循环流化床锅炉烟气超低排放改造技术路线分析

叶伟平，邱国铭，杜振，魏宏鸽，张杨，朱跃

（1.华电电力科学研究院，浙江杭州310030；2.沈阳金山能源股份有限公司，辽宁沈阳110006）

循环流化床锅炉烟气超低排放改造技术路线分析

叶伟平1，邱国铭2，杜振1，魏宏鸽1，张杨1，朱跃1

（1.华电电力科学研究院，浙江杭州310030；2.沈阳金山能源股份有限公司，辽宁沈阳110006）

对循环流化床锅炉实现超低排放改造的脱硫、脱硝和除尘技术进行综合分析比较，并分析了超低排放改造的投资和运行成本，从而提出了循环流化床锅炉实现超低排放的技术路线，为循环硫化床锅炉实施超低排放改造提供参考。

循环流化床锅炉；脱硝；脱硫；除尘；超低排放

0 引言

烟气超低排放是指燃煤机组的烟气主要污染物（SO2、N Ox和烟尘）排放达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）[1]中燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别不高于5m g/m3、35m g/m3、50m g/m3。在环保要求日益严格的形势下，各地方政府均在国家相关政策的基础上对燃煤机组提出了更高的环保目标。而由于循环流化床机组本身的特殊性，实现超低排放的技术路线也是不一样的，因此本研究分析了循环流化床机组常规超低排放改造技术路线，分析了实现烟气超低排放改造的投资和运行成本，从而提出循环流化床锅炉烟气超低排放的适用条件。

1 常规改造技术路线

1.1 脱硫工艺

当前燃煤电厂脱硫工艺主要包括炉内喷钙脱硫、湿法烟气脱硫和半干法脱硫[2-5]。

（1）炉内喷钙脱硫:在普通煤粉炉中，当Ca/S为2-3时，脱硫效率仅为50%左右。在循环流化床炉中，当Ca/S为1.5-2.5时，脱硫效率可达到80%-90%。目前炉内喷钙脱硫主要应用在循环流化床炉。

（2）湿法烟气脱硫:湿法烟气脱硫技术成熟，效率高，运行可靠，操作简单，脱硫副产物可综合利用。以石灰石-石膏湿法应用最广，国内应用比例约90%，其主要优点:1）脱硫效率可达95%以上；2）对燃煤硫份和机组容量的适应性强。

（3）半干法脱硫:半干法烟气脱硫主要以循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）技术为主，其主要优点:1）对SO3、H Cl、H F具有一定协同脱除作用；2）可以将脱硫和除尘有效结合；3）脱硫排烟温度较高，烟囱无需特殊防腐且避免“白烟”；4）无脱硫废水产生。

表2 烟气脱硝技术比较

表1 不同脱硫工艺技术经济比较

1.2 脱硝工艺

适用于循环流化床锅炉的成熟的氮氧化物控制技术主要有炉内低氮燃烧控制技术（LN B）和炉外SCR脱硝技术、SNCR脱硝技术和SN CR/SCR脱硝技术[6，7]。其中由于锅炉自身旋风分离器的结构，为烟气与还原剂的充分混合提供前提条件，SN CR脱硝技术应用在循环流化床炉上的脱硝效率相对较高，一般为70%，最高可达75%。因此该技术已成为当前流化床锅炉脱硝改造的主流技术。

1.3 除尘工艺

适应循环流化床锅炉超低排放的除尘技术主要包括前端本体除尘技术和终端除尘技术[8]，其中前端本体除尘技术主要为电袋/袋式除尘技术，终端除尘技术包括湿式电除尘技术和湿法脱硫装置协同除尘技术，袋式除尘器在循环流化床的应用较为广泛，已成为循环流化床锅炉前端除尘设施的首选。

电袋/袋式除尘技术袋式除尘部分通过滤布纤维及其表面形成的粉尘层对烟尘的碰撞拦截作用除尘，具有除尘效率高、烟尘排放浓度小（＜20m g/m3）的特点，部分技术采用新型超细纤维滤袋或覆膜滤袋，除尘器烟尘浓度可小于10m g/m3。目前部分电袋/袋式除尘器存在滤袋长时间运行后除尘器整体运行阻力超设计值、煤粉炉滤袋寿命达不到设计值等问题。

湿式电除尘器原理与干式电除尘器相同，采用液体冲刷清洗极板。主要用于脱除微细颗粒物（包括气溶胶）、硫酸雾、重金属等，一般设计入口粉尘浓度不大于30m g/m3，出口粉尘排放可达到5m g/m3以下，是当前技术条件下实现超低排放的可靠途径。设备投资较高，燃煤电厂应用业绩少、国内应用时间短，极线极板腐蚀及高入口粉尘浓度情况下极板结垢情况有待于进一步验证，部分技术水耗高、废水须处理。

图1 循环流化床炉不同脱硫工艺经济性分析

图2 入口N O x浓度对脱硝系统投资和单位造价的影响（两台机组）

2 改造投资与运行成本

2.1 脱硫改造投资与成本

比较炉内喷钙联合炉外湿法烟气脱硫和直接炉外湿法烟气脱硫两种技术方案（见图1），直接炉外湿法脱硫工艺较炉内联合炉外湿法烟气脱硫工艺投资高，但综合考虑炉内喷钙对粉煤灰的配品质影响，经测算增加投资的投资回收期为0.53-2.77a。当入口SO2浓度≤2300m g/m3时，脱硫系统采用单塔工艺，此时回收期较短（＜1a），当入口SO2浓度＞2300m g/m3时，脱硫系统需采用串塔工艺，此时投资回收期有所增长。如不考虑粉煤灰的销售，则投资回收期整体有所增长。当入口SO2浓度增大时，投资回收期逐步减小；当SO2浓度＞2300m g/m3时，采用串塔工艺，投资回收期变大，达到近12.9a；其后当SO2浓度进一步增大时，投资回收期逐渐减小。不同等级循环流化床机组的规律较类似。

