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

贺建平

（神华神东电力山西河曲发电有限公司，山西忻州036501）

0 引言

河曲CFB电厂建设了两台350 MW超临界循环流化床机组，采用东方锅炉有限公司1 150 t/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，最终配套采用炉内喷钙+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。

1 脱硫技术路线对比分析

1.1 循环流化床干法脱硫工艺简介

福建龙净公司引进了鲁奇（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，在数十台火电机组脱硫工程成功实施经验的基础上，自主研发了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），是目前生产运营中单塔脱硫能力最大、综合效益较佳的一种半干法烟气脱硫技术。该工艺在我国及其他国家都已经得到广泛应用，应用领域主要有火力发电厂、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350 MW。

循环流化床半干法烟气脱硫系统主要由烟气系统、SO2吸收系统、预电除尘系统、布袋除尘器系统、吸收剂制备及给料系统、灰循环系统、吸收工艺水系统、烟气再循环系统及电气仪控系统等组成，如图1所示。

锅炉空预器出口平均烟气温度为110～150 ℃，烟气由吸收塔底部通过文丘里管加速进入吸收塔，在吸收塔内高温烟气中的硫与给料系统加入的吸收剂、循环灰充分预混合，进行脱硫反应，吸收剂、循环脱硫灰受到高速气流的冲击作用悬浮起来，形成流化床，进行充分的脱硫反应。在文丘里的出口扩管段设有喷水装置，经过高压水枪喷入的雾化水增湿颗粒表面，吸收剂在此与SO2和水进一步充分反应，生成副产物。脱硫后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向从两侧进入布袋除尘器，净烟气再经过锅炉引风机进入烟囱。经布袋除尘器捕集下来的固体颗粒被收集到灰斗，通过物料调节阀控制灰量，返回到吸收塔内继续参加反应，剩余的少量脱硫灰则通过气力系统输送至灰库储存，再通过汽车外送实现综合利用或储存。其烟气侧流程为：空气预热器→电除尘器→吸收塔→布袋除尘器→引风机→烟囱。

图1 LJD-FGD工艺流程示意图

在循环流化床半干法烟气脱硫工艺过程中，主要化学反应为：

1.2 湿法脱硫工艺简介

湿法脱硫工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经加工成粉状与水充分混合搅拌制成吸收浆液。在塔内浆液与烟气接触混合，烟气中的硫与浆液中的碳酸钙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。

1.3 设计基础参数

根据煤种情况，炉内脱硫效率不低于90%，炉后烟气脱硫采用湿法脱硫工艺或半干法脱硫工艺，按二氧化硫总量的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）

表2 半干法烟气脱硫装置烟气参数（BMCR工况）

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1 751 mg/Nm3；提高二级脱硫的冗余量，以提高烟气脱硫设施的可靠性。

1.4 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-石膏湿法脱硫两种工艺进行综合分析，具体内容如表3所示。

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，以炉内脱硫为主，炉外脱硫采用循环流化床半干法烟气脱硫和湿法脱硫工艺都能满足超低排放要求：SO2排放浓度≤35 mg/Nm3，两种方案均可行。但循环流化床半干法烟气脱硫工艺与湿法脱硫工艺相比，具有脱硫系统简单、水耗量小、烟囱不需防腐、整体能耗低、无石膏排放、无废水产生（同时还可利用废水）等优势，同时能够高效去除重金属汞和SO3等。

1.5 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，具体内容如表4和表5所示。

从经济上对比，半干法烟气脱硫工艺与湿法脱硫工艺相比较，建设成本低，约为5 710万元，同时循环流化床半干法烟气脱硫工艺年运行维护费用约低150.724万元。

1.6 技术路线选择

综上所述，半干法烟气脱硫除尘一体化工艺具有能耗低、系统简单、烟囱及烟道不需要防腐、不产生脱硫废水、耗水量小等优点。吸收塔内基本不需要任何运动部件以及支撑杆件，脱硫烟气流速的设计较为合理，吸收塔内磨损较小，脱硫设备使用寿命较长，检修也方便，运行过程中不会产生废水石膏雨，设计脱硫效率可达90%以上。且采用循环流化床半干法脱硫除尘一体化工艺全厂厂用电率可降低0.6%，全厂耗水指标可降低0.004 m3/（s·GW）。湿法脱硫工艺目前在火力发电厂应用较多，脱硫效率可达95%以上，同时吸收剂的价格也低，技术比较成熟，可靠性相对较高，利用率高。因此，综合考虑上述因素，该电厂烟气治理设施技术路线选择炉内喷钙+SNCR脱硝+静电除尘+循环流化床干法脱硫工艺+布袋除尘。

表3 综合技术比较表

表4 脱硫设备投资、运行耗材单价对比

表5 脱硫系统年运行、维护成本对比

2 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2.22～2.79 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在3～6 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在33～41 mg/m3；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2.09～3.30 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在9～30 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在36～41 mg/m3；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2.33～4.07 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在5～7 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在38～44 mg/m3。”“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2.90～4.27 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在19～25 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在39～46 mg/m3；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2.07～3.68 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在11～19 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在41～47 mg/m3；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2.13～3.69 mg/m3，二氧化硫的排放浓度范围在2～5 mg/m3，氮氧化物的排放浓度范围在38～45 mg/m3。”“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。”

3 结论与建议

该厂机组现已长期稳定运行5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CFB锅炉最为典型的脱硫技术路线。

为了提高脱硫系统运行的稳定性，有以下几点建议：

（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烟气脱硫工艺吸收塔建床需要临界烟气量（最小烟气流量），为了防止半干法烟气脱硫系统吸收塔发生塌床，脱硫系统逻辑中的烟气流量测点应采用三取二策略，以提高脱硫系统的可靠性。