煤烟污染脱硫与大型循环流化床锅炉技术.docx
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煤烟污染脱硫与大型循环流化床锅炉技术
烟气污染、脱硫与大型循环流化床锅炉技术
内容摘要]该文由三部份组成，即火电厂（PC）烟气脱硫（FGD）技术在国内选用与国外新近进展，PC+FCD与常压循环流化床（ACFB）锅炉的全厂性技经比较，以及大型ACFB锅炉技术。
论述了
（1）煤烟污染分类与危害；
（2）FCD的选用、实践与国外新近进展；（3）PC+FCD与ACFB炉的比较结果；（4）大型ACFB炉特点、结构特征，炉本体的流体动力、传热、燃烧特性、系统特征，影响炉内脱硫、脱硝因素，运行中存在问题及其对策，以及大型化几个关键问题。
[关键词]火电厂煤烟污染分类与危害FGD技术PC十FGD与ACFB妒比较ACFB炉及大型化脱硫与脱硝
1煤烟污染分类与危害
火力发电厂煤粉炉燃烧后的煤烟污染大致分为三类，第一类为“本地污染”，第二类为“越境污染”，第三类为“全球污染”。
1.1本地污染——火力发电厂排烟中的烟尘污染影响大气质量，促使环境条件变坏。
1.2越境污染——燃用燃料含硫量大于1％的煤粉炉电厂排烟中含有S02，对生态环境是一种慢性、叠加性的长期危害。
该污染也是形成酸雨重要组成部分。
酸雨对环境的污染可引起水体酸化，土壤变质，森林枯萎，农作物减产，腐蚀名胜古迹和建筑物，危害人类健康。
1.3全球污染——火力发电厂排烟中的C02会形成“温室效应”，使全球变暖，可能导致一系列灾难性后果：
例如海平面将升高，使沿海地区居民及生态系列受到威胁；发生洪灾和旱灾的可能性增加；扩大热带传染病发病区；影响水份分布、土壤状况和季节变化，加剧粮食短缺；加速物种灭绝速度，地球上1／3的物种到下个世纪末将不复存
在。
2烟气脱硫（FGD）技术在国内选用、实践和国外新进展
2．1太原第一热电厂简易湿法烟气脱硫（FGD）装置的实践
2．1．1概述
1992年日本政府制订了“绿色援助计划”，在能源和环境方面开始与中国、东南亚等各国实施环境保护技术转让，进行综合性的合作。
作为该计划的一个项目，日本电源开发株式会社受日本通产省的委托与中国原电力工业部合作，对中国燃用高硫煤电厂设置简易脱硫装置并进行验证试验，以期推广。
该项目确定在山西太原第一热电厂。
12炉（1025t／h）进行。
在锅炉尾部烟道上设置高速平流简易湿法FGD装置。
这是针对一些国家的实际情况，以降低脱硫效率为代价换取低成本的简易性脱硫技术。
所谓“简易”主要表现在以下几个方面：
①降低了脱硫剂石灰石品质的要求（包括纯度和粉粒的粒度），以扩大原料来源（采用厂址附近石灰石矿的石灰石）和降低制粉成本；
②简易FGD造价约为常规湿法FGD造价的50％（常规1×300MW级约4．8亿元，简易1×300MW级约2．4亿元），但脱硫效率要降低约10％～15％；
③提高烟气平流塔内流速，缩短烟气在塔内停留时间，减少装置体积，以降低造价；
④采用水平卧式吸收塔，使塔体一段相当于稍为放大的烟道，可节省采用竖塔时的
上下连接烟道；
⑤省略烟气热交换器。
简易湿法FGD的特点：
①适用于燃中高硫煤而又要求脱硫效率不高的特定燃煤电厂；
②系统简化，易于运行操作；
③使用石灰石作脱硫剂，价格低，钙利用率高；
④造价与运行成本均较低；
⑤脱硫与氧化流程合二为一，并均在吸收塔内进行；
⑥吸收塔内可快速将吸收液喷成雾状进行脱硫，同时还具有较高除尘性能，其后部可不设除尘器；
⑦在吸收塔内完全氧化吸收，副产品石膏稳定，有益于防止二次污染。
2．1．2简易湿法FGD的流程工艺系统
（1）设计参数
设计煤种含硫量按2.2％考虑，采用一套FGD装置，处理烟气量为60×104Nm3/h
