循環(huán)流化床鍋爐超潔凈排放改造方案與實踐

劉敏 王喜 毛明 肖康鑫

中國輕工業(yè)長沙工程有限公司，中國·湖南 長沙 410114

1 引言

2014年，中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會、環(huán)境保護部和能源局聯(lián)合下發(fā)了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014——2020年）》[1]的通知，要求到2020年，現(xiàn)役600MW 及以上燃煤機組、東部地區(qū)300MW 及以上公用燃煤發(fā)電機組、100MW 以上自備燃煤發(fā)電機組及其他有條件的燃煤發(fā)電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達(dá)到超低排放限值即SO2≤35mg/m3，NOx≤50mg/m3，煙塵不大于10mg/m3。

關(guān)于煙氣污染物的排放指標(biāo)，GB13223——2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[2]中規(guī)定自2014年7月1日起，現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)鈾C組執(zhí)行燃煤電廠排放的煙塵、SO2和NOx三項大氣污染物指標(biāo)為煙塵30mg/m3、SO2100mg/m3、NOx200mg/m3。中國駐馬店白云紙業(yè)2×110t/h 固廢物焚燒循環(huán)流化床鍋爐所配置的環(huán)保設(shè)施能滿足GB13223——2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求，但卻不能滿足《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014——2020年）》，因此，對脫硫、脫硝和除塵進(jìn)行了技術(shù)改造。

2 現(xiàn)有鍋爐及污染物排放

2.1 鍋爐

鍋爐為循環(huán)流化床鍋爐，單汽包自然循環(huán)、采用中溫旋風(fēng)分離器、非機械回灰、固態(tài)排渣、半露天布置。設(shè)計燃料元素分析如表1所示。

表1 煤質(zhì)分析資料

2.2 脫硝系統(tǒng)

鍋爐現(xiàn)有煙氣脫硝系統(tǒng)采用SNCR 煙氣脫硝工藝，共用氨區(qū)及控制系統(tǒng)、獨立計量噴射系統(tǒng)的設(shè)置。在鍋爐正常穩(wěn)燃負(fù)荷范圍內(nèi)，燃用設(shè)計煤種的條件下，設(shè)計脫硝效率不低于60%。設(shè)計出口NOx濃度＜200mg/Nm3。

2.3 除塵系統(tǒng)

除塵系統(tǒng)為循環(huán)流化床半干法脫硫除塵一體化脫硫除塵系統(tǒng)，其中除塵設(shè)備包含電除塵器和半干法脫硫之后的布袋除塵器，其預(yù)除塵器設(shè)計效率為85%，布袋除塵器設(shè)計除塵效率為95%，總的設(shè)計除塵效率為99.3%，設(shè)計出口煙塵濃度小于30mg/Nm3。

2.4 脫硫系統(tǒng)

現(xiàn)有煙氣脫硫系統(tǒng)采用半干法脫硫?qū)煔膺M(jìn)行處理，脫除煙氣中的煙塵、酸性物質(zhì)和SO2等有害成分，脫硫劑采用當(dāng)?shù)厣a(chǎn)的消石灰粉，在燃用設(shè)計煤種的條件下，設(shè)計脫硫效率不低于90%，設(shè)計出口SO2＜100mg/Nm3。

3 環(huán)保設(shè)施運行

3.1 SNCR 系統(tǒng)運行情況

圖1是2017年各月爐膛出口及鍋爐出口（SNCR 反應(yīng)區(qū)之后）NOx濃度變化趨勢，爐膛出口濃度范圍490～530mg/m3，經(jīng)過SNCR 脫硝之后空預(yù)器出口NOx濃度240～260mg/m3。

圖1 2017年度固廢物焚燒鍋爐脫硝前后NOx 濃度變化趨勢

3.2 循環(huán)流化床半干法脫硫系統(tǒng)運行情況

圖2是2017年各月爐膛出口及煙囪入口（半干法脫硫之后）SO2濃度變化趨勢，爐膛出口濃度范圍1320～1600mg/m3，經(jīng)過半干法脫硫之后煙囪入口的SO2濃度為130～160mg/m3。

圖2 2017年度固廢物焚燒鍋爐脫硫前后SO2 濃度變化趨勢

3.3 循環(huán)流化床半干法除塵系統(tǒng)運行情況

鍋爐出口粉塵濃度范圍為25～35g/Nm3，經(jīng)過單電場及半干法脫硫之后的布袋除塵器之后煙塵濃度為50mg/Nm3，高于設(shè)計出口濃度30mg/Nm3。

4 超潔凈排放改造方案

4.1 脫硝系統(tǒng)改造方案

鍋爐燃燒系統(tǒng)的降氮效果不理想，在正常工況下，爐膛出口NOx濃度不能滿足設(shè)計值（＜400mg/Nm3），當(dāng)負(fù)荷波動較大時情況下爐膛出口NOx濃度最高達(dá)到530g/Nm3?？紤]到爐膛出口設(shè)有SNCR 系統(tǒng)（設(shè)計效率為60%，實際效率不到50%），NOx排放濃度超過270mg/Nm3。因此，采用SNCR+SCR 聯(lián)合脫硝工藝對鍋爐進(jìn)行脫硝改造。

