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1、青山纸业锅炉烟气脱硫技改工程项目建议书(代可研报告)二00八年四月目 录1 概述 2 脱硫工艺的选择 3 LIFAC工艺介绍 4 工艺系统组成 5 主要性能保证 6 工艺系统参数要求 7 主要设备规范 8 投资概算与效益分析 9 项目进度 1 概 述1.1 前言福建青山纸业股份有限公司，位于福建三明市沙县青洲镇北约5公里，距沙县约25公里，三明-南平国道公路东侧。公司所属的热电厂现有110t/h锅炉一台,建于1995年，150t/h锅炉一台，建于2005年。两炉一机，带25MW机组。热电厂是公司重要的配套厂，。青，同时属于国务院1998年1月划定的酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案（国函
2、19985号）内，根据两控区的要求，*电厂在控制燃煤含硫量工作上做了相当多的工作。但燃煤采购费用的增幅较大，增加了电厂的运行成本，同时电厂燃煤的来源也受到了限制。近年来，我国环境污染日益严重，保护环境已经成为当务之急。火力发电厂作为烟气排放大户，其二氧化硫排放的污染物总量相对较大，会对所在地的大气环境造成一定影响。我国是一个以煤炭为主要能源的发展中国家，随着社会经济的发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，煤炭燃烧后排放出大量的污染物，已在局部地区造成了酸雨，严重的危害着生态环境。1992年在2省9市试行了SO2排放收费管理，1998年2月国务院召开“二氧化碳排放控制区和酸雨控制区发布会”
3、，明确宣布酸雨区范围和治理策略。继1995年修订后，1999年再度修订“大气污染防治法”，对SO2排放做了明确的规定。为了控制污染，还子孙以碧水蓝天，在国家科委和国家环保局领导下，开展了一系列防治SO2污染技术的攻关研究。 目前，国内外应用于工业生产和正在进行中间试验的烟气脱硫方法比较多,总体上可以分为三类：即以吸收剂水溶液洗涤烟气的湿法烟气脱硫；吸收剂浆液吸硫及干燥的半干法；以及直接喷射钙基吸着剂粉料的干法烟气脱硫。 湿法烟气脱硫的脱硫效率比较高，适用范围广，但系统复杂，设备投资和运行费用高，要求的运行管理水平高，即使在发达国家推广应用也存在着一定困难。喷雾干燥半干法烟气脱硫初投资及运行费用
4、与湿法比较有所降低，但旋转雾化喷头等关键设备技术要求高，灰浆系统比较复杂，推广应用也不容易。与上述两种脱硫方法相比，芬兰LIFAC半干法具有初投资低，运行成本低，系统简单，操作容易等优点，在中国被认为是发展前景较广阔的脱硫技术。LIFAC喷钙脱硫成套技术开发的攻关成果得到了有关部门的充分肯定，1996年获国家环保局科学进步三等奖，国家计委、国家科委、国家财务部“八五”科技攻关重大科技成果奖，国家环保局示范工程荣誉证书，1997年获国家环保局环保科技成果转化项目证书，1998年获国家环保总局环保实用技术推广计划项目证书，机械工业部科学技术进步三等奖等。“九五”以来，（原）国家科委，国家环保总局支
5、持进行电站锅炉喷钙脱硫成套技术工程化开发，不但进行了有关工程化问题的物理模拟试验，而且开发了一系列计算机数值模拟程序，对35t/h、130t/h、420t/h煤粉锅炉实施喷钙脱硫成套技术进行了可行性研究，并做出设计方案。与此同时，国内还配合南京下关电厂引进同类型的芬兰LIFAC技术专门开发了新型的420t/h锅炉。通过下关电厂125MW机组烟气脱硫工程具体地掌握了芬兰LIFAC技术，再加上有多年独立研究开发的基础，国内在大中型机组实施喷钙脱硫成套技术有成功的把握。 根据国家和山东省“十五”环境保护计划对“两控区”的要求，同时改善大气环境，并降低电厂购煤费用，*电厂拟对机组进行脱硫改造。本脱硫技
6、术改造工程对5机组(125MW)的400t/h煤粉炉实施脱硫改造，采用LIFAC（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium Oxide即炉内喷钙尾部增湿活化）烟气脱硫工艺。本工程设计主要论述*电厂采用LIFAC工艺的可行性（方案设计），投资概算及经济分析。1.2 机组主要技术参数*发电厂5机组(125MW)的主要技术参数如下：1.2.1 锅炉锅炉型号：SG400/13.73M413（上海锅炉厂）额定蒸发量： 400t/h过热蒸汽压力： 13.73MPa过热器汽温度： 540(原设计555)饱和蒸汽压力： 15.
