350MW超臨界循環流化床機組脫硫超低排放技術路線對比分析

賀建平

（神華神東電力山西河曲發電有限公司，山西忻州036501）

0 引言

河曲CFB電廠建設了兩臺350 MW超臨界循環流化床機組，采用東方鍋爐有限公司1 150 t/h超臨界一次中間再熱的循環流化床直流鍋爐、凝汽式汽輪機和水氫氫汽輪發電機，冷卻方式為表凝式間接空冷。超低排放技術路線采用源頭抑制、過程治理相結合方式，鍋爐采用低床溫、低床壓技術抑制污染物的產生。通過對爐內噴鈣+循環流化床干法脫硫工藝與爐內噴鈣+石灰石-石膏濕法脫硫兩種技術路線進行對比分析，最終配套采用爐內噴鈣+SNCR脫硝+靜電除塵+循環流化床干法脫硫工藝+布袋除塵的過程治理技術。

1 脫硫技術路線對比分析

1.1 循環流化床干法脫硫工藝簡介

福建龍凈公司引進了魯奇（CFB-FGD）循環流化床干法煙氣脫硫工藝技術，經過消化、吸收與創新，在數十臺火電機組脫硫工程成功實施經驗的基礎上，自主研發了新型高效大型機組干法脫硫除塵一體化工藝技術（以下簡稱LJD-FGD），是目前生產運營中單塔脫硫能力最大、綜合效益較佳的一種半干法煙氣脫硫技術。該工藝在我國及其他國家都已經得到廣泛應用，應用領域主要有火力發電廠、鋼鐵、冶煉、化工、垃圾、建材等，最大已運行單塔所配機組容量為350 MW。

循環流化床半干法煙氣脫硫系統主要由煙氣系統、SO2吸收系統、預電除塵系統、布袋除塵器系統、吸收劑制備及給料系統、灰循環系統、吸收工藝水系統、煙氣再循環系統及電氣儀控系統等組成，如圖1所示。

鍋爐空預器出口平均煙氣溫度為110～150 ℃，煙氣由吸收塔底部通過文丘里管加速進入吸收塔，在吸收塔內高溫煙氣中的硫與給料系統加入的吸收劑、循環灰充分預混合，進行脫硫反應，吸收劑、循環脫硫灰受到高速氣流的沖擊作用懸浮起來，形成流化床，進行充分的脫硫反應。在文丘里的出口擴管段設有噴水裝置，經過高壓水槍噴入的霧化水增濕顆粒表面，吸收劑在此與SO2和水進一步充分反應，生成副產物。脫硫后的含塵煙氣從吸收塔頂部側向排出，然后轉向從兩側進入布袋除塵器，凈煙氣再經過鍋爐引風機進入煙囪。經布袋除塵器捕集下來的固體顆粒被收集到灰斗，通過物料調節閥控制灰量，返回到吸收塔內繼續參加反應，剩余的少量脫硫灰則通過氣力系統輸送至灰庫儲存，再通過汽車外送實現綜合利用或儲存。其煙氣側流程為：空氣預熱器→電除塵器→吸收塔→布袋除塵器→引風機→煙囪。

圖1 LJD-FGD工藝流程示意圖

在循環流化床半干法煙氣脫硫工藝過程中，主要化學反應為：

1.2 濕法脫硫工藝簡介

濕法脫硫工藝采用石灰石作為脫硫吸收劑，石灰石經加工成粉狀與水充分混合攪拌制成吸收漿液。在塔內漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的硫與漿液中的碳酸鈣及鼓入的氧化空氣進行化學反應，最終反應產物為石膏，脫硫后的煙氣經除霧器除去攜帶的細小液滴后排入煙囪。脫硫石膏漿液經脫水裝置脫水后回收，脫硫廢水經處理后綜合利用。根據市場對脫硫石膏的需求情況、脫硫石膏的質量以及是否有足夠的堆放場地等因素，對脫硫副產物石膏可以采用拋棄和回收利用兩種方式進行處理。

1.3 設計基礎參數

根據煤種情況，爐內脫硫效率不低于90%，爐后煙氣脫硫采用濕法脫硫工藝或半干法脫硫工藝，按二氧化硫總量的30%設計，爐外脫硫效率不小于97.5%。兩種爐外脫硫工藝的設計參數如表1和表2所示。

表1 濕法煙氣脫硫裝置煙氣參數（BMCR工況）

表2 半干法煙氣脫硫裝置煙氣參數（BMCR工況）

為了保證煙氣脫硫裝置的可靠性，該電廠將煙氣脫硫設施入口SO2濃度提高30%，煙氣脫硫設計濃度上調至1 751 mg/Nm3；提高二級脫硫的冗余量，以提高煙氣脫硫設施的可靠性。

