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1、燃烧技术燃烧技术【燃煤高温固硫技术的现状及进展】燃煤高温固硫技术的现状及进展 1 概述 在我国煤炭消费中，约85%的煤炭作为动力煤直接用于燃烧，导致了严重的大气污染，其中尤以SO2污染与酸雨为甚。大气污染中约90%的SO2是燃煤产生的,1995年全国SO2总排放量达到2370万t。随着国家对SO2及酸雨问题的日益重视，至1997年排放SO2量降为2 346万t。以SO2为主要因素形成的酸雨污染区，曾达到约占全国国土总面积的40%(1997年已降为约30%)，对人民生活及工业生产造成严重危害，已引起国内外的广泛关注。1994年3月中国政府颁布了中国21世纪议程，提出到2000年SO2年排放量控制

2、在21002300万t。1995年8月，我国政府公布了新修订的中华人民共和国大气污染防治法，进一步强化了燃煤污染的防治。1998年1月，国务院正式批准国家环保局“关于呈报酸雨控制区和SO2污染控制区划分方案的请示”，要求“两控区”到2010年SO2排放总量控制在2000年排放水平以内。1998年3月国家环保局公布，到2000年全国SO2年排放总量控制指标为2460万t。 目前，中国工业锅炉约46万台，其中中小型层燃锅炉占70%，各种窑炉约16万座，年用煤量在400Mt以上，燃煤炊事炉灶1亿多个，每年消费生活用煤约130Mt以上。发展洁净煤技术是中国解决煤烟型大气污染为主要特征的环境问题的一项战

3、略措施，是实现经济、社会持续发展和经济、能源、环境协调发展的重要技术方向。洁净煤技术的核心技术领域是煤炭高效洁净燃烧。其中，燃煤固硫技术是一项适合我国国情的减排SO2的技术。 2 国内外燃煤脱(固)硫技术现状 据美国环保局(EPA)统计，世界各国开发、研究、使用的SO2控制技术多达200多种。这些技术归纳起来可分为三大类：(1)燃烧前脱硫，如选煤等；(2)燃烧中脱(固)硫，如工业型煤固硫、动力配煤加固硫剂固硫、炉内喷钙、循环流化床锅炉燃烧等；(3)燃烧后脱硫，即烟气脱硫(FGD)。目前国外控制SO2排放的最有效的手段仍是烟气脱硫技术，但其基建投资和日常运行费用较高。炉排层状燃烧和煤粉悬浮燃烧是

4、目前广泛采用的传统燃煤技术，虽然它们也有不少改进和发展，但是受到局限。对链条炉来说，适于燃用具有一定粒度范围的块状烟煤，要燃用多碎屑的煤是困难的；对煤粉炉来说，由于制粉系统比较复杂，耗电较多，适于大型电厂。特别是在SO2、NOx排放方面，对于链条炉和煤粉炉而言，二者均为高温燃烧，NOx排放量大，脱除SO2的系统复杂和昂贵。燃烧中脱(固)硫技术是在煤中添加一定的固硫剂使煤在燃烧或气化时生成的气态硫化物在炉内吸收，气相中残存的硫化物，与刚进入炉内的脱硫剂接触而被吸收，这样排出的气体中SO2含量就大大降低了。该方法的优越性是既不需要燃烧前脱硫设备，也不需要或可大大减少燃烧后脱硫设备。但它也有不利的一

5、面，即固硫剂或部分或全部参与燃烧过程，将会影响煤的燃烧性能，此外，由于固硫剂中的碱性物质等的利用率低，以及已形成的硫酸盐(MSOx)的再分解等，导致固硫效率不高。 80年代以前，在西方发达国家在煤粉炉、链条炉等燃煤锅炉上也曾采用过固硫剂固硫技术。如将石灰石与煤混合或与煤同时加入，或者将石灰石粉从适当的部位喷入炉膛(如USP 4226601、JP昭57 70193和USP 4322218号专利等)，但它们仍只是简单地将石灰类物质加入到煤中，结果只能获得最多40%的固硫率。随着对环保要求的日益严格，40%的固硫率已无法满足要求，因此，国外现在均转向燃后脱硫技术。国内自“六五”以来，在炉内固硫技术的