（相当于200Mw容量），S02入口浓度为2000PPm，S02出口浓度为400ppm，脱硫效率为80％，耗水40m3/h。
（2）FGD流程（参见图1）
图1太原第一热电厂的简易型烟气脱硫流程图
①烟气系统——7从锅炉烟道分流出的部分烟气，经脱硫风机升压后进人吸收塔，
再经尾部的除雾器去湿后从烟囱排出。
②吸收与氧化系统——这是FGD的主体。
在吸收塔内同时进行烟气冷却、除尘和脱硫工艺处理。
进入吸收塔的烟气，经过三段由卧式布置的喷嘴沿顺流与逆流历喷出雾状的石灰石浆吸收剂的循环浆液，进行高效的气液接触，除去姻气中S02（呈吸收反应）。
由氧化风机供给空气，通过搅拌机，使溶于浆液中的氧与S02进行氧化反应生成石膏。
③副产品处理系统——在吸收塔内已吸收的S02浆液，经泵送往水力旋流器浓缩成40％浓度后存于石膏浆池中，再经脱水后成为粉状石膏入库，等待销售。
④石灰石制备系统——来料为50mm以下的块状石灰石，经粉碎机粉碎成粒径小于Φ6mm，再经球磨机磨成石灰石粉，又经选粉机分离成100目筛余5％以下的细粉，通过输送机储于粉仓。
⑤制液、供液系统——由石灰石粉仓取出的石灰石细粉与水混合制成30％浓度的浆液存于石灰石浆池，根据需要再供给吸收剂循环罐。
⑥供、排水系统——排水量约80m3/h。
2．1．3简易湿法FGD试验效果
（1）在保证设计条件下，进行下列试验：
①脱硫性能、除尘性能、除水雾性能；
②吸收塔浆液PH值、气液比（L/G）变化试验；
③处理的烟气量变化试验。
（2）FGD试验结果
①脱硫、除尘、除雾的性能测定结果
序号
项目
计量单位
设计值
实际平均值
1
FGD装置的入口烟气
Nm3/h
60×104
60.1×104
2
FGD装置的出口烟气量
Nm3/h
57.6×104
56.8×104
3
FGD装置的入口烟气温度
℃
140
135
4
FGD装置的出口烟气温度
℃
烟气饱和温度
47
5
FGD装置的入口S02浓度
ppm
2000
1429
6
FGD装置的出口S02浓度
ppm
400
240
7
FGD装置的脱硫效率
%
〉80
83.21
8
FGD装置的入口粉尘
mg/Nm3
<500
270
9
FGD装置的出口粉尘
mg/Nm3
<50
10.3
10
FGD装置的出口水量
mg/Nm3
<150
121
11
FGD装置的石灰石过剩率
%
<10
9～17
12
FGD装置的石膏纯度
%
<85
86
②吸收塔液气比（VC）变化的脱硫性能
序号
L/G（l/Nm3）
脱硫效率（%）
1
8.5
64.1
2
15.0
84.2
3
19.0
88.8
③吸收塔PH值变化时的脱硫性能
序号
PH值
脱硫效率（%）
1
5.03
73.5
2
5.22
75.0
3
5.30
77.5
4
5.50
80.3
5
5.65
84.5
④烟气量变化时的脱硫性能
序号
烟气量（Nm3/h）
脱硫效率（%）
1
3×104
90
2
45×104
85.3
3
60×104
84.2
2．1．4FGD装置的运行实践
这套试验性FGD装置，通过两年试运与两年正式运行，脱硫效率达到设计值，而且副产品——石膏有了销路，因而是成功之举。
诚然在FGD运行中，曾出现一些具体问题，但已经解决。
实例如下：
（1）石灰石制备系统——由于1号埋刮板振动而使出力不足，增装了漏电保护器，解决了球磨机油箱加热器漏电问题。
（2）吸收系统——运行初期发现有的泵进入空气，致使吸收剂循环泵和排浆泵出力不足；吸收塔内部浆液喷嘴处集有大量沉积物，经取掉支撑梁后得以解决。
此外，在排浆泵出口处增设两道浆液滤网。
（3）加热与排水系统——伴热蒸汽管需建防冻房屋，以免受冻。
