某电厂4x75th循环流化床锅炉烟气环保升级改造实例

某电厂某电厂4x75t/h循环流化床锅炉烟气环保升级改造实例循环流化床锅炉烟气环保升级改造实例摘要：摘要：本文介绍某电厂对其循环流化床锅炉进行环保升级的案例，分别从现有系统状况和改造方案等两方面进行了论述。某电厂现有4x75t/h循环流化床锅炉，烟气中氮氧化物、二氧化硫及粉尘等不能满足国家最新的超低排放标准，为此对其进行环保升级改造，改造后烟气中氮氧化物、二氧化硫及粉尘的排放浓度分别低于50、35、5mg/Nm3。脱硝采用SNCR提效改造+炉内SCR（尾部烟道合适位置处布置一层）+COA（低负荷保障手段）；脱硫除尘采用静电除尘器（预除尘）+循环流化床半干法脱硫（附属布袋除尘器）；消白采用烟气直接升温，加热介质为低压蒸汽。1概述概述某电厂现有4台循环流化床锅炉，其中3#、4#锅炉为济南锅炉集团股份有限公司生产制造（YG-75/3.82-M1），1#、2#锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产制造（UG-75/3.82-M41）。现有锅炉污染物排放浓度执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）排放要求，即氮氧化物<200mg/Nm3、二氧化硫<200mg/Nm3、烟尘<30mg/Nm3。为了满足《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》及《安徽省煤电节能减排升级与改造行动计划（2015～2020年）》要求，对锅炉烟气进行脱硫、除尘、脱硝环保升级改造，本次环保升级改造工程实施后，烟气中氮氧化物排放浓度＜50mg/Nm3(标态，干基，6%氧)、二氧化硫排放浓度＜35mg/Nm3(标态，干基，6%氧)、烟尘排放浓度＜5mg/Nm3(标态，干基，6%氧)，满足超低排放的要求，排放总量明显降低，符合建设资源节约型、环境友好型社会的目标，具有显著的环保效益和社会效益。2电厂现有环保系统电厂现有环保系统现该电厂四台锅炉均采用的是低氮燃烧+SNCR+布袋除尘+燃煤掺烧石灰石+炉内喷钙工艺路线。脱硝部分还原剂采用尿素，低氮燃烧后烟气中氮氧化物排放浓度低于230mg/Nm3，SNCR投入后烟气中氮氧化物排放浓度为130mg/Nm3左右，氨逃逸不大于8ppm；除尘部分四台锅炉均采用XLDM系列离线清灰低压脉冲式布袋除尘器，现实际粉尘排放浓度15～20mg/Nm3；脱硫部分燃煤掺烧石灰石及炉内喷钙后，最终控制二氧化硫排放浓度可控制在150mg/Nm3左右。3环保升级改造方案环保升级改造方案本次环保升级改造的要求是：在设计煤种及校核煤种下，30%～110%BMCR负荷范围内，脱硝装置及脱硫除尘装置能稳定运行且排放达标。3.1脱硝改造方案脱硝改造方案3.1.1改造路线确定改造路线确定目前低氮燃烧改造运行良好，故本次改造不再对其进行优化改造；由于现有SNCR在保证氨逃逸合格的基础上无法满足排放要求，故本次改造增设炉内SCR，同时对原SNCR系统进行提标改造；此外，考虑低负荷工况条件下，锅炉炉膛温度无法满足SNCR使用要求，仅靠炉内SCR无法实现氮氧化物的达标排放，故系统增设COA协同脱硝装置作为备用保障手段确保氮氧化物的达标排放。3.1.2改造具体方案改造具体方案（1）SNCR提效改造提效改造更换原有SNCR喷枪，选择覆盖面更大的扇形喷枪；每个旋风分离器出口增设喷枪两支（运行轨迹和化学试剂浓度见图1），该位置处喷氨即能起到SNCR脱硝目的，又可为尾部SCR进行精确补氨；对SNCR的运行参数进行优化调整，包括尿素溶液的浓度、尿素溶液和雾化压缩空气的压力。SNCR系统的设计参数见表1。图1运行轨迹和化学试剂浓度分布（2）炉内）炉内SCR由于现场空间有限，采用炉内SCR脱硝，即在尾部烟道合适温度处布置一层催化剂。根据锅炉热力计算书及实际运行情况，为了获得催化剂的安装空间及保证SCR的入口温度区间，对原有锅炉省煤器进行移位并对省煤器排管进行调整。SCR不单独进行喷氨，其主要利用新增SNCR出口喷枪喷入过量的氨（氨的剂线如图2所示）。SCR系统设计参数见表2。图2氨的剂线分布（3）COA低温协同脱硝低温协同脱硝在后续半干法脱硫塔合适位置处布置喷射强氧化剂（本工程采用亚氯酸钠），其以循环流化床反应器内激烈湍动的、拥有巨大的表面积的吸附剂颗粒作为载体，将难溶于水的NO氧化为NO2并与钙基吸收剂发生反应从而达到去除NOx的目的。COA系统设计参数见表3。3.2脱硫除尘改造方案脱硫除尘改造方案3.2.1改造路线确定改造路线确定本工程燃煤含硫量0.53%，SO2排放标准＜35mg/Nm3，计算脱硫效率不低于97.7%，石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺相对半干法脱硫工艺投资高、运行成本高、烟囱需防腐处理、运行中会产生废水且烟气脱白成本较高，故本项目选用循环流化床半干法脱硫工艺；本项目粉尘要求排放浓度小于5mg/Nm3，目前布袋除尘为达到5mg/Nm3最为经