表3综合技术比较表

从技术上比较，循环流化床锅炉具有自脱硫优势，加之该电厂采用“低床温、低床压”燃烧技术，主要以炉内脱硫为主，炉外脱硫采用循环流化床半干法和石灰石/石膏湿法脱硫工艺都能满足超低排放二氧化硫排放浓度限值35mg/Nm3的要求，两种方案均可行。但循环流化床半干法脱硫工艺与石灰石/石膏湿法脱硫工艺相比，具有系统简单、耗水量小、能耗低、烟囱不需防腐和无脱硫废水、石膏排放等优势，同时能够高效脱除SO3和重金属汞等。

3.5脱硫投资及运行维护成本分析

结合工艺流程对比分析循环流化床半干法脱硫与石灰石/石膏湿法脱硫的投资、运行、维护费用，具体内容详见表4和表5。

表4脱硫投资、运行耗材单价

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注：年脱除SO2总量按校核煤质计算。

表5脱硫年运行成本比较

从经济上比较，循环流化床半干法脱硫除尘一体化工艺与石灰石/石膏湿法脱硫工艺相比初投资减少5710万元，每年可节约运行维护成本150.724万元。

3.6技术路线选择

综上所述，半干法脱硫工艺系统简单、防腐要求低、无脱硫废水产生。塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，操作气速合理，塔内磨损小，设备使用寿命长、检修方便，无废水石膏雨产生。在较大钙硫比的前提下，设计效率可达90%以上。吸收剂要求高、价格偏高，与湿法相比运行业绩较少。湿法脱硫工艺是目前世界上应用较多，技术较成熟、可靠性较高，适用于任何含硫率煤种的烟气脱硫，脱硫效率达到95%以上，吸收剂价低易得，利用率高。该电厂选择烟气治理设施技术路线为炉内喷钙+SNCR脱硝+静电除尘+循环流化床干法脱硫工艺+布袋除尘。

4.运行情况

根据《山西省环境保护厅关于印发现役燃煤发电机组超低排放改造环保验收及比对监测技术方案的通知》（晋环函[2015]856号）文件要求，受神华神东电力山西河曲发电有限公司委托，山西众智检测科技有限公司分别于2017年6月28日至7月3日对1#、2#燃煤发电机组超低排放环保设施进行了现场监测并编制了监测报告：“监测结果表明，1#燃煤发电机组近期煤种高负荷（>90%）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.22～2.79mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在3～6mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在33～41mg/m3之间；设计煤种高负荷（>90%）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.09～3.30mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在9～30mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在36～41mg/m3之间；近期煤种低负荷（50%左右）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.33～4.07mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在5～7mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在38～44mg/m3之间。”“2#燃煤发电机组近期煤种高负荷（>90%）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.90～4.27mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在19～25mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在39～46mg/m3之间；设计煤种高负荷（>90%）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.07～3.68mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在11～19mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在41～47mg/m3之间;近期煤种低负荷（50%左右）工况脱硫塔出口烟气中烟尘的排放浓度范围在2.13～3.69mg/m3之间，二氧化硫的排放浓度范围在2～5mg/m3之间，氮氧化物的排放浓度范围在38～45mg/m3之间。”“近期煤种高负荷工况、近期煤种低负荷工况、设计煤种高负荷工况各项污染物排放浓度均达到了山西省人民政府晋政办发[2014]62号《山西省人民政府办公厅关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》中规定的超低排放标准Ⅱ（基本达到天然气燃气轮机排放标准）标准限值要求。”

5.结论与建议

该厂机组现已长期稳定运行2年有余，表明炉内喷钙+循环流化床半干法二级脱硫工艺可以稳定实现超低排放限值要求，满足环保主管部门的管理要求，是循环流化床锅炉一种典型脱硫技术路线。为了提高脱硫设施运行的稳定性，提出以下几点建议：（1）循环流化床半干法脱硫工艺的脱硫剂为消石灰，由于消石灰很容易失效，需要采购生石灰制备消石灰，为了防止消石灰制备系统故障，建议将机组间的消石灰仓管道连通，做到互相备用。（2）由于循环流化床半干法脱硫工艺建床需要最低烟气流量，为了防止循环流化床半干法脱硫工艺发生塌床事件，脱硫保护逻辑的烟气流量应采用三取二为原则。

参考文献:

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[2]李德波,曾庭华,蔡永江,等.循环流化床锅炉超低排放关键技术研究与工程实践[J].广东电力,2017,30(3):1-6.

[3]刘众元,马素霞,刘建华,等.350MW超临界循环流化床锅炉动态特性试验研究[J].热能动力工程,2017(12):54-60.

【作者简介】：贺建平（1973.1－），男，汉族，陕西省神木市人，本科，工程师，主要从事发电厂安全生产管理工作。