袁 也，陳 焱，曹文凱，陳成武，洪 杰，劉沁昱，劉少光

（1.江蘇省新能源開發(fā)股份有限公司，南京 210005；2.上海瀚昱環(huán)保材料有限公司，上海 201611）

隨著時代的發(fā)展，生物質(zhì)鍋爐的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)逐步提高。目前，發(fā)電鍋爐的煙氣排放執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223—2011），蒸汽鍋爐的煙氣排放執(zhí)行《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13271—2014）。國務(wù)院于2018年7月3日發(fā)文要求，城市建成區(qū)生物質(zhì)鍋爐實施超低排放改造。因此，生物質(zhì)鍋爐面臨新的煙氣污染物減排問題。

生物質(zhì)鍋爐具有以下特點：爐內(nèi)溫差大，介于700 ～1 100 ℃；煙氣含濕量高，介于15%～30%；煙塵中堿（土）金屬含量高，大于8%；SO、NO濃度波動大，燒純生物質(zhì)時，SO、NO為100 ～250 mg/m，摻燒模板、木材、樹皮等時，SO、NO為250 ～ 600 mg/m。這給脫硫、脫硝工藝的選擇帶來困難，尤其是脫硝：爐膛溫度偏低導(dǎo)致選擇性非催化還原（SNCR）效率較低且氨逃逸率偏高；堿（土）金屬含量高導(dǎo)致無法在省煤器后、空預(yù)器前布置中高溫選擇性催化還原（SCR）裝置；催化氧化吸收（COA）、臭氧氧化等工藝運行成本較高，運行穩(wěn)定性差，存在二次污染問題。若將SCR 裝置布置在除塵裝置后，則可解決效率低和穩(wěn)定性差的問題，同時催化劑壽命有保障。本文以江蘇省某電廠一臺110 t/h 生物質(zhì)發(fā)電鍋爐為例，根據(jù)煙氣特點及現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施情況，提出兩種“（半）干法脫硫+低溫SCR 脫硝”組合的超低排放改造技術(shù)路線，并對其經(jīng)濟性進行對比分析。

1 鍋爐現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施及運行情況

1 臺110 t/h 高溫高壓鍋爐配置1 臺25 MW 純凝式汽輪發(fā)電機組。煙氣參數(shù)如表1 所示。一是現(xiàn)有脫硫設(shè)施采用爐內(nèi)噴鈣脫硫+半干法循環(huán)流化床（CFB）脫硫工藝。脫硫設(shè)施將鍋爐煙氣SO由450 mg/Nm降至小于50 mg/Nm，滿足當(dāng)前環(huán)保要求。二是現(xiàn)有脫硝設(shè)施采用低氮燃燒（分級燃燒加煙氣再循環(huán)） +SNCR脫硝工藝。鍋爐煙氣原始NO濃度為350 mg/Nm左右，NO排放小時均值不大于100 mg/Nm。為保證達標(biāo)排放，爐內(nèi)采取低氧燃燒運行，導(dǎo)致CO 濃度較高，鍋爐熱效率降低，渣和飛灰的可燃物含量偏大，爐膛還原性氣氛較濃?，F(xiàn)有脫硝設(shè)施的能力已達極限，NO無法滿足50 mg/Nm限值的超低排放要求，且氨逃逸率較高，尾部煙道腐蝕嚴(yán)重。三是現(xiàn)有除塵設(shè)施采用旋風(fēng)除塵+機械預(yù)除塵+布袋除塵工藝。排放煙氣中顆粒物小于10 mg/Nm，滿足當(dāng)前環(huán)保要求。鑒于目前NO排放值偏高、當(dāng)?shù)丨h(huán)保要求日趨嚴(yán)格的情況，在保留現(xiàn)有脫硝工藝的基礎(chǔ)上進行改造，使NO最終排放濃度不大于50 mg/Nm。

表1 煙氣參數(shù)

2 脫硫脫硝技術(shù)概述

2.1 鈉基干法脫硫（SDS）技術(shù)

將NaHCO細粉噴入溫度200 ～260 ℃的煙氣中，NaHCO分解成NaCO、HO 和CO。新生成的NaCO有高度反應(yīng)活性，可自發(fā)與煙氣中的酸性污染物反應(yīng)，達到脫除SO等酸性污染物的效果，脫除效率可超過95%，一次性噴入脫硫劑，無須循環(huán)。

2.2 半干法循環(huán)流化床（CFB）脫硫技術(shù)