排水系统管线改为直排后，畅通无阻。
2．1．5FGD装置存在的主要问题主要问题集中在国产配套的石灰石制备系统的一些设备上。
具体如下：
（1）选粉机密封差、球磨机漏油、各泵普遍漏水、漏浆；
（2）氧化鼓风机轴承故障原因不明；
（3）石灰石过剩率比设计值偏大；
（4）吸收剂中亚硫酸钙被氧化；
（5）补给水滤网堵塞频繁，暂由改进清洗方法解决。
2．2寻求适应含硫煤种和合理投资的FGD方案
2．2．1 燃用中、高硫煤（含流量在1.51％～4．02％），单机容量在300MW及以上的电厂。
该电厂宜对采用湿法烟气脱硫技术与采用循环流化床（CFB）锅炉进行技术经济比较，其FCD投资约为电厂总投资的12％～25％。
对于单机容量为600Mw机组，一般采用湿法FGD，陕西韩城第二发电厂便是一例。
2．2．2燃用低、中硫煤（含硫量在0．75％～2．5％）的电厂该电厂宜采用炉内喷钙/尾部增湿活化法（HPAC法）为好。
其特点及适应范围是：
（1）适应于燃煤含硫量为0．6％～2．5％的300Mw以下机组的电厂。
FGD在Ca／S为1．5～2．0采用再循环系统时，总脱硫效率为70％～90％。
（2）该法具有一定的运行经验。
在国外已正式投入商业运行，根据其经济分析，LI-FAC法的设备投资为湿法脱硫的32％，运行费用在各类脱硫方案中也最低。
例如南
京下关电厂2×125Mw机组采用LIFAC法脱硫技术，其脱硫投资约为电厂总投资的6％～8％。
（3）该法占地面积小，适合于改造现有运行的老电厂。
2．3发展简易脱硫除尘一体化脱硫方案。
我国东北电网燃煤机组的燃料含硫量较低（平均为0．68％、个别大于1％），经计算脱硫效率达到犯％即可满足环保要求，而且当地电厂多采用湿式除尘器。
因此在确定FGD方案时，既要考虑到煤质特点，又要兼顾湿式除尘器。
即把脱硫与除尘问题结合起来，力求全面达标。
很显然，这对当前老电厂面临的环保改造具有现实意义。
一体化的FGD方案简介：
（1）对于已配备静电除尘器的老电厂，在场地条件允许情况下，可直接采用LIFAC工艺；
（2）对于已配备湿式除尘器的老电厂，在HFAC工艺的基础上加以改造，把湿式除尘器改造成湿式脱琉设备，使之成为既除尘又脱琉的方案。
该方案是以向炉膛喷钙作为一级脱硫，将烟气增湿作为二级脱硫，实现脱硫与除尘的集成，总脱硫效串可达60％～80％。
该法在东北赤峰热电厂25MW老机组上采纳。
其投资仅116．3万元（单位造价96.92元/KW），年运行维护费95．6万元，脱硫成本为0.50元/kg（S02）。
2．4日本湿法FGD的新进展近几年，日本FGD主导技术的湿式石灰石—石膏法又有了新的技术进步。
主要体现在扩大装置和处理能力，简化工艺系统和改善性能几个方面：
（1）开发出多种吸收塔——如常用的喷雾式、新开发的填充式、吹泡式、液柱式等；
（2）吸收塔的处理能力扩大；
（3）应用单塔系统；
（4）在吸收塔内同时进行氧化；
（5）加快烟气流速，提高吸收液浓度及增大浆液喷雾密度；
（6）脱硫装置大型化——例如1000MW级都是单塔式的塔内洗涤同时氧化系统，而且采用高浓度吸收浆和高密度喷雾浆液，使吸收塔的体积更加紧凑。
有效地消除雾沫和提高烟气流速，从而提高脱硫效率。
2．5泰国湄莫电厂300MW级燃煤机组的湿法FGD特点该厂装机容量为2025MW，其中8号～11号为4×300Mw及新投运的12号～13号为2x300Mw机组。
这些机组燃用褐煤，排放S02严重污染环境。
为此，于1994年由德国某公司设计了FGD装置。
先按4×300Mw机组考虑，每炉一套烟气处理和S02吸收系统，每两炉共用一套石灰石浆液反应剂处理系统和一套石膏脱水系统。
该FGD系统特点是采用了先进的双环路吸收塔。
