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    • 600 MW CFB锅炉大气污染物超低排放改造技术研究

        摘要:

        为改造环流化床(CFB)电厂在实施锅炉大气污染物超低排放能科学选择方案,选取某厂600MWCFB锅炉为研究对象,从技术分析、投资、运行费用等方面,对不同脱硝、脱硫、除尘工艺的改造方案进行研究比较。选取最优方案:新增SNCR脱硝工艺,按入口NOx质量浓度160mg/m3、脱硝效率大于68.75%设计;保留炉内喷钙脱硫系统,新增炉外半干法脱硫工艺,按FGD入口质量浓度3000mg/m3、脱硫效率98.84%设计,按炉内脱硫效率80%运行;拆除现有电袋复合除尘器袋区,保留电除尘器,新增高效布袋除尘器,按烟尘原始质量浓度56.60g/m3、总体除尘效率大于99.991%设计,为相关的600MWCFB锅炉改造提供一定参考。

        按照《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发[2015]164号)要求,到2020年,全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放,即在基准氧含量6%条件下(下同),烟尘、SO2、NOx质量浓度分别不高于10、35、50mg/m3。

        原神华集团有限责任公司(简称神华集团)在实施过程中提出了颗粒物质量浓度小于5mg/m3的更严限值要求。该集团自2014年6月国内首台超低排放新建机组舟山电厂4号机组投运以来,到2017年底,完成超低排放改造机组容量已达在役煤电机组容量的78%,且几乎全部为煤粉锅炉(PCB)。作为我国最大的循环流化床发电企业,该集团循环流化床锅炉(CFBB)机组容量共计8220MW,占煤电机组总容量11.5%。为满足日益严格的环保要求,该集团按照计划到2020年底,燃煤机组全部实现超低排放,未来3年主要对CFB锅炉(含600MW等级)实施超低排放改造,最终实现高品质绿色发电。

        目前600MW等级CFB锅炉超低排放改造技术研究极少,因此本文选取某电厂600MWCFB锅炉为研究对象,从技术分析、投资、运行费用等方面对不同脱硝、脱硫、除尘工艺的改造方案开展对比分析,其研究方法及结果可为CFB锅炉改造提供一定参考。

        1研究对象

        某电厂600MW超临界CFB锅炉燃烧高硫分、高灰分、低热值劣质贫煤,设计有外置床换热器、高温冷却式旋风分离器,采用双布风板单炉膛、H型布置。

        2工程分析

        电厂烟尘、SO2、NOx3项污染物实际排放水平分析如下:烟尘平均排放值15~20mg/m3,达到了常规电袋复合除尘工艺的平均水平;SO2平均排放值约300mg/m3,按SO2原始排放质量浓度5500mg/m3计,平均脱硫效率94.55%,电厂提供2017年平均Ca/S值为2.1,炉内脱硫处于较好水平;NOx平均排放值约120mg/m3,对于采用炉内脱硫的CFB锅炉而言,考虑到炉内脱硫抑氮之间的矛盾,炉内抑氮处于较好水平。分析认为,锅炉设计有外置床换热器,对于控制炉膛温度、维持炉内循环物料工况稳定、创造良好的炉内脱硫抑氮条件,具有积极作用;电厂所属区域处于燃煤高硫区,目前排放标准要求SO2质量浓度<400mg/m3,达标排放时炉内Ca/S值位于脱硫抑氮的最佳范围,经济性较好;鉴于燃用高挥发分烟煤的CFB锅炉无SNCR脱硝时的低氧量运行方式,该电厂锅炉采用挥发分较低的贫煤,炉内脱硫与抑氮的矛盾不突出,锅炉氧量接近设计值,在保证NOx达标的情况下炉内脱硫运行工况较佳。

        2.1改造原则

        要尽量避免已有设备的闲置与浪费;要清楚炉内脱硫与抑氮的实际矛盾关系,合理确定脱硫脱硝设施边界条件设计值;对于本身设计有炉内脱硫系统的CFB锅炉,放弃炉内脱硫系统可能会引起部分受热面超温,使炉内物料循环工况变差;完全放弃炉内脱硫系统会引起炉外脱硫系统设计规模变大、改造投资增加;鉴于炉外脱硫工艺Ca/S值更低,是否采用全炉外脱硫,需结合场地条件、投资、运行费用等因素,进行综合比较后确定。

