大型循环流化床锅炉节能型超低排放技术路线探讨

2017-06-15白杨

综合智慧能源 2017年5期

关键词：半干法床温厂用电

白杨

(神华国神技术研究院，西安 710065)

大型循环流化床锅炉节能型超低排放技术路线探讨

白杨

(神华国神技术研究院，西安 710065)

对现有大型循环流化床锅炉环保达标排放技术路线进行分析、总结，提出仅靠锅炉运行调整或锅炉改造无法满足超低排放要求时，可考虑增设成本低廉的选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝设备，脱硫优先选择炉内石灰石脱硫及炉外半干法脱硫方式，除尘优先选择超净电袋复合除尘方式，在满足超低排放的条件下，有较好的经济性。

循环流化床锅炉；超低排放；选择性非催化还原；炉内石灰石脱硫；炉外半干法脱硫；超净电袋复合除尘

0 引言

随着我国节能减排工作的日益深入，循环流化床锅炉作为火力发电设备的重要成员，面临着越来越严峻的节能降耗、污染减排压力。2015年12月2日国务院常务会议提出：2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制标准要求的，要坚决淘汰关停。神华集团公司要求，至2020年，300 MW等级及以下(含循环流化床锅炉机组)现役燃煤机组供电煤耗在2015年基础上再降低10 g/(kW·h)以上。因此，循环流化床锅炉机组不仅面临着超低排放的要求，而且要兼顾超低能耗的要求。

以300 MW循环流化床机组为例[1]，采用炉外湿法烟气脱硫(FGD)时，生产厂用电率增加约1.70百分点，折算增加供电煤耗3.40 g/(kW·h)；采用半干法脱硫时，生产厂用电率增加约1.19百分点，折算增加供电煤耗2.38 g/(kW·h)；采用选择性非催化还原法(SNCR)脱硝时，生产厂用电率增加约0.32百分点，折算增加供电煤耗0.64 g/(kW·h)。由此可见，环保设施投入后势必增加供电煤耗，进而增加企业生产经营成本。因此，如何通过合理的环保投资，提出节能型的超低排放技术路线有重要的意义。

1 炉内改造

相关研究表明[2-3]，循环流化床锅炉床温和氧化还原性气氛是影响NOx生成的最主要因素，锅炉床温越低，氧化还原性气氛越强，锅炉炉膛出口NOx排放值越低。通过优化给煤粒度、提高物料平均粒度、降低底部密相区的悬浮浓度来尽可能增加形成快速床流动的有效床料比例，满足炉膛上部传热性能要求，使炉膛内燃烧热量分配更趋合理，避免底部出现超温。提高分离器效率并对外循环回路进行改进，提高循环倍率，使锅炉炉膛床温在高度方向上均匀分布。同时，通过优化给煤口布置方式，增加二次风扰动效果，提高二次风比例及穿透能力，改进炉膛上部气固混合，减少贫氧区的范围，还可提高锅炉燃烧效率。

实践证明，炉内改造后对于燃用无烟煤、石油焦、贫煤有较好的效果，锅炉NOx低排放具有明显优势；同时，厂用电率可以从7%～8%降至4%～5%，锅炉的检修周期延长，机组可用率达到99.9%。表1为某560，260 t/h循环流化床锅炉经过炉内改造后的NOx排放值，满足了超低排放的要求[4]。

因此，当燃用煤种为无烟煤或贫煤时，可通过炉内改造，将锅炉床温控制在850～880 ℃之间，炉膛上部差压控制在2.5 kPa以上，实现NOx超低排放，主要采取以下途径。

(1)控制床温：在不影响锅炉出力、经济性的前提下降低床温、均匀床温。

(2)优化给煤粒度：给煤粒度细，底部还原性气氛加强，NOx排放降低。

(3)合理优化氧量：优化一、二次风配比，重构底部氧化还原性气氛。

(4)提高二次风口位置：增加炉膛底部还原区域。

(5)提高分离器分离效率。

(6)增加给煤口，控制床温偏差小于30 ℃。

表1 某循环流化床锅炉NOx排放指标值

2 增加SNCR装置

当燃用煤种为烟煤时，锅炉改造无法满足NOx的超低排放要求，可考虑增设成本低廉的SNCR烟气脱硝设备。SNCR喷枪分别布置在锅炉分离器入口烟道不同位置，设计脱硝效率可按照75%考虑[5]。若75%的设计脱硝效率仍不能满足NOx超低排放，可在锅炉尾部烟道增加一层选择性催化还原(SCR)反应层。