7、2MPa再热蒸汽流量： 330t/h再热蒸汽进/出口压力： 2.5/2.35M Pa再热蒸汽进/出口温度： 335/540(原设计555)给水温度： 235 排烟温度：170冷空气温度： 20暖风器出口风温： 90空预器出口风温： 306锅炉设计效率： 88.12%锅炉计算煤耗： 66.01t/h 1.2.2 燃煤原设计为*混煤：*烟煤65%，中煤15%，煤矸石20%。实际主要燃用*、兖州、山西等地烟煤。燃煤耗量为每年300万吨左右。燃煤性质见表11。表11燃煤性质成分符号单位设计煤种实际煤质碳Cad%45.858.00氢Had%3.023.82氧Oad%2.558.22氮Nad%1.061.
8、08硫St,ad%4.220.8灰分Aad%37.1126.62水分Mt%6.187.31固有水分Mad%0.991.58挥发份Vad%37.5538可磨系数KRm1.511.41低位发热量Qnet,arKJ/KgKcal/Kg185604433220505275灰变形温度DT11301350灰软化温度ST11601390灰熔化温度HT123014001.2.3 厂区气候条件(1)气温:多年平均气温 13.9多年平均最高气温 19.4多年平均最低气温 8.6多年极端最高温度 39.6多年极端最低温度 -19.2最冷月(一月)平均气温 -4.1最热月(七月)平均气温 26.2(2) 湿度月平均绝
9、对湿度(全年) 12.9毫巴多年最大水气压 42.3毫巴各月平均相对湿度(全年) 67%最小绝对湿度 0.2毫巴最小相对湿度 1多年平均降雨量 875.1mm多年最大降雨量 1324.0mm多年一日最大降雨量 224.1mm多年十分钟最大降雨量 28.4mm年平均蒸发量 1898.8mm(3) 风常年主导风向 NNE相应频率18%夏季主导风向 ESE相应频率14%10分钟平均最大风速 20.8米/秒(离地面10米处)年平均风速 4.5米/秒(4) 积雪厚度和冻结深度最大积雪厚度 29厘米土壤最大冻结深度 29厘米多年最多雷暴日数 46天多年最多雾日数 26天2 脱硫工艺的选择世界上已开发的脱硫
10、工艺有数十种，从生成物状态上可以分为湿法、干法和半干法三大类。每种工艺都有各自的特点，适合于不同的电力企业。电厂选择烟气脱硫工艺时要考虑电厂的锅炉类型，容量和调峰要求、燃煤种类、含硫量、副产品、炉后场地情况、废水废渣排放情况及二氧化硫控制规划和环评要求的脱硫效率等因素，经全面技术经济比较后确定。表2-1是根据技术成熟度、技术性能指标、环境特性和经济性指标，对几种典型的烟气脱硫技术的综合评价。由表2-1可以看出，LIFAC（炉内喷钙加氧化钙活化）工艺与其它脱硫技术相比具有以下几个优点：（1）使用的吸收剂石灰石在我国分布十分广泛，而且与CaO相比具有很大的价格优势；（2）LIFAC工艺设备投资费用
11、低，仅为湿法脱硫系统初投资的1/31/2，而运行费用为湿法脱硫的78%左右；（3）占地面积少，适于老厂改造；（3）无液态废弃物，不构成二次污染；（4）脱硫副产品可加以综合利用；（5）在满足不同阶段排放要求的情况下，可以分步实施，分步实施可以在原有装置上进行，逐渐增加脱硫效率，用户可以很方便地计划自己的投资和满足排放要求。可见，LIFAC技术是比较适合我国国情的烟气脱硫工艺，对于燃烧中低硫煤的电厂，特别是一些老电厂和调峰电厂，可以优先选择该种工艺路线。烟气脱硫技术评价 技术 项目石灰石-石膏法简易湿法旋转喷雾法LIFAC电子束法海水脱硫循环流化床法环境性能很好好好好很好很好很好电耗占总发电量的比