6、研究与开发上，也做了大量工作，很多单位都在积极参与，但多数均处于实验室研究阶段。所采取的技术途径主要有两条，一是以助燃为目的的助燃剂，在助燃的同时起到一定的固硫作用，其实际固硫率一般为15%25%(包括煤自身的固硫率)，加入量为27,吨煤成本增加约1015元，已形成12万t/a的生产能力，但累积销量也不过几百吨，其固硫原理及所报道的固硫率均值得商榷；二是以钙系氧化物为主的固硫剂或复合固硫剂，实际固硫率也只有25%30%，Ca/S摩尔比约为23，吨煤成本增加约为1020元。目前，燃煤固硫技术研制开发的重点为固硫剂及其助剂的研制开发以及对煤种的适应性。3 固硫剂及其助剂的研制开发最新进展凡能与煤在

7、燃烧过程中生成的SO2或SO3起化学或物理吸附反应,形成固态残渣而留在煤灰中的物质均可作为固硫剂。固硫剂种类很多，如：石灰石、白云石、方解石、氧化钙、氧化镁、碳酸钠、氢氧化钠等，但目前使用最多、价廉易得的仍是碳酸钙、氢氧化钙等，俗称钙基固硫剂。有时也选用如电石渣、造纸废液、硼泥等众多的工业废料。但普通的钙基固硫剂具有钙的利用率低、高温固硫效果差的不足。燃煤固硫技术的关键是固硫剂及其添加剂的选择与优化，以及对煤种、煤质和燃烧方式的适应性。常用的固硫剂以钙基固硫剂为主，其缺点是固硫剂的利用率低，固硫反应速率与硫析出速率不一致，以及高温下已形成的固硫产物的再分解。添加剂的加入可以改善固硫剂的固硫反应

8、速率，尤其是高温下可形成其它形式的含硫复合物，阻止或延缓CaSOx的再分解。通常添加剂的加入可使固硫率提高30%60%。因此，为了提高固硫率，在制备固硫剂的过程中往往添加一定的助剂来改善其表面性质，以提高固硫率；或者将固硫剂进行活化、改性，以利于提高固硫剂的利用率与固硫率。Yang R.T.在研究流化床脱(固)硫过程中，加入了Fe2O3、V2O5等助剂;Desai N.J.选择了Fe(NO3)3和Fe2O3作为助剂，研究了加入这些助剂对固硫效果的影响。 Mark等在固硫剂中加入Na2CO3,制成了助剂固硫剂，极大地改善了脱硫效率，Stouffer等在用Na2CO3、NaCl、CaCl2、FeC

9、l3作为助剂进行相似的研究中，也发现了类似的结果:加入2%wtNa2CO3后，石灰石固硫效果最好。对此，他们认为,Na2CO3的加入可以促使CaO晶格重排，不仅使孔的分布、孔的尺寸有利于固硫，而且Na2CO3本身还有一定的固硫作用(如生成Na2SO3、Na2SO4)。David等在制水合石灰(Ca(OH)2)时，加入一定量的磺化木质素，所得Ca(OH)2产品中大约含有1%的木质素碳酸钙。这样处理降低了固硫剂在反应过程中比表面和孔体积的烧结趋势，使固硫剂在高温区保留了较高的比表面积和孔隙率，提高了与SO2的反应能力。研究结果表明，经木质素磺酸钙活化后，可使钙利用率提高20%，固硫率增加4%15%

10、。 CaCl的存在提高了CaO在固硫过程中的效率，这是因为在反应过程中会形成一薄层的NaCl/CaO低共熔层，从而改善了CaO的性质。Paolo Davini的研究表明，用含量2%的NaCl溶液浸泡过的固硫剂，炉温为850时，在脱硫过程中可形成一种有着网络结构的CaO，提高了CaO向CaSO 4的转化率，且固硫率大大提高。卢啸风等在试验中还发现，在炉温950时，一定形式的碳酸钙和少量的Ca(OH)2的混和物具有比单一碳酸钙或Ca(OH)2更高的脱(固)硫能力，从而形成了一种新的固硫剂。这种固硫剂无论是粉状还是制成球形，都有较高的反应活性，新的固硫剂的CaO转化率比石灰石高60%以上。Ralph

