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1、A发电有限公司2135 MW CFB锅炉炉内脱硫系统改造技术可行性报告A研究院锅炉技术部二九年五月三十日1 前言A发电有限公司是在A煤矿建成投产基础上，为延伸煤炭生产的产业链，实现煤电一体化而建成的资源节约、环境友好型现代化发电企业。该公司2135MW机组，采用能够实现清洁燃烧的2480t/h循环流化床锅炉，选用矿区废弃的低发热量煤矸石作为燃料，既实现废物有效利用，又减少大气污染物的排放水平；机组采用直接空冷，并以就近的保德煤矿井下污水为生产水资源，既节省了大量水资源、又有效减少矿区污水排放。A发电有限公司年发电量近15亿kWh，有效利用煤矿的大量煤矸石，具有重大经济效益和环境效益。循环流化床
2、（CFB）锅炉是发展最快、得到广泛应用的清洁燃烧技术，通过炉内添加石灰石实现低SO2排放，通过控制炉膛温度和分级燃烧，实现低NOx排放。由于CFB锅炉能够实现燃料的清洁燃烧，在世界范围内得到快速发展。从八十年代世界首台100MWCFB锅炉在美国NUCLA电站投入运行到安装于波兰Lagisza电站的世界首台超临界CFB锅炉，CFB锅炉的大型化发展仅用了20年时间。美国福斯特惠勒公司CFB锅炉发展历程见图 1，通过CFB锅炉示范工程，福斯特惠勒公司的CFB锅炉很快发展到超临界参数。图 1 美国福斯特惠勒公司CFB锅炉发展我国CFB锅炉发展迅速。从1996年投产首台引进芬兰奥斯龙技术的100MWCF
3、B锅炉（安装于四川高坝电厂）到2006年投产的引进法国阿尔斯通公司的300MWCFB锅炉（安装于四川白马电厂），总共不到十年时间。目前，我国投产的135MW级CFB锅炉超过150台，投产、在建和设计制造的300MWCFB锅炉已经超过50台。600MW超临界CFB锅炉（自主研制）已经于2006年列入“十一五”国家科技支撑计划重点项目，包括B研究院、清华大学、中国科学院、三大锅炉厂、四川白马电厂在内的一大批科研院所、高校、锅炉制造厂和用户在内的单位参与该项目，研究工作进展顺利。B研究院成立于1951年，原为国家电力部（国家电力公司）直属科研机构，电力体制改革后，转制为华能控股、大唐、国电、华电、中
4、电投参股的高新技术企业。从“六五”到“十一五”，B研究院一直承担CFB锅炉领域国家科技攻关课题。其中，“循环流化床（CFB）锅炉关键技术的自主研发和应用”项目于2006年获得国家科技进步二等奖。在大型CFB锅炉运行技术、关键辅机设备和系统开发与应用方面，也积累了丰富的经验。CFB锅炉技术的一大优点，是可以通过将石灰石粉直接喷入炉膛，实现较高的脱硫效率。因此，与常规煤粉锅炉尾部烟气脱硫（FGD）相比，脱硫系统相对简单，运行维护成本低。国内外的大量试验研究结果及大型CFB锅炉实炉运行实践均表明，CFB锅炉通过炉内添加石灰石脱硫，SO2排放浓度能够满足美国、欧盟、日本等发达国家地区和我国国家和地方的
5、环保要求。2 CFB锅炉脱硫原理目前，国内外CFB锅炉均通过向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放。投入炉内的石灰石在850左右条件下发生煅烧反应生成氧化钙，然后氧化钙、SO2和氧气经过一系列化学反应，最终生成硫酸钙，化学反应式为：CaCO3CaO+CO2 （煅烧反应）CaO+SO2+1/2O2CaSO4 （固硫反应）石灰石在煅烧过程中，由于CO2溢出，在固体颗粒的表面及内部形成一定的孔隙，为SO2向颗粒内部扩散及固硫反应的发生创造了条件。在CFB锅炉燃烧条件下，石灰石煅烧反应生成的CaO具有较高的孔隙率，脱硫反应活性好，可以有效增加石灰石有效利用率，提高CFB锅炉炉内脱硫效率。CFB锅炉炉内