        2.2边界条件选择

        电厂600MW超临界CFB锅炉边界条件按2017年全年实际运行工况确定,边界条件选择如下。

        a.煤质参数:锅炉最大连续蒸发量工况(BMCR)耗煤量为366.2t/h;燃煤硫分为2.5%,按设计煤种硫分3.3%进行校核。

        b.烟气参数:锅炉空预器出口实际烟气量为204.67×104m3/h(标态,湿基),空预器出口过量空气系数α=1.25,烟气含氧量4.3%,烟温134℃。

        原始排放质量浓度为5500mg/m3(校核煤种为8430mg/m3),改造后目标值小于35mg/m3,锅炉总体脱硫效率要求大于99.37%(校核值99.58%)。

        原始排放质量浓度按设计值为160mg/m3,改造后目标值小于50mg/m3,脱硝效率要求大于68.75%。

        e.除尘器入口烟尘值为56.60g/m3,考虑未来可能更为严格的环保要求,改造后目标值小于5mg/m3,总体除尘效率要求大于99.991%。

        2.3炉内超低排放技术研究

        CFB锅炉具有低成本环保特性,通过炉内低温燃烧和分级配风,燃用高挥发分煤时NOx可以达到200~300mg/m3,燃用低挥发分煤时NOx可以达到100~150mg/m3;通过炉内脱硫,在Ca/S值在2.0~2.5条件下,燃用高硫煤时炉内脱硫效率可达95%,SO2排放小于300mg/m3,燃用低硫煤时炉内脱硫效率可达90%,SO2排放小于200mg/m3[4]。CFB锅炉无需安装炉外脱硫脱硝装置即可实现NOx、SO22项指标达标。但随着环保排放要求达到超低排放标准,CFB的低成本环保优势逐渐减少。

        清华大学等国内科研院校一直致力于CFB锅炉SO2、NOx生成机理及排放特性研究,研究发现在一定条件下,CFB锅炉可直接通过炉内高效脱硫抑氮实现SO2或NOx超低排放,这些条件主要包括:炉内均匀流化的燃烧工况、燃煤和石灰石品质控制、锅炉低床压等优化运行、配置高效旋风分离器、合理分配风量及选择最佳脱硫剂加入点等。CFB锅炉炉内NOx超低排放的技术路线已相继在150t/h、260t/h和560t/h的CFB锅炉上进行了工程验证,某350MW超临界CFB锅炉采用高效二次风等锅炉关键部件优化技术,在运行优化和不投炉内脱硫系统的情况下,NOx平均排放质量浓度约为30mg/m3,能直接满足NOx超低目标值要求,一旦炉内脱硫系统投入,NOx排放质量浓度便会明显上升,需要投入炉外脱硝装置才能实现达标排放。

        结合本工程实际,该电厂地处西南高硫煤区,考虑完全通过炉内脱硫来实现目标值99.37%(校核值99.58%)的炉内脱硫效率,石灰石耗量将大幅增加,排放值受炉内运行工况影响易出现大幅波动。同时,受双布风板和外置床的炉型结构影响,仅通过炉内低温燃烧和分级配风的方式稳定实现NOx原始排放,现阶段直接达到超低排放仍有关键技术及部件优化改造工作需要开展。综上所述,针对该厂600MWCFB锅炉及燃用煤种,仅通过炉内手段实现SO2、NOx1项以上直接达到超低排放标准理论上具有一定可行性,但要保证机组经济运行和排放稳定,仍需要从关键技术、设备优化改造等方面开展相关工作。因此现阶段比较理想的低成本CFB锅炉SO2和NOx超低排放技术路线是炉内高效脱硫抑氮为基础装备、炉外脱硫脱硝作为热备用。

        2.4超低排放改造工艺选择

        结合现有除尘、脱硫、脱硝技术及应用成熟度,600MWCFB锅炉炉外脱硫可选择采用石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫(湿法脱硫)或烟气循环流化床脱硫(半干法脱硫),炉外脱硝可采用选择性催化还原法(SCR)或选择性非催化还原法(SNCR),除尘工艺选择根据脱硫工艺确定,可选择湿式电除尘、高效除雾除尘一体化装置、高效袋除尘等工艺。