该吸收塔由两个回路组成，一个是下回路，又称喷淋回路；一个是上回路也称吸收回路。
下回路系统设有两台泵，一台运行一台备用；上回路系统没有四台泵，三台运行，一台备用G吸收塔的塔体采用合金材料制作。
300MW机组湿法烟气脱硫系统参见图2、双回路吸收塔工艺系统参见图3
图2泰国湄莫电厂4×300MW烟气脱硫系统流程图
图3双回路FGD吸收塔工艺系统图
3300MW机组脱硫与流化床炉的全厂性技经比较
近几年，广西电力工业勘察设计研究院在柳州电厂2×200MW级机组可行性研究及合山电厂100Mw级机组的燃用高硫煤的410t／h技改工程可行性研究报告中，致认为火电厂老厂脱硫技术改造，应首先考虑采用ACFBC锅炉，不宜采用烟气脱硫装置。
在煤的洁净燃烧技术中，近几年内比较实用和成熟技术有两类方案，常规电厂锅炉
+烟气脱硫（PC+FCD），常压循环流化床（ACFB）锅炉。
1999年国家已批复引进一台300MW级1025t／h的ACFB锅炉装于四川白马电厂作为示范工程。
这样就为国产大型ACFB锅炉创造了仿造条件。
3．1比较条件
3．1．1假定燃煤含硫量为3％，灰份为30％，挥发份为13％，低位发热量为19．35MJ／kg（4622kcd／kg）。
以新建一台300Mw的W型火焰煤粉锅炉配置烟气脱硫（PC十FGD）装置与一台300MW常压循环流化床燃烧锅炉（ACFBC）进行分析比较。
国家污染物排放规定，SO2最高允许排放浓度为1200mg／Nm3，取700mg／Nm3；N0x
最高允许排放浓度为650mg／Nm3，烟尘最高允许排放浓度为200mg／Nm3。
3.1．2脱硫设计方案
（1）300MW级的PC十FCD方案
①煤粉炉采用亚临界参数，出力为1025t／h.W型火焰炉、配以先进可靠的燃烧器和双进双出球磨机正压直吹式制粉系统，锅炉效率设计值为90．85％。
②烟气脱硫（FGD）装置采用湿法石灰石、石膏工艺，参照国内华能珞璜电厂FGD经验，部份关键设备进口，其他由国产设备配套。
（2）300MW级的ACFB锅炉方案——可提供的厂商有波兰F．W公司与法国斯坦因公司。
（3）可提供300MW级ACFB锅炉与常规煤粉炉的炉型。
表1可提供炉型的技术特点
序号
名称
常规煤粉炉（W火焰炉）
ACFB炉
1
锅炉型式与出力
亚临界
亚临界
（t/h）
1025
1025
2
炉膛尺寸（宽×深）
上深7.239m,下深13.34m
13.4×15.35m
（m）
宽24.77m
炉膛总高（m）
39
35
炉膛断面积（m3）
约330.5
206
炉膛底高（m）
9
3
尾部烟道（宽×深）（m）
约24.81×4.95
约13m×11m
4
布风板面积（m2）
/
2×47[2（13.4×3.5）]
5
旋风分离器
/
4个，每个直径Φ8.2m
6
外置床数目与床高（m）
4个,3.2m
7
外置床布风板面积（m2）
4×4.4m2
8
不完全燃烧热损失（）
3～4
0.6
9
脱硫效率（）
90～95
97
3.2PCFGD与ACFB炉的全厂性技术条件分析与综合比较
表2全厂性技术条件比较
序号
名称
PCFGD的电厂
ACFB炉的电厂
1
燃烧方式与脱硫方式
煤粉燃烧，炉后烟气脱硫
化床流态化燃烧，燃烧中脱硫
2
电厂热效率（）
约38％～40％
当单一循环时为38％—40％，当联合循环时可达43％
3
实施联合循环发电方式
不可能
具有ACFB炉的CFBG—C发电系统
4
最大单机容量（MW）
在运行中的可达800MW
在运行中最大为250MW，在建为300MW
5
大气污染物
必须装设FGD装置才能满足S02700mg/Nm3的要求，同时还在炉内装设低氯燃烧器，才能达到NOx650mg／Nm3的要求。