1.4 綜合技術對比分析

結合技術特點對循環流化床半干法脫硫與石灰石-石膏濕法脫硫兩種工藝進行綜合分析，具體內容如表3所示。

從技術上比較，循環流化床鍋爐具有自脫硫優勢，加之該電廠采用低床溫、低床壓燃燒技術，以爐內脫硫為主，爐外脫硫采用循環流化床半干法煙氣脫硫和濕法脫硫工藝都能滿足超低排放要求：SO2排放濃度≤35 mg/Nm3，兩種方案均可行。但循環流化床半干法煙氣脫硫工藝與濕法脫硫工藝相比，具有脫硫系統簡單、水耗量小、煙囪不需防腐、整體能耗低、無石膏排放、無廢水產生（同時還可利用廢水）等優勢，同時能夠高效去除重金屬汞和SO3等。

1.5 脫硫投資及運行維護成本分析

結合工藝流程對比分析循環流化床半干法脫硫與石灰石-石膏濕法脫硫的投資、運行、維護費用，具體內容如表4和表5所示。

從經濟上對比，半干法煙氣脫硫工藝與濕法脫硫工藝相比較，建設成本低，約為5 710萬元，同時循環流化床半干法煙氣脫硫工藝年運行維護費用約低150.724萬元。

1.6 技術路線選擇

綜上所述，半干法煙氣脫硫除塵一體化工藝具有能耗低、系統簡單、煙囪及煙道不需要防腐、不產生脫硫廢水、耗水量小等優點。吸收塔內基本不需要任何運動部件以及支撐桿件，脫硫煙氣流速的設計較為合理，吸收塔內磨損較小，脫硫設備使用壽命較長，檢修也方便，運行過程中不會產生廢水石膏雨，設計脫硫效率可達90%以上。且采用循環流化床半干法脫硫除塵一體化工藝全廠廠用電率可降低0.6%，全廠耗水指標可降低0.004 m3/（s·GW）。濕法脫硫工藝目前在火力發電廠應用較多，脫硫效率可達95%以上，同時吸收劑的價格也低，技術比較成熟，可靠性相對較高，利用率高。因此，綜合考慮上述因素，該電廠煙氣治理設施技術路線選擇爐內噴鈣+SNCR脫硝+靜電除塵+循環流化床干法脫硫工藝+布袋除塵。

表3 綜合技術比較表

表4 脫硫設備投資、運行耗材單價對比

表5 脫硫系統年運行、維護成本對比

2 運行情況

根據《山西省環境保護廳關于印發<現役燃煤發電機組超低排放改造環保驗收及比對監測技術方案>的通知》（晉環函〔2015〕856號）文件要求，受神華神東電力山西河曲發電有限公司委托，山西眾智檢測科技有限公司分別于2017年6月28日至7月3日對1#、2#燃煤發電機組超低排放環保設施進行了現場監測并編制了監測報告：“監測結果表明，1#燃煤發電機組近期煤種高負荷（＞90%）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.22～2.79 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在3～6 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在33～41 mg/m3；設計煤種高負荷（＞90%）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.09～3.30 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在9～30 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在36～41 mg/m3；近期煤種低負荷（50%左右）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.33～4.07 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在5～7 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在38～44 mg/m3。”“2#燃煤發電機組近期煤種高負荷（＞90%）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.90～4.27 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在19～25 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在39～46 mg/m3；設計煤種高負荷（＞90%）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.07～3.68 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在11～19 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在41～47 mg/m3；近期煤種低負荷（50%左右）工況脫硫塔出口煙氣中煙塵的排放濃度范圍在2.13～3.69 mg/m3，二氧化硫的排放濃度范圍在2～5 mg/m3，氮氧化物的排放濃度范圍在38～45 mg/m3。”“近期煤種高負荷工況、近期煤種低負荷工況、設計煤種高負荷工況各項污染物排放濃度均達到了山西省人民政府晉政辦發〔2014〕62號《山西省人民政府辦公廳關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見》中規定的超低排放標準Ⅱ（基本達到天然氣燃氣輪機排放標準）標準限值要求。”

3 結論與建議

該廠機組現已長期穩定運行5年有余，表明爐內噴鈣+循環流化床半干法二級脫硫工藝可以穩定實現超低排放限值要求，滿足環保主管部門的管理要求，是CFB鍋爐最為典型的脫硫技術路線。

為了提高脫硫系統運行的穩定性，有以下幾點建議：

（1）循環流化床半干法脫硫工藝的脫硫劑為消石灰，由于消石灰很容易失效，需要采購生石灰制備消石灰，為防止消石灰制備系統故障，建議將機組間的消石灰倉管道連通，做到互相備用。

（2）由于循環流化床半干法煙氣脫硫工藝吸收塔建床需要臨界煙氣量（最小煙氣流量），為了防止半干法煙氣脫硫系統吸收塔發生塌床，脫硫系統邏輯中的煙氣流量測點應采用三取二策略，以提高脫硫系統的可靠性。