摘要：本文介紹某電廠對其循環(huán)流化床鍋爐進行環(huán)保升級的案例，分別從現(xiàn)有系統(tǒng)狀況和改造方案等兩方面進行了論述。某電廠現(xiàn)有4x75t/h循環(huán)流化床鍋爐，煙氣中氮氧化物、二氧化硫及粉塵等不能滿足國家最新的超低排放標(biāo)準(zhǔn)，為此對其進行環(huán)保升級改造，改造后煙氣中氮氧化物、二氧化硫及粉塵的排放濃度分別低于50、35、5mg/Nm3。脫硝采用SNCR提效改造+爐內(nèi)SCR（尾部煙道合適位置處布置一層）+COA（低負(fù)荷保障手段）；脫硫除塵采用靜電除塵器（預(yù)除塵）+循環(huán)流化床半干法脫硫（附屬布袋除塵器）；消白采用煙氣直接升溫，加熱介質(zhì)為低壓蒸汽。

1概述

某電廠現(xiàn)有4臺循環(huán)流化床鍋爐，其中3#、4#鍋爐為濟南鍋爐集團股份有限公司生產(chǎn)制造（YG-75/3.82-M1），1#、2#鍋爐為無錫華光鍋爐股份有限公司生產(chǎn)制造（UG-75/3.82-M41）�，F(xiàn)有鍋爐污染物排放濃度執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）排放要求，即氮氧化物<200mg/Nm3、二氧化硫<200mg/Nm3、煙塵<30mg/Nm3。為了滿足《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014～2020年)》及《安徽省煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2015～2020年）》要求，對鍋爐煙氣進行脫硫、除塵、脫硝環(huán)保升級改造，本次環(huán)保升級改造工程實施后，煙氣中氮氧化物排放濃度＜50mg/Nm3(標(biāo)態(tài)，干基，6%氧)、二氧化硫排放濃度＜35mg/Nm3(標(biāo)態(tài)，干基，6%氧)、煙塵排放濃度＜5mg/Nm3(標(biāo)態(tài)，干基，6%氧)，滿足超低排放的要求，排放總量明顯降低，符合建設(shè)資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會的目標(biāo)，具有顯著的環(huán)保效益和社會效益。

2電廠現(xiàn)有環(huán)保系統(tǒng)

現(xiàn)該電廠四臺鍋爐均采用的是低氮燃燒+SNCR+布袋除塵+燃煤摻燒石灰石+爐內(nèi)噴鈣工藝路線。脫硝部分還原劑采用尿素，低氮燃燒后煙氣中氮氧化物排放濃度低于230mg/Nm3，SNCR投入后煙氣中氮氧化物排放濃度為130mg/Nm3左右，氨逃逸不大于8ppm；除塵部分四臺鍋爐均采用XLDM系列離線清灰低壓脈沖式布袋除塵器，現(xiàn)實際粉塵排放濃度15～20mg/Nm3；脫硫部分燃煤摻燒石灰石及爐內(nèi)噴鈣后，最終控制二氧化硫排放濃度可控制在150mg/Nm3左右。

3環(huán)保升級改造方案

本次環(huán)保升級改造的要求是：在設(shè)計煤種及校核煤種下，30%～110%BMCR負(fù)荷范圍內(nèi)，脫硝裝置及脫硫除塵裝置能穩(wěn)定運行且排放達(dá)標(biāo)。

3.1脫硝改造方案

3.1.1改造路線確定

目前低氮燃燒改造運行良好，故本次改造不再對其進行優(yōu)化改造；由于現(xiàn)有SNCR在保證氨逃逸合格的基礎(chǔ)上無法滿足排放要求，故本次改造增設(shè)爐內(nèi)SCR，同時對原SNCR系統(tǒng)進行提標(biāo)改造；此外，考慮低負(fù)荷工況條件下，鍋爐爐膛溫度無法滿足SNCR使用要求，僅靠爐內(nèi)SCR無法實現(xiàn)氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放，故系統(tǒng)增設(shè)COA協(xié)同脫硝裝置作為備用保障手段確保氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放。

3.1.2改造具體方案

（1）SNCR提效改造

更換原有SNCR噴槍，選擇覆蓋面更大的扇形噴槍；每個旋風(fēng)分離器出口增設(shè)噴槍兩支（運行軌跡和化學(xué)試劑濃度見圖1），該位置處噴氨即能起到SNCR脫硝目的，又可為尾部SCR進行精確補氨；對SNCR的運行參數(shù)進行優(yōu)化調(diào)整，包括尿素溶液的濃度、尿素溶液和霧化壓縮空氣的壓力。SNCR系統(tǒng)的設(shè)計參數(shù)見表1。