12、例（%）1.521120%，可用作氮肥或复合肥料无脱硫渣为烟尘， CaSO4，CaSO3，CaO的混合物，可综合利用使用情况或应用前景燃烧高中硫煤锅炉当地有石灰石矿燃烧高中硫煤锅炉当地有石灰石矿燃烧高中低硫煤锅炉燃烧中低硫煤锅炉当地有石灰石矿燃烧高中低硫煤锅炉当地有液氨供应燃烧中低硫煤锅炉沿海电厂燃烧高中低硫煤锅炉占地面积/m2(300MW机组)30005000200035002000350015002000600070003000500020003500FGD占电厂总投资的比例（%）1319811812581015810810脱硫成本（元/吨SO2脱除）1000140080010009001
13、2005008001400160080010006009002.1 选用LIFAC工艺的原因*电厂烟气脱硫工程选用以炉内喷钙及尾部增湿活化技术为基础的LIFAC脱硫工艺，主要基于以下几点：（1）*电厂燃用含硫为1.0%的中低硫煤，较为适用炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺；（2）*电厂脱硫改造工程，现有厂区较挤，厂用地较为紧张，无法布置大型装置和设备。湿法、旋转喷雾干燥法等工艺除脱硫塔外还需要占地较大的灰浆制备系统，布置难度较大；（3）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺以石灰石为吸收剂，*地区盛产优质石灰石，可以保证*电厂烟气脱硫工程有稳定、可靠的矿源；（4）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺脱硫产物为干
14、态灰，便于储运和综合利用；（5）各种脱硫工艺的经济性分析表明，炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺的运行费用、投资成本都较低；（6）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺由于占地小、建设周期短、投资省，较适合老电厂脱硫改造工程；（7）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺技术上已较为成熟，工业性系统已运行多年；（8）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺可以根据排放要求分步实施，从而降低初投资及运行成本，降低电厂负担；（9）*电厂用水较为紧张，*地区地下水资源严重不足，电厂用水水源主要是距电厂35Km的会宝岭水库，吨水成本较高，故电厂脱硫改造工程不适合用水较大的湿法脱硫工艺；（10）石灰石粉料的制备、输送、喷水雾化等技术为
15、常用成熟技术，易于掌握，无需增加运行人员；（11）整个脱硫系统可单独操作，解列后不影响锅炉的正常运行。综上所述，*电厂脱硫改造工程建议采用炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫工艺。2.2 *电厂脱硫改造工程的意义 *电厂脱硫技改工程的实施具有以下几个方面的重要意义：（1）*电厂总装机容量为1225MW，是山东电网主力发电厂之一，地处“两控区”。电厂脱硫改造工程的实施将使电厂周边地区的空气环境得到较大程度的改善；（2）*电厂地处鲁南地区，煤种、气候、交通等条件具有典型性，该工艺脱硫改造工程实施成功后，对老机组的脱硫改造将起到较强的示范作用；（3）全国火力发电厂约有78.7的机组燃用含硫量为1.5%以下的中
