【技术汇】循环流化床锅炉超低排放技术研究

为了进一步提升现用于电力行业中的循环流化床（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。

关键词：循环流化床（CFB）；脱硫；脱硝；超低排放

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。

1 CFB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。

1.1 CFB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。

1.2 FGD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。

4）石灰石-石膏湿法可做到烟尘协同处理，同时利用干法除尘器，烟尘排放量在5mg/m³以下，达到了近零排放要求；但是，现今的烟气循环流化床技术则很难实现烟尘的近零排放。

综上所述，CFB锅炉在SO₂的排放上，要想实现低于35mg/m³的超低排放，利用石灰石-石膏湿法是最佳选择。而对于缺水严重的老机组则可应用半干法脱硫，保证脱硫效率的同时与当地环保要求相契合。利用湿法FGD技术的流程见图2。

图2基于石灰石-石膏湿法的CFB锅炉超低排放技术流程

2 CFB锅炉脱硝技术

一般而言，CFB锅炉运行床温为850~950℃，可进行低温燃烧。在对运行参数适当控制下，排放的NOx质量浓度小于200mg/m³；但对于高挥发性煤种，高运行床温的锅炉，其排放的NOx质量浓度较大，可达到200mg/m³，无法实现近零排放要求，在其尾部需装配烟气脱硝系统。现今，常用的脱硝方法为选择性非催化还原（SNCR）法、选择性催化还原（SCR）法。

2.1 SNCR

该技术运行程序简单、效率高、费用低，但对温度要求较高，有着极强的依赖性。煤粉锅炉中脱硝率仅为30%，煤粉锅炉还原剂有着极长的穿透深度，还原剂与烟气混合程度不足，反应时间短。CFB锅炉在除硝过程中，在低温燃烧作用下初始排放浓度较低，热力型与燃料型NOx急剧减少。此外，CFB锅炉中的旋风分离器在850℃时处于SNCR反应范围内。旋风分离器内烟气流动路径长，扰动幅度明显，还原剂与烟气可在此作用下迅速混合，还原剂可长时间停留于反应区中，脱硫效率更高。

2.2 SCR

在CFB锅炉脱硝处理中，利用SCR技术可实现80%以上的脱硝率。现今，该技术主要用于电除尘器前。CFB锅炉中，使用高灰煤的情况下，由于飞灰的磨损性，加之其中有害物质的影响极易导致催化剂中毒，使得脱硝效率降低。SO₃与逃逸氨进行反应，生成NH₄HSO₄。这种物质黏性大，极易附着于催化剂上，使得催化剂与烟气隔绝，无法正常反应，继而堵塞尾部空预器。针对此问题，可对催化剂壁厚与节距进行合理控制，以有效把控逃逸氨，使其满足高灰条件下的声波吹灰要求。

利用SNCR技术进行脱硝处理、实现近零排放过程中，有时仅仅利用SNCR技术无法达到最佳的近零排放效果。譬如，在NOx的质量浓度小于200mg/m³情况下，要实现排放的质量浓度为50mg/m³，则应用该技术的脱硝效率需要超过75%，并且还要利用“SNCR+SCR”技术的联合方法，即：使用SNCR工艺的尿素等还原剂氨喷到分离器入口，利用SCR技术实现逃逸氨与催化剂的反应，达到高效的脱硝。这是以低成本的SNCR技术结合SCR技术的高效脱硝效率，相互融合，扬长避短，与CFB锅炉脱硝分部实施相契合。首先进行SNCR工艺装配，再进行SCR工艺装配，使其与现今环保要求相匹配。对于大型CFB锅炉，除了装配SCNR常规装置，还需在尾部留置“1+1”SCR催化剂空间，在未能达到环保要求时，可增加SCR装置，需要提高催化剂活性效率时，可增加催化剂配置。

3 CFB锅炉除尘技术

CFB锅炉常用除尘技术为低温电除尘技术、移动电极电除尘技术、烟气调质技术、新型高压电源控制技术、粉尘凝聚技术等，除尘质量浓度为20mg/m³，达到重点地区环保标准要求。单纯利用电袋复合除尘，很难实现排放的烟尘质量浓度为5mg/m³。对此，可基于WESP技术在除尘器上安装喷水设施，使水雾喷向电场，利用电晕场的作用将水雾雾化，借助电荷作用将水雾凝聚，从而聚集粉尘离子，最后被水膜冲刷至灰斗排出。

4 结束语

基于不同煤种，通过不同的脱硫、脱硝、除尘工艺，降低污染物排放，是当前电力行业的重要发展议题。对二氧化硫、二氧化氮等污染气体的分析，采用针对性脱硫、脱硝工艺。例如，针对脱硫处理，可施以“炉内脱硫结合FGD湿法技术”；针对脱硝处理，则可采用“SNCR+SCR”技术；针对烟尘处理，则可采用湿式电除尘结合干法除尘器和湿法脱硫技术。这些技术将是现今乃至未来很长一段时间内CFB锅炉超低排放的的主流发展方向，可促进CFB锅炉的不断完善，推动电力行业的绿色生态化发展。、