鍋爐尾部空預(yù)器、旋風(fēng)分離器后的煙氣從脫硫塔底部進入吸收塔，消石灰通過噴射泵送入吸收塔，水通過安裝在吸收塔內(nèi)的雙流體霧化噴嘴噴入吸收塔，煙氣通過吸收塔底部的文丘里管加速后進入循環(huán)流化床，在吸收塔內(nèi)脫硫凈化。脫硫后的飛灰經(jīng)過除塵裝置除去，一部分灰經(jīng)返料系統(tǒng)回流到吸收塔，再次參與循環(huán)脫硫，另一部分進入倉泵輸送到灰?guī)臁?/p>

2.3 低溫選擇性催化還原脫硝技術(shù)

還原劑（氨氣、氨水或尿素溶液）與適量空氣均勻混合后，噴入裝有催化劑的SCR 反應(yīng)器中，將煙氣中的NO在合適的溫度條件下還原成氮氣和水，效率最高可超過95%。生物質(zhì)鍋爐煙塵含有較多的Na、K、Ca、Mg 及其他金屬元素化合物，這會造成催化劑中毒。在生物質(zhì)鍋爐煙氣中，普通的VO-WO/TiO催化劑使用壽命很短，其需要使用抗堿（土）金屬和SO影響能力強的專用催化劑。為保護催化劑，生物質(zhì)鍋爐的SCR 脫硝反應(yīng)器一般設(shè)置在濾袋除塵器之后，催化劑宜選用低溫型。低溫SCR 催化劑主要采用稀土作為活性組分，具有效率高、抗中毒能力強的特點，在生物質(zhì)行業(yè)應(yīng)用時，相比普通VO-WO/TiO催化劑，其壽命更長。采用低溫SCR 脫硝技術(shù)，無須將煙溫升至大于300 ℃，一般在170 ℃左右運行，削減大量能耗。

3 脫硫脫硝組合工藝方案分析

現(xiàn)有布袋除塵器后的煙溫為115 ～125 ℃，不滿足低溫SCR 脫硝工藝要求，生物質(zhì)鍋爐需要通過加熱提高煙溫，或者在煙溫更高的位置重新布置SCR脫硝裝置。結(jié)合目前脫硫、脫硝、除塵的設(shè)施情況和省煤器、空預(yù)器處的溫度條件，擬定兩種“脫硫+脫硝”組合的超低排放改造技術(shù)路線。

3.1 SDS 干法脫硫+低溫SCR 脫硝組合工藝（方案一）

若將新增的低溫SCR 脫硝反應(yīng)器布置在煙溫≥170 ℃的位置，則可省去煙氣加熱設(shè)備，降低加熱能耗。省煤器與空預(yù)器之間的煙溫為200 ～240 ℃，符合該預(yù)期。方案一工藝路線如圖1所示。

圖1 SDS 干法脫硫+低溫SCR 脫硝工藝路線

將現(xiàn)有半干法CFB 脫硫改成反應(yīng)溫度更高的SDS 干法脫硫，原有CFB 脫硫塔可利舊，保留機械除塵。將除塵濾袋更換為耐更高溫度的濾袋。由于SDS 干法脫硫煙氣溫降較?。ǎ?0 ℃），脫硫和除塵后的煙氣溫度可保持在180 ～200 ℃，煙氣隨后進入SCR 脫硝反應(yīng)器。將空預(yù)器后移至低溫SCR 脫硝反應(yīng)器出口回收凈煙氣的熱量，使煙溫降至100 ℃左右。煙氣最后經(jīng)引風(fēng)機送入煙囪排放。

該工藝路線主要有7 個優(yōu)點。一是先脫硫、除塵，后脫硝，減少了煙塵有害物質(zhì)和硫銨鹽對催化劑的毒害作用，可延長催化劑的使用壽命；二是脫硫除塵煙氣溫降較小，除塵后可直接進行脫硝，再通過余熱鍋爐/空預(yù)器回收熱量，系統(tǒng)無須補熱或進行煙氣-煙氣換熱器（GGH）換熱，系統(tǒng)能耗低，設(shè)備投資較小；三是顆粒物、SO、NO可分別除至小于10 mg/Nm、小于35 mg/Nm、小于50 mg/Nm，滿足超低排放要求；四是系統(tǒng)簡單，投資和運行費用較低，雖然脫硫劑的單價較高，但其運行總阻力低，SCR 脫硝無須補熱，脫硫無工藝水，電耗低，能源利用率較高，綜合性價比較好；五是進入空預(yù)器的煙氣為脫硫、除塵、脫硝后的凈煙氣，空預(yù)器不易堵塞；六是改造時拆除CFB 脫硫塔文丘里管，脫硫塔阻力會降低，可部分抵消因煙溫升高增加的除塵器阻力和催化劑的阻力，風(fēng)機可不更換；七是由于凈煙氣酸露點溫度降低，空預(yù)器排煙溫度可由原來的130 ℃降至100 ℃，按每回收10 ℃煙溫可提高1%爐效計算，可提高3%爐效，從而減少蒸汽損失，提高發(fā)電量。