16、低硫煤，*电厂125MW机组燃煤含硫量在1.0%以下，具有很好的代表性。3 LIFAC工艺介绍3.1概要LIFAC工艺 ( 即：炉内喷钙加氧化钙活化工艺) 是一种先进的烟气脱硫工艺，自八十年代以来，在世界各地的燃煤电厂得到了广泛的应用。其中中国南京下关电厂2*125MW 项目和加拿大SHAND电厂300MW 项目获得了芬兰国家级奖励。被公认为投资省，运行费用低，占地少，无污水排放的高效工艺。其主要特征为在炉膛内喷脱硫剂石灰石，在炉膛中未反应的石灰进入到烟气增湿-活化反应塔。LIFAC脱硫的主要工艺有三个阶段；即炉内喷钙+炉后增湿+（灰浆再循环）。首先在炉膛内喷射低成本的石灰石粉作为脱硫剂，在炉
17、膛的高温区域进行化学反应，炉膛中未反应的石灰石粉和SO2进入到布置在锅炉后面的烟气增湿-活化反应塔内作进一步的化学反应，大大提高了脱硫效率。第三步的灰浆再循环是把ESP和活化器下面灰斗中部分的灰加水成灰浆后，再循环到活化器中脱除SO2，以进一步提高脱硫效率。按电厂的实际情况，推荐采用前面两个脱硫阶段，即可获得满意的效率。主要设备有：喷钙设备、活化反应器、灰处理设备及颗粒收集器。图1.LIFAC工艺程序图 LIFAC脱硫工艺就是锅炉炉内喷射石灰石粉并在炉后尾部烟道空气预热器和静电除尘器之间增设一活化反应塔的脱硫工艺。炉膛内脱硫的基本原理是：石灰石粉借助气力进入炉膛内8501150烟温区，石灰石受
18、热分解成CaO和CO2,部分CaO与烟气中的SO2发生反应生成CaSO4，反应过程如下： 炉内脱硫过程受炉内温度场、烟气流场、烟气中SO2浓度、石灰石颗粒粒度、喷入点位置等因素影响，一般在35左右。活化反应器内的脱硫基本原理是：烟气中大部分未及在炉膛内参与反应的CaO被雾化水增湿进行水合反应生成Ca(OH)2，Ca(OH)2再与烟气中的SO2反应生成CaSO3，烟气中有部分雾化水滴捕捉CaO颗粒后形成Ca(OH)2浆滴，浆滴内的水分蒸发速度将会减慢，在浆滴内发生离子反应直至浆滴水分不能再维持离子反应为止，此时的脱硫反应速率将大大提高，部分CaSO3被氧化成CaSO4。整个反应过程如下： 活化器
19、内的脱硫效率取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布、烟气流速、出口温度等因素，通常的脱硫效率在40左右。总脱硫效率在7075%左右。由于活化器出口烟气中还含有一部分可利用的钙基吸收剂，为提高钙的利用率，将电除尘收集下来的一部分粉尘返回到活化器内再利用，即脱硫灰再循环。使总脱硫效率提高到8590%左右。活化器出口烟气温度因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度而造成腐蚀现象的发生，需保持出口烟气温度高于露点温度1015。3.2吸附剂的喷射经研磨的细石灰石粉气力吹入到锅炉炉膛上部某一特定温度区域。石灰石立刻分解并生成氧化钙和二氧化碳:CaCO3 CaO + CO2 H = +178 kJ/mo
20、l最合适的温度范围在900 oC 至1200 oC之间。过高的温度会减少效率，尤其是在活化阶段。如果温度过低，反应就不够充分，石灰石的利用率就低。在炉膛中，烟气中部分二氧化硫和全部三氧化硫与氧化钙反应生成硫酸钙。CaO + SO2 + 1/2O2 CaSO4 H = -500 kJ/molCaO + SO3 CaSO4一般来说，炉内喷钙阶段的脱硫效率为35%左右，钙与硫的摩尔比率为 2.5 mol/mol. 在这个阶段，有15%至20 %的石灰石被反应掉。 喷钙所造成的热损失约0.6 %。但缩减很小，以至于在测量公差范围内观察不到。由于喷钙使得炉膛内结渣、积灰较少，普通的吹灰系统已被证明是在喷
