循环流化床锅炉多污染物协同控制技术应用探讨

1、循环流化床锅炉多污染物协同控制技术应用探讨李万忠 (内蒙古国电能源投资有限公司金山热电厂，内蒙古 呼和浩特 010110 ) 摘要： 本文结合循环流化床锅炉的烟气特征，提出几种多种污染物综合治理、协同控制的工艺路线，旨 在为火电厂在考虑烟气净化处理工艺选择和装置集成时提供一些参考性建议。关键词： 循环流化床锅炉 多污染物 协同控制 污染治理系统1、概 述循环流化床锅炉燃烧技术是清洁煤技术中商业化程度最好的优选技术之一，它具有煤种适应性强、负荷调节范围大、燃烧稳定、炉内燃烧中添加石灰石实现低成本脱硫、分级燃烧能有效降低NOx排放、灰渣综合利用等优点。我国已经成为世界上拥有循环流化床锅炉数量最多、

2、技术示范最多的国家，已积 累了大量的经验，形成了完整的设计理论体系，目前循环流化床锅炉已在600MW 机组上得到应用，在燃煤锅炉中占有非常重要的地位。当前，我国的经济增长与环境容量的矛盾日益突出，国家已出台更为严格的大气污染物排放标准， 其中包括 2011 年7月 29日颁布的火电厂大气污染物排放标准 (GB 13223 2011) 。新标准再一次 大幅提高了燃煤发电厂烟尘、SOx、NOx等污染物的排放限值规定，并首次提出了重金属汞排放限值低于 30ng Nm 3，这就意味着燃煤电厂烟气今后将必须同时进行尘、硫、氮和汞等多污染物的脱除。循环 流化床锅炉通过炉内投入石灰石可实现成本脱硫，但采用该

3、工艺脱硫效率一般在80%左右，锅炉出口SOx排放浓度无法达到100mg /Nm3的要求，为满足排放要求，必须设置炉外脱硫装置； 如果炉内投入 了石灰石，势必导致飞灰中比电阻增加，直接会影响到除尘器的选型；循环流化床锅炉采用分级燃烧方 式，燃烧温度较低， NOx生成浓度通常在 200-300mg / Nm 3之间，也无法满足排放限值低于100mg /Nm 3的要求，仍需设置烟气脱硝装置，而脱硝过程中氨逃逸所形成的亚硫酸氢氨对下游的除尘器运行也 会带来一定的影响；除尘器出口烟尘排放浓度会影响到湿法脱硫装置运行稳定性和副产品品质；对于重 金属汞排放限值低于 30ng Nm 3 的要求，需根据燃料中重

4、金属汞的含量及烟气中重金属汞的形态、气 态单质汞的含量来确定是否需单独设置脱汞装置。火电厂依据国家环保法律法规和标准要求阶段性完成了单一污染物的控制，先后建设了高效除尘设 备和脱硫装置，发达地区一些火电厂进行了脱硝改造，近两年新上机组同步实施了脱硝装置建设，削减 了烟尘、SOx、NOx等污染物的排放量。在一系列环保项目实施过程中，国内各家环保公司或引进国外 技术、或自主研发、或引进吸收再创新，形成了一批较成熟的除尘、脱硫和脱硝技术。火电厂通常会将 除尘器、脱硫装置和脱硝装置分开建设或分步实施，并根据各家环保公司的专长来确定实施厂家，而实 施厂家往往只关注自身所承接的项目范围，很少会系统性考虑对

5、上下游设备之间的关联作用和相互影 响，最终导致各种脱除设备或装置相互造成一些不利的影响，而相互之间可利用的积极因素没有的得到 有效挖掘。从国际环保技术发展方向看，研究开发高效、经济的多种污染物协同控制技术并进行系统集 成已成为一种必然趋势。2、各种污染物治理工艺路线的选择 目前现有的火电厂均安装有除尘器，采用循环流化床锅炉的机组还有大部分尚未安装脱硫装置和脱 硝装置，火电厂大气污染物排放标准(GB 13223 2011)中已明确要求现有火电厂到 2014 年 7月 1日前通过改造来满足污染物排放限值要求，因此如何选择一条适合火电厂自身特点的多污染物治理工艺 路线尤为重要。2.1 火电厂除尘技术

6、工艺路线目前，我国的静电除尘技术已处于国际领先水平，应用比例约90 以上。由于我国燃煤灰分较高，煤质和负荷多变，要稳定达到 30mg /Nm3的烟尘排放限值，需采用 6电场以上的电除尘器。国内现役 机组电除尘器以 4 电场为主，绝大多数没有增加电场的空间，须采用袋式除尘技术、电袋复合除尘技术 或移动电极等新工艺。 而循环流化床锅炉如考虑在炉内投入石灰石来实现脱硫，将影响到飞灰的比电阻，对电除尘器的除尘效率会带来不利的影响。即使炉内不脱硫，考虑到除尘器下游的湿法脱硫装置不设置 旁路系统，在锅炉投油点火时，应考虑除尘器投入使用，避免油污进入到脱硫系统内，导致吸收剂被污 染，造成喷嘴、管道和皮带脱水

