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【技术汇】循环流化床锅炉超低排放技术研究
浏览: 发布日期:2019-08-30

  北极星大气网讯: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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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(SN▲●…△CR)法、选择性催化还原(SCR)法。

  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。

  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。

  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。

  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。、

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