冀树芳-300MWCFB锅炉炉内一体化耦合脱硫脱硝技术的研究及应用gai01课件

300MWCFB锅炉炉内一体化耦

合脱硫脱硝技术的研讨及应用

二0一五年四月

汇报内容概述CFB锅炉存在的问题及解决思路炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用结束语一、概述萨拉齐电厂位于内蒙古包头市土默特右旗，是神华国能（神东电力）集团全子公司，工程由西北电力设计院采用EPC总承包方式建设。全厂安装2×300MW,CFB锅炉2×1065t/h，配直接空冷汽轮机。萨拉齐电厂2台CFB锅炉是由哈尔滨锅炉厂引进ALSTOM技术自主研发生产的第一代产品，采用单炉膛、裤衩腿形双布风板结构，取消了ALSTOM技术原有的外置床，将两级中温过热器及高温再热器以吊屏的型式分别悬挂于炉膛前墙、后墙，以增加过热器系统和再热器系统的辐射受热面积；锅炉共采用四个内径约8米的旋风分离器，布置在燃烧室两侧墙，分离器上部为圆筒形，下部为锥形；每个萨拉齐电厂300MWCFB锅炉整体布置图二、锅炉存在的问题及解决思路2.1锅炉存在的问题CFB锅炉悬浮段差压低循环灰量不足环保指标难以控制SO2、NOx不易控制且Ca/S高、飞灰CaO含量高床温高下部床温970～990℃风量大锅炉磨损内下二次风口处水冷壁、中过（一）爆管总风量950～1050KNm3/h中过（一）中过（二）受热面超温

耦合技术应用前机组负荷300MW，锅炉下部平均床温990℃，锅炉总风量96万m3/h萨拉齐电厂机组AGC指令曲线2.2针对锅炉存在问题的解决思路在国能（神东电力）集团公司的正确指导下萨拉齐电厂对锅炉进行了如下改造及调整：脱硫脱硝改造降床温的改造运行优化调整污染物达标排放受热面改造分离器提效改造输送系统改造籽料系统改造增加一套粉料系统风量的优化调整床压的优化调整入炉煤优化调整石灰粉粒径调整石灰石自动优化SO2排放<200㎎/Nm³NOx排放<200㎎/Nm³2.3萨拉齐电厂CFB锅炉目前的状况炉内耦合脱硫脱硝技术应用后，机组负荷300MW，锅炉下部平均床温910℃，SO2瞬时值为162mg/Nm3,SO2平均值为145mg/Nm3，NOx瞬时值为158mg/Nm3，NOx平均值为150mg/Nm3。三、炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用（一）锅炉降床温改造1.1锅炉受热面改造锅炉在原有水冷屏的基础上，左、右侧各增加一片水冷屏，且每屏都增加了一定数量的管排，并将所有水冷屏管向下延伸；左右侧新增加的水冷管屏在出口分别汇合至

2个汇合集箱后再通过导汽管进入汽包。1.2分离器提效改造在煤种不变的情况下，为了有效的增加锅炉循环灰量以降低锅炉床温，提高了旋风分离器的入口烟气流速（从设计23m/s提高到26m/s），使分离器的分离效率大幅提高。如下图分离器的D50对比：改造前：改造后：（二）脱硫系统的改造

2.1石灰石粉系统的改造在原有石灰石粉系统（石灰石在回料阀斜腿分四路进入炉膛）的基础上新增加了一套石灰石粉输送系统，通过气力输送方式从裤衩腿内侧二次风口分四点送入使石灰石粉均匀的喷入炉膛中，同时石灰石粉仓也进行了增容改造，两套石灰石粉气力输送系统共用一个石灰石粉仓。改造前的画面：改造后的画面：2.3石灰石籽料系统的改造

在汽车卸煤沟利用废旧的除尘系统增设了石灰石籽料添加系统，上煤时启动给料机，籽料与煤在#1皮带上相遇，石灰石籽料与煤再经过粗碎、细碎充分均匀的混合后进入原煤仓，燃烧时有效的控制SO2的排放及波动。（此系统作为我厂炉内脱硫的备用系统）籽料料仓籽料料仓给料机下料管#1皮带

