浅析135MW机组循环流化床锅炉超低排放改造技术

浅析135MW机组循环流化床锅炉超低排放改造技术

乔伟

(保德神东发电有限责任公司山西省忻州市036603)

摘要：近年来，国家经济得到了全面的发展，但大气环境形势十分严峻，燃煤电厂在生产过程中排放的烟气中含有NOx、SO2、和烟尘等，严重制约社会经济的可持续发展。为了降低污染物排放，适应国家环保政策，本文针对山西保德某电厂135MW机组循环流化床锅炉运行情况，对超低排放改造技术路线进行分析。首先介绍了锅炉的现状及排放特性，继而从脱硫、脱硝、除尘三个方面入手，分析具体的改造技术路线，为超低排放工作提供的参考。

关键词：超低排放；脱硫；脱硝；烟气

1前言

火力发电是我国目前主要的发电方式，煤的燃烧会直接造成严重的环境污染。在我国环保要求日益严格下，根据相关规定，低热值煤发电机组基本达到天然气燃气轮机排放标准，即烟气、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于烟尘10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。2017年5月24日山西省电力体制改革领导小组电力供给侧结构性改革办公室下发的《关于印发<山西省“十三五”期间煤电行业淘汰落后产能推进计划>的通知》（晋电改供给办发〔2017〕2号），文件中“政策措施第6点：对所有保留的煤电机组（含自备机组）全部实施超低排放改造，2018年1月1日起达不到我省超低排放标准限值要求的煤电机组一律关停。”可见，超低排放改造势在必行，而技术方案的选择要根据实际情况综合考虑其可靠性、经济性。

2锅炉现状

该厂2×135MW机组2台480t/h循环流化床锅炉均于2006年投产，目前电厂脱硫采用炉内喷钙，总体运行状况良好；采用低氮燃烧后炉膛出口NOx排放浓度小于200mg/Nm3；除尘采用电布袋除尘器，烟尘排放浓度小于30mg/Nm3。主要参数如下。

型号：WGF480/13.7-1型

超高压中间再热循环流化床锅炉

锅炉最大连续蒸发量：480t/h

过热蒸汽压力：13.73MPa

过热蒸汽温度：540℃

再热蒸汽流量388.5t/h

再热蒸汽进口压力：2.73MPa

再热蒸汽出口温度：540℃

给水温度：250℃

排烟温度：136℃

3脱硫改造技术

电站锅炉所采用的脱硫工艺多种多样，按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧脱硫和燃烧后脱硫(即烟气脱硫)。在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，有的尚处于试验研究阶段。

该厂目前设有炉内喷钙脱硫系统，可以满足目前的排放标准要求。目前的炉内喷钙脱硫系统存在以下几个问题：

首先，炉内脱硫系统与控制氮氧化物排放相互抑制；

其次，当机组出现变负荷运行或者在高负荷状态下运行时，容易使污染物排放浓度达到峰值；

第三，超低排放标准要求更低的SO2排放限值，使炉内石灰石投量明显加大且会对锅炉效率造成一定的影响，单独使用炉内喷钙系统不能达到超低排放目标。

大中型火电机组中烟气脱硫工艺以石灰石—石膏湿法为主，另外还有少量的电厂采用氨法脱硫和循环流化床干法脱硫。

由于氨法脱硫的氨逃逸和气溶胶问题，传统氨法脱硫技术无法实现整个烟气净化系统的氨逃逸达标排放，如果进一步处理需要增加项目投资及运行成本；脱硫剂为氨水或液氨，购买运输有一定难度，对安全距离要求也较高，存储需要足够的占地，由于场地较小，难以满足；副产物硫酸铵品质不稳定，外售较难；因此氨法脱硫不适合用于该厂改造。

