350MW循环流化床锅炉超低排放改造方案

广西华磊新材料有限公司发电厂 尹好莺

近年来，环境污染问题日益严重，大气污染成为全球关注的焦点。作为重要的能源供应方式之一，燃煤发电在我国能源结构中占据重要地位。然而，燃煤发电过程中产生的大量废气排放，特别是二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放，对环境和人类健康造成了严重威胁。循环流化床锅炉作为一种高效、灵活、环保的燃煤发电技术，具有广泛的应用前景。然而，目前我国循环流化床锅炉在超低排放方面仍存在一定的挑战和问题，需要进行改造和优化。

目前，我国环保部门要求发电厂污染物排放质量浓度标准是：SO2质量浓度低于35mg/m3，NOx质量浓度低于50mg/m3，粉尘质量浓度低于5mg/m3[1-3]。而传统发电装置循环系统流化床（CFB）仅仅依靠介入石灰石进行脱硫，依靠低温分级燃烧控制粉尘，进行低氮排放已然无法达到现今污染控制要求，因而进一步开发新型超低排放技术势在必行，尽可能实现近零排放，实现最佳的减排降污处理，促进火力发电厂的健康持续发展。

因此，本文通过对350MW循环流化床锅炉超低排放改造方案的设计与实施，探索一种可行的技术路线，提高循环流化床锅炉的排放性能，减少污染物的排放量，实现燃煤发电的环境友好型转型。通过该研究，可以为循环流化床锅炉超低排放改造提供技术支持和参考，推动我国燃煤发电行业的可持续发展，减少环境污染，保护生态环境。

1 设备现状概述

锅炉进行低NOx燃烧器技术改造。改造后的NOx排放浓度≤400mg/Nm3（标干、6%氧条件）。锅炉安装有选择性催化还原（SCR）烟气脱硝装置，采用液氨为脱硝还原剂，在设计煤种及电厂现在所烧煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，入口NOx排放浓度为500mg/Nm3，脱硝效率不小于75%，催化剂型式采用板式。目前实际NOx排放浓度＜200mg/Nm3。

电除尘器为双室五电场电除尘器。入口烟气量2027600粉尘m3/h，阳极板有效高度14.685m，截面积330m2，比集尘面积97.2粉尘m2/（m3/s），烟气流速0.94m/s，保证除尘效率≥99.6%，出口粉尘浓度≤100粉尘mg/Nm3。结合历年来的性能测试，机组实际干式电除尘器粉尘排放浓度≤248mg/Nm3。

脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔设置，吸收塔直径17/13m，高度38.6m，设置四层喷淋层，采用平板式除雾器，石灰石浆液制备采用湿式球磨机系统。脱硫系统设计入口二氧化硫浓度6363mg/Nm3，出口SO2排放浓度不高于100mg/Nm3，实际SO2排放浓度在200mg/Nm3以下。

综上所述，二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放直接影响到该电厂的可持续发展，需要尽快进行超低排放改造，提高烟气处理能力。

2 改造需求与挑战分析

2.1 改造需求

一是环保要求。随着环境保护意识的提高和环境法规的不断加强，对于大型燃煤锅炉的排放标准也越来越严格。350MW循环流化床锅炉需要进行超低排放改造，以满足国家和地方的环保要求。

二是能源效率提升。改造后的循环流化床锅炉应该具备更高的燃烧效率和热能利用率，以降低燃煤成本和提高能源利用效率。

三是技术更新。随着科技的不断进步，新的技术和设备可以提供更好的改造方案，使循环流化床锅炉在超低排放方面达到更高的水平。

2.2 改造挑战

一是技术难题。循环流化床锅炉超低排放改造需要解决燃烧过程中产生的氮氧化物、二氧化硫和颗粒物等污染物的排放问题。这需要研究和应用先进的燃烧技术和脱硫、脱硝、除尘等净化技术。

二是设备更新。改造过程中需要对循环流化床锅炉的关键设备进行更新和改进，包括燃烧器、脱硫装置、脱硝装置和除尘装置等。这需要考虑设备的可行性、稳定性和经济性。

三是经济投入。改造循环流化床锅炉需要大量的资金投入，包括设备采购、施工费用和运行成本等。如何在保证改造效果的前提下，降低改造成本，提高经济效益是一个重要的挑战。

四是运行管理。改造后的循环流化床锅炉需要进行有效的运行管理，包括燃料选择、燃烧控制、净化设备的维护和管理等。这需要建立完善的运行管理体系，确保改造效果的持续和稳定。

3 改造工艺路线

基于锅炉目前NOx、SO2和粉尘排放现状，原有设施空间、场地，结合最新环保标准要求，该电厂脱硝改造工程采用“增加备用层催化剂”方案，具体内容为新增备用层催化剂，同时配置蒸汽和声波吹灰器；除尘超低排放改造方案选择：垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+湿式电除尘器；脱硫超低排放改造方案推荐采用新增旋汇耦合装置。