目前，神华新疆米东热电厂2×300 MW循环流化床锅炉机组、神华神东电力山西河曲发电有限公司2×350 MW循环流化床锅炉机组、华电山西朔州热电厂2×350 MW循环流化床锅炉机组采用增加SNCR装置的措施后，均达到了NOx超低排放,单位投资成本为30～50元/kW，厂用电率仅增加0.22～0.32百分点。

3 增加半干法脱硫设施

循环流化床锅炉常见的脱硫方式主要有炉内钙法脱硫、炉外半干法脱硫和炉外湿法脱硫3种[6]。几个采用炉内钙法脱硫方式的300 MW循环流化床锅炉SO2排放测试表明，Ca/S摩尔比为3～4时，SO2排放质量浓度仅能控制在200 mg/m3左右，若要实现SO2超低排放，要保证脱硫效率在98%以上，仅依靠炉内钙法脱硫方式难以实现，见表2。

表2 CFB锅炉SO2排放指标

而现阶段，循环流化床锅炉超低排放主要采取了炉内钙法脱硫+炉外半干法脱硫和炉外湿法脱硫两种方式，神华神东电力山西河曲发电有限公司采用炉内钙法脱硫+炉外半干法脱硫，华电朔州热电厂采用炉外湿法脱硫。

以单台300 MW循环流化床锅炉机组为例[7]，对炉内钙法脱硫+炉外半干法脱硫与炉外湿法脱硫两种方式的经济性进行比较：采用炉外湿法脱硫较炉内钙法脱硫+炉外半干法脱硫总投资多2 200万元(不包括湿法脱硫废水处理费用)；采用炉内钙法脱硫+半干法脱硫，厂用电率增加1.19百分点(供电煤耗2.38 g/(kW·h))，采用湿法脱硫厂用电率增加1.70百分点(供电煤耗增加3.40 g/(kW·h))。

4 增加超净电袋复合除尘设施

对于超净电袋除尘，通过强化粉尘荷电和凝并[8]，增强电区的净化能力，使得前级静电电场能预收烟气中70%～80%的粉尘，进入电袋复合除尘器滤袋区的粉尘质量浓度小于 10 g/m3；同时，因粉尘的电凝并现象，对PM2.5细微粉尘的脱除率比常规静电除尘器高10%～20%。高精度、低阻力的覆膜滤料、梯度滤料采用滤膜表面过滤的方式，改变了传统滤料借助粉尘层进行过滤的方式，能够显著降低烟气流动阻力(800～1 200 Pa)，进而使进入袋区的粉尘质量浓度更低，降低了风机的电耗。

循环流化床锅炉燃用煤种变化范围大，而超净电袋复合除尘器具有长期、稳定低排放的特点，且不受煤质变化的影响[9]。目前，随着滤料技术的发展，用于燃煤电厂的滤袋，可以保证5年以上的使用寿命，且除尘器的阻力小于1 200 Pa。测试数据显示，已投运的36台超净电袋复合除尘器烟尘排放质量浓度小于10 mg/m3，且有24台除尘器运行阻力小于900 Pa。因此，在满足超低排放的前提下，优先选择超净电袋复合除尘器。

5 实施案例

神华神东电力山西河曲发电有限公司于2015年11月建成2×350 MW超临界CFB机组，锅炉为东方锅炉厂制造的超临界循环流化床直流锅炉，设计煤种参数见表3，锅炉设计床温为850～890 ℃，炉内脱硫效率在90%以上，炉内设计Ca/S摩尔比≤1.9。最终环保排放指标按照NOx质量浓度为50 mg/m3、SO2质量浓度为35 mg/m3、粉尘质量浓度为10 mg/m3设计，脱硝采用SNCR方式，脱硫采用炉内添加石灰石+炉后(半)干法脱硫，除尘采用超净电袋复合除尘器。

目前，锅炉实际燃用煤种发生变化，收到基硫分为0.80%，收到基氮为0.52%，收到基灰分为43%，收到基低位热值为13 012 kJ/kg，其环保排放指标见表4(表中参数为标准状态下参数)。

表3 锅炉设计煤种参数

表4 2×350 MW循环流化床锅炉实际环保排放指标

为降低脱硫、脱硝运行成本，电厂分别进行了炉内与炉外半干法联合脱硫及炉外脱硝经济性比较试验，在入炉煤硫分约为0.8%、机组负荷350 MW时，炉外半干法脱硫入口SO2质量浓度分别控制在1 700，1 200，800，600，400，200，100 mg/m3的试验数据见表5(表中参数为标准状态下参数)。