（三）炉内脱硫脱硝的优化调整

3.1风量的调整在对锅炉实施炉内综合技术改造后，运行床温较改造前有明显的大幅下降，床温能够控制在890-920℃，风量优化调整的核心是重构炉膛内的氧化还原气氛。

3.1.1一次风的调整：一次风量的作用原理：保证锅炉正常流化及降低床温。以锅炉的临界流化风试验数据为依据，降低一次风量，改变了一次风量自动跟踪负荷变化的逻辑，根据运行经验确定了一次风量的调整范围，保持一次风量稳定，减小一次风量对燃烧的扰动，只要保证正常流化、控制床温，尽可能的降低一次风量，且少量多次调整,通过这样调整可以降低了一次风量对炉内燃烧的工况的扰动，有效的抑制了SO2、NOx瞬时排放量。

如下图所示一次风量调整前后的对比：3.1.2机组AGC及协调控制的优化电网公司两个细则要求300MW以上机组必须投入AGC控制功能，我厂结合循环流化床锅炉的燃烧特性，以DEB直接能量平衡方案为基础针对我厂二级给煤（给煤时间较长）的特点，加强了对前馈量信号的参与调整能力，通过对负荷指令、负荷指令微分、压力、压力偏差、压力偏差微分、DEB信号等前馈量进行合理配比，优化调整，有效的控制了给煤滞后对机组带负荷响应速度的影响，同时兼顾了环保指标的控制，避免了因负荷频繁波动造成环保参数超限的问题。我厂24小时AGC曲线：3.1.3二次风调整原则为：保证炉内截面的氧量基本均匀，减少炉内还原区的二次风量，上层二次风开度大于下层的开度，同层二次风开度“中间大、两侧小”。经过风量的优化调整，确定了不同负荷下的一、二次风量，运行中将主一次风调整门全部打开，只用变频器来调节一次风量及控制床压，实现了单炉膛双布风板锅炉一、二次风的自动控制3.1.4氧量调整：风量的调整能有效地改善风、煤的混合程度，以达到分级燃烧有效的控制NOx的排放；锅炉氧量的降低能够有效的降低NOx的排放，但是氧量的降低会促使SO2排放的升高，同时石灰石的用量也会明显增加，考虑到NOx和SO2排放的综合控制，运行中根据不同负荷锅炉氧量应控制2.5%~3.5%左右。

3.2锅炉床压的调整：

床压是流化床锅炉运行中反应床料高低的参数，床压过高密相区颗粒浓度大，炉膛受热面磨损量大，在同样的一次风量下床压高，则一次风压相应增大，风机电耗也增加；在保证锅炉循环灰量的情况下尽量维持低床压运行，根据锅炉双布风板的特点以及锅炉床压测点的位置，通过试验确定了不同负荷下的锅炉床压，不同负荷下控制水冷风室压力在11KPa~13.5KPa范围内，根据负荷的不同#1锅炉床压控制在4.5~7KPa，#2锅炉床压控制在4~6KPa（#1、#2床压测点安装位置不同，#2炉床压测点位置偏高）；与调整前相比锅炉床压升高了0.5~1KPa。0.5%左右，平均发热量在3200kcal/kg，平均空干基灰分为49%，平均干燥无灰基挥发分为31.8%。根据两种煤的特点对入炉煤进行了如下调整：3.3.1萨拉齐电厂根据实际燃煤的特点，进行了分仓上煤即：#1、#4原煤仓为水泉煤与矸石3:1，#2、#3原煤仓为水泉煤与矸石2:1，通过调整称重给煤机出力有效的控制入炉煤发热量（控制在3500kcal/kg）3.3.2入炉煤粒径的调整因萨拉齐电厂水泉煤来煤较细＜1mm的煤占15～30%，导致入炉煤粒径较细；锅炉又为侧墙回料器给煤，较细粒径的煤在回料器斜腿内预热并开始燃烧，细粒径的煤大部分在炉膛下部燃烧，又因煤质成灰特性较差，没有足够的循环灰量将炉膛下部热量带走，导致炉膛下部床温较高，为此萨拉齐电厂进行了入炉煤粒径调整试验，适当的放大了入炉煤粒径，入炉煤粒径放大其在炉膛下部短时间内不能够燃烧，使其燃烧后移热量被受热面吸收，炉膛内温度均匀分布。3.3.3入炉煤的颗粒度报表：（我厂现在控制的指标）样品名称入炉煤（矸石与水泉煤）粒度（mm）筛上物占全样（%）粒度（mm）筛上物占全样（%）3-6mm(%)25.14＞13mm(%)10.161-3mm(%)20.8010-13mm(%)5.86＜1mm(%)19.506-10mm(%)18.54备注1-10mm比例占64.48%，3.3.4入炉煤的掺烧萨拉齐电厂根据实际燃煤的特点进行了以下入炉煤掺烧试验：试验一：全部燃烧韩家村煤试验试验二：韩家村煤与低热值水泉煤1:1进行掺烧试验三：韩家村煤与高热值水泉煤1:1掺烧试验四：全部燃烧烧高热值水泉煤试验五：韩家村煤与相对较大粒径水泉煤1:1掺烧试验六：水泉煤与矸石（3000Kcal/Kg）掺烧（现在用的配煤方式，环保参数控制较好的配煤方式)