21、钙前的一个有效手段，不需改变。但在过热器与再热器管屏间及二次风中需安装吹灰器。如果没有，则需增加。 氧化钙与三氧化硫产生的反应很强烈，可有效降低烟气的酸露点，从而降低了ESP及烟气通道的腐蚀程度。卡车把粉状的石灰石运到现场（或在附近建造制粉厂），气力卸至石灰石粉仓。再通过气力输送机将石灰石送至喷钙系统的定量给料仓。 在定量给料仓下方有一套阀门及斗作为气压阀。 斗下部的石灰石粉由螺旋喂送器进入喷钙管。在管道中，石灰石粉由吹风机送至锅炉的上部。石灰石粉的量可以通过调节螺旋喂送器的速度来控制。下部的斗可作为称重系统来计算石灰石粉的重量。为了保证连续的石灰石粉输送，下部斗的压力需和喷管的压力保持一致。
22、 石灰石粉喷射嘴通过由低压压缩机产生的吹气来保证炉膛内石灰石粉的充分混合和互相渗透。 3.3氧化钙的活化颗粒状的反应产物与飞灰的混合物随烟气流一起进入活化塔。在增湿的活化环境中，钙的利用率得到充分的提高。在活化塔中未反应的氧化钙转换成氢氧化钙。CaO + H2O Ca(OH)2二氧化硫与所生成的新鲜的氢氧化钙快速反应，生成亚硫酸钙。而绝大多数的亚硫酸钙继续氧化成硫酸钙。Ca(OH)2 + SO2 CaSO3 + H2OCaSO3 + 1/2O2 CaSO4烟气冷却的温度越接近水的露点去除二氧化硫的程度就越好。两个不固定的喷嘴对水起到了雾化的作用。在空气预热器之后的两个烟气管将烟气送入一个垂直管
23、道，通过该管道进入活化反应器上部。喷水管的管口安装在圆柱形反应器上部，下部是烟气，底部有灰份输送器将落下的灰除去。 反应器可被其两侧旁路管道旁路。FGD系统包括反应器进口、出口挡板及旁路-挡板从而使烟气进入反应器或使反应器旁路。3.4颗粒的分离这个过程的反应产物呈干粉状态。一部分颗粒物从活化塔的底部被分离出来，其余部分则在静电除尘器中被除下。通过增湿使静电除尘器的效率大为提高。3.5灰份的处理及其再循环从静电除尘器和活化塔除下的一部分灰再循环返回到活化塔中。灰份再循环可以减少石灰石用量及副产品的生成，不仅提高了石灰石利用率而且使得去除二氧化硫的作用显著。刮板输送机将活化塔除下的灰送至活化塔上游
24、垂直烟气管。较轻的颗粒再循环至活化塔，较重的颗粒落至垂直管下部的斗中，然后通过气力输送机送到储存库。在该储存库，反应器底部的灰被增湿搅拌器卸至灰罐车运走进行利用或丢弃。静电除尘器的第一电场的部分灰由电力输送机输送至活化塔上游的垂直烟气管旁的再循环灰斗中。给料机及套管将灰斗中的灰料送至烟气。灰量由给料机的速度控制。3.6再加热反应器出口烟气温度较低（60），为使除尘器安全运行，烟气用反应器中的热燃烧空气再加热，再加热空气的量用调节挡板控制。当活化系统不运行时，可用手动挡板关闭再加热空气。烟气再加热可保证静电除尘器及下行烟道无腐蚀问题。3.7自动控制系统自动化采用数据编程自动控制系统Metso D