4 改造方案

4.1 脱硝改造工艺方案

该电厂初装两层催化剂，年运行小时数为3800h。电科学技术研究院对该电厂进行了摸底测试，脱硝反应器入口NOx浓度为498mg/Nm3，出口NOx浓度为48mg/Nm3，但出口氨难以达到超低排放要求，必须进行改造。原反应器每层布置49个催化剂模块，每个模块尺寸为1882mm×954mm×1300mm，脱硝效率增加后，催化剂体积偏小，需增加催化剂体积，可采用两种方案：

方案一：加装备用层模块高度为1300mm的催化剂（单台炉体积178m3）。第二次更换催化剂需在原催化剂达到化学寿命后即进行，以后每24000h更换催化剂。方案二：更换三层新的模块高度为1224mm的催化剂（单台炉体积495m3）。第二次加装催化剂需在本次改造后24000h进行。

表1 两种方案对比结果

为充分利用现有催化剂催化能力，降低改造成本，本次改造推荐方案一增加催化剂备用层方案。

4.2 除尘超低排放改造工艺方案

方案一：垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+新建湿式电除尘器。从实际运行情况考虑：由于电厂煤质变动幅度较大，电除尘器入口浓度较高，电除尘器出口粉尘排放浓度≤248mg/Nm3，干式电除尘器出口粉尘浓度要达到80mg/Nm3以内，综合考虑投资、运行维护费用、技术可靠性、现场场地和设备现状等多种因素，提出改造方案一（垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+新建湿式电除尘器），即干式电除尘器改造即在原电除尘器二、三、四、五电场后增设垂直收尘装置，并在一、二电场采用高频电源。

方案二：垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+脱硫系统除尘协同改造。从实际运行情况考虑：由于电厂煤质变动幅度较大，电除尘器入口浓度较高，电除尘器出口粉尘排放浓度≤248mg/Nm3，干式电除尘器出口粉尘浓度要达到40mg/Nm3以内，综合考虑投资、运行维护费用、技术可靠性、现场场地和设备现状等多种因素，提出改造方案二（垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+脱硫系统除尘协同改造），即干式电除尘器改造即在原电除尘器全部电场后增设垂直收尘装置，并在一、二电场采用高频电源。

方案技术经济综合比较均以机组满负荷为例进行对比。两种方案对比结果见表2。

表2 两种方案技术经济综合比较

从表2中可以看出：方案一增设湿除，干式电除尘器进行提效改造，一方面可以减轻电除尘出口粉尘排放压力，另一方面可以确保稳定实现10mg/Nm3的排放指标，对脱硫系统的稳定运行不会产生影响，由于增设运行设备，该方案投资费用和运行能耗相对较高。方案二通过脱硫协同技术路线是可以实现10mg/Nm3的排放指标，对脱硫系统的稳定运行也不会产生影响。该方案投资费用和运行能耗相对较低，由于二期机组干式电除尘容量偏小，煤质变化较大，使得该方案干式除尘器出口粉尘排放要求较高，若要长期稳定可靠达标排放有一定的风险。

综上所述，由于电厂煤质变动幅度较大，电除尘器入口浓度较高，要求粉尘浓度长期稳定可靠达标排放，在充分考虑改造技术可靠性与先进性；改造措施经济、合理、有效；改造后设备运行稳定、安全；整机使用寿命周期长，设备检修维护方便；能满足国家环保新标准的条件，推荐本次一期机组采用方案一：垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+湿式电除尘器，即干式电除尘器改造即在原电除尘器二、三、四、五电场后增设垂直收尘装置，并在一、二电场采用高频电源；脱硫后增设湿式电除尘器，作为本次超低排放除尘改造的实施方案。

4.3 脱硫改造工艺方案

根据本工程实际情况，根据现有条件，脱硫提效改造主要对现有吸收塔不进行大的改造前提下，主要改造方案有：增加旋汇耦合器、单塔双区改造、增加1层喷淋层、增加托盘，增强气液膜传质效果，改造后吸收塔脱硫效率应不低于99.2%。具体改造方案见表3。

表3 粉尘脱硫备选方案对比表

从表3表分析，“新增一层喷淋层”和“高效托盘”方案由于改造工程量较大，相对的造价也较高；“旋汇耦合”和“单塔双区”方案投资较低，其中“单塔双区”方案运行业绩相对较少，且分区调节pH值，对运行的要求较高。负荷较低时，加大分区的难度，控制不好会加速吸收塔的结垢。四种脱硫改造方案各有优缺点，结合曲靖电厂机组长期半负荷运行以及适当控制工程投资，目前风机压头余量充足的情况下，在技术可靠、安全稳定基础上，本次脱硫超低排放改造可选取方案一“旋汇耦合方案”。

综上，该350MW循环流化床锅炉经改造方案技术经济对比分析，脱硝改造工程采用“增加备用层催化剂”方案，具体内容为新增备用层催化剂，同时配置蒸汽和声波吹灰器；除尘超低排放改造方案选择：垂直收尘装置复合改造技术+高频电源+湿式电除尘器；脱硫超低排放改造方案推荐采用新增旋汇耦合装置。实施上述烟气超低排放改造方案后，烟囱排放氮氧化物、粉尘、二氧化硫浓度小于50mg/Nm3、10mg/Nm3、35mg/Nm3，达到超低排放减排的效果。