2.2 脱硝改造投资与运行成本

循环流化床锅炉脱硝的投资造价水平较低，200M W等级机组单位造价约为61-68元/kW，300M W等级机组单位造价约为48-56元/kW。由于均按采用SNCR/SCR工艺考虑，不同入口N Ox浓度对脱硝系统投资略有影响，但影响不大。

跟重点地区特别排放限值标准相比，投资方面，当入口N Ox浓度分别为200m g/m3和300m g/m3时，2× 200M W等级机组投资分别增加1130万元和1240万元；2×300M W等级机组投资分别增加1405万元和1735万元，入口NO x浓度对投资增加略有影响。

成本方面，入口NO x浓度对成本增加有一定影响。入口浓度分别为200m g/m3和300m g/m3时，200M W等级机组脱硝成本约增加3.23元/M W h和4.40元/M W h； 300M W等级机组脱硝成本约增加2.85元/M W h和4.18元/M W h。

2.3 除尘改造投资与运行成本

按袋式除尘器联合湿式电除尘器工艺考虑，2× 200M W等级机组除尘投资约为0.67-0.71亿元，单位造价168-178元/kW。2×300M W等级机组除尘投资约为0.83-0.87亿元，单位造价138-145元/kW。入口烟尘浓度对造价的影响较小，当入口烟尘浓度从30g/m3增大到80g/m3时，造价增长5% -16%。

循环流化床锅炉烟尘超低排放改造投资额不随初始烟尘浓度变化而变化，2× 200M W和2×300M W等级机组投资增加3800万元和4600万元，运行成本增加2.47元/M W h和3.15元/M W h。

图3 N O x超低排放增加投资和成本受入口N O x浓度的影响（两台机组）

图4 入口烟尘浓度对除尘系统投资和单位造价的影响（两台机组）

图5 烟尘超低排放增加投资和成本受入口烟尘浓度的影响（两台机组）

3 结语

（1）循环流化床锅炉SO2超低排放应以炉外湿法烟气脱硫技术为主。当燃煤折算硫份＞0.17%时，需考虑炉内联合炉外脱硫或者纯炉外湿法脱硫工艺；当燃煤折算硫份≤0.83%时，可采用炉内喷钙脱硫联合炉外半干法烟气脱硫，此时炉内脱硫效率可按80%控制。当燃煤折算硫份＞0.83%时，宜考虑炉内喷钙脱硫联合炉外湿法烟气脱硫或纯湿法烟气脱硫工艺。

（2）循环流化床炉当燃烧生成NO x浓度＜200m g/m3时，宜采用SNCR脱硝工艺；当燃烧生成N Ox浓度≥200m g/m3时，宜采用SN CR/SCR脱硝工艺。针对流化床锅炉灰量较大的特点应考虑定制大节距的板式催化剂，且需停运炉内喷钙脱硫以避免高钙飞灰导致催化剂失活。基建项目如仅采用SN CR，则应考虑预留烟道型SCR布置空间。

（3）循环流化床锅炉前端本体宜优先采用电袋/布袋除尘工艺。终端除尘技术目前主要采用湿式电除尘器，但利用湿法脱硫装置协同除尘实现超低排放是发展方向。针对烟尘浓度5m g/m3的限值，宜通过袋式除尘器等措施控制除尘器出口烟尘浓度不大于20m g/m3。经过湿法脱硫系统协同洗尘或湿式电除尘器达到烟尘超低排放目标。

[1]G B 13223-2011，火电厂大气污染物排放标准[S].

[2]程亮，刘宇，李华民，等.循环流化床脱硫技术在我国的应用[J].江西能源，2008,（01）：54-57.

[3]李若萍.循环流化床干法烟气脱硫技术的应用[J].江西电力，2009，（01）：32-34.

[4]管维佳.循环流化床烟气脱硫技术经济评价[J].广东化工，2008，（10）：90-92.

[5]张军，刘赞，邢梦林，等.循环流化床锅炉脱硫效率的探讨[J].环境科学与管理，2012，37（08）：66-67.

[6]路涛，贾双燕，李晓芸.关于烟气脱硝的SN CR工艺及其技术经济分析[J].现代电力，2004，（01）：17-21.

[7]韩丁，石福渠，石秀书.SN CR脱硝技术在循环流化床锅炉上的应用[J].电站系统工程，2012，（05）：35-36.

[8]陈明华，聂井会，孙芹芹.循环流化床锅炉脱硫除尘技术应用与实践[J].能源环境保护，2013，（01）：35-37.

Analysis for the Technology Roadmap of Flue Gas Ultra Low Emission in CFB

YE Wei-ping1，QIU Guo-ming2，DU Zhen1，WEI Hong-ge1，ZHANG Yang1，ZHU Yue1
（1.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou 310030，China；2.Shenyang Jinshan Energy Limited by Share Ltd，Shenyang 110006，China）

The papercom pared the desulfurization，denitrification and dustrem ovaltechnology ofultra-low em ission in CFB.analyzed the investm entand operating costs to achieve ultra-low em ission in CFB.Thus proposed the technology roadm ap to achieve ultra-low em issions for CFB，and guided the im plem entation ofultra-low em ission transform ation for CFB.

CFB；denitrification；desulfurization；dust；ultra-low em ission

TM 621.2

B

2095-3429（2017）02-0034-04

2017-01-10

修回日期:2017-04-14

叶伟平（1967-），男，浙江遂昌人，大专，工程师，主要从事火电厂烟气污染物综合治理技术的应用工作。

D O I:10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.02.008