于在炉内掺烧石灰石，且温度控制在850～900℃，易使S02排放值降低，同时又是低温燃烧，分段送风，可避免NOx产生。
排放物保证值S02为400mg／Nm3、N0x为250mg／Nm3
6
煤种适应性与运行灵活性
①适应煤种范围小。
制粉系统复杂，石灰石制备细度要求严格（华能重庆珞璜电厂FGD粒度250目，90％通过），另FGD还需另设一套控制系统，运行维护工作量大。
②燃料在炉内呈煤粉状燃烧，调蜂能力差
①能适应煤种变化，燃烧良好，燃料制备系统简明可*（无烟煤入炉粒度0-6mm，烟0-10mm），运行维护工作量少，石灰石制备系统要求较低（粒度0-1mm），只需一、二级破碎。
②燃料在炉内多次循环悬浮燃烧，紊流扰动强，有利于稳燃和烧尽且储热能力强，负荷调节性能好，一般可在30％～100％BMCR负荷范围内，不必助燃，且升降负荷迅速可达7％～8％，调峰能力极强
7
厂用电
9％（8％～10％），其中FGD为1．6％～2％，若燃用难燃、难磨媒种时，厂用电增多
9％～10％，其中炉为6％
8
可用率
成熟技术，在各种容量常规燃煤机组上均可证实可用率较高
正处于全面商业化阶段，全球最大的锅炉可用率在90％以上，最高达95％左右，并略高于PC电厂
9
占地面积
煤粉炉本身占地与ACFBC护基本相同。
但当PCFGD时，FGD需另增脱硫占地，大约多占地1公顷（ha）
占地紧凑，既能脱硫、又能脱硝，且不另占场地
10
副产品利用
副产品为石膏，一般弃置贮灰场或回填矿坑
因系低温燃烧，所产生的灰渣活性好,该灰渣含有CaS04可作水泥骨科，用于筑路、制砖等
11
启动时间
（1）冷态启动6h（珞璜w炉的330Mw机组）
（2）温态启动5～6h。
停炉8h方能温度启动
（3）热态启动3～4h。
停炉2h后，能热态启动
12
安全可靠性分析
已有相当的运行经验
13
国产化问题
国产化率高，仅FGD关键部件需进口或国外设计、国内制造
14
小结
①仍有一定的发展市场，特别是600MW、800MW、900MW燃煤机组更为有利②若干年后，其发展将受制约③当燃用无烟煤时，其NOx排放在800～1000mg／Nm3，不能满足环保要求
①300MW机组的ACFB炉己基本成熟并有着广阔前景②随着科技进度，国产化率提高，其造价将会降低，赂低于PCFCD造价③当燃用无烟煤时，其N0x排放可控制在200mg/Nm3以下，满足环保要求④安全可靠性不低于煤粉炉
4大型常压循环流化床（ACFB）锅炉技术
4．1概述
这里所指的大型ACFB炉为蒸发量≥430t／h配100MW机组等级的炉型。
ACFB锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉。
经过二十年来的努力，其技术日趋成熟并迅速进人大型ACFB锅炉的商业市场。
因为它的燃烧技术不同于层燃与室燃，而是煤粒与脱硫剂石灰石粒在配风气流由下而上作用下，具有“流态化”燃烧，同时还具有物料循环系统的进行多次循环的新型燃烧技术。
这种新型燃烧方式，不仅具有在燃烧过程中所赋于脱硫脱硝性能，还可构成燃气-蒸汽联合循环发电技术，从而大幅度提高电厂循环效率。
1996年投入商业运行的法国普罗旺斯（Pmvence）电厂的250Mw级的700t／hACFB炉是目前全球最大的ACFB炉。
同年我国投运了从芬兰引进的100Mw级的410t／h炉是国内最大的ACFB炉。
1999年国家批复引进一台300MW级的1025t/h的ACFB炉作为示范工程，至此，我国开始进入大型ACFB技术领域和具有ACFB炉联合循环（CFBC-C）发电系统的研究、探讨的新阶段。
4．1．1循环流态化的基本概念
（1）主要特点
