【干货】循环流化床锅炉近零排放技术分析-北极星火力发电网

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摘要：循环流化床(CFB)锅炉传统的炉内脱硫和低温分级燃烧等技术不能满足近零排放(即超净排放)的环保要求，因此结合CFB锅炉污染物排放控制实践，本文提出了采用“炉内脱硫+尾部湿法烟气脱硫技术、SNCR+SCR联合脱硝技术、湿式电除尘器技术”的技术路线，来实现CFB锅炉近零排放，即达到现行燃气轮机发电机组排放水平：SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、烟尘≤5mg/Nm3。近零排放技术更有利于充分发挥CFB锅炉燃用劣质、高硫燃料的独特优势，是今后大型CFB锅炉的必然发展趋势。

引言

“火电厂大气污染物排放标准”(GB 13223-2011)对重点地区燃煤锅炉的SO2、NOx及烟尘排放浓度提出了严格的要求，即分别小于50、100、20mg/m3(标准状态，干基，6%O2，下同)，对重金属汞(Hg)的排放也要求在0.03mg/m3以下。与此同时，一些地方和发电集团又对火电厂烟气污染物排放限值进一步趋严，提出了“近零排放”、“超净排放”、“绿色发电”的要求，即电厂烟气污染物排放要达到现行燃气轮机发电机组排放水平(SO2<35mg/m3、NOx<50mg/m3、烟尘<5mg/m3)，这样传统的CFB锅炉通过炉内加石灰石脱硫、低温分级燃烧的低氮排放及烟尘浓度完全不能满足“近零排放”的要求，因此必须进行深度脱硫、深度脱硝及深度除尘。本文分析了CFB锅炉近零排放技术，提出了近零排放的技术路线图。

1 CFB锅炉SO2近零排放技术分析

部分CFB锅炉通过炉内加石灰石并在一定条件下(如合适的床温、Ca/S比、高活性的石灰石等)其计算脱硫效率(包含煤的自身脱硫率)可达90%甚至99%，SO2排放浓度(一般小于200mg/m3)可满足非重点地区的环保要求，但仍满足不了重点地区的要求，更不用说近零排放要求，特别是对一些高硫、低热值的劣质燃料如洗煤泥、煤矸石、油页岩、石油焦、石煤等等，而这些正是煤粉炉不能燃用而CFB锅炉最适合的燃料;另外还有许多CFB锅炉由于各种原因光靠炉内脱硫仅能达到50%左右的脱硫效率，因此需要采用尾部烟气脱硫技术来达标排放，这是必然的趋势[1]。

目前火电厂成熟应用的烟气脱硫技术主要有石灰石/石膏湿法、氨法、MgO法、海水法、烟气循环流化床法等等。据中电联统计，截至2012年底，在燃煤脱硫机组中石灰石/石膏湿法约占92%、海水法占3%、烟气循环流化床法占2%、氨法占2%、其他占1%。对于CFB锅炉，尽管炉内能脱除50%以上的SO2，使得尾部脱硫系统SO2入口浓度大大降低，但要将SO2排放浓度降低到35mg/Nm3以下的近零排放要求，作者推荐采用湿法脱硫技术而不要采用许多研究者推荐的干法或半干法技术[2-4]，这里以石灰石/石膏湿法和烟气循环流化床法作比较来说明。

首先在脱硫率上，目前石灰石/石膏湿法有各种成熟的提效技术，可使脱硫率稳定达到98%以上，加上CFB锅炉炉内脱硫，整体脱硫率很容易达到99%以上，使SO2浓度满足近零排放要求，而烟气循环流化床法尽管在低硫条件下也能达到95%以上的脱硫率，但条件苛刻，实际运行中受煤种变化、石灰粉品质以及运行负荷波动，特别是在低负荷下脱硫塔床层压降难以维持等各种因素，实际脱硫率不能稳定，造成SO2浓度达不到近零排放要求。其次在经济性方面，实践表明，烟气循环流化床法尽管初投资较低，但为了提高脱硫效率其实际钙硫摩尔比会达到1.6以上，脱硫剂年消耗费用将比湿法脱硫高出50%～100%以上，而且运行电耗也很高，运行经济性比湿法差。目前湿法的国产化程度很高，系统内腐蚀、磨损、堵塞等问题已得到很好的解决和控制，其投资和运行成本已大大下降。第三，采用湿法可减少炉内脱硫的比例甚至不投用炉内脱硫，使CFB锅炉的灰渣实现很好的综合利用，且脱硫本身副产品能得到很好利用，而采用烟气循环流化床法后脱硫副产品性质不稳定，对粉煤灰的综合利用有着严重的影响，可能产生新的固体废弃物处理难题。第四，采用湿法可有效地实现烟尘的协同治理，结合干法除尘器和湿式电除尘器，可使烟尘达到5mg/Nm3以下的近零排放要求，而烟气循环流化床法则难以做到，针对CFB锅炉推出的“SNCR+CFB-FGD+COA”的烟气净化系统即使采用布袋除尘器也不能解决烟尘近零排放问题[5-6]。

综上所述，CFB锅炉要达到SO2小于35mg/m3的近零排放要求，湿法脱硫工艺是首选，即便是SO2排放要求不高的机组，也应如此。只有在特殊条件下，如严重缺水或寿命短的老机组、采用半干法脱硫又能满足当地环保要求的，才考虑选用半干法烟气脱硫技术。

2 CFB锅炉NOx近零排放技术分析

大部分CFB锅炉的运行床温控制在850～950℃，可实现低温燃烧和分级燃烧，在合适的运行参数下，NOx的排放浓度可控制在200mg/m3以下，但也有部分挥发分较高的煤种以及运行床温较高的CFB锅炉,NOx排放浓度可达到400mg/m3，满足不了近零排放要求，需要加装尾部烟气脱硝系统。目前在电厂控制NOx排放的主要方法有选择性非催化还原SNCR(Selective Non-Catalytic Reduction)、选择性催化还原SCR(Selective Catalytic Reduction)等。

SNCR的主要优点是技术简单，运行费用低;缺点是对温度依赖性强，对煤粉炉来说，大部分脱硝率只有30%左右，这是因为在煤粉锅炉中还原剂的穿透深度较长，无法保证还原剂与烟气达到最佳的混合，另外反应时间也较短。但对于CFB锅炉，情况有所不同[7]：1)CFB锅炉的NOx初始排放浓度因其低温燃烧和分级燃烧方式而相对较低，较低的燃烧温度使得热力型NOx与燃料型NOx大量减少;2)CFB锅炉具有一个非常有效的还原剂喷入点和混合反应器—旋风分离器，旋风分离器内温度一般在850℃左右，正处于SNCR反应温度范围之内;分离器内的烟气扰动强烈且流动路径较长,利于喷入的还原剂和烟气之间迅速而均匀地混合和还原剂在反应区获得较长停留时间;从而保证了更高的脱硝效率。目前已有大量的SNCR系统在CFB锅炉中应用，如秦皇岛秦热发电有限责任公司2×300MW机组、华能白山煤矸石发电有限责任公司2×330MW机组、国华宁东2×330MW机组、江苏徐矿综合利用发电有限公司2×300MW机组等等，SNCR装置的脱硝效率可以保证在50%以上，甚至高达80%以上[8]。

原标题：循环流化床锅炉近零排放技术分析

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