根据该厂实际情况，下面主要对石灰石-石膏湿法脱硫工艺和循环流化床干法脱硫工艺两种工艺路线做简要分析：

A：脱硝系统+静电除尘器+湿法脱硫+高效除雾器（或湿式电除尘）（以下简称“湿法工艺路线”）

B：脱硝系统+循环流化床干法脱硫+高效布袋除尘器（以下简称“干法工艺路线”）

3.1湿法脱硫工艺路线（主要针对石灰石-石膏湿法）

其主要原理为：循环流化床锅炉烟气经脱硝处理后，烟气进入湿法喷淋塔进行脱除SO2反应。在吸收塔内，吸收浆剂与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆剂中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。由于湿法脱硫反应环境无法脱除烟气中以细微硫酸雾滴存在的SO3，在湿法喷淋塔之后必须进一步配套高效除雾器或者湿式电除尘来实现脱除。由于湿法路线脱硫及除尘均在湿式环境下进行，为了提高排烟温度，系统通常还同时配套换热器。

石灰石石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：在脱硫吸收塔内烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3，CaSO3被鼓入的空气中的O2氧化最终生成石膏晶体CaSO4•H2O。

3.2干法工艺路线（针对针对循环流化床干法脱硫）

经过脱硝工艺完成NOx脱除后，锅炉烟气进入进入循环流化床反应塔，在塔内烟气与形成流化状态的吸收剂物料接触，在喷水降温共同作用下，其中SO3、SO2等酸性污染物质完成反应脱除。净化后的含尘烟气从脱硫吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫后除尘器进行气固分离。该系统最大特点即是可以高效完成脱硫除尘一体化，实现节能增效的目的。

在脱硫吸收塔中，吸收剂（Ca(OH)2）可脱除烟气中几乎全部的SO3、HCl、HF酸性物质。

同时，湍动流化床塔内，烟气中细微粉尘颗粒和重金属汞等物质通过凝并作用，汇集成较粗颗粒，进入配套高效布袋除尘器后，利用织密滤袋及表面滤饼层，两级滤袋过滤脱除。

3.3脱硫方案对比选择

石灰石-石膏湿法脱硫工艺和循环流化床干法脱硫工艺两种技术工艺目前都已经比较成熟。但由于烟气脱硫系统的投资和今后的运行、维护费用较高，因此如何因地制宜地选择相适应的脱硫工艺，以降低投资和运行费用是非常重要的。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺无法有效脱除SO3，排烟温度低，会造成烟道和烟囱的腐蚀，因此必须进行烟道和烟囱的防腐蚀处理。系统庞大，工艺复杂，占地面积大，维护量大，运行成本高，系统很容易堵塞，且有废水产生，投资高，能耗也较大。

干法脱硫工艺则没有这些问题，整个脱硫系统工艺简单，运行成本低，无任何的二次污染。因此，应将干法脱硫工艺作为炉外脱硫方式的首选方案。

4脱硝改造技术方案

目前循环流化床锅炉的脱硝方式有多种，下面针对目前使用较多的选择性非催化还原技术（SNCR）法、选择性催化剂还原技术（SCR）法、SNCR+SCR法等三种方法进行比较。

4.1选择性非催化还原技术（SNCR）

SNCR工艺，是一个燃烧后的脱硝过程，该技术是用氨(NH3)水、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。CFB锅炉典型的SNCR技术是在旋风分离器入口喷入还原剂，因为该处温度正好在800～900℃范围内，为最佳的SNCR反应温度，同时旋风分离器内的长效停留时间也为充分反应提供了条件。

不同还原剂有不同的反应温度范围。NH3的反应最佳温度区为850～950℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。

从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3与SNCR工艺一样不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。但是，由于SNCR工艺中没有催化剂，不会使烟气中SO3浓度增加2-6倍。在相同的逃逸氨浓度时，形成（NH4）2SO4和NH4-HSO4的可能性较SCR低2-6倍。因此，SNCR工艺的逃逸氨一般控制在8ppm以下，而SCR工艺则必须控制在3ppm以下。

SNCR脱硝技术无需安装催化剂，自动化程度高，操作简单，占地面积小，建设成本低。

4.2选择性催化还原技术（SCR）

在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，应用最广泛的脱硝技术。SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。SCR工艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。

在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在2%～3%；氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。但运行和初投资费用均高，系统阻力在1000Pa左右。氨逃逸率控制不好，会造成NH4HSO4沉积和设备腐蚀。NH3和稀释风的加入、空预器漏风，使引风机流量有所增加，引风机的电耗增大。