床内无气泡，无明显密相界面，存在颗粒成团与返混现象；具有较大的气固滑移速度。
4．1．2循环流化床锅炉（CFBB）的分类及其特点
（1）CfBB的分类--分为4种，特点如下：
①带整体或再循环换热器的CF-BB--该型炉由美国Fos2erW11eeler能源公司研究开发，在美国的Nisco热电联合循环电厂l00MW级CFBB首先示范成功。
其特点是该炉不设置外部冷灰器，循环灰从分离器下来进入与锅炉燃烧室后墙装成一体的整体式再循环换热器。
其热量的调节*差异流化来实现。
②Lurgi循环流化床锅炉--由前联邦德国Lurgi锅炉制造公司开发。
法国的艾米路希（EmUeHuche）电厂一台125MW级CFBB及世界最大的法国普罗旺斯电厂一台250MW级CFBB，均为Lurgi型产品。
该炉特点是燃烧室内为细粒子床（粒径为50-300lLm），布置有膜式水冷壁；设置外部冷灰器，其换热量的调节*机械式锥形阀实现；由于在燃烧室中布置了受热面，所以锅炉结构得以简化。
②CkcoaMid循环流化床锅炉--由德国BaLcock和VKW锅炉公司研制开发。
德国的MdenLurg电厂约65MW级290t/hCFBB为其产品。
该炉特点是燃烧室内布置了更多的受热面，不仅有膜式水冷壁，且在燃烧室顶部布置了对流受热面；燃烧室出口烟温仅300～500℃，故可采用分离效率较高、体积较小的中温气固分离器；采用了烟气再循环，以保证低负荷时的流化质量和分离效率。
④Pyroflow循环流化床锅炉--由芬兰Ahlstrom公司研制开发。
中国内江发电总厂、高坝电厂的100MW级410t／hCFB锅炉及在波兰投产的235MW级667．4t／hCFB锅炉，均属此产品。
其特点是该炉无外罩式换热器；燃烧室内布置有部分过热器和膜式水冷壁，下部水冷壁敷设耐火材料保护层，床粒平均粒径为0.1～0.5mm；锅炉结构简单。
4.2循环流化床炉的总体特点
4．2．1该炉特点如下：
（1）具有广泛的燃料适应性，可有效的燃用劣质燃料
（2）ACFB炉可构成燃煤的燃气--蒸汽联合循环发电系统。
（3）低污染--由于ACFB炉系中温[（850。
900）℃]燃烧和分级送风[二次风率（40％～50％）]，N0x的生成量很低。
同时其燃烧温度正处于炉内加钙固硫的最佳反应区，脱硫剂随固体物料多次循环，所以具有较高的脱硫效率（Ca／S比为1．5时，脱硫效率可达90％）。
（4）调节炉负荷性能好
（5）燃料制备系统简单
（6）燃烧效率高--由于未燃烬碳粒随固体物料的多次循环，使飞灰含碳量下降，保证了燃烧效率高，可与煤粉炉媲美。
（7）锅炉造价相当，但金属耗量少
（8）流化床燃烧技术虽尚不足以取代煤粉燃烧技术在煤燃烧领域内的总体格局（例如600MW、800MW、900MW超临界参数的单机容量的煤粉锅炉），但是流化床燃烧技术参与到大型燃煤发电锅炉的商业化竞争，则是必然的、完全可能的。
4．2全球最大、法国普罗旺斯电厂250Mw机组的700t／hACFB炉的实践
法国普罗旺斯电厂250Mw容量的ACFB锅炉是目前世界上已运行的最大容量的ACFB炉（见图5）。
该炉自1995年10月机组并网发电以来，运行情况良好并于1996年获美国颁发的“最佳电站国际奖”
该炉是在原3台55Mw机组的煤粉妒的位置经拆除清理后、进行建设并承担尖峰负荷运行的设备。
4．2．1燃料特点与环保要求
（1）该电厂燃料为50％当地褐煤（含磁量3％。
4％）和50％油渣（含流量达5％），其特点是热值低、高硫、高灰、高水份，而且还在原煤中夹有大量石灰石，灰的Ca0含量达57％，自然Ca／S比为2．5。
（2）环境保护要求较高，根
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