11、.T.Rang等在实验中选用Fe2O3作固硫助剂，结果证明，Fe2O3对CaSO4的再分解起着阻止作用，即对固硫是有利的。针对CaSO4的分解，Fe2O3的加入量有一最佳值，多于或少于这一数值，对煤中的硫分以CaSO4的形式固定下来都是不利的。肖佩林等的研究表明，在固硫剂中加入铁、硅组份，可在燃烧过程中生成新的CaFeSiO体系，固硫率可明显提高，尤其在高温下固硫率较高。固硫炉渣采用X射线衍射法与X射线荧光光谱法对所生成体系进行表征，发现有一种热稳定化合物CaFe3(SiO4)OH存在，它覆盖或包裹硫酸钙晶体，延缓并阻止了硫酸钙的分解，提高了固硫率。黄信义等在8001 100管式炉内进行了人工

12、钙基脱硫剂的研究，发现人工钙基固硫剂的活性是天然石灰石的23倍。当加入添加剂后，发现MgO与SO2的反应性比CaO高，可使钙的利用率达到40%。 由浙江大学开发的ZD系列固硫剂，加入量大致相当于煤中硫含量的4倍，炉内固硫的固硫率为32%41%。 由煤炭科学研究总院北京煤化所开发的MHS系列添加剂，可使高温固硫提高率达50%以上。在Ca/S比约2与MHS系列添加剂加入量约1%时，高温固硫率可达40%以上。4 结论 (1) 燃煤固硫技术是一项适合我国国情的减排SO2的技术； (2) 燃煤固硫技术的关键是固硫剂及其添加剂的选择与优化，以及对煤种、煤质和燃烧方式的适应性； (3) 普通钙基固硫剂的高温

13、固硫率只有20%30%，主要是固硫剂的固硫反应与煤燃烧过程中的硫析出规律不一致，以及已生成的固硫产物高温下的再分解等； (4) 添加剂对提高高温固硫效果至关重要，通常添加剂的加入可使固硫提高率30%60%，加入添加剂后可以使固硫剂的高温固硫率提高到40%以上。【中国火力发电洁净煤技术的发展】中国火力发电洁净煤技术的发展(一) 1 中国发展洁净煤技术的迫切性 1.1 中国煤炭的主要特点及燃煤发电对环境的影响中国煤炭资源丰富，是世界上最大的煤炭生产国和消费国，也是世界上少数几个以煤炭为主要一次能源的国家之一。中国已探明的煤炭保有储量为1万亿吨（1Tt），占一次能源的90%以上。其中烟煤占75%，无

14、烟煤占12%，褐煤占13%。煤炭在一次能源的生产与消费中的比例会长期保持在75%的水平上，而且这一比重在将来的3050年内不会有大的变化。表1给出了1980-1996年中国一次能源的消费结构。 表1 1980年-1996年一次能源消费量及构成年份消费总量 （Mt标煤）占能源消费总量的百分比 (%)原 煤原 油天然气水 电1980602.7572.220.73.14.01985766.8275.817.12.24.91990987.0376.216.62.15.119931159.9374.418.21.95.219951311.7674.617.51.86.119961388.1175.017

15、.51.65.9中国电力工业已有100多年的历史，近20年得到飞速的发展，到1998年底全国装机容量达到了277GW，年发电量超过了1157.6TWh,预计到2000年装机容量达到290GW。经过近20年的努力，我们解决了电力这个制约国民经济发展的瓶颈的矛盾，电力供需基本平衡，部分地区还出现了供过于求的局面。但是目前我国人均用电水平还很低，人均装机容量仅为0.2KW，用电仅约为1000KW，与发达国家相比还有很大的差距。我们相信随着国家经济结构调整的顺利实施，随着国家经济的发展，我国电力仍然会大力发展。由于煤炭在一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局。在中国电力工业中，自1