圖1運行軌跡和化學(xué)試劑濃度分布

（2）爐內(nèi)SCR

由于現(xiàn)場空間有限，采用爐內(nèi)SCR脫硝，即在尾部煙道合適溫度處布置一層催化劑。根據(jù)鍋爐熱力計算書及實際運行情況，為了獲得催化劑的安裝空間及保證SCR的入口溫度區(qū)間，對原有鍋爐省煤器進行移位并對省煤器排管進行調(diào)整。SCR不單獨進行噴氨，其主要利用新增SNCR出口噴槍噴入過量的氨（氨的劑線如圖2所示）。SCR系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表2。

圖2氨的劑線分布

（3）COA低溫協(xié)同脫硝

在后續(xù)半干法脫硫塔合適位置處布置噴射強氧化劑（本工程采用亞氯酸鈉），其以循環(huán)流化床反應(yīng)器內(nèi)激烈湍動的、擁有巨大的表面積的吸附劑顆粒作為載體，將難溶于水的NO氧化為NO2并與鈣基吸收劑發(fā)生反應(yīng)從而達(dá)到去除NOx的目的。COA系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表3。

3.2脫硫除塵改造方案

3.2.1改造路線確定

本工程燃煤含硫量0.53%，SO2排放標(biāo)準(zhǔn)＜35mg/Nm3，計算脫硫效率不低于97.7%，石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝相對半干法脫硫工藝投資高、運行成本高、煙囪需防腐處理、運行中會產(chǎn)生廢水且煙氣脫白成本較高，故本項目選用循環(huán)流化床半干法脫硫工藝；本項目粉塵要求排放濃度小于5mg/Nm3，目前布袋除塵為達(dá)到5mg/Nm3最為經(jīng)濟有效的手段，故選用布袋除塵器作為半干法脫硫附屬除塵器；考慮鍋爐粉煤灰具有一定的經(jīng)濟價值，而半干法脫硫灰目前經(jīng)濟價值低，故脫硫前設(shè)置靜電預(yù)除塵器收集粉煤灰；綜上最終脫硫除塵工藝路線確認(rèn)為靜電預(yù)除塵+半干法脫硫（附屬布袋除塵器）。

3.2.2脫硫除塵一體化改造具體方案

結(jié)合現(xiàn)場狀況以及裝置的實際特點，系統(tǒng)按“一爐一塔”、“單級串聯(lián)”配置，布置在現(xiàn)有鍋爐與煙囪之間。鍋爐空預(yù)器出口煙氣經(jīng)過靜電預(yù)除塵除去大部分粉煤灰后從底部進入脫硫塔，脫硫后的煙氣經(jīng)過附屬布袋除塵器后由引風(fēng)機排往煙囪。循環(huán)流化床煙氣半干法除塵脫硫裝置主要由煙氣系統(tǒng)、預(yù)電除塵系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、布袋除塵器系統(tǒng)、吸收劑制備及供應(yīng)系統(tǒng)、物料再循環(huán)系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)及蒸汽系統(tǒng)等組成，其工藝流程示意圖見圖4，脫硫除塵系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表4。

圖4環(huán)保升級改造工藝示意圖

3.3煙氣脫白處理改造方案

當(dāng)濕度較大的低溫?zé)煔馀湃肟諝庵袝r，煙氣中的水蒸氣會飽和析出從而產(chǎn)生“白煙”現(xiàn)象。該電廠處于居民區(qū)周圍，大量白煙的排放其會引起周圍居民的誤解從而引起投訴，故本次改造增設(shè)脫白裝置�？紤]本項目采用脫硫采用半干法脫硫裝置，煙氣排煙溫度75～80℃，高于煙氣飽和溫度20℃以上，其只會在室外溫度較低或者陰雨天才會出現(xiàn)白煙現(xiàn)象，故本裝置煙氣脫白采用低壓蒸汽直接加熱煙氣的方式實現(xiàn)。

4結(jié)語

本項目綜合鍋爐煙氣的特性、鍋爐的運行實況、現(xiàn)場的布置情況及排放指標(biāo)要求，本次環(huán)保升級改造采用了SNCR+爐內(nèi)SCR+COA+靜電預(yù)除塵+循環(huán)流化床半干法脫硫（附屬布袋除塵器）+脫白技術(shù)路線，通過上述工藝路線組合可實現(xiàn)30-110%負(fù)荷范圍內(nèi)煙氣中氮氧化物、二氧化物及粉塵的達(dá)標(biāo)排放，同時現(xiàn)場感官良好，該工程實施前后煙氣污染物排放濃度及排放量對比情況(以設(shè)計煤質(zhì)計)見表5。

根據(jù)改造前后各項數(shù)據(jù)對比可知，該工程實施改造后，電廠煙氣污染物排放濃度將得到大大削減，各項指標(biāo)均達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)；SO2、煙塵、NOx年排放量分別減少82.8t/a、7.2t/a、63t/a，環(huán)境效益十分明顯。

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