循環流化床(CFB)鍋爐傳統的爐內脫硫和低溫分級燃燒等技術不能滿足近零排放(即超凈排放)的環保要求，因此結合CFB鍋爐污染物排放控制實踐，本文提出了采用“爐內脫硫+尾部濕法煙氣脫硫技術、SNCR+SCR聯合脫硝技術、濕式電除塵器技術”的技術路線，來實現CFB鍋爐近零排放，即達到現行燃氣輪機發電機組排放平：SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、煙塵≤5mg/Nm3。近零排放技術更有利于充分發揮CFB鍋爐燃用劣質、高硫燃料的獨特優勢，是今后大型CFB鍋爐的必然發展趨勢。

　　關鍵詞：循環流化床(CFB)鍋爐，污染物，近零排放，超凈排放，濕式電除塵器(WESP)

　　引言

　　“火電廠大氣污染物排放標準”(GB 13223-2011)對重點地區燃煤鍋爐的SO2、NOx及煙塵排放濃度提出了嚴格的要求，即分別小于50、100、20mg/m3(標準狀態，干基，6%O2，下同)，對重金屬汞(Hg)的排放也要求在0.03mg/m3以下。與此同時，一些地方和發電集團又對火電廠煙氣污染物排放限值進一步趨嚴，提出了“近零排放”、“超凈排放”、“綠色發電”的要求，即電廠煙氣污染物排放要達到現行燃氣輪機發電機組排放水平(SO2<35mg/m3、NOx<50mg/m3、煙塵<5mg/m3)，這樣傳統的CFB鍋爐通過爐內加石灰石脫硫、低溫分級燃燒的低氮排放及煙塵濃度完全不能滿足“近零排放”的要求，因此必須進行深度脫硫、深度脫硝及深度除塵。本文分析了CFB鍋爐近零排放技術，提出了近零排放的技術路線圖。

　　1 CFB鍋爐SO2近零排放技術分析

　　部分CFB鍋爐通過爐內加石灰石并在一定條件下(如合適的床溫、Ca/S比、高活性的石灰石等)其計算脫硫效率(包含煤的自身脫硫率)可達90%甚至99%，SO2排放濃度(一般小于200mg/m3)可滿足非重點地區的環保要求，但仍滿足不了重點地區的要求，更不用說近零排放要求，特別是對一些高硫、低熱值的劣質燃料如洗煤泥、煤矸石、油頁巖、石油焦、石煤等等，而這些正是煤粉爐不能燃用而CFB鍋爐最適合的燃料;另外還有許多CFB鍋爐由于各種原因光靠爐內脫硫僅能達到50%左右的脫硫效率，因此需要采用尾部煙氣脫硫技術來達標排放，這是必然的趨勢[1]。

　　目前火電廠成熟應用的煙氣脫硫技術主要有石灰石/石膏濕法、氨法、MgO法、海水法、煙氣循環流化床法等等。據中電聯統計，截至2012年底，在燃煤脫硫機組中石灰石/石膏濕法約占92%、海水法占3%、煙氣循環流化床法占2%、氨法占2%、其他占1%。對于CFB鍋爐，盡管爐內能脫除50%以上的SO2，使得尾部脫硫系統SO2入口濃度大大降低，但要將SO2排放濃度降低到35mg/Nm3以下的近零排放要求，作者推薦采用濕法脫硫技術而不要采用許多研究者推薦的干法或半干法技術[2-4]，這里以石灰石/石膏濕法和煙氣循環流化床法作比較來說明。

　　首先在脫硫率上，目前石灰石/石膏濕法有各種成熟的提效技術，可使脫硫率穩定達到98%以上，加上CFB鍋爐爐內脫硫，整體脫硫率很容易達到99%以上，使SO2濃度滿足近零排放要求，而煙氣循環流化床法盡管在低硫條件下也能達到95%以上的脫硫率，但條件苛刻，實際運行中受煤種變化、石灰粉品質以及運行負荷波動，特別是在低負荷下脫硫塔床層壓降難以維持等各種因素，實際脫硫率不能穩定，造成SO2濃度達不到近零排放要求。其次在經濟性方面，實踐表明，煙氣循環流化床法盡管初投資較低，但為了提高脫硫效率其實際鈣硫摩爾比會達到1.6以上，脫硫劑年消耗費用將比濕法脫硫高出50%～100%以上，而且運行電耗也很高，運行經濟性比濕法差。目前濕法的國產化程度很高，系統內腐蝕、磨損、堵塞等問題已得到很好的解決和控制，其投資和運行成本已大大下降。第三，采用濕法可減少爐內脫硫的比例甚至不投用爐內脫硫，使CFB鍋爐的灰渣實現很好的綜合利用，且脫硫本身副產品能得到很好利用，而采用煙氣循環流化床法后脫硫副產品性質不穩定，對粉煤灰的綜合利用有著嚴重的影響，可能產生新的固體廢棄物處理難題。第四，采用濕法可有效地實現煙塵的協同治理，結合干法除塵器和濕式電除塵器，可使煙塵達到5mg/Nm3以下的近零排放要求，而煙氣循環流化床法則難以做到，針對CFB鍋爐推出的“SNCR+CFB-FGD+COA”的煙氣凈化系統即使采用布袋除塵器也不能解決煙塵近零排放問題[5-6]。

　　綜上所述，CFB鍋爐要達到SO2小于35mg/m3的近零排放要求，濕法脫硫工藝是首選，即便是SO2排放要求不高的機組，也應如此。只有在特殊條件下，如嚴重缺水或壽命短的老機組、采用半干法脫硫又能滿足當地環保要求的，才考慮選用半干法煙氣脫硫技術。

　　2 CFB鍋爐NOx近零排放技術分析

　　大部分CFB鍋爐的運行床溫控制在850～950℃，可實現低溫燃燒和分級燃燒，在合適的運行參數下，NOx的排放濃度可控制在200mg/m3以下，但也有部分揮發分較高的煤種以及運行床溫較高的CFB鍋爐,NOx排放濃度可達到400mg/m3，滿足不了近零排放要求，需要加裝尾部煙氣脫硝系統。目前在電廠控制NOx排放的主要方法有選擇性非催化還原SNCR(Selective Non-Catalytic Reduction)、選擇性催化還原SCR(Selective Catalytic Reduction)等。

　　SNCR的主要優點是技術簡單，運行費用低;缺點是對溫度依賴性強，對煤粉爐來說，大部分脫硝率只有30%左右，這是因為在煤粉鍋爐中還原劑的穿透深度較長，無法保證還原劑與煙氣達到最佳的混合，另外反應時間也較短。但對于CFB鍋爐，情況有所不同[7]：1)CFB鍋爐的NOx初始排放濃度因其低溫燃燒和分級燃燒方式而相對較低，較低的燃燒溫度使得熱力型NOx與燃料型NOx大量減少;2)CFB鍋爐具有一個非常有效的還原劑噴入點和混合反應器—旋風分離器，旋風分離器內溫度一般在850℃左右，正處于SNCR反應溫度范圍之內;分離器內的煙氣擾動強烈且流動路徑較長,利于噴入的還原劑和煙氣之間迅速而均勻地混合和還原劑在反應區獲得較長停留時間;從而保證了更高的脫硝效率。目前已有大量的SNCR系統在CFB鍋爐中應用，如秦皇島秦熱發電有限責任公司2×300MW機組、華能白山煤矸石發電有限責任公司2×330MW機組、國華寧東2×330MW機組、江蘇徐礦綜合利用發電有限公司2×300MW機組等等，SNCR裝置的脫硝效率可以保證在50%以上，甚至高達80%以上[8]。