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【干货】循环流化床锅炉近零排放技术分析

时间:2017-03-19 00:38 来源: 作者: 点击:

火力发电网讯:摘要:循环流化床(CFB)锅炉传统的炉内脱硫和低温分级燃烧等技术不能满足近零排放(即超净排放)的环保要求,因此结合CFB锅炉污染物排放控制实践,本文提出了采用“炉内脱硫+尾部湿法烟气脱硫技术、SNCR+SCR联合脱硝技术、湿式电除尘器技术”的技术路线,来实现CFB锅炉近零排放,即达到现行燃气轮机发电机组排放水平:SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、烟尘≤5mg/Nm3。近零排放技术更有利于充分发挥CFB锅炉燃用劣质、高硫燃料的独特优势,是今后大型CFB锅炉的必然发展趋势。

引言

“火电厂大气污染物排放标准”(GB 13223-2011)对重点地区燃煤锅炉的SO2、NOx及烟尘排放浓度提出了严格的要求,即分别小于50、100、20mg/m3(标准状态,干基,6%O2,下同),对重金属汞(Hg)的排放也要求在0.03mg/m3以下。与此同时,一些地方和发电集团又对火电厂烟气污染物排放限值进一步趋严,提出了“近零排放”、“超净排放”、“绿色发电”的要求,即电厂烟气污染物排放要达到现行燃气轮机发电机组排放水平(SO2<35mg/m3、NOx<50mg/m3、烟尘<5mg/m3),这样传统的CFB锅炉通过炉内加石灰石脱硫、低温分级燃烧的低氮排放及烟尘浓度完全不能满足“近零排放”的要求,因此必须进行深度脱硫、深度脱硝及深度除尘。本文分析了CFB锅炉近零排放技术,提出了近零排放的技术路线图。

1 CFB锅炉SO2近零排放技术分析

部分CFB锅炉通过炉内加石灰石并在一定条件下(如合适的床温、Ca/S比、高活性的石灰石等)其计算脱硫效率(包含煤的自身脱硫率)可达90%甚至99%,SO2排放浓度(一般小于200mg/m3)可满足非重点地区的环保要求,但仍满足不了重点地区的要求,更不用说近零排放要求,特别是对一些高硫、低热值的劣质燃料如洗煤泥、煤矸石、油页岩、石油焦、石煤等等,而这些正是煤粉炉不能燃用而CFB锅炉最适合的燃料;另外还有许多CFB锅炉由于各种原因光靠炉内脱硫仅能达到50%左右的脱硫效率,因此需要采用尾部烟气脱硫技术来达标排放,这是必然的趋势[1]。

目前火电厂成熟应用的烟气脱硫技术主要有石灰石/石膏湿法、氨法、MgO法、海水法、烟气循环流化床法等等。据中电联统计,截至2012年底,在燃煤脱硫机组中石灰石/石膏湿法约占92%、海水法占3%、烟气循环流化床法占2%、氨法占2%、其他占1%。对于CFB锅炉,尽管炉内能脱除50%以上的SO2,使得尾部脱硫系统SO2入口浓度大大降低,但要将SO2排放浓度降低到35mg/Nm3以下的近零排放要求,作者推荐采用湿法脱硫技术而不要采用许多研究者推荐的干法或半干法技术[2-4],这里以石灰石/石膏湿法和烟气循环流化床法作比较来说明。

首先在脱硫率上,目前石灰石/石膏湿法有各种成熟的提效技术,可使脱硫率稳定达到98%以上,加上CFB锅炉炉内脱硫,整体脱硫率很容易达到99%以上,使SO2浓度满足近零排放要求,而烟气循环流化床法尽管在低硫条件下也能达到95%以上的脱硫率,但条件苛刻,实际运行中受煤种变化、石灰粉品质以及运行负荷波动,特别是在低负荷下脱硫塔床层压降难以维持等各种因素,实际脱硫率不能稳定,造成SO2浓度达不到近零排放要求。其次在经济性方面,实践表明,烟气循环流化床法尽管初投资较低,但为了提高脱硫效率其实际钙硫摩尔比会达到1.6以上,脱硫剂年消耗费用将比湿法脱硫高出50%~100%以上,而且运行电耗也很高,运行经济性比湿法差。目前湿法的国产化程度很高,系统内腐蚀、磨损、堵塞等问题已得到很好的解决和控制,其投资和运行成本已大大下降。第三,采用湿法可减少炉内脱硫的比例甚至不投用炉内脱硫,使CFB锅炉的灰渣实现很好的综合利用,且脱硫本身副产品能得到很好利用,而采用烟气循环流化床法后脱硫副产品性质不稳定,对粉煤灰的综合利用有着严重的影响,可能产生新的固体废弃物处理难题。第四,采用湿法可有效地实现烟尘的协同治理,结合干法除尘器和湿式电除尘器,可使烟尘达到5mg/Nm3以下的近零排放要求,而烟气循环流化床法则难以做到,针对CFB锅炉推出的“SNCR+CFB-FGD+COA”的烟气净化系统即使采用布袋除尘器也不能解决烟尘近零排放问题[5-6]。

