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1、循环流化床锅炉半干法烟气脱硫技术调研报告坑口煤矸石热电厂工程环境影响评价文件已于2010年9月获得了国家环保部批复，工程按原有设计二氧化硫排放浓度已经不能满足国家环保部最新颁布的火电厂大气污染物排放标准要求，需要在锅炉炉内脱硫的基础上再增设炉后脱硫装置。为了选择适合本工程的脱硫工艺，借鉴国内同类型循环流化床锅炉脱硫的经验，使本工程脱硫工艺在技术性和经济性上到达最优，华能白山煤矸石电厂脱硫设备进行了调研，现将调研结果汇报如下： 一、工程概况电厂机组容量：2300MW；燃料特性：设计煤种为洗选煤矸、洗中煤、煤泥按48%、34%、18%比例进行混煤； 循环流化床锅炉生产厂家：哈尔滨锅炉厂；炉内脱硫石
2、灰石输送系统生产厂家：镇江纽普兰；炉后干法脱硫除尘生产厂家：福建龙净；每台处理风量：1200000Nm3/h；保证出口SO2浓度：100mg/Nm3；出口粉尘浓度：30mg/Nm3；投运时间：2012年3月。二、工程脱硫概况电厂2300MW机组锅炉脱硫工艺采用双级脱硫。即：2台循环流化床锅炉炉内各配1套石灰石输送系统，2台循环流化床锅炉炉后各配1套CFB烟气干法脱硫系统。炉后CFB烟气脱硫系统可充分利用锅炉炉内石灰石输送系统脱硫后（喷钙燃烧反应后）产生的飞灰中剩余的CaO，并补充部分CaO进行脱硫。炉内脱硫效率80（正常运行脱硫效率为60%），炉后脱硫效率为65%（设计脱硫效率按95%，目的是
3、单独靠炉后脱硫也可达标），合计效率为93，燃煤情况如下： 表1名称设计煤种校核煤种备注煤耗（t/h）265.18281.6收到基低位发热量12.357 MJ/kg11.66 MJ/kg灰含量（）50.3452.75含硫量（）0.50.47三、工程采用的循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺流程脱硫除尘岛主要由烟气系统、脱硫塔系统、布袋除尘器系统、吸收剂制备系统、物料循环系统、工艺水系统、清洁烟气再循环系统、压缩空气系统及电气仪控系统等组成。当从锅炉的空气预热器出来的烟气(温度一般为150)左右，从底部进入吸收塔，然后烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体。在文丘里管出口扩散段设置喷水装
4、置对烟气进行降温增湿，从而创造良好的脱硫反应条件。脱硫剂主要来自炉内喷钙脱硫后没有完全反应的CaO和外加的Ca(OH)2，因此，脱硫塔设计时要充分考虑CaO的消化能力。脱硫剂随着锅炉飞灰和循环物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；通过颗粒的激烈湍动导致颗粒之间不断的碰撞，使脱硫剂颗粒的表面得到不断的更新，以及脱硫灰的不断再循环使用，从而大大提高了脱硫剂的利用率；吸收塔顶部的结构进一步强化了絮状物的返回，提高了塔内颗粒的床层密
5、度，使得床内的瞬时Ca/S比高达50以上。这样循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，实现了较高的脱硫效率（脱硫效率95%）。经吸收塔脱硫反应后的烟气从顶部排出，进入布袋除尘器,除尘达标后再经引风机进入烟囱排放。四、工程采用双级脱硫的原因循环流化床锅炉单纯炉内脱硫存在设计的局限性，已经无法满足国家最新环保排放标准（2012年1月1日起实施）的要求，循环流化床锅炉因其设计、燃烧方式以及燃烧温度等特性，若不采用炉内石灰石脱硫，燃烧产生的SO2会使空预器区域酸露点温度提高，将会对尾部受热面和管式空预器造成严重的低温腐蚀，影响机组安全稳定运行，为了避免低温腐蚀，办法就是提高排烟温度
6、，但这会导致锅炉的热效率大大降低，是不经济的，因此循环流化床锅炉必须采用炉内进行脱硫的方法以避免尾部低温腐蚀，保证机组安全运行。为了达到国家最新环保排放标准（2012年1月1日起实施）的要求，解决循环流化床锅炉脱硫达标的最理想最经济的方法就是采用双级脱硫，白山煤矸石电厂循环流化床锅炉采用的就是双级脱硫，即锅炉内利用掺烧石灰石进行炉内脱硫，炉后配套烟气循环流化床（CFB-FGD）干法脱硫工艺，且炉后脱硫可以利用飞灰中剩余的CaO进行脱硫。四、工程脱硫技术特点白山煤矸石电厂锅炉炉内脱硫配套炉后CFB烟气脱硫的技术特点：1） 采用循环流化床锅炉（炉内脱硫）和CFB-FGD（烟气脱硫）两级脱硫，可使锅