3.2 半干法CFB 脫硫+低溫SCR 脫硝組合工藝（方案二）

保留現(xiàn)有CFB 脫硫設(shè)施，新增GGH 換熱器和蒸汽-煙氣換熱器（SGH）、低溫SCR 脫硝反應(yīng)器等設(shè)施?？疹A(yù)器后煙氣經(jīng)脫硫塔、除塵器后，煙溫為115 ～125 ℃，經(jīng)過GGH 換熱和SGH 換熱，其保持在175 ～185 ℃，煙氣進入低溫SCR 脫硝反應(yīng)器，脫硝后煙氣經(jīng)過GGH 回收部分熱量，再經(jīng)引風(fēng)機送入煙囪排放。方案二工藝路線如圖2所示。

圖2 半干法CFB 脫硫+低溫SCR 脫硝工藝路線

該工藝路線的主要優(yōu)點有：半干法CFB 脫硫單塔處理能力大，應(yīng)用較廣泛；無須移動空預(yù)器和更換濾袋，節(jié)省相應(yīng)的安裝費用與高溫濾袋更換費用。該工藝路線的不足之處有：CFB 工藝脫硫時，要對煙氣進行噴水降溫，煙溫降低后又需要通過加熱將煙溫升至180℃左右，以滿足SCR 反應(yīng)溫度要求，造成熱量浪費，增加了水的消耗；需要增設(shè)加熱器和換熱器，設(shè)備投資大；CFB 脫硫塔本身阻力較大，加上新增的SCR 脫硝裝置的阻力，需要更換引風(fēng)機或增設(shè)增壓風(fēng)機，電耗較大。

4 經(jīng)濟性對比分析

4.1 主要工作內(nèi)容和設(shè)備組成對比

方案一和方案二的脫硝反應(yīng)器、催化劑、噴氨系統(tǒng)規(guī)模一致，現(xiàn)場儀表、電氣、控制系統(tǒng)、管路和閥門組成接近，均需要進行煙道改造。方案一脫硫由CFB 工藝改造為SDS 工藝，脫硫塔可利舊，保留機械除塵，但需要新增小蘇打粉倉、研磨機及供料設(shè)備，更換高溫濾袋，而方案二不需要調(diào)整脫硫和除塵系統(tǒng)；方案二需要增加GGH 換熱器和SGH 換熱器，方案一不需要此設(shè)備；方案一需要進行鍋爐空預(yù)器移位、一次風(fēng)風(fēng)道改造，方案二無此工作內(nèi)容。

4.2 投資對比

經(jīng)估算，方案一投資成本約為900 萬元，方案二投資成本約為924 萬元，方案一的初次投資比方案二低，略有優(yōu)勢。

4.3 運行成本對比

方案一脫硝反應(yīng)溫度為180 ～200 ℃，存在少量散熱溫降現(xiàn)象；方案二脫硫時噴水降溫至120 ℃，再通過GGH 換熱器和SGH 換熱器升至180 ℃左右脫硝。兩種改造方案的運行成本對比如表2 所示。按每年運行7 500 h 估算，方案一的直接運行成本為314.25 萬元/年，方案二的直接運行成本為978.345 萬元/年。方案一的年運行費用約為方案二的32%，且方案一還有余熱回收效益，可提高3%爐效，相應(yīng)增加發(fā)電量。由此可見，在運行成本方面，方案一相比方案二具有較大優(yōu)勢。

表2 兩種改造方案的運行成本對比

5 結(jié)論

從技術(shù)優(yōu)缺點、初次投資和運行成本來看，方案一和方案二都能滿足超低排放要求。初次投資方面，方案一略有優(yōu)勢；運行成本和工藝流暢性方面，方案一相比方案二具有較大優(yōu)勢。因此，無論從技術(shù)角度還是從經(jīng)濟角度考慮，應(yīng)將“SDS 干法脫硫+低溫SCR 脫硝”組合工藝作為生物質(zhì)鍋爐煙氣超低排放改造的優(yōu)選技術(shù)路線。