负荷300MW300MW300MW300MW300MW300MW300MW煤种水泉煤：韩家村煤韩家村煤（粒径较细）韩家村煤（粒径较大）韩家村煤（粒径细）伴籽料低热值水泉煤∶韩家村煤高热值水泉煤煤∶韩家村煤较大粒径水泉煤∶韩家村煤一次风量（万m3/h）3534.634.33434.333.534二次风量（万m3/h）34.834.334.435.33435.535.7总风量（万m3/h）70.569.669.570696970下部床温（℃）910902885891899933886氧量（%）2.82.62.542.72.552.62.85主汽压力（MPa）16.416.316.5216.3716.5816.3716.05主蒸汽温度（℃）533.4537536.7531537535538再热蒸汽温度（℃）538.4539540.1538539537540一次风室压力（kPa）11.310.710.8611.413.111.512.5排烟温度（℃）111.78122114132135138133SO2排放值（mg/Nm3）265196189168150186173NOx（mg/Nm3）330193186208255285181入炉煤调整试验的参数对比表试验一：全部燃烧韩家村煤试验

机组负荷300MW，NOx排放值164mg/Nm3，SO2排放值为138mg/Nm3机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温883℃试验二：韩家村煤与低热值（3500cal/g左右）水泉煤1:1进行掺烧机组负荷300MW，NOx排放值255mg/Nm3，SO2排放值为135mg/Nm3机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温900℃试验三：韩家村煤与高热值水泉煤1:1掺烧：试验三：韩家村煤与高热值水泉煤（4000cal/g以上）1:1掺烧机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温934℃

试验三：韩家村煤与高热值水泉煤1:1掺烧：试验四：全部燃烧烧高热值（4000cal/g以上）水泉煤机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温947℃试验五：韩家村煤与相对较大粒径水泉煤1:1掺烧机组负荷300MW画面，NOx排放值158mg/Nm3，SO2排放值为173mg/Nm3机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温886℃试验五：韩家村煤与相对较大粒径水泉煤1:1掺烧机组负荷、SO2、NOx曲线图试验六：水泉煤与矸石（3000Kcal/Kg）3:1掺烧机组负荷300MW画面，NOx排放值150mg/Nm3，SO2排放值为160mg/Nm3试验六：水泉煤与矸石（3000Kcal/Kg）3:1掺烧机组负荷300MW画面，NOx排放值150mg/Nm3，SO2排放值为160mg/Nm3试验六：水泉煤与矸石（3000Kcal/Kg）3:1掺烧机组负荷300MW画面，NOx排放值150mg/Nm3，SO2排放值为160mg/Nm3试验六：水泉煤与矸石（3000Kcal/Kg）3:1掺烧机组负荷、NOx曲线图200mg/Nm3标准线3.3.5入炉煤调整试验结论：1）全部燃用金烽煤炭分公司的韩家村煤（硫份较高颗粒大），在机组全工况情况下锅炉床温降至880℃，同时可以将SO2、NOx排放均值控制在200mg/Nm3以内，但是SO2排放值存在波动；2）韩家村煤与水泉低热值煤1:1掺烧，机组满负荷可以将锅炉床温降至900℃，此时SO2排放均值控制在200mg/Nm3以内，但因水泉煤粒径较细抑制煤的分级燃烧致使NOx排放均值在250mg/Nm3左右；3）神华煨煤与相对较大粒径的水泉煤（入炉煤粒径＜1mm以下的比例可减小至10%以下）1:1掺烧，机组满负荷锅炉床温可降至886℃左右，同时可以将SO2、NOx排放均值控制在200mg/Nm3以内，因水泉煤硫份较低（平均0.65%左右）SO2排放波动也减小。4）试验六是根据NOx生成机理，将我厂在现有煤种基础上做出了调整，降低入炉煤的挥发分，降低NOx生成量：入炉煤的煤种干燥无基灰挥发分调整前#1、4原煤仓煨煤配水泉1:1#2、3原煤仓煨煤配矸石1:137.43%调整后#1、2、3、4原煤仓水泉配矸石3:128.2%并且机组在200MW负荷以内，SO2、NOx可以实现了100mg/Nm3的新标准机组负荷170MW燃烧画面SO2排放值98mg/Nm3、NOx排放10mg/Nm3水泉配矸石3:1煨煤配矸石3:1水泉配矸石3:1煤种变化对NOx排放的影响(主要是干燥无基灰挥发分发生变化）：3.4石灰石的调整试验为了提高脱硫效率，解决低渣及飞灰中CaO含量高并减少石灰石用量降低发电成本，萨拉齐电厂进行了石灰石的调整试验。3.4.1石灰石粉粒径的调整试验粒径水平（小于0.2mm）发电量（万度）平均床温（℃）煤量(t)煤中含硫(%)石灰石用量(t)石灰石CaO含量(%)Ca/S摩尔比灰中含CaO(%)渣中含Ca(%)当天SO2均值（㎎/Nm³）粒径较粗（19%）365.385223251.14213.152.042.410.47.4168粒径较细（43%）375.6845.526161.01283.651.33.111.947.2179粒径较细（46%）385.383524060.98273503.3113.27.1163粒径较细（50%）403.685626030.95320.3747.53.5215.916.85158细粒径（55%）465.687228520.8933950.83.9516.976.76169石灰石粉粒径调整试验参数对比表试验结论：从试验数据来看粒径相对较大的石灰石粉细粒径所占比例减少，SO2排放值较以前容易控制，同时SO2瞬时值也波动较小，且钙硫摩尔比降低了0.6～1.5，飞灰中CaO含量也明显下降（1.5%～5%）,但是底渣中的CaO含量有所升高（0.8%～1.5%）。试验期间石灰石给料泵频率最高加至30%，给料泵出口压力0.12MPa。试验过程中因粗粉所占比例较多，石灰石罐车卸料相对比较困难，细粉卸车需要1～2小时，粗粉卸车需要4～5小时，采用厂用压缩空气助推需要3小时左右。