6、脱硫效率的高低，受到诸多因素的影响。包括石灰石的反应活性及其粒度、入炉煤的发热量和含硫量、锅炉分离器的分离效率、锅炉的运行参数等都会对锅炉的脱硫效果产生一定影响，从而影响锅炉的石灰石消耗量。而石灰石输送系统的可靠性和出力将直接影响锅炉的脱硫效果。因此，为了达到较高脱硫效率，需要对相关因素进行控制、优化。而目前很多CFB锅炉机组相关因素控制不合理，也是其难以达到较高脱硫效率的根本原因。3 CFB锅炉脱硫技术现状与存在的问题B研究院在1MW CFB燃烧试验台进行的大量试烧试验研究和国内外大量大型CFB锅炉的运行实践结果均表明，采用向炉内添加石灰石脱硫的方式，在Ca/S摩尔比为1.83.0的条件下，
7、CFB锅炉SO2脱除效率可以达到90%以上，烟气中SO2排放浓度完全可以满足我国环保排放要求。3.1 1MW CFB燃烧试验台脱硫试验结果B研究院建有世界最高的1MW CFB燃烧试验台，其高度达23m，接近实炉高度，可以进行煤种试烧试验和石灰石脱硫试验。在该试验台上，我院已完成了包括我国二十多个省市以及土耳其油页岩、苏丹石油焦在内上百种燃料试烧试验和上百种石灰石的脱硫试验。试验结果表明，入炉燃料含硫量在0.55.5%的范围内，Ca/S摩尔比在1.83.0的条件下，SO2的排放浓度完全可以控制在400mg/Nm3以下，满足环保要求。下表列出了在该试验台上进行试烧的部分煤种的排放情况。表1 部分煤
8、种1MW CFB燃烧试验台试烧的SO2排放情况电厂煤种SarSar折算Qar,netCa/S脱硫效率SO2单位%g/MJkJ/kg%mg/m3宜宾电厂高县怀远煤3.532.08169802.290.11019合山电厂合山煤3.111.39223102.294.0425.7江苏大屯电厂大屯煤1.451.08134402.290.6490.9石家庄热电厂乱流煤2.111.05201502.289.2572.1云南开远电厂开远混煤1.520.78193801.393.5264.9保定热电厂上元煤1.540.71215502.393.3246.9福建省煤炭工业有限公司当地无烟煤0.790.372163
9、01.783.0331.4四川岷江发电厂岷江混煤0.440.25176202.468.9398.3可以看出，对于SO2排放，试验煤种当折算硫份Sar折算1.0 g/MJ时，加入石灰石脱硫，当钙硫摩尔比Ca/S为22.4时，一般可以控制SO2排放在400mg/m3以下；而当Sar折算1.0g/MJ时，在Ca/S为2左右时，控制SO2排放在400mg/m3以下比较困难（有些煤种也能实现），但增大Ca/S一般也能实现。3.2 我国大型CFB锅炉SO2排放情况四川高坝发电厂100MWCFB锅炉是我国“八五”期间的重点能源、环保科研建设项目，是我国建成的第一个循环流化床锅炉示范电站 。1998年1月23
10、日，中、外双方合作进行了锅炉性能考核试验，锅炉的所有指标全部达到合同规定值。其中，SO2的排放浓度为684 mg/Nm3 （合同规定值700 mg/Nm3，入炉煤含硫量4.9%，脱硫效率91%）。同年5月，四川省环境监测中心站按有关标准对该循环流化床锅炉示范工程环保设施进行了竣工验收，其中废气监测结果中SO2的验收结论为：该CFB锅炉采用炉内添加石灰石进行脱硫，Ca/S摩尔比在2.2左右时，炉内脱硫效率达到了91.9%，满足四川省环保局川环发（1991）开字第066号文批复要求（脱硫效率应达90%以上）。SO2排放浓度518.15 mg/Nm3，排放速率194.9kg/h，优于环境预测值，也大