综上所述,CFB锅炉要达到SO2小于35mg/m3的近零排放要求,湿法脱硫工艺是首选,即便是SO2排放要求不高的机组,也应如此。只有在特殊条件下,如严重缺水或寿命短的老机组、采用半干法脱硫又能满足当地环保要求的,才考虑选用半干法烟气脱硫技术。

2 CFB锅炉NOx近零排放技术分析

大部分CFB锅炉的运行床温控制在850~950℃,可实现低温燃烧和分级燃烧,在合适的运行参数下,NOx的排放浓度可控制在200mg/m3以下,但也有部分挥发分较高的煤种以及运行床温较高的CFB锅炉,NOx排放浓度可达到400mg/m3,满足不了近零排放要求,需要加装尾部烟气脱硝系统。目前在电厂控制NOx排放的主要方法有选择性非催化还原SNCR(Selective Non-Catalytic Reduction)、选择性催化还原SCR(Selective Catalytic Reduction)等。

SNCR的主要优点是技术简单,运行费用低;缺点是对温度依赖性强,对煤粉炉来说,大部分脱硝率只有30%左右,这是因为在煤粉锅炉中还原剂的穿透深度较长,无法保证还原剂与烟气达到最佳的混合,另外反应时间也较短。但对于CFB锅炉,情况有所不同[7]:1)CFB锅炉的NOx初始排放浓度因其低温燃烧和分级燃烧方式而相对较低,较低的燃烧温度使得热力型NOx与燃料型NOx大量减少;2)CFB锅炉具有一个非常有效的还原剂喷入点和混合反应器—旋风分离器,旋风分离器内温度一般在850℃左右,正处于SNCR反应温度范围之内;分离器内的烟气扰动强烈且流动路径较长,利于喷入的还原剂和烟气之间迅速而均匀地混合和还原剂在反应区获得较长停留时间;从而保证了更高的脱硝效率。目前已有大量的SNCR系统在CFB锅炉中应用,如秦皇岛秦热发电有限责任公司2×300MW机组、华能白山煤矸石发电有限责任公司2×330MW机组、国华宁东2×330MW机组、江苏徐矿综合利用发电有限公司2×300MW机组等等,SNCR装置的脱硝效率可以保证在50%以上,甚至高达80%以上[8]。

SCR技术的NOX的脱除率可达80%~95%,目前我国绝大多数电厂将SCR技术作为控制NOX的主要手段,据中电联统计,2012年新投运的9000万kW容量的脱硝机组中98%以上是SCR法,2013年投运的2亿kW脱硝机组和签订的合同中也基本上采用SCR法。目前SCR一般是高飞灰布置,即电除尘器之前。对燃用高灰煤的CFB锅炉,飞灰有一定程度的磨损性,其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒,降低脱硝效率,同时烟气中的SO3在会同SCR反应中逃逸的氨反应,生成NH4HSO4。而NH4HSO4是一种粘性很大的一种物质,会附着在催化剂上,隔绝催化剂与烟气,使得反应无法进行,并使尾部空预器严重堵塞。对此可通过选取合适的催化剂节距、壁厚等以及运行中控制氨逃逸、声波吹灰和蒸汽吹灰联合使用来满足高灰条件的要求。

对于CFB锅炉NOx的近零排放,单纯的SNCR有时还难以满足要求,例如当原始NOx的排放浓度为200mg/m3时,要到达50mg/m3要求,至少需要75%的脱硝效率,SNCR不一定能保证,这时可以采用SNCR+SCR混合法,即将SNCR工艺的还原剂氨(或尿素)喷到旋风分离器入口,逃逸的氨可在SCR催化剂反应,进一步脱除NOx。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺,特别适合现有CFB锅炉脱硝的分部实施,即先安装SNCR工艺,当环保要求越来越严格后,再安装SCR装置。对于新建大型CFB锅炉,建议将SNCR作为常规配置,而至少要在尾部预留“1+1”SCR催化剂的空间,当SNCR满足不了环保要求时,再安装1层SCR装置,当催化剂的活性降低或者要求更高的效率时,布置第2层催化剂。