4.3组合型烟气脱硝（SNCR+SCR）

组合型SNCR+SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全，从而提高整体脱硝效率，弥补SNCR装置效率有限的缺陷。SNCR/SCR混合型脱硝技术的脱硝效率最高可达90%以上，由于投资相对较低，比较适合于小机组的改造。组合型烟气脱硝技术，运行灵活，随时可以调整两种脱硝工艺的效率组合方式和使用组合方式。

4.4脱硝工艺比选选择

三种方法均可满足环保要求，但炉内脱硫产物易导致SCR工艺所用催化剂钙化中毒，影响使用寿命和脱硝效率；锅炉设计无预留增加脱硝装置反应器空间，现场条件无法满足SCR工艺布置要求；省煤器后烟温较煤粉炉低，设计310℃左右或更低为SCR脱硝反应的温度下限，不利于SCR反应器提高脱硝效率；此外，由于催化剂的加入会将SO2氧化为SO3并与逃逸氨反应生成硫酸氨和硫酸氢铵，易造成空预器积灰堵塞和腐蚀且系统阻力增加较大，影响机组运行安全。

考虑该厂实际情况，锅炉尾部省煤器间空间较小，无法满足安装SCR，需考虑对省煤器进行分级改造，将原省煤器分成两级，从两级中间将烟气引出，经过SCR反应器后再回到两级省煤器之间，造成改造施工量增大，投资较大。鉴于以上因素，不考虑采用SCR和SNCR+SCR联合脱硝工艺。

对于SNCR工艺，要求反应区烟温在850～1050℃，而CFB锅炉的炉膛设计温度通常是850～950℃之间，恰好满足要求，可布置于锅炉炉膛出口或旋风分离器入口区域，系统相对简单。SNCR工艺几乎不增加系统阻力。CFB锅炉的NOX排放浓度基本小于200mg/Nm3，通过进一步运行优化和设备优化改造，仍有下降空间。增加炉外脱硫后，随炉内脱硫剂减少，炉内脱硫抑氮的矛盾得以缓解，NOX排放浓度会进一步降低。SNCR工艺脱硝效率目前最高可达80%以上，采用系统相对简单的SNCR设备，排放指标可以达到40-50mg/Nm3,做为炉内抑氮的补充脱硝手段，可以满足排放指标要求。

综上所述，推荐采用SNCR脱硝法。

5烟气除尘改造技术

该厂2台锅炉除尘原采用双室五电场静电除尘器，目前锅炉静电除尘器经过一次改造后变成电袋除尘器，即保留原第一、二电场，拆除原有第三、四、五电场改造成布袋除尘区的电袋除尘方案。设计出口烟尘排放浓度≤30mg/Nm3。除尘改造后要求烟气含尘排放值降至10mg/Nm3以下，根据设计煤种进行计算，要达到该目标除尘总效率不小于99.99%。

对于除尘器的改造，拟采用以下方案：

方案一：对现有电袋除尘器改造。

该方案具体为将原有电源改为高频电源，改造除尘器布袋区，增加过滤面积，布袋全部更换成超滤布袋。改造后烟尘排放浓度为10mg/Nm3以下。

方案二：增加湿电除尘器，形成电袋除尘器+湿电除尘器联合除尘方式。

电袋除尘器排放浓度能达到30mg/Nm3，在脱硫后加装湿电除尘器，保证除尘效率83.3%以上，最终实现排尘浓度在10mg/Nm3以下。

方案三：拆除现有电袋除尘器，新建脱硫配套布袋除尘器重新布置。

根据粉尘排放的要求，对脱硫后的专用布袋除尘器进行升级设计，以及增加布袋数量降低过滤风速等。以更为致密的超滤PPS纤维过滤层把关最终粉尘浓度，有效保证了布袋出口粉尘排放浓度≤10mg/Nm3的排放标准。

以上三种方案都能达到粉尘的排放标准，方案一、二适用于配合湿法脱硫工艺，方案三用于干法脱硫工艺。从工程总体工艺考虑，由于脱硫采用干法脱硫工艺，因此选择方案三。

5结束语

综上，燃煤电厂超低排放改造是一项系统工程，其要求从电厂的客观实际出发，选择合理的技术路线，注意在这一过程中，应秉承因地制宜、经济合理、技术成熟和充分利旧的原则，以满足超低排放的要求。

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