11、大优于GB13223-91标准和GB13223-1996时段要求。我国近两年有多台300MWCFB锅炉投入商业运行，大多经过环保验收。国家示范电站四川内江白马1300MW 循环流化床锅炉和云南大唐国际红河发电有限公司2300MW 循环流化床锅炉分别于2006年10月和2007年7月通过锅炉性能测试。国家示范电站四川内江白马1300MW 循环流化床锅炉的性能验收试验中，收到基含硫量为2.522.55%，未投石灰石的条件下SO2的排放浓度为85009000mg/Nm3，投石灰石后（钙硫摩尔比为1.431.69），SO2的排放浓度为511560mg/Nm3，满足合同要求（600mg/Nm3），脱硫效
12、率高达93.994.0%。大唐红河2300MWCFB锅炉的性能验收试验中，收到基含硫量为1.751.87%，未投石灰石的条件下SO2的排放浓度为60006500mg/Nm3，投石灰石后（钙硫摩尔比为2.29），SO2的排放浓度为376mg/Nm3，满足环保排放要求，脱硫效率高达94%。表2是国内部分电厂实测SO2排放情况。可以看出，表中电厂实测SO2排放均可以达到设计值要求。表2 国内部分电厂SO2排放情况电厂机组容量燃料发热量含硫量设计钙硫摩尔比设计二氧化硫实测钙硫摩尔比实测二氧化硫MWkJ/kg%mg/m3（6%O2）mg/m3（6%O2）内江白马电厂300184953.541.8 600
13、1.69550.8大唐红河电厂300124351.662.0 6002.29376.0江苏大屯电厂135202700.752.2 3002.2296.8新会双水发电厂135266440.182.2 801.68381.7山东华宇铝电135227502.002.2 3502.68161.4分宜发电厂100135900.612.2 7001.876073.3 国外大型CFB锅炉SO2排放情况美国JEA示范电站2300MWCFB锅炉的设计燃料为次烟煤和石油焦（含硫量达8%），通过低成本炉内脱硫方式燃用高含硫量石油焦发电。由于担心单纯炉内脱硫不能满足环保要求，在炉外设置半干法脱硫装置，设计脱硫效率为9
14、8%。锅炉实际运行结果表明，混合燃料的含硫量在4.85.8%时，不投石灰石时SO2的排放浓度高达12000 mg/Nm3以上，通过炉内添加石灰石脱硫，炉内脱硫效率高达96%以上，SO2的排放浓度可以降低到400mg/Nm3以下，炉外脱硫效率在2%以下。所有试验条件下钙硫摩尔比都低于2.8。表3是FW公司国外部分电厂污染物排放情况。可以看出，表中电厂实测脱硫效率大部分在90%以上，SO2排放均可以达到相关标准要求。表3 FW公司国外CFB锅炉电厂污染物排放水平3.4 我国CFB锅炉炉内脱硫存在的问题正如上面谈到，国内外大量试验研究及实炉运行结果均表明，通过炉内脱硫，CFB锅炉可以达到较高脱硫效率
15、（90%），SO2排放也完全可以达到环保排放要求。但是，我国目前在运的相当部分大型CFB锅炉，脱硫效率较低，SO2排放并不能满足环保排放要求。分析研究认为，造成这一状况的原因，并不是CFB锅炉固有的技术缺陷，而主要是由于对影响CFB锅炉脱硫效率的相关因素控制不当所致。概况起来，主要有以下四方面原因：脱硫用石灰石品质（包括反应活性和粒度等）差、锅炉实际用煤的折算含硫量远大于设计值、锅炉运行参数不合理、石灰石输送系统缺陷等。3.4.1 石灰石品质石灰石品质，包括石灰石中CaCO3的含量、石灰石的脱硫反应活性及粒度分布等，对锅炉的脱硫效率有重要影响。如果投入CFB锅炉的石灰石中CaCO3含量偏低，脱