        脱硝工艺选择

        目前大型火电机组常用的脱硝工艺主要有SCR和SNCR。当NOx原始质量浓度较高,一种工艺无法满足要求时,可选用SNCR+SCR组合工艺。SCR设计要求脱硝效率不低于80%。CFB锅炉SNCR技术发展较快,如在华能白山煤矸石发电厂330MWCFBB和秦皇岛秦热发电公司300MWCFBB,通过喷枪改进及流场模拟优化,可实现SNCR脱硝效率不低于74%。随着超低排放要求的执行,在原神华国华宁东发电有限责任公司330MWCFBB、华电永安电厂300MWCFBB,通过SNCR装置优化改进,结合锅炉受热面、风帽、返料器等设备改造,辅以炉内分级燃烧优化及控制系统优化,2座电厂可分别实现大于85%、80%的综合脱硝效率,最终NOx质量浓度小于50mg/m3。本电厂改造要求脱硝效率大于68.75%,仅需在炉外新增SCR或SNCR一种工艺即可。

        对于SCR,实际600MW运行工况下锅炉A/B侧空预器入口温度为372℃/361.4℃,360MW工况下为318.9℃/329.4℃,满足SCR工艺(按氨法)通常要求的300~410℃窗口要求。同时,作为SCR的另一个关键设计参数,烟气流速不仅决定反应物能否反应完全,也决定了对催化剂骨架的冲刷强度及烟气沿程阻力。本电厂锅炉空预器入口2条烟道截面尺寸为8800mm×10638mm,烟气流速偏大,改造时需对2条烟道进行适当扩容,按每条扩充成10000mm×13500mm、催化剂7×10模块、18×18孔设计,可实现满负荷下烟气流速处于6~7m/s合理范围内。对于SNCR,实际600MW运行工况下炉膛出口烟温879~905.9℃,360MW工况下为879~901.9℃,满足SNCR要求的850~1050℃温度窗口要求(按尿素法)。

        分析认为,2种工艺的脱硝温度条件都能满足要求,在给定锅炉运行工况下,2种工艺对应的尿素、水、汽、气耗量差别不大,主要区别在于采用SCR需要对锅炉尾部烟道进行改造,现场布置困难,施工难度大,投资费用较高,同时烟气阻力增加约200Pa;其次炉内脱硫的碱金属化合物易引起催化剂中毒,使脱硝效率及脱硝剂寿命下降,运行及检修费用较高;再者SO3的转化率增加,易造成尾部烟道积灰堵塞。因此,炉外脱硝推荐选用SNCR工艺,设计时入口NOx质量浓度为160mg/m3、脱硝效率大于68.75%。

        除尘工艺选择

        对于除尘,湿法脱硫出口可选高效除雾器、湿式电除尘等工艺。近年来随着脱硫高效协同除尘技术等的发展,为电厂改造提供了更多选择,近2年各大电力集团选用湿式电除尘器工艺进行改造的电厂数量增幅放缓。例如,原神华集团山西河曲电厂煤粉锅炉脱硫塔出口采用高效除雾除尘一体化装置,通过控制湿法脱硫塔入口粉尘质量浓度不大于20mg/m3,最终可实现烟尘超低排放。对于半干法脱硫,因脱硫塔内为剧烈流化状态的物料,脱硫塔对入口粉尘质量浓度并无特别要求,最终烟尘超低排放依靠脱硫塔后高效布袋除尘器来实现。例如,原神华集团山西河曲电厂在脱硫塔后安装有高效布袋除尘器,最终可实现烟尘小于5mg/m3排放值,同时在脱硫塔前设计前置电除尘,实现粉煤灰与脱硫灰分离,可提高粉煤灰品质及利用率。

        对于本电厂改造,若新增炉外湿法脱硫工艺,可考虑保留现有除尘器作为前置除尘器,脱硫塔后新装高效除雾除尘一体化装置实现烟尘超低排放。若炉外采用半干法脱硫工艺,为避免过度过滤并减少烟气阻力,可考虑现有除尘器仅保留电区作为前置除尘器,脱硫塔出口配置高效布袋除雾器。因此除尘工艺根据炉外脱硫方式确定,设计时烟尘原始质量浓度为56.60g/m3、总体除尘效率按大于99.991%。