25、NA(Metso 数字网络体系)执行。 3.7.1 自动化系统的功能自动化系统具有用以执行所有与脱硫设备的测量、调节、控制和监控相联系的功能。 3.7.2 控制功能3.7.2.1石灰石喷射的控制通过调节给料器的速度控制石灰石所需的喷射量。石灰石的喷射量可以根据燃料耗量和燃料中的含硫量进行计算.按烟气SO2含量反馈值缓慢地修正所喷射的石灰石量。3.7.2.2反应器出口温度的控制出口烟气温度通过调节注入反应器内的喷水量进行控制。3.7.2.3加热后温度的控制反应器出口烟气在进入静电除尘器前采用空气预热器的热空气加热。测量进入静电除尘器的烟气并用控制挡板调节热空气量以保持烟气恒定。 3.7.2.4灰
26、份再循环的控制从过滤器到反应器所投入的再循环灰量可以用给料器的速度进行控制。3.7.3电动机控制、分组控制自动化系统也用于对电动机、电动阀门和电动挡板的控制，并对启动停机进行联锁和顺序控制。3.8 选则方案: 灰浆再循环 灰浆再循环是LIFAC的第三部分，一般电厂采用了炉内喷钙及炉后增湿，已满足脱硫要求。当排放标准较高或对原有LIFAC的两步脱硫作进一步提高时应考虑第三步的灰浆再循环。灰浆再循环的特点是把静电除尘器灰斗的部分灰和水混合形成灰浆，此灰浆用类似LIFAC喷水的基本方法把灰浆喷进反应器内。该系统在LIFAC的基础上进行改造 ，使脱硫系统的整体效率达90%以上。3.9 喷钙脱硫成套技术
27、适用范围喷钙脱硫成套技术可以用于工业锅炉、大中型电站在役锅炉改造和新建锅炉的烟气脱硫配套设计。从锅炉容量上看，可从几吨的汽水锅炉到300MW、600MW的大型电站锅炉。4 工艺系统组成4.1石灰石制粉系统为增加石灰石粉的炉膛内的活化反应能力，对喷进炉膛内的石灰石粉的颗粒度要求特别细，即 40m的颗粒要大于90%，以保证有效的脱硫。作为吸附剂的石灰石纯度-即CaCO3要求不小于92%，以保证CaCO3在炉内进行有效的化学反应。石灰石制粉系统主要设备有传动装置、鄂式和立轴式破碎机、微粉磨和分离机、以及各种输送机和吸尘器等。在电厂周围选取品位较高、交通便利的石灰石矿作为矿源，在矿附近建立制粉厂。建储
28、存1000吨粉库一座，在电厂锅炉房附近建300吨粉仓。4.2石灰石粉喷射系统石灰石粉由粉仓经计量装置送入输粉管道，由给粉风机送入的空气正压输送到四个角上的喷射器内。输送过程中由母管到各个支管间设置分配器，使各支管流量相同。为使石灰石粉气流能与炉内主烟气流量混合均匀，进入炉膛前增加由空预器来的热风作为混合风。喷射器出口流速为3090m/s。4.3监测与控制系统 LIFAC脱硫工艺采用DCS集散控制系统，主要控制三个调节回路：a. 吸收剂给料量调节回路：喷入炉膛内的石灰石总量由给料机转速调节，喷入总量可手动给定，也可以由锅炉的给煤量和煤的含硫量给定。实测的SO2浓度用来作为反馈量以修正喷入炉膛石灰
29、石量。b. 吸收剂喷射调节回路：当锅炉负荷或者燃烧工况有较大变动时，锅炉炉膛内的温度场与流场的波动较大。这种波动对炉内喷射的脱硫效率影响较大，需要根据炉内温度的变化，对喷射系统喷入的空气量及空气温度和喷射角进行调整，以保证系统有较高的脱硫效率。 c. SO2浓度控制系统：根据烟气出口二氧化硫含量对石灰石的喷入量进行调整。控制回路主要有：喷射系统的启动与停用自动控制系统；喷射管道的堵塞检测系统；系统各部分及各设备之间的连锁控制系统。5 主要性能保证5.1功能保证喷钙后对锅炉的影响5.1.1喷钙对结渣倾向的影响炉膛内喷钙可导致实际灰成份发生变化，一般认为炉内灰的结渣倾向也会相应发生变化。实际上对于