16、硫反应的有效成分低，必然降低石灰石的脱硫效果；如果石灰石的脱硫反应活性（主要决定于石灰石矿的微观分子结构形式、石灰石煅烧产物的孔隙率及孔径的分布范围等）差，即使石灰石的CaCO3含量较高，也会导致石灰石的脱硫效率偏低。石灰石的粒径分布对炉内脱硫效率也有重要影响。如果粒径过小，投入锅炉的石灰石粉未经分离器捕集、一次通过锅炉直接进入尾部烟道形成飞灰的份额较多，而这部分细石灰石粉由于与烟气接触的时间过短，利用率偏低；如果投入锅炉的粒度过大，大部分石灰石不能参与循环，与高SO2浓度烟气接触时间与接触表面积均较小，而且由于CaO与SO2和O2反应生成的CaSO4体积大于CaCO3，会堵塞烟气中SO2进入
17、石灰石内部的通道，导致大部分石灰石未充分参与脱硫便从排渣口排出，使石灰石的利用率降低。因此，石灰石的最佳粒度分布为：大部分石灰石颗粒能够参与炉内循环，并经多次循环利用后随烟气或底渣排出炉膛。目前我国的CFB锅炉用户，普遍对脱硫石灰石品质对脱硫效率的影响认识不足。大部分CFB锅炉用户外购石灰石粉时，对品质几乎没有要求。即使有，也往往限于对CaCO3含量和粒度要求，并很少严格控制。而对石灰石的脱硫反应活性基本没有指标控制。3.4.2 CFB锅炉运行参数CFB锅炉运行参数对脱硫效率也有很大影响，其中，床温的影响最为显著。而CFB锅炉床温的选择和运行控制又和锅炉设计尤其是受热面布置、运行负荷、灰渣燃尽
18、、NOx污染物排放等因素密切相关。研究表明，脱硫反应的反应速度一开始随温度升高而升高，在820850时达到最佳值。之后随温度升高，反应速度开始下降。在更高的床温下，CaSO4还会逆相分解放出SO2，进一步降低硫酸盐化的化学反应速度。如图是B研究院1MWth CFB燃烧试验台对某电厂设计煤脱硫试验SO2排放与床温变化的关系曲线。图2 温度对石灰石脱硫效率的影响综合考虑灰渣的燃尽、SO2脱除以及NOx排放控制等因素，循环流化床锅炉设计床温一般选择为850900。但实际运行中，很多CFB锅炉运行床温偏离了设计值较多。如有的CFB锅炉运行床温已经接近1000。显然，在此床温情况下，实现高的脱硫效率是不
19、可能的。因此，很多情况下，对脱硫系统的改造需要与锅炉燃烧优化调整结合进行，才会取得更好的应用效果。3.4.3 石灰石输送系统问题一般地，石灰石粉具有以下特性：研磨后石灰石粉颗粒有棱角，硬度高。石灰石粉堆积密度较大（1.11.4 t/m3）。石灰石粉颗粒的离散性较大(30um2mm)。石灰石粉CaO的含量高，易吸水受潮结块。 石灰石粉对压缩空气分子的亲和力差，逸气性强。石灰石粉的上述特性决定了其属于较难输送的物料，使石灰石粉输送系统具有如下特点：气力输送的悬浮速度梯度较大，给输料管风速的选择带来困难，甚至造成管道的堵塞。石灰石粉颗粒容易沉积，易吸潮板结，易造成下料堵塞或堵管。对管道的磨损较大。因
20、此，在设计和布置石灰石输送系统时要充分考虑石灰石粒度的变化、输送的方式、给料系统的选择、输送管路的布置、入炉口及入炉位置的配置、关键参数的选取。这样整个石灰石输送系统方能达到设计参数。此外，在石灰石输送系统运行过程中，大量阀门，包括平衡阀、圆顶阀，需要频繁动作，如果设备质量本身不过关，也会影响石灰石输送系统的正常运行。3.4.4 入炉煤煤质我国电厂在上项目时，不能对未来燃料市场做准确预测。锅炉厂和设计院根据电厂提供的设计燃料和校核燃料完成锅炉及其辅机的设计选型。但是，等电厂建成投运后，燃用煤偏离设计值太多，导致锅炉及其辅机选型不合适，不能满足机组正常运行和环保排放要求。例如，B热电有限公司设计