16、990年以来，火电机组装机容量保持在75%左右，水电约为24%，核电约占1%。火电机组的发电量占总发量的80%以上，其中燃煤电站占总发电量的76%，所消耗的煤炭占煤炭总产量的34%。预计发电用煤占煤炭总产量的比例会逐年上升，到2000年中国发电用煤将上升至38%，至2010年煤炭总产量的44%以上将用于发电。根据成煤条件，中国煤炭的特点是高硫、高灰分且难洗选煤的比重较大，灰分小于15%的煤约占40%，原煤的平均灰分含量为28%左右。硫分小于1%的低硫煤约占56.4%左右，约8.2%的原煤含硫量高于2%，35.4%的原煤含硫量在12%;且随着煤矿开采深度的增加，原煤中的含硫量会大幅度增加。 从1

17、980年到1996年，火电机组容量增加3.9倍，而烟尘排放量基本持平，1980年为399万吨，1996年为370万吨。SO2排放量随装机容量的增长呈上升的趋势。1996年中国工业部门SO2排放量为1946万吨，电力工业SO2的排放量约占35。电站锅炉氮氧化物，主要采用低Nox燃烧方式，氮氧化物的排放总量得到一定的控制。 中国火力发电洁净煤技术的发展（二） 火电厂冲灰水是燃煤电厂中排量最大、污染物超标最严重的废水，1996年原电力部所属火电厂冲灰水排放量达到82689万吨。火电厂灰渣排放量随着装机容量的增加而大幅增加，传统的处置方式 是“以贮为主、贮用结合”，灰场占地的问题日益突出，造成有少量灰

18、渣排入江河，污染水源的现象。电力部门加大了治理的力度，到1995年底原电力部所属火电厂已彻底解决了向江河排灰的问题。由于我国是一个以煤为主要一次能源的国家,在今后较长时期内,电力工业中以煤炭为主的能源结构不会改变,更不可能减少煤炭的消耗量。目前中国煤炭的转化利用率较低，煤炭的开发和利用已成为我国环境污染物排放的主要来源，因此中国的能源发展面临着严峻的环境的挑战。为了促进能源与环境协调发展，研究和发展清洁煤发电技术以提高燃煤火电厂的热效率是减少污染物排放最有效的措施之一；也是中国以煤为主的能源生产和消费结构下解决环境污染问题的一个必然选择。我国政府已正式提出对大气污染物进行有效地控制，并致力于发

19、展洁净煤发电技术。在“九五”计划期间,我国政府计划实施先进的洁净煤发电技术示范工程，采用技贸结合的方式引进设备和设计制造技术，为在中国进一步广泛应用清洁煤发电技术奠定基础。1.2新的电力政策 中国现阶段电力建设的基本方针是,实行能源开发与节约并重的原则,并将节约能源放在优先的地位。优化火电结构,优先发展水电,适当发展核电,因地制宜积极发展新能源发电，同步发展电网，这样对火电的发展就提出了更高的要求。在国家的统一指导下，我们正在积极进行电力结构调整，决定将公司系统50MW及以下凝汽机组关停实现时间从2005年提前到2004年，在2000年底前，从原计划的停运6810MW，增加到7740MW。国家

20、电力公司决定三年内不开工建设300MW及以下的常规火电机组，重点发展高参数大容量机组，要积极采用超临界、超超临界机组，大力推广利用洁净煤发电技术，减少SO2、NOx、CO2和粉尘的排放，在沿海和一些需要的地区适当地发展燃油、燃气的联合循环机组，一方面是改善环境，另一方面也是为了增加电网的调峰能力，积极推广热电联供技术，提高能源利用率。2常规火电机组中洁净煤技术的应用 随着国家对环保要求的不断提高，对火电厂的污染物排放控制就更加严格。1997年国家修订了火电厂大气污染物的排放标准，增加了对SO2的排放浓度限制和提出了Nox浓度限制。在1998年又进一步对SO2污染控制区和酸雨控制区提出了更加严格

21、的限制，要求2000年达标排放，并实行总量控制；禁止在大中型城市区域及近郊新建燃煤电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂必须建设脱硫设施；2000年前现有燃煤含硫量大于1%的电厂要求减排，2010年前分批建成脱硫设施或采取其它减排措施。21常规火电机组脱硫电力部门从70年代开始研究二氧化硫控制问题；80年代中期，加大了脱硫试验的研究力度，80年代末完成了四川白马电厂处理烟气量7104m3/h的旋转喷雾脱硫的中间试验，90年代建成了四川珞璜电厂2360MW全容量FGD脱硫装置；山东黄岛电厂210MW机组处理烟气量30104m3/h旋转喷雾脱硫装置；山西太原第一热电厂处理烟气量60104m3/h