現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)采用氨水作為還原劑。氨水制備模塊按照2×110t/h 循環(huán)流化床鍋爐脫硝所需的氨水容量進(jìn)行設(shè)計，配置了包括1 座50m3氨水儲存罐還原劑儲存系統(tǒng)，1 臺還原劑卸載泵，2 臺還原劑輸送泵（一用一備）以及所有其他必要的管道、閥門、法蘭等。在省煤器和空預(yù)器之間配置兩層SCR 反應(yīng)催化劑，改造后消耗氨水以及水量略為增加，增加量在原脫硝系統(tǒng)設(shè)計裕量之內(nèi)，改造后仍采用現(xiàn)有還原劑儲存制備系統(tǒng)以及運輸方式。

4.2 脫硫系統(tǒng)改造方案

現(xiàn)有煙氣脫硫系統(tǒng)采用循環(huán)流化床半干法脫硫方式，經(jīng)過脫硫之后煙囪入口的SO2濃度在130～160mg/m3范圍波動。半干法脫硫技術(shù)本身存在著局限，即煙氣與脫硫劑屬氣固反應(yīng)，反應(yīng)速度低、效率低，其對于高硫煤、大機組、要求脫硫率高且出口濃度要求低的機組并不適合。因此，采用石灰石——石膏濕法脫硫工藝對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行改造，脫硫劑采用公司的堿回收苛化白泥替代石灰石，達(dá)到廢物再利用的目的。采取四層噴淋層并輔助如下技術(shù)有效控制脫硫出口SO2≤35mg/m3。

①減小每層噴淋流量，增加噴淋層數(shù)。增加噴嘴密度，提高覆蓋率。

②選用特殊噴嘴，增強二次霧化。

③提高噴嘴背壓，降低漿液噴淋粒徑。

4.3 除塵系統(tǒng)改造方案

現(xiàn)有煙氣除塵系統(tǒng)采用單電場靜電除塵器+布袋除塵器對煙氣進(jìn)行處理，設(shè)計煤種收到基灰分為29.59%，屬于高灰分煤種，爐膛出口粉塵濃度為25～35g/Nm3，對此次除塵技術(shù)改造工程采用以下技術(shù)以控制最終粉塵排放濃度小于10mg/Nm3。

4.3.1 布袋除塵器改造

①過濾風(fēng)速不高于0.74 m/min；

②濾袋濾料單位重量應(yīng)不小于580g/m2；

③濾袋采用PPS%+PTFE 覆膜工藝。

4.3.2 濕法脫硫吸收塔除塵技術(shù)使用

①采用塔內(nèi)托盤，即多孔性分布器，通過持液層起到了“鼓泡塔”的效果，增加了漿液與煙氣接觸的時間，提高脫硫系統(tǒng)除塵效率；

②脫硫塔塔頂設(shè)置多級高效除霧器，從而使得煙氣經(jīng)過高效除霧后出口液滴濃度不超過20mg/Nm3，確保系統(tǒng)出口粉塵濃度不超過10mg/Nm3。

5 超潔凈排放改造前后對比及改造總體效果

超潔凈排放改造前后的污染物排放濃度對比參數(shù)見表2。

表2 超潔凈排放改造前后污染物排放濃度對比表

本工程改造后總體效果如下：

①采用SNCR+SCR 聯(lián)合脫硝并增設(shè)兩層催化劑后，在爐膛出口NOx濃度小于530mg/Nm3的情況下，可以滿足NOx排放濃度小于50mg/Nm3，NOx年減排量為840t；

②對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行濕法改造后的脫硫系統(tǒng)在機組滿負(fù)荷運行，入口SO2濃度小于1650mg/Nm3時的條件下，出口SO2濃度小于35mg/Nm3，脫硫效率大于97.8%，SO2年減排量為475.2t；

③對原有布袋除塵器進(jìn)行換袋改造一級濕法脫硫塔采用托盤加高效除霧技術(shù)，爐膛出口煙塵濃度小于35g/Nm3的情況下，可以滿足煙塵排放濃度小于3mg/Nm3，粉塵年減排量為780.6t；

④本項目脫硝系統(tǒng)改造新增兩層催化劑，每臺機組脫硝系統(tǒng)阻力約增加350Pa[3]；濕法脫硫改造增加阻力450Pa（考慮到增加的托盤及多級高效除霧器），本次排放改造新增加總阻力約800Pa。所增加的系統(tǒng)總阻力在引風(fēng)機改造中考慮進(jìn)去。

6 結(jié)語

燃煤發(fā)電企業(yè)在進(jìn)行超低排放改造時，需結(jié)合目前污染物排放控制技術(shù)所能達(dá)到的水平以及現(xiàn)有污染物排放所采取的控制工藝及排放濃度，以安全、經(jīng)濟、環(huán)保為原則，選擇最合適的改造技術(shù)方案，實現(xiàn)超低排放的改造目標(biāo)。