21、煤种的含硫量为0.8%，而电厂2007年的平均入炉煤含硫量在2.5%左右，经常在3.5%以上，远高于设计值。另外，原设计的石灰石输送系统的设计出力为7t/h。由于石灰石粒度等原因，系统实际运行最大出力不足5t/h，根本不能满足脱硫要求。C电厂的设计燃料含硫量为0.5%，石灰石输送系统的设计出力为5t/h，实际运行出力仅达23t/h，而锅炉实际运行中入炉煤的平均含硫量在1.5%左右，经常在2.5%以上，原设计的石灰石脱硫系统不能满足脱硫要求。此外，对于某一台实际锅炉来说，锅炉的总热负荷是基本确定的，因此决定SO2排放量的是单位发热量下的含硫量，用折算硫份（单位发热量的硫分含量）作为判断依据更为科
22、学。因此，入炉煤发热量降低，在煤含硫量不变的情况下，折算硫份增加，也会使原设计的石灰石脱硫系统不能满足脱硫要求。此外，前些年国内环保要求不高，另外石灰石输送系统的投远会增加机组的运行成本，总体上造成了设计不重视、设备不可靠、投运不正常、SO2排放浓度不达标的局面。随着我国火力发电厂的增加速度非常快，SO2排放总量也快速增加。为了控制环境污染，降低酸雨的发生，在火力发电厂中装机容量大幅度增加的条件下，十一五期间，要求火电厂SO2排放总量降低10%。对部分火电厂，即使SO2排放浓度能够满足大气污染物最高排放限值要求，但是由于排放总量限制，SO2排放浓度需要进一步降低到更低值。例如，A发电有限公司2
23、135MWCFB锅炉的SO2排放浓度需要降低到180 mg/Nm3以下才能满足排放总量的要求，而我国环保标准中火电厂SO2排放的最高限值为400 mg/Nm3。因此，我国环保要求的提高对火电厂是很大的挑战。3.5 国内135MW CFB锅炉脱硫系统改造石灰石品质差、石灰石输送系统故障、锅炉运行参数不合理、入炉煤折算含硫量远大于设计值、SO2排放要求提高等，都将导致CFB锅炉的SO2排放不达标。为了彻底解决上述问题，相对多CFB锅炉电厂需要对脱硫系统进行技术改造。在此方面，B研究院经过研究实践，积累了CFB锅炉电厂脱硫系统改造的技术经验，从影响脱硫效率的诸多因素着手，可以为用户提供以实现CFB锅
24、炉达标排放为目标的全面技术解决方案。以山东华宇铝电有限公司3460t/h（150MW）CFB锅炉脱硫系统改造为例。该公司3460t/h CFB锅炉的设计煤种的含硫量为0.7%，而实际入炉煤含硫量为2.5%左右，在原石灰石输送系统满出力运行条件下，SO2排放浓度高达2000 mg/Nm3以上，远超出环保排放最高限制400 mg/Nm3的要求。为了解决SO2排放超标问题，山东华宇铝电于2008年1月委托B研究院对其3460t/hCFB锅炉进行脱硫改造。改造工作主要包括：石灰石品质分析及其选择、脱硫系统的改造设计等工作。针对山东华宇铝电CFB锅炉煤源复杂、入炉煤含硫量波动大（1.05.5%）等特点，
25、改造后每台锅炉配置两套石灰石输送系统，在燃用含硫量低于3%的煤种时，两套石灰石输送系统实现一用一备，当入炉煤的含硫量高于3%时，两套石灰石输送系统同时投运，确保SO2排放浓度低于国家环保排放最高限值。山东华宇铝电改造后的石灰石脱硫系统自2008年3月份投运以来，在入炉煤平均含硫量为2.6%，SO2的原始排放浓度为6558mg/Nm3的条件下，脱硫后SO2的平均排放浓度268mg/Nm3（环保排放要求为400 mg/Nm3），脱硫效率高达95.9%。脱硫系统改造后，SO2排放完全满足环保排放要求。C电厂2440t/hCFB锅炉的设计煤种含硫量为0.5%，而实际入炉煤含硫量平均值为1.5%左右，而
