干货｜大型循环流化床锅炉SO2超低排放改造关键技术研究

北极星火力发电网讯:循环流化床(CFB)发电技术是近三十年来发展起来的新型洁净煤发电技术，该技术以其良好的炉内高效脱硫抑氮、燃料适应性广等特性，在环保排放和清洁燃烧等方面具有较大优势。但是近年来随着环保政策的日益严峻，尤其是《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)的发布，对CFB机组在环保排放方面提出了更高的要求。然而，对于现役CFB机组来说，仅仅依靠炉内脱硫抑氮实现超低排放难度很大，必须实施超低排放改造。

自2015年8月份以来，国内先后投产的350MW超临界CFB机组均达到了超低排放水平，部分300MW亚临界CFB机组也实施了SO2超低排放改造，为现役大型CFB机组超低排放改造提供了参考。目前比较典型的炉外脱硫工艺有烟气循环流化床法脱硫工艺和石灰石-石膏湿法脱硫工艺，上述两种炉外脱硫工艺与CFB锅炉炉内脱硫结合均可实现超低排放。通过技术经济性比较(见表1)得出:湿法脱硫工艺在投资和运行维护费用方面均高于烟气循环流化床法脱硫工艺，且烟气循环流化床法脱硫工艺具有占地小、操作运行方便等优点。

在2017年1月国家环保部发布的《火电厂污染治理技术政策》中明确规定:烟气循环流化床发脱硫技术宜在干旱缺水及环境容量较大地区，燃用中低硫煤种且容量在300MW及以下机组建设烟气脱硫设施时选用。因此，烟气循环流化床法脱硫工艺结合CFB炉内脱硫是适合CFB机组实施SO2超低排放改造的技术路线。本文主要针对烟气循环流化床法脱硫工艺在大型CFB锅炉实现超低排放改造过程中面临的关键技术问题进行探讨，为实施SO2超低排放改造的CFB机组提供技术参考。

1烟气循环流化床法脱硫工艺简介

烟气循环流化床法脱硫工艺流程见图1。烟气循环流化床法脱硫工艺在国内已有上百台运行业绩，最大机组容量已达到660MW机组(一炉二塔)。该工艺技术成熟，具有系统简单、占地少、能耗低、无废水、运行维护费用低等优点，适用于燃用中、低硫燃煤的电厂，结合CFB炉内脱硫可适应燃用高硫煤的电厂。

2预除尘器布置方式

CFB锅炉SO2超低排放改造在炉外增加烟气循环流化床法脱硫工艺，采用高密度布袋除尘器。现有的电(袋)除尘器是拆除还是利旧，从技术角度来看都是可行的。从场地布置来看，大型CFB锅炉设计均为紧凑型布置，若拆除且弃之，烟气循环流化床法脱硫系统布置更加方便。从工程费用来看，拆除费时费力。因此，脱硫系统是否设置预除尘器亟需技术经济比较。

某300MW等级CFB锅炉，炉外脱硫(含除尘)系统选用烟气循环流化床法脱硫工艺+高密度布袋除尘器，采用烟气再循环，烟气循环流化床法脱硫系统前设置电除尘器。试验期间，锅炉满负荷工况运行，脱硫塔入口SO2浓度为800mg/m3，出口SO2平均浓度为30mg/m3。

电除尘器投入与退出运行时炉外脱硫Ca/S趋势见图2。投运电除尘器运行时，烟气循环流化床法脱硫系统Ca/S比退出电除尘器低0.4～0.7。这表明，退出电除尘器运行，飞灰进入脱硫塔后，由于脱硫塔特有的床层压降的设计，布袋除尘器捕集的未反应的消石灰将会被部分排走而无法充分利用，因此炉外脱硫Ca/S反而偏高。另外，投入电除尘器运行时，烟气循环流化床法脱硫系统运行稳定，这表明烟气循环流化床法对入口SO2的波动适宜性强;退出除尘器后，脱硫塔内Ca/S波动较大，且总体上有所下降，分析认为，Ca/S的波动主要是由于炉内脱硫运行工况波动引起的飞灰中未反应的CaO含量不同所致。

综上所述，烟气循环流化床法脱硫系统设置前置电除尘，可提高炉外脱硫经济性。因此，SO2实现超低排放改造时，应对现有除尘器利旧，电袋除尘器仅拆除袋区且保留电区，电除尘器保留1～2个电场，既能充分利旧，进一步降低改造成本，也提高了炉外脱硫系统的经济性。

3引风机优化选型

3.1改造后系统阻力和流量选取

CFB锅炉配套烟气循环流化床法脱硫工艺，使得锅炉风烟系统的阻力增大。某300MWCFB锅炉BMCR工况改造后BMCR和BT工况脱硫改造前后系统阻力增量如表2所示。单台300MWCFB炉脱硫改造后引风机阻力增加2.46kPa，实炉运行时引风机全压升在5.50～5.90kPa，增加了40%以上。BMCR工况下改造后引风机流量暂按烟温70℃换算。TB工况流量按10%裕量设计，烟气温度加15℃温度裕量设计。表中TB工况布袋除尘器阻力按2000Pa，吸收塔阻力按2200Pa，其余阻力按20%裕量。