30、不同的煤，添加石灰石后煤灰的熔融性变化有以下几种情况：灰熔点有所降低； 灰熔点先降低后又有所提高；灰熔点变化不显著；灰熔点有所提高。 电力部赴美国、芬兰脱硫技术考察报告中介绍：从芬兰Inkoo电厂5000小时运行情况看，炉内无结渣，表明采用喷钙脱硫成套技术不会因结渣问题影响运行。在设计脱硫型锅炉时，要对设计煤种，校核煤种和使用的石灰石取样，进行燃料特性试验分析和掺入一定比例石灰石后灰熔融特性分析，根据试验结果采取相应措施设计或完善炉膛和燃烧设备。5.1.2喷钙对受热面粘污、传热的影响炉内添加石灰石，实际灰分的碱/酸比增大，沾污倾向可能有所增强，但其变化程度与煤种及钙基吸收剂本身特性有关。据美国
31、环保局和电力研究所工业性试验数据看：“喷入石灰石会降低灰熔化温度，多数情况下，灰的固着强度降低，用常规的吹灰器比较容易清除”。芬兰Inkoo电厂运行5000小时，清除受热面上的积灰，无需增设吹灰器，根据负荷可以调整吹灰次数，即可解决受热面沾污积灰问题，各极受热面的传热特性不发生改变。国内已开发有专项评估方法，能为可行性研究和设计运行提供具体数据。5.1.3喷钙对受热磨损的影响石灰石喷入炉膛锻炼反应所生成的氧化钙是带有一定孔隙度的微团，其硬度远低于粉煤灰，一部分氧化钙硫化反应后，孔隙和表面被生成的硫酸钙填充和覆盖，中位径比飞灰略大一些，但硬度远低于飞灰，长期运行不会对受热面有较严重磨损。“八五”
32、喷钙脱硫示范工程贵州轮胎厂“4炉自1995年9月脱硫装置投运后，几次停炉检查都未发现磨损问题，可以说，喷钙后虽增加了飞灰量，但不加剧受热面的磨损”。5.1.4脱硫设备投运对炉内燃烧工况、气温的影响炉内喷钙脱硫是选择一个合适的温度区间将石灰石粉喷入炉膛，石灰石粉在烟气温度低于1200的区间喷入，锻烧反应生成的氧化钙固硫活性最佳。这个温度区对于大容量电站锅炉来说已接近炉膛出口，远离燃烧器区域，故脱硫设备投运对炉内燃烧工况没有影响。石灰石粉的输送介质为空气，脱硫设备投运时相应增加了炉风量，在Ca/S2.5时，其输送风量相当于总燃烧风量的13%，（对大容量锅炉为下限），不会造成炉膛出口烟气温度的变化，
33、也不会对气温带来影响。 对于大中容量电站锅炉（大于100MW）来说，石灰石粉锻烧反应最佳温度区域位于上炉膛，炉膛上部受热面设计布置可为石灰石锻烧反应留有一定时间，保证锻烧反应和固硫反应顺利进行，只要考虑到喷钙带来的影响并采取相应措施，锅炉完全可以安全稳定运行。5.1.5喷钙后对炉内灰分和静电除尘器的影响喷钙脱硫造成炉内灰分增加，其主要来源是：吸着剂带入的杂质、碳酸钙生成的氧化钙以及固硫反应后生成的硫酸钙等。 经估算，在Ca/S=2时，灰分增加：A4.8Sar%。影响电除尘器（ESP）的主要因素有：烟气量、粉尘比电阻、粉尘粒径、气流分布均匀性和烟气含尘浓度等。喷钙脱硫后影响ESP除尘效率的几项因
34、素是：烟气通过水合固硫反应后，烟温可降低约100，烟气体积减小，有利于提高除尘器效率；烟气经过增湿比电阻有所下降，有利于提高除尘器效率。 喷钙后飞灰与石灰石粉混合物的中位径比飞灰略大一些，容易收集。水合反应器中烟气速度较低，在该流动空间中有20%30%的尘被除去，降低了ESP的灰负荷。5.1.6喷钙脱硫对锅炉运行热效率的影响电力部火电厂脱硫技术考察团于1989年8月9月对美国、芬兰的脱硫技术进行了详细考察。采用喷钙脱硫的Inkoo电厂至1989年9月累计运行5000多小时表明：锅炉热效率下降0.3%。国内计算，对于35t/h炉最保守的估计也不超过0.6。喷钙脱硫成套技术攻关组在“七五”、“八五