26、且煤质不稳定，原始SO2排放浓度高达10000 mg/Nm3以上，脱硫系统不能满足环保要求，SO2排放超标严重。脱硫系统改造完成后，SO2排放浓度降低到342 mg/Nm3（环保排放要求为800 mg/Nm3），脱硫效率为91.4%，也完全达到了环保排放要求。综上所述，大型CFB锅炉技术在采用合理的石灰石输送系统设计配置并优化运行参数条件下，炉内脱硫完全可以达到较高的脱硫效率，满足国家有关环保标准要求。另外，对于燃用高硫煤的CFB锅炉，其脱硫效率也可以达到90%甚至更高水平。 4 A2135MWCFB锅炉脱硫系统改造针对A电厂的煤质特性和石灰石分析结果，并结合我院成功的改造经验，制定了A213
27、5MWCFB锅炉脱硫系统改造方案。4.1 脱硫系统运行状况电厂实际入炉煤为A煤矿产生的煤，平均低位发热量约为17.6MJ/kg，平均收到基含硫量约为0.46%。在未投石灰石脱硫的条件下，锅炉计算SO2排放浓度为1534 mg/Nm3（O2=6%）。投入现有石灰石脱硫系统且开度达到最大的情况下，锅炉SO2排放浓度为735 mg/Nm3（O2=6%），脱硫效率约52%，不能满足国家环保要求。4.2 脱硫系统改造目标A电厂2135MW机组核定的SO2年排放量为900t。以电厂年利用小时5500计，则每年消耗约80万吨煤。为满足环保排放要求，锅炉脱硫效率需达到88%以上，SO2排放浓度需达到180mg
28、/Nm3（O2=6%）以下。4.3 脱硫系统改造方案4.3.1 煤质参数脱硫系统改造以煤低位发热量17.6MJ/kg、收到基含硫量0.46%为基准。4.3.2 石灰石选型A电厂周边地区石灰石矿山较多，B研究院根据对国内外上百种石灰石脱硫反应活性分析结果的基础上，对不同保德电厂周边不同矿区产石灰石进行反应活性分析，为电厂提供其不同石灰石样品的脱硫活性数据。同时，对保德电厂石灰石货源进行粒度分析，为电厂选择最佳脱硫用石灰石粒度分布，提供供货控制指标。4.3.3 系统改造方案石灰石输送系统的输送方式与原设计相同，仍然采用输送压缩空气作为输送气源。为了便于石灰石的输送、提高系统运行的可靠性、增加脱硫系
29、统的出力，拟对电厂脱硫系统进行如下改造：(1) 新增两个容积为120m3的石灰石粉库；(2) 新增四套出力为6t/h的石灰石输送系统；(3) 每个粉库下设置两套石灰石输送系统，供一台炉脱硫。一般工况下，一套石灰石输送系统运行，系统一用一备；特殊工况下以及为适应煤质变化，两套同时运行，满足脱硫排放要求。两台炉共计四套石灰石输送系统。(4) 每套石灰石输送系统末端设置两个石灰石喷口，喷口布置在回料斜腿上，即每个回料斜腿设置一个石灰石喷口。石灰石与回料灰混合后进入炉膛。石灰石输送系统改造方案见附图1。4.4 输送设备选择由于石灰石输送系统在运行过程中，圆顶阀、平衡阀等设备工作环境恶劣，操作频繁，这些
30、设备均采用国际上运行业绩良好的进口设备；料位计、旋转给料机等关键设备也全部采用国际上运行业绩良好的进口设备。主要设备清单见附表1。5 费用估算A电厂单台135MW CFB锅炉脱硫系统改造的费用为人民币268万元（贰佰陆拾捌万元整），包括石灰石和煤质性能分析，脱硫系统改造方案设计、安装、施工和调试，改造后脱硫系统性能试验。两台135MW CFB锅炉脱硫系统改造的总费用为人民币536万元（伍佰叁拾陆万元整）。需要说明的是，脱硫系统改造需用56Nm3/min的输送压缩空气。该压缩空气需有电厂提供。如电厂不能提供，则电厂还需增设压缩空气机。该费用未含在本次报价内。6 结论总之，国内外大量CFB锅炉的脱硫系统实际运行结果表明，通过炉内添加石灰石脱硫，烟气中SO2的排放浓度能够满足环保要求。A电厂的入炉煤含硫量较低，通过选择品质较好的石灰石、优化脱硫系统设计、脱硫设备采用一用一备并选择先进可靠的石灰石输送设备，炉内喷石灰石脱硫的脱硫效率可以达到88%以上，SO2排放浓度可以降低到180 mg/Nm3以下。附图1 石灰石输送系统改造方案图