3 CFB锅炉烟尘近零排放技术分析

同煤粉炉一样,采用常规的电除尘器技术以及电除尘新技术,包括低低温电除尘技术、新型高压电源和控制技术、移动电极电除尘技术、机电多复式双区电除尘技术、烟气调质技术、粉尘凝聚技术等,除尘器出口烟尘排放或许可达到20mg/m3重点地区的环保要求,而即使采用电袋复合除尘或纯袋式除尘器,烟尘排放还是难以达到5mg/m3的近零排放要求,此时必需采用湿式电除尘器(WESP)技术。WESP通过在除尘器上部设的喷水系统,将水雾喷向电场,水雾在强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化,电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并,共同对粉尘粒子起捕集作用,最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达收尘极而被捕集。水在收尘极上形成连续的水膜,将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。

WESP可有效收集细颗粒物PM2.5、酸雾(0.1~0.5μm)、气溶胶、重金属如Hg等,其收尘性能与粉尘特性无关,WESP也属于电除尘器,除尘效率理论上可达到90%,甚至99%。它布置在湿法脱硫塔后面,与干式除尘器、吸收塔协同工作,可使烟尘排放浓度控制在5mg/m3以内。WESP在冶金工业和其他行业中,作为一种控制烟气中硫酸、颗粒排放的有效手段广泛应用,在1986年后国外燃煤电厂也开始采用WESP,去除烟气中微细粉尘和酸雾等污染物,取得了良好的效果。过去的二十多年中,国外有几十套WESP应用于美国、欧洲及日本的电厂。目前国外专业设计制造湿式电除尘器的生产厂商典型的有美国B&W公司、日本三菱重工、日立等。我国从20世纪60年代就开始WESP的研究和应用,但技术进步缓慢,目前国内应用于大型火电厂的湿式电除尘技术是引进和自主开发并存,例如浙江菲达公司引进日本三菱技术、浙江南源环保公司引进日本日立技术,福建龙净自主研发金属极板技术,山大能源环保公司自主研发柔性极板技术,西安热工院也开发FRP极板技术等等[9-11],这些技术在300MW及以上机组都有示范应用或正在应用。

因此对CFB锅炉,采用干式除尘器先将湿法吸收塔入口烟尘控制在30mg/m3以下,而吸收塔设计要求不增加烟尘含量即可,最后只需通过1个电场的WESP,使烟尘排放浓度达到5mg/m3以内的近零排放要求。对于新建CFB锅炉,即使暂不上WESP,尾部烟道上也一定要预留WESP装置的空间。

综上所述,本文提出的CFB锅炉近零排放技术路线如图1所示,事实上,煤粉炉的近零排放技术路线也基本如此。CFB锅炉的环保治理技术与煤粉炉最终趋于基本一致,即采用“SCR脱硝技术+尾部湿法烟气脱硫技术+湿式电除尘器技术”,这是必然趋势!

4 结论和建议

(1)CFB锅炉的SO2近零排放要采用炉内脱硫+尾部湿法烟气脱硫技术,无论对于老电厂还是新建电厂,都不要采用干法和半干法烟气脱硫技术。

(2)CFB锅炉的NOx近零排放要采用SNCR+SCR联合脱硝技术,对于新建CFB锅炉,至少要预留1+1的SCR装置空间。

(3)CFB锅炉的烟尘近零排放要采用干法除尘器、湿法脱硫及湿式电除尘器协同控制技术。对于新建CFB锅炉,至少要在湿法吸收塔后预留湿式电除尘器的空间。

CFB锅炉要达到近零排放(SO2<35mg/m3、NOx<50mg/m3、烟尘<5mg/m3),深度脱硫、深度脱硝及协同除尘是必需的,这当是今后大型CFB锅炉的重要研究方向。近零排放不是限制CFB锅炉技术的发展和优越性,相反它更有利于充分发挥CFB锅炉燃料的适用性广,可燃用劣质、高硫燃料的独特优势,将使CFB锅炉的发展日臻完美。

原标题:循环流化床锅炉近零排放技术分析

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