22、简易湿法脱硫装置，四川成都热电厂处理烟气量30104m3/h电子束法脱硫装置。正在建设的脱硫装置有珞璜二期2360MW全容量FGD脱硫装置，深圳西部电厂300MW机组海水脱硫装置，南京下关电厂125MW机组炉内喷钙脱硫装置以及重庆电厂二台200MW机组、杭州半山电厂二台125MW机组、北京第一热电厂二台100MW机组、扬州电厂200MW机组、太原第二热电厂200MW机组等正在实施脱硫工程的改造。 当前电厂脱硫的原则是：对300MW及以上的新装机组，以采用湿法（石灰石石膏法）FGD为主。对300MW以下的中型机组，可采用价格比较便宜的脱硫方式，如旋转喷雾脱硫、炉内喷钙脱硫、尾部烟气循环流化床脱硫

23、等。对中小型老机组实施简易的脱硫改造。 对沿海地区的电厂能否大规模使用海水脱硫技术，仍在论证之中。 2.2 低NOx燃烧技术 电力系统从80年代初就开始进行通过燃烧措施控制NOX的研究，90年代初对中国主要的炉型烟气中的NOX排放量进行普查，为制定中国的NOX排放标准提供了依据。目前国家电力公司正在开展300MW及以上容量的机组在燃用不同煤种及不同燃烧方式下的NOX生成与排放性能的测试调研与评价分析。降低NOX排放主要在燃烧器和燃烧过程中做工作。分级燃烧方式，最先在50MW机组上进行了试验，新投产的300、600MW机组的燃烧器也具有分级燃烧功能，可降低NOX的排放量约20-30%。新型燃烧器

24、的设计、如多功能船形体煤粉燃烧器、钝体燃烧器、浓淡型燃烧器，都用于四角切园燃烧，研究的重点是稳定燃烧，但也具有一定的降低NOX生成的功能。 新型低NOX园型旋流燃烧器，可以降低NOX的生成量达到50%以上，这种燃烧器用于前后墙燃烧，目前已在北京高井电站100MW机组进行整台锅炉改造的试验。烟气脱硝装置具有较高的脱硝效率，但价格昂贵，可能在2000年后推广，目前只是开展前期的研究工作。 2.3 除尘 中国新建的200MW及以上的火电机组全部采用电除尘器，全国平均除尘效率为96%，要使2000年烟尘排放量控制在1992年的水平，即全国火电厂平均除尘效率要求达到97.5%。主要措施是：减少入炉煤的灰

25、份含量，在五年内有可能下降3-5个百分点；大力推广采用高效电除尘器，除尘效率达99%以上。加速对中、低效除尘器的改造，这类除尘器从容量上来说占20%，而排放的烟尘却占火电厂烟尘排放总量的50%以上。 3. 先进的洁净煤发电技术的研究与示范工程3.1循环流化床燃烧技术 循环流化床燃烧试验台研究 国家电站锅炉清洁煤燃烧工程研究中心（设在国家电力公司热工研究院内）于90年代初期建立了一系列CFBC试验台，相继开展了CFBC系统关键技术及燃烧、脱硫特性的试验研究，取得了对大中型CFBC锅炉设计和运行具有指导意义的试验结果。1991年建成一台小型CFB燃烧试验台，该试验台燃烧室直径为 99mm，高度9m

26、。在该试验台上主要开展了燃烧效率测定、脱硫效率测定、沿床高的温度分布及压力分布、炉内燃烧过程及燃料与脱硫剂特性的试验研究工作。先后已进行了5种煤及3种石灰石的燃烧及脱硫特性试验，并为4个工程项目提供了设计依据. 中国火力发电洁净煤技术的发展（三） 。1993年建成了一座大型热态CFBC试验台。该试验台热功率为1MWt，燃烧室截面为351351mm，燃烧室高度为23m。炉膛高度与大型CFBC锅炉的燃烧室接近，因此试验结果能够真实反应工程实际情况。该试验台装备了较齐全的辅机系统及测量与控制系统,可对各种不同的燃料、脱硫剂的燃烧特性、传热、脱硫及CFBC关键部件技术等进行试验研究。已对4种煤种、5种

