350MW循環流化床鍋爐超低排放改造方案

廣西華磊新材料有限公司發電廠 尹好鶯

近年來，環境污染問題日益嚴重，大氣污染成為全球關注的焦點。作為重要的能源供應方式之一，燃煤發電在我國能源結構中占據重要地位。然而，燃煤發電過程中產生的大量廢氣排放，特別是二氧化硫、氮氧化物和顆粒物等污染物的排放，對環境和人類健康造成了嚴重威脅。循環流化床鍋爐作為一種高效、靈活、環保的燃煤發電技術，具有廣泛的應用前景。然而，目前我國循環流化床鍋爐在超低排放方面仍存在一定的挑戰和問題，需要進行改造和優化。

目前，我國環保部門要求發電廠污染物排放質量濃度標準是：SO2質量濃度低于35mg/m3，NOx質量濃度低于50mg/m3，粉塵質量濃度低于5mg/m3[1-3]。而傳統發電裝置循環系統流化床（CFB）僅僅依靠介入石灰石進行脫硫，依靠低溫分級燃燒控制粉塵，進行低氮排放已然無法達到現今污染控制要求，因而進一步開發新型超低排放技術勢在必行，盡可能實現近零排放，實現最佳的減排降污處理，促進火力發電廠的健康持續發展。

因此，本文通過對350MW循環流化床鍋爐超低排放改造方案的設計與實施，探索一種可行的技術路線，提高循環流化床鍋爐的排放性能，減少污染物的排放量，實現燃煤發電的環境友好型轉型。通過該研究，可以為循環流化床鍋爐超低排放改造提供技術支持和參考，推動我國燃煤發電行業的可持續發展，減少環境污染，保護生態環境。

1 設備現狀概述

鍋爐進行低NOx燃燒器技術改造。改造后的NOx排放濃度≤400mg/Nm3（標干、6%氧條件）。鍋爐安裝有選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝裝置，采用液氨為脫硝還原劑，在設計煤種及電廠現在所燒煤種、鍋爐最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，入口NOx排放濃度為500mg/Nm3，脫硝效率不小于75%，催化劑型式采用板式。目前實際NOx排放濃度＜200mg/Nm3。

電除塵器為雙室五電場電除塵器。入口煙氣量2027600粉塵m3/h，陽極板有效高度14.685m，截面積330m2，比集塵面積97.2粉塵m2/（m3/s），煙氣流速0.94m/s，保證除塵效率≥99.6%，出口粉塵濃度≤100粉塵mg/Nm3。結合歷年來的性能測試，機組實際干式電除塵器粉塵排放濃度≤248mg/Nm3。

脫硫采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔設置，吸收塔直徑17/13m，高度38.6m，設置四層噴淋層，采用平板式除霧器，石灰石漿液制備采用濕式球磨機系統。脫硫系統設計入口二氧化硫濃度6363mg/Nm3，出口SO2排放濃度不高于100mg/Nm3，實際SO2排放濃度在200mg/Nm3以下。

綜上所述，二氧化硫、氮氧化物、粉塵排放直接影響到該電廠的可持續發展，需要盡快進行超低排放改造，提高煙氣處理能力。

2 改造需求與挑戰分析

2.1 改造需求

一是環保要求。隨著環境保護意識的提高和環境法規的不斷加強，對于大型燃煤鍋爐的排放標準也越來越嚴格。350MW循環流化床鍋爐需要進行超低排放改造，以滿足國家和地方的環保要求。

二是能源效率提升。改造后的循環流化床鍋爐應該具備更高的燃燒效率和熱能利用率，以降低燃煤成本和提高能源利用效率。

三是技術更新。隨著科技的不斷進步，新的技術和設備可以提供更好的改造方案，使循環流化床鍋爐在超低排放方面達到更高的水平。

2.2 改造挑戰

一是技術難題。循環流化床鍋爐超低排放改造需要解決燃燒過程中產生的氮氧化物、二氧化硫和顆粒物等污染物的排放問題。這需要研究和應用先進的燃燒技術和脫硫、脫硝、除塵等凈化技術。

二是設備更新。改造過程中需要對循環流化床鍋爐的關鍵設備進行更新和改進，包括燃燒器、脫硫裝置、脫硝裝置和除塵裝置等。這需要考慮設備的可行性、穩定性和經濟性。

三是經濟投入。改造循環流化床鍋爐需要大量的資金投入，包括設備采購、施工費用和運行成本等。如何在保證改造效果的前提下，降低改造成本，提高經濟效益是一個重要的挑戰。

四是運行管理。改造后的循環流化床鍋爐需要進行有效的運行管理，包括燃料選擇、燃燒控制、凈化設備的維護和管理等。這需要建立完善的運行管理體系，確保改造效果的持續和穩定。

3 改造工藝路線

基于鍋爐目前NOx、SO2和粉塵排放現狀，原有設施空間、場地，結合最新環保標準要求，該電廠脫硝改造工程采用“增加備用層催化劑”方案，具體內容為新增備用層催化劑，同時配置蒸汽和聲波吹灰器；除塵超低排放改造方案選擇：垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+濕式電除塵器；脫硫超低排放改造方案推薦采用新增旋匯耦合裝置。

