循环流化床锅炉烟气污染物排放测试及特性分析

U1和U2锅炉脱硫塔内均加有合金托盘，改造后都采用了屋脊式除雾器，主要区别是U2锅炉脱硫塔出口与烟囱入口之间水平烟道里增设了塔外水平烟道式除雾器，增加了再次捕集雾滴和烟尘的能力，故二次除尘效果较好。

尽管《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(2015年12月发布)暂时未要求循环流化床锅炉实施超低排放改造，但是随着环保要求的收严和环境保护税法的引导，进一步减排是基本方向。若进行超低排放除尘改造，对U1锅炉可在脱硫出口与烟囱入口之间增设湿式电除尘设备，将出口浓度控制到小于5mg/m3。

考虑到从脱硫除雾器出口至烟囱入口之间部分烟尘可能再次发生碰撞凝聚，造成烟囱排放口烟尘浓度较脱硫除雾器出口有一定程度偏高，对U2锅炉可将脱硫除雾器改造为深度除雾除尘装置，为烟尘的排放留有余量，保证稳定达标排放。

3．2SO2排放特性分析

在脱硫塔入口和出口(均为矩形烟道)分别以网格法进行SO2浓度取样测定，网格大小为1.0m×0.5m，每个测孔内的浓度均值结果见表3。循环流化床锅炉因炉内加石灰石预脱硫，减轻了炉外脱硫塔处理SO2的压力。测得U1和U2锅炉脱硫塔入口SO2浓度均值分别为995.1和357.2mg/m3。

根据燃煤硫含量，计算U1和U2锅炉燃煤燃烧理论上产生SO2浓度分别为1871、1936mg/m3，故炉内干法脱硫效率分别为46.8%和81.6%。湿法脱硫塔的脱硫效率分别为98.4%和97.1%，其出口SO2浓度均值分别为16.0mg/m3和10.4mg/m3，均优于超低排放对SO2浓度的要求(不大于35mg/m3)。

由于U1锅炉的炉内脱硫效率不高，其炉外脱硫系统运行效率较高，炉内和炉外2个脱硫系统协同可实现SO2超低排放。2台锅炉投入的石灰石脱硫剂品质基本一致，而U1锅炉的炉内干法脱硫效率却较低，这主要和运行氧量有关。炉内除了发生直接和间接的脱硫反应(CaO由石灰石在一定条件下煅烧分解产生，式(1)～(2))，还会发生式(3)的SO2重新释放反应。

锅炉运行氧量较低时，容易因燃烧不充分导致炉内CO的排放量增加、同时意味着CO2浓度也较高。一方面高浓度CO促进了SO2重新释放;另一方面，高浓度CO2抑制了石灰石脱硫反应产生的CO2从石灰石表面向外的扩散，这两者都由运行氧量浓度偏低引起。

炉内直接脱硫反应:

炉内间接脱硫反应:

炉内SO2重新释放反应:

U1锅炉习惯运行氧量偏低为2.2%(U2锅炉运行氧量为4.1%)。尝试提高运行氧量至3.0%时，炉内干法脱硫效率上升至60.3%，可见运行氧量对炉内脱硫效率影响很大。鉴于入炉煤质及锅炉特性的不同，后期可以通过运行燃烧优化试验，在保证锅炉安全运行的条件下，寻找获得经济脱硫效率时的最佳运行氧量。U2锅炉的脱硫剂NaOH成本较高，在保证达标的前提下，控制脱硫效率不宜过高，有利于节约运行成本。

3．3NOx排放特性分析

图2为U1和U2锅炉省煤器出口烟道截面上的NOx浓度分布。根据省煤器出口实际烟道尺寸，以孔间距1m、孔深度0.7m划分网格。在100%负荷SNCＲ喷枪系统正常投运的条件下，图3(a)中NOx浓度均值为71.4mg/m3，浓度分布相对标准偏差17.7%。图3(b)中NOx浓度均值为95.7mg/m3，浓度分布相对标准偏差11.1%。

NOx浓度比在烟囱入口处测定值分别偏高2mg/m3和4mg/m3，这与NOx浓度分布均匀性和湿法脱硫喷淋洗涤烟气有关。两者均小于重点地区大气污染物特别排放限值100mg/m3，但是均远大于超低排放限值。若要进行超低排放脱硝改造，可增设烟道型SCR催化剂或O3脱硝装置等协同脱除NOx。

前者主要缺点是需对省煤器出口与空预器入口烟道进行改造，烟气系统阻力增加约200Pa，若选用钒钛基催化剂，烟气中SO3浓度亦将增加约0.5%(SO2转化生成)。后者缺点是需要配置臭氧制造车间，运行电费较高。

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