        炉外脱硫工艺选择

        对于湿法脱硫工艺,随着脱硫效率提高,需提高液气比及增加烟气脱硫反应时间,表现为增设喷淋层及加装托盘等提效装置,通常设计不小于3层,脱硫效率达到95%以上时按4~6层设计,单塔设计最大脱硫效率临界值约为99.5%,高于此值开始考虑采用单塔双回路循环、双塔双回路循环及双塔串联工艺设计。随脱硫效率提高,炉外脱硫装置初投资额增加,因浆液循环量及系统阻力增大脱硫系统运行电耗增大,脱硫成本上升。目前湿法脱硫工艺成熟,单位投资基本处于相对稳定区间。但随着《水污染行动计划》《火电厂污染防治技术政策》关于废水处理相关政策的发布及近年来上海、天津等地环保部门陆续出台了关于烟羽治理的相关要求,脱硫废水零排放和烟羽治理势在必行,增加湿法脱硫投资及运行维护费用。

        对于半干法脱硫,通常设计为空塔,随着脱硫效率提高,设计Ca/S值升高、石灰石熟化及供料系统出力增加,脱硫剂耗量增加运行费用增大,但对初投资及运行电耗影响较小。同时,脱硫系统设计容量受入口SO2质量浓度限制,目前要求不大于3000mg/m3,对于燃用高硫煤时需要结合炉内脱硫协调脱除。半干法脱硫工艺近年来发展较快,虽然系统相对湿法要简单,但因国内技术厂家相对集中,初投资额与湿法相比优势并不明显,但可以预见,随着市场竞争愈加激烈,投资额下降成必然趋势。

        对于本工程,脱硫工艺需要经场地条件、投资、运行维护费用等综合技术经济比较后确定。

        3改造方案对比研究

        在工程分析的基础上,保留现有CFB锅炉炉内脱硫系统,提出本工程的2种超低排放改造方案。

        方案1:SNCR+炉内脱硫+石灰石-石膏湿法脱硫+高效除雾器,保留现有除尘器作为FGD前置除尘器。

        方案2:SNCR+炉内脱硫+循环流化床法半干法脱硫+高效布袋除尘器,现有除尘器仅保留电区作为FGD前置除尘器。

        3.1投资费用

        炉内脱硫效率不同,对锅炉出口SO2质量浓度、炉外FGD设计效率影响较大。对应不同炉内脱硫效率,分别对方案1、方案2改造投资进行估算。随炉外脱硫效率提高,改造投资额递增,方案1投资高于方案2。分析认为,对于湿法脱硫,随脱硫效率递增,投资增量主要在于脱硫主体、浆液制备及石膏脱水系统的设计容量变大,若按全炉外脱硫设计,需考虑双塔循环或串联设计,系统更加复杂,投资会进一步增大,同时湿法脱硫工艺因附加了脱硫废水处理、高厂变改造、烟囱防腐及新征占地投资,使总体投资额上升;对于半干法脱硫,受目前入口SO2质量浓度不大于3000mg/m3的工艺条件限制,设计区间相对较窄,投资增量主要在于生石灰熟化及给料系统的设计容量变大,额度变化不大。

        注:(1)新增SNCR脱硝投资参照已有工程案例,取定值980万元;(2)新增脱硫系统投资参照《火电工程限额设计参考造价指标(2016年水平)》进行核算取后值;(3)脱硫废水处理工程参照已有工程案例,采用混盐蒸发结晶、零排放工艺,投资按200万元/t废水;(4)设计喷淋层数目从4层起,因增加电气负荷较多,该电厂现有厂用变压器容量无法满足需要,需进行改造或更换;(5)干烟囱小于高度240m,出口内径7m大于防腐改造参照已有工程案例,按进口发泡玻璃砖(宾高德)工艺,单价2000元/m2。因机组实际年运行小时为3500h,暂按机组停运期间实施改造、不设置临时烟囱估算投资。同时,鉴于电厂所处区域,暂不考虑烟羽治理投资;(6)经现场核实,采用湿法脱硫需征用电厂东侧空地,产生征地费。

        注:(1)脱硫及除尘投资来源于国内相关环保公司询价;(2)新增布袋除尘系统投资中,含现有除尘器的袋区拆除费200万元;(3)经核算,现有高厂变容量满足新增电气负荷容量要求,不需改造;(4)经现场核实,采用半干法脱硫现有场地满足要求,不需新征占地。