27、石灰石进行了试验，为相关工程项目的设计和设备运行提供了重要的技术依据和指导性意见，并为中国发展CFBC锅炉技术提供了必要的试验研究手段。近几年来，在循环流化床试验台研究的基础上，中国在CFBC锅炉大型化方面有了一定的进展。 中国早于60年代中期就开始研制鼓泡流化床锅炉，现拥有世界上最多的小型AFBC锅炉，至今已有3000余台小型AFBC锅炉投入运行。循环流化床燃烧技术的研究起步较晚，正在逐步从实验室研究走向工业性试验，自第一台蒸发量为35t/h的小型CFBC电站锅炉于1989年投运以来，至今已有300台以上蒸发量为35t/h75t/h的小型CFBC锅炉在全国范围内投入运行。目前在建和建成的22

28、0t/h（配50MW机组）CFBC锅炉已超过10台，引进的100MW CFBC锅炉装于四川内江高坝电厂，已于1996年4月投入运行。在国家的支持下，我们组织了国家电力公司系统的技术力量在内江进行了多年的消化研究工作，积累了丰富的运行经验。为建设大容量的CFBC示范工程做好了技术储备。300MW CFBC发电技术示范工程项目 国家电力公司计划2000年前在四川白马电厂开始建设一座300MW的CFBC示范机组。这台锅炉将燃用高硫、高灰分、低熔点的无烟煤，有效地解决该煤种在常规燃烧方式下燃烧效率低及污染物排放高、易结渣等问题。为此项目我们也组织开展了在我国建立300MW CFBC锅炉示范电站的技术可

29、行性研究。该项目将采用技贸结合的方式引进设备和设计制造技术，国际上几大公司已响应了项目合作意见征询书，目前正在选择项目合作伙伴。3.2 增压流化床（PFBC）燃烧技术 增压流化床（PFBC）燃烧试验台研究 我国自1981年开始进行PFBC技术的实验室研究，早期的研究在东南大学，1984年建成了热输入功率为1MWt的PFBC试验装置。目前已进行了长达700多小时的性能试验研究，成功地解决了压力下加料及排渣两项关键技术，保证了增压流化床的正常操作运行,分别对高灰烟煤（含灰量57.6%）及中等含硫煤进行了试验，燃烧效率为9799%，脱硫效率为8089%（Ca/S比1.31.8），高温除尘系统达到了很

30、好的指标，取得了有关传热、燃烧、脱硫及高温除尘的基本数据和经验。“八五”期间开始建造一座PFBC-CC中试电站，以加速PFBC发电技术的发展。该中试电站建在江苏省贾汪电厂，输出发电功率为15MWe，其中利用了12Mwe原有的汽轮机组，又新建了一台3Mwe燃气轮机组，组成联合循环。锅炉为一台蒸发量为60t/h的增压流化床。该项目已完成工程设备安装，即将开始整组启动调试。通过调试与运行，将取得PFBC-CC电站设计运行方面的基本数据和经验，掌握PFBC系统的关键技术，为将来发展大容量PFBC电站奠定基础。PFBC试验电站 国家电力公司计划在大连和江苏贾汪分别建造一座100MW容量等级的PFBC试验

31、电站，每个试验电站将采用2台P200型增压流化床锅炉,与机械制造部门联合通过技贸结合方式引进设备和技术，该项目正处于项目谈判阶段。3.3 整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术IGCC发电系统研究 IGCC发电技术由于具有高效低污染等优点而被认为是下一世纪最具有发展前景的一种先进的洁净煤发电技术。中国于1994年成立了由三部委组成的国家IGCC示范项目领导小组，组织有关单位开展并完成了IGCC示范电站技术的可行性研究及工程预可行性研究，提出了中国发展IGCC示范电站的容量等级，对IGCC系统中的主要工艺过程-煤气化工艺、煤气净化工艺、空分系统、燃气轮机系统、余热锅炉与蒸汽轮机等主要工艺系统等进行了技术经济分析评估，基本上掌握了各工艺过程的运行特性。目前在科技部的支持下，我们正在进行IGCC下述关键技术