技术：循环流化床锅炉超低排放技术研究

北极星环保网讯:为了进一步提升现用于电力行业中的循环硫化床（CFB）锅炉的燃烧效率，减少污染排放，通过对二氧化硫、二氧化氮等污染气体的分析，针对CFB锅炉的脱硫、脱硝、烟尘的处理，可采用“炉内脱硫结合FGD湿法技术”、“SNCR+SCR”技术，以及湿式电除尘结合干法除尘器和湿法脱硫技术。应用这些技术可促进CFB锅炉的不断完善，尽可能实现近零排放，推动电力行业的绿色生态化发展。

火电发电的高污染排放是制约电力行业持续健康发展的主要因素，节能减排、减少污染是当前电力行业的核心问题。近年来，各地区不断加大对火电行业污染排放的要求，“超低排放”、“近零排放”、“绿色发电”成为电力行业发展主流趋向。

电厂发电过程中污染排放物质量浓度标准为：SO2的质量浓度小于35mg/m3，NOx的质量浓度小于50mg/m3，烟尘的质量浓度小于5mg/m3。而传统发电系统中的循环硫化床（CFB）仅仅依靠介入石灰石进行脱硫，依靠低温分级燃烧控制烟尘，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。

1CFB锅炉脱硫技术

很多地区发电厂在脱硫上采用炉内加石灰石，通过控制床温、钙硫摩尔比等，可实现90%~99%的脱硫效率，SO2的质量浓度小于200mg/m3，这种控制技术仅符合有些非重点地区的要求，不适用于重点地区，更未能达到近零排放。

倘若回用煤矸石、煤油、石油焦、石煤等高硫、低热值劣质燃料，其排放的SO2质量浓度则更高。有些CFB锅炉以炉内脱硫为主要脱硫方法，其脱硫效率也仅为50%左右。下文针对常用的炉内与炉外2级脱硫工艺、尾部烟气脱硫工艺脱硫效率进行对此探究。

1.1CFB锅炉2级脱硫技术

针对Szs在1.0~2.5g/MJ的燃料中，运用2级脱硫技术（图1）可达到90%的炉内或炉外脱硫效率，综合脱硫效率可达99%，排放的SO2质量浓度小于＜100mg/m3。

图1CFB锅炉2级脱硫技术流程

半干法脱硫工艺中，CFB反应器底部设置布风板等装置，下部设施石灰浆喷嘴、返料口等，上部设置稀相区。CFB反应出口设置含立管与回料装置的分离器，可对反应器循环物料进行分离，将其送至循环流化床反应器。锅炉烟气从下部布风装置传送至反应器，实现循环流化。

石灰浆则从反应器两相流喷嘴传送至反应器，SO2、SO3等与脱硫剂在反应器中产生反应，其产物跟随烟气排除反应器。通过分离器反应分离后的固体颗粒再次进入CFB反应器进行多次循环反应处理，脱硫反应时间增加，脱硫剂利用率增大。由分离器分离出的烟气及颗粒在除尘器中进行最终的除尘处理，经此步骤后烟气温度为70～75℃，可直接排入大气。

1.2FGD技术

要想达到35mg/m3的SO2近零排放，笔者认为相较于相熟的半干法技术，石灰石-石膏湿法效果更佳，具体原因如下：

1）利用石灰石-石膏湿法进行脱硫时，其提效技术愈发成熟，脱硫率在98%以上，同时利用CFB炉内脱硫技术，可实现99%以上的脱硫率，是SO2达到近零排放要求。但是，倘若使用烟气循环流化床法，对反应条件要求较高，实际运行中容易被煤种、石灰粉等影响，运行中负荷波动较大；尤其在低负荷条件下，难以保证脱硫塔床层压降，易导致脱硫率不稳定，致使排放的SO2质量浓度大于规定排放要求，未能实现近零排放。

2）采用烟气循环流化床法，初期投资少，但后期为提升脱硫效率，需要保证钙硫摩尔分数在1.6以上，平均年消耗脱硫剂所使用的费用较大，较之石灰石-石膏湿法高出50%以上；并且在电能消耗上，烟气循环流床法消耗量高，经济性明显较差。现如今，石灰石-石膏湿法脱硫技术不断完善，已经妥善解决了腐蚀、磨损、堵塞等问题，投资成本减少，运行经济性明显提升。

3）石灰石-石膏湿法综合利用效率高，炉内脱硫比例减小，可综合利用炉内灰渣实现脱硫副产品的高效利用。烟气循环流化床法无法较为稳定地处理与应用副产品，对于新废弃物的处理难度较大。

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