35、”研究过程中，分析影响锅炉热效率的因素是：喷射的钙基吸着剂量过剩，导致吸着剂热解吸热，消耗炉内热量；吸着剂的输送介质为冷空气，相当于增加锅炉漏风、排烟热损失有所增加；但这两种影响都很小。5.1.7二次污染CaCO3在炉内分解成CaO和CO2，CaO在炉内、尾部水合固硫器中与SO2反应生成CaSO42H2O，为中性物质，不存在二次污染的问题；剩余的Ca（OH）2在空气中的最终产物是CaCO3，也是中性物质，也不存在二次污染。因此，从环境角度上来说，不存在二次污染。5.1.8脱硫设备投运对锅炉参数可能的影响喷钙时，受热面沾污，传热系数会有所下降，但由于锅炉设计时都预留有受热面，能保证足够的吸热量。
36、喷钙对过热器吸收的热量可能有所影响，通过调整喷水量大小，能保证过热蒸汽参数的稳定。大型电站锅炉采用挡板调温时，挡板调温的幅度大，灵敏度高。合理调整挡板开度，可调整再热器与过热器、再热器冷段与热段吸收热量的比例。5.1.9脱硫装置的可用率脱硫装置与锅炉设备之间是相互独立的两套系统，脱硫装置可解列，解列后锅炉照常运行。大部分脱硫设备使用的温度区间较低，便于维护与检修。送粉喷嘴在高温区工作，其材料可用耐热钢或耐火材料，且有冷风冷却，故障时仍可即时更换。喷钙脱硫系统简单，转动设备只有风机、水泵、压缩机、埋刮板，这些产品都是定型产品，运行可靠，事故率低。 5.2基本性能保证石灰石粒度：粒径100m的粉量
37、占总粉量的94以上，其中80不大于32m的条件下：Ca/S2.5（摩尔比）时，系统脱硫效率85系统的使用年限 30年系统的平均电负荷800kW5.3机械保证或自交货验收后一年计或自设备交货后的两年计，按以其中早到的时间计算，其保证期为6500运行小时 。保证期不包括按磨损件设计的正常零件的磨损。当设备已按说明书进行过维护，其保证期仍为有效。当设备进行过维修并且零件被更换过，则其保证期从维修后或从更换后按上述的保证小时计算计。5.4 SO2释放量保证SO2 的排放所列出的SO2排放量是以燃煤分析中含硫量（湿基）及Ca/S 摩尔比2.5的前提下计算的。例如：煤中硫的含量, % (湿)SO2 的释放
38、量, mg/m3.N, 干烟气, O2=6%0.794541.5783上述数据是按保证为80%脱硫效率计算。图 2: SO2 释放量的保证值石灰石的质量要求：:颗粒度尺寸: 80 % 92 %最终的石灰石消耗量在实验后给出。计算以92 % 的CaCO3纯净度为准。炉膛中需具有一个开孔区，该开孔区能使吸收剂喷射进入在9001200 oC温度区内，并有足够的滞留时间。 5.5其它保证烟气温度保证在ESP前的烟气末端温度为70C，该温度高出了SO3 和 水汽引起的酸露点，并高出水的露点温度15 oC 。因此由硫酸和水冷凝在过滤器和钢制烟道中所引起的腐蚀不会比无脱硫装置之前更为明显。除尘器前的灰尘密集
39、度保证的最大值为 77 g/Nm3。压力损失反应器接触面的进口至ESP接触面的进口间的压力损失保证不大于1 300 Pa.6.工艺系统参数要求 6.1锅炉蒸发量 400 t/h 年均运作时间 8000 h负荷范围 50100 % of MCR负荷的差异率 +/ 5 %/min of MCR6.2燃烧的煤耗煤量 44 t/h（年平均值）低位发热值 21.03 MJ/kg分析 (湿 %)（按原煤计）C：58.00 H：3.82S：1.2 O：8.22N：1.08 H2O：7.31灰份：26.62以上的煤质(湿)分析的百分比除含硫量外,其它可在65 %范围内变动。6.3烟气中的SO2 没有脱硫时 1800mg/Nm3 (估计最大值)脱硫后烟气360 mg/Nm3 （最大），设计值脱硫后烟气 454 mg/Nm3 （最大