        3.2运行年费用

        按不同炉内脱硫效率,结合电厂提供数据及已有案例,对2种方案的运行年费用进行测算,主要取值如下:(1)年利用小时按3500h;(2)电费按0.3元/kWh;(3)脱硝氨氮比NSR取1.5,尿素耗量0.313t/h,单价2500元/t,除盐水耗量5t/h,单价20元/t;(4)按SO2原始排放质量浓度5500mg/m3;(5)按石灰石粉纯度90%、到厂价格150元/t,按生石灰纯度80%、到厂价格500元/t;(6)工业水单价5元/t;(7)脱硫废水按12t/h,处理单价50元/t。

        不同方案中运行年费用存在最佳值,2种方案运行年费用较低点皆为“炉内+炉外”组合脱硫,其中,方案2在炉内脱硫效率80%时对应的运行年费用最低。另外,炉内脱硫效率约从低于60%起,炉外采用半干法脱硫的运行费用开始逐渐高于湿法脱硫。

        分析认为:对于湿法脱硫,其Ca/S值为1.03基本不变,比炉内脱硫Ca/S值始终要低,故随着脱硫占比份额向炉外逐渐转移,整体脱硫剂费用相对降低。但随着炉外脱硫占比进一步增加,投运喷淋层数增加,系统阻力及运行电耗增大,由此造成的电耗费用上升,与脱硫剂费用相对降低值逐渐抵消直至反超,同时,全炉外湿法脱硫采用的单塔双循环设计,下循环浆液pH值为4.0~5.0,有利于石灰石的溶解,实现烟气预冷却和SO2吸收;上循环浆液pH值为5.8~6.2,可实现SO2深度脱除。这种设计使脱硫环境进一步优化,故运行费用略有下降;对于半干法脱硫,Ca/S值随脱硫效率的升高而升高,阻力变化引起的风机电耗、脱硫剂耗量变化引起的石灰石熟化系统及给料装置电耗变化幅度不大,运行年费用最终主要以脱硫剂费用来体现。在炉内脱硫的Ca/S值随脱硫占比下降,同时,炉外脱硫的Ca/S值随脱硫效率上升而上升,2种趋势叠加产生最小值。

        综上所述,从运行年费用年看,应保留现有炉内脱硫系统继续运行,采用炉内喷钙脱硫效率80%+炉外半干法脱硫运行方式,此时FGD的运行入口SO2质量浓度为1100mg/m3(校核煤种1686mg/m3),对应脱硫效率为96.82%(校核煤种97.83%)。结合投资估算,在采用方案2进行改造时,因半干法脱硫工艺投资额度变化不大,FGD入口SO2质量浓度可按上限值3000mg/m3设计,对应设计脱硫效率为98.84%,该设计既考虑了系统裕量,又可在改造后根据不同煤种、不同负荷等实际工况,进一步通过试验确定最佳运行方式。

        3.3其他费用

        从维护及检修角度比较,采用湿法脱硫主要围绕防腐、除垢、磨损3个方面开展,因系统复杂、检修点多,方案1保守估计检修维护费应在1000万元/a以上。而采用半干法脱硫的方案2系统简单,仅需考虑磨损方面,主要体现为高精滤袋的定期检查与破损更换,但滤袋投资约占除尘系统初投资的15%,约750万元,按4年一个大修周期全部更换测算,折合检修维护费仅约200万元/a。

        从运行操作来看,湿法脱硫已在火电行业不同等级容量机组上广泛应用,操作经验已十分成熟。半干法脱硫设施虽在大型化工行业应用广泛,但对于火电行业,600MW锅炉大容量、双塔设计目前仅在华能邯峰电厂曾经应用且为非超低设计,操作经验需进一步积累。

        4结束语

        本文通过半干法脱硫双塔实现烟气污染物超低排放,采用炉外加装SNCR脱硝工艺,按NOx原始质量浓度160mg/m3、脱硝效率大于68.75%设计。保护炉内喷钙脱硫系统,新增炉外半干法脱硫工艺,按劳取酬FGD入口SO2质量浓度3000mg/m3、脱硫效率98.84%设计;按炉内脱硫效率80%运行。拆除现有电袋复合除尘器袋区,保留电除尘器,新增高效布袋除尘器,按烟尘原始质量浓度56.60g/m3、总体除尘效率按大于99.991%设计,方案属国内火电600MW级锅炉首台整套设计与应用,具有一定的研究及示范价值。

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