7、炉的SO2排放浓度达到新环保排放要求即2012年1月1日以后100mg/Nm3的环保要求。增设CFB-FGD后，可以根据运行需要，适度降低循环流化床锅炉炉内脱硫率，保证良好的燃烧效果。2） 特殊设计的脱硫塔以及配套控制技术，可以直接在塔内将随烟气来的循环流化床锅炉灰中富含的CaO消化成Ca(OH)2，作为后级流化床脱硫工艺的脱硫剂实现二级脱硫。由于循环流化床锅炉燃烧温度属于石灰石软烧分解温度，产生的生石灰空隙率最多，活性好，是一种极好的脱硫剂来源。通过计算，当炉内脱硫效率达到60%以上，在正常情况下可以不另外采购脱硫剂，即可达标。大大地节约了脱硫剂成本（脱硫剂的成本占脱硫系统总运行成本的406
8、0%之多）。当炉内脱硫效率低于60%或炉内不脱硫时，通过吸收剂制备系统加入消石灰来达到脱硫的效果，使烟气能够达标排放。3） 吸收剂与降温水的加入是相对独立控制，喷入的用于降低烟气温度的水，以激烈湍动的、拥有巨大的表面积的颗粒作为载体，在塔内得到蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有流动状态。4） 设置了自动的清洁烟气再循环补偿措施，对烟气量变化具备适应性，当脱硫塔入口烟气流量低于设计流量的70%时，通过开启再循环烟道调节风挡将清洁烟气循环回脱硫岛入口烟道，使脱硫塔塔内和文丘里的流速保持相对稳定。5） 出口烟温高于露点15左右，无需烟气再热排放，无需防腐。 6） 双级脱硫不受含硫量限制，对煤质煤种
9、适应性较好，尤其适合低硫煤。对SO2浓度的增加，适当增加吸收剂的加入量（整体设备无须改造），能使脱硫效率得到提高，以满足越来越严格的环保要求。7） 脱硫后采用低压旋转脉冲布袋除尘器，能够使烟气的粉尘排放浓度低于30mg/Nm3的排放标准（实际运行在20 mg/Nm3以内）。采用低压旋转喷吹，延长了布袋的使用寿命。8） 系统水耗低，整个脱硫除尘过程只需在脱硫吸收塔中喷入用于降温的水，耗水量约为33t/h（单台炉）。 9） 能耗低。整个系统能耗较湿法节约35%。10） 一炉一塔，系统简单、占地省、无需防腐、运行维护方便、系统可靠性高，没有安全隐患。五、工程干法脱硫与湿法脱硫设计、经济性对比华能白山
10、煤矸石电厂2330MW机组锅炉干法脱硫设备总投资含吸收塔、布袋除尘器等设备费用与湿法脱硫设备总投资（概算）含电除尘器、脱硫系统、GGH、防腐等设备费用的对比。表2主要设计参数（单台炉）序号项目名称单位湿法工艺（含GGH）干法工艺1工程静态总投资万元650045002机组规模MW3303303建设期月18124机组服役年限年30305年利用小时小时550055006吸收剂耗量t/h1.107吸收剂原料单价元/吨1502008用电量kWh/h23506209上网电价元/kWh0.350.3510用水量t/h573811水价元/t1112定员人12813工资、福利及相关费用万元/人年4414修理、维
11、护费率%2.5115折旧年限年303016减少SO2排放量t/年1750175017减少SO2排放收费万元/t0.060.06主要技术经济指标（单台炉）序号项目单位湿法工艺（含GGH）循环流化床干法1脱硫装置规模MW3303302脱硫装置处理烟气量Nm3/h115816711581673综合脱硫效率%93934脱硫装置排烟温度80755脱硫装置额定负荷年运行小时h550055005脱硫装置年脱除SO2量t/a220022007用水量t/a57388吸收剂用量t/a605009用电负荷kW235062010脱硫工程静态总投资万元6500450012年运行费用万元971.8343.813脱硫增加上
12、网电价成本元/MWh5.351.8914脱每吨SO2费用元/t4417.31562.515脱硫厂用电率%0.710.1916生产运行人员人12817脱硫装置单位千瓦造价（静态投资）元/kW197136从表2、表3可以看出本项目2330MW机组采用循环流化床干法烟气脱硫工程的静态投资是9000万元，单位容量的投资为136元/kW；采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程的静态投资，包含除尘器等在内的总费用是13000万元，单位容量的投资为197元/kW。两台炉一次性投资，采用烟气循环流化床干法比湿法工艺投资节省4000万元。脱硫装置投入运行后，采用循环流化床干法脱硫工程每年需要的运行费用（已考虑脱硫系统的折旧）为：2343.8万元；采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程每年需要的运行费用（已考虑脱硫系统的折旧）为：2971.8万元。年运行费用，采用烟气循环流化床干法投资比湿法工艺节省1256万元。通过上述调研，综合考虑白山煤矸石电厂投资的合理性以及日后的运行费用，白山煤矸石电厂所采用锅炉炉内掺烧石灰石脱硫炉后配套烟气循环流化床（CFB-FGD）干法脱硫工艺，技术可行、经济性好，比采用石灰石石膏湿法脱硫工艺更适合循环流化床锅炉。9
循环流化床锅炉半干法烟气脱硫技术调研报告