7、机滤布堵塞现象发生。因此在选择除尘器型式时需考虑投油时对除尘器 的保护措施。2.2 火电厂脱硫技术工艺路线 目前，我国火电厂脱硫技术已形成了石灰石一石膏湿法脱硫工艺为主，海水脱硫工艺、烟气循环流 化床脱硫工艺、氨法脱硫工艺为辅的技术路线。其中石灰石一石膏湿法脱硫工艺占93% ，海水脱硫工艺占 3%，烟气循环流化床脱硫工艺 3%，氨法脱硫工艺占 2% 。石灰石一石膏湿法脱硫技术具有脱硫效率 高、技术成熟、运行可靠性高、石灰石资源丰富，价廉易得、石膏便于综合利用等特点，该工艺的最佳 脱硫效率是在 95左右，脱硫效率超过 96 以后，脱硫能耗会大大增加；烟气循环流化床脱硫技术脱 硫效率通常为 85-

8、90% ，如果要进一步提高脱硫效率，势必会导致吸收剂耗量大大增加；海水脱硫工艺 和氨法脱硫工艺在应用上受到一定的限制，主要是要考虑海水或氨水的来源。循环流化床锅炉如有炉内 脱硫装置，可考虑炉内脱硫和炉外循环流化床脱硫复合脱硫方式，利用炉内脱硫时残余的石灰和外加的 消石灰一起作为吸收剂在脱硫塔内进行反应，达到SOX 满足排放标准的要求。2.3 火电厂脱硝技术工艺路线目前国内采用脱硝技术主要有选择性催化还原法 (SCR) ，选择性非催化还原法 (SNCR) 和氧化吸收法(COA )。已投运的烟气脱硝机组 95%以上采用选择性催化还原法技术，原因是这些机组以煤粉锅炉为主，而循环流化床锅炉因其 NO

9、X 排放浓度低，要达到排放限值仅需 50-60% 的脱硝效率，且锅炉炉膛 出口处设置的旋风分离器有利于氨与NO x的充分混合，采用选择性非催化还原法工艺既能够满足排放要求，又具有投资省、运行费用低等优点，因此选择性非催化还原法是循环流化床锅炉烟气脱硝技术中比 较理想的工艺。氧化吸收法( COA )具有投资省、脱硝效率较选择性非催化还原法高等优点，但使用该 工艺时需结合脱硫装置来实现脱硝的目的。3、多污染物协同控制技术应用的可行性 随着国家对大气污染物控制的种类增加， 火电厂需要设置的环保设施增多， 如果不进行统筹性考虑， 而是孤立的考虑单一污染物的治理措施，势必会导致烟气污染物治理系统更加庞大

10、复杂，系统设备占地 大、能耗高、运行风险大、副产物二次污染等问题发生。一些火电厂已先后建成了除尘器、脱硫装置和 脱硝装置，实际运行中发现这些环保设施在运行中会相互作用、相互影响，其中既有积极的因素，也有 消极的因素，通过开展多污染物协同控制技术应用试验与研究，可以实现烟气污染物综合治理系统扬长 避短，充分发挥其多污染物协同控制的作用。3.1 选择性非催化还原法脱硝技术、循环流化床干法脱硫技术和袋式除尘技术对多污染物的协同控 制分析循环流化床锅炉脱硝装置采用选择性非催化还原法(SNCR) 脱硝工艺，在锅炉炉膛出口和旋风分离器入口之间烟道上布置喷枪，此处烟气温度通常在800-900 C之间，处于使

11、用该工艺理想的反应温度区间，氨水或尿素溶液作为还原剂通过喷枪喷入烟道与烟气接触，借助旋风分离器实现氨与烟气中NOX的充分混合并发生反应， 达到对烟气脱硝的目的。 行业标准规范要求氨逃逸率应小于 10ppm ，在满足这 一要求的前提下，脱硝效率可保证60%，如果锅炉未脱硝时出口NOx浓度小于250mg /Nm3,锅炉脱硝时则可满足出口 NOx浓度小于100mg / Nm3排放要求；如果锅炉未脱硝时出口 NOx浓度大于250mg /Nm3，为满足锅炉出口 NOx浓度排放达标，需适当提高还原剂添加量，氨逃逸率将大于10ppm，此时应考虑逃逸的氨在不造成空预器堵塞的情况下进入循环流化床干法脱硫装置内，在脱硫反应过程中将 氨消耗掉，满足烟囱出口氨的排放指标要求。循环流化床锅炉脱硫装置采用循环流化床干法脱硫工艺，脱硫效率可长期达到 90% ，如果入炉煤含硫量较低，脱硫塔入口浓度小于1000mg /