4 改造方案

4.1 脫硝改造工藝方案

該電廠初裝兩層催化劑，年運行小時數為3800h。電科學技術研究院對該電廠進行了摸底測試，脫硝反應器入口NOx濃度為498mg/Nm3，出口NOx濃度為48mg/Nm3，但出口氨難以達到超低排放要求，必須進行改造。原反應器每層布置49個催化劑模塊，每個模塊尺寸為1882mm×954mm×1300mm，脫硝效率增加后，催化劑體積偏小，需增加催化劑體積，可采用兩種方案：

方案一：加裝備用層模塊高度為1300mm的催化劑（單臺爐體積178m3）。第二次更換催化劑需在原催化劑達到化學壽命后即進行，以后每24000h更換催化劑。方案二：更換三層新的模塊高度為1224mm的催化劑（單臺爐體積495m3）。第二次加裝催化劑需在本次改造后24000h進行。

表1 兩種方案對比結果

為充分利用現有催化劑催化能力，降低改造成本，本次改造推薦方案一增加催化劑備用層方案。

4.2 除塵超低排放改造工藝方案

方案一：垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+新建濕式電除塵器。從實際運行情況考慮：由于電廠煤質變動幅度較大，電除塵器入口濃度較高，電除塵器出口粉塵排放濃度≤248mg/Nm3，干式電除塵器出口粉塵濃度要達到80mg/Nm3以內，綜合考慮投資、運行維護費用、技術可靠性、現場場地和設備現狀等多種因素，提出改造方案一（垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+新建濕式電除塵器），即干式電除塵器改造即在原電除塵器二、三、四、五電場后增設垂直收塵裝置，并在一、二電場采用高頻電源。

方案二：垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+脫硫系統除塵協同改造。從實際運行情況考慮：由于電廠煤質變動幅度較大，電除塵器入口濃度較高，電除塵器出口粉塵排放濃度≤248mg/Nm3，干式電除塵器出口粉塵濃度要達到40mg/Nm3以內，綜合考慮投資、運行維護費用、技術可靠性、現場場地和設備現狀等多種因素，提出改造方案二（垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+脫硫系統除塵協同改造），即干式電除塵器改造即在原電除塵器全部電場后增設垂直收塵裝置，并在一、二電場采用高頻電源。

方案技術經濟綜合比較均以機組滿負荷為例進行對比。兩種方案對比結果見表2。

表2 兩種方案技術經濟綜合比較

從表2中可以看出：方案一增設濕除，干式電除塵器進行提效改造，一方面可以減輕電除塵出口粉塵排放壓力，另一方面可以確保穩定實現10mg/Nm3的排放指標，對脫硫系統的穩定運行不會產生影響，由于增設運行設備，該方案投資費用和運行能耗相對較高。方案二通過脫硫協同技術路線是可以實現10mg/Nm3的排放指標，對脫硫系統的穩定運行也不會產生影響。該方案投資費用和運行能耗相對較低，由于二期機組干式電除塵容量偏小，煤質變化較大，使得該方案干式除塵器出口粉塵排放要求較高，若要長期穩定可靠達標排放有一定的風險。

綜上所述，由于電廠煤質變動幅度較大，電除塵器入口濃度較高，要求粉塵濃度長期穩定可靠達標排放，在充分考慮改造技術可靠性與先進性；改造措施經濟、合理、有效；改造后設備運行穩定、安全；整機使用壽命周期長，設備檢修維護方便；能滿足國家環保新標準的條件，推薦本次一期機組采用方案一：垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+濕式電除塵器，即干式電除塵器改造即在原電除塵器二、三、四、五電場后增設垂直收塵裝置，并在一、二電場采用高頻電源；脫硫后增設濕式電除塵器，作為本次超低排放除塵改造的實施方案。

4.3 脫硫改造工藝方案

根據本工程實際情況，根據現有條件，脫硫提效改造主要對現有吸收塔不進行大的改造前提下，主要改造方案有：增加旋匯耦合器、單塔雙區改造、增加1層噴淋層、增加托盤，增強氣液膜傳質效果，改造后吸收塔脫硫效率應不低于99.2%。具體改造方案見表3。

表3 粉塵脫硫備選方案對比表

從表3表分析，“新增一層噴淋層”和“高效托盤”方案由于改造工程量較大，相對的造價也較高；“旋匯耦合”和“單塔雙區”方案投資較低，其中“單塔雙區”方案運行業績相對較少，且分區調節pH值，對運行的要求較高。負荷較低時，加大分區的難度，控制不好會加速吸收塔的結垢。四種脫硫改造方案各有優缺點，結合曲靖電廠機組長期半負荷運行以及適當控制工程投資，目前風機壓頭余量充足的情況下，在技術可靠、安全穩定基礎上，本次脫硫超低排放改造可選取方案一“旋匯耦合方案”。

綜上，該350MW循環流化床鍋爐經改造方案技術經濟對比分析，脫硝改造工程采用“增加備用層催化劑”方案，具體內容為新增備用層催化劑，同時配置蒸汽和聲波吹灰器；除塵超低排放改造方案選擇：垂直收塵裝置復合改造技術+高頻電源+濕式電除塵器；脫硫超低排放改造方案推薦采用新增旋匯耦合裝置。實施上述煙氣超低排放改造方案后，煙囪排放氮氧化物、粉塵、二氧化硫濃度小于50mg/Nm3、10mg/Nm3、35mg/Nm3，達到超低排放減排的效果。