3.4.2石灰石籽料掺烧试验萨拉齐电厂在卸煤沟增设了石灰石籽料添加系统，锅炉上煤时通过调整籽料给料机频率，石灰石籽料根据入厂煤中含硫量以及机组负荷按照比例与煤混合后进入原煤仓。试验结论：由#1、#2炉煤中掺烧籽料前后对比表可以看出，通过卸煤沟在煤中掺烧一定比例的籽料（粒径合适2mm）后，石灰石与煤能够充分的均匀混合，在SO2满足排放要求的情况下锅炉的钙硫摩尔比约下降了0.3~0.8，同时飞灰中CaO含量约下降了3~7%，低渣CaO含量约下降了0.1~0.5%；煤中掺烧合适粒径的籽料后锅炉床温也能够下降5~10℃，同时SO2瞬时排放值的波幅及波动也大幅减小，SO2排放时均值容易控制。日期发电量（万度）天平均床温（℃）天平均氧量（%）煤量(t)煤中含硫(%)石灰石用量（根据频率折算）入炉煤中添加籽料量石灰石CaO含量(%)Ca/S摩尔比飞灰中钙含量低渣中钙含量5月1日454.48843.42.3527530.81231.5351.43.0514.135.385月2日407.95854.32.6324940.9190.9151.22.4914.585.615月3日402.26860.72.45524500.98212.2850.92.574.045.385月4日437.14853.62.9827050.94196.1151.32.268.974.945月5日542.36868.12.5832940.86321.6252.53.407.854.715月6日559.7871.12.363354.10.96496.5950.64.4615.74.265月7日602.368762.493833.50.85410.7751.03.6813.94.495月8日545.848751.9434620.83345.2950.53.46

5月9日505.968892.073083.50.85226.9751.02.539.426.065月10日569.54905.52.5632820.78150.5949.23.3110.993.59平均值502.76869.62.44307130.8722782.66

50.983.0311.064.935月11日459.548772.7729350.7413936.751.72.396.282.025月12日450.668803.032815.50.76172.2935.1950.82.815.0456.73平均值444.24879.22.8581730.76447.06102.250.42.555.8313.96#1锅炉煤中掺烧石灰石籽料前后参数对比日期发电量（万度）天平均床温（℃）天平均氧量（%）煤量(t)煤中含硫(%)石灰石用量（根据频率折算）入炉煤中添加籽料量石灰石CaO含量(%)Ca/S摩尔比飞灰中钙含量低渣中钙含量5月1日435.357839.112.6352618.50.81153.07

51.42.1210.094.265月2日420.115848.982.7752496.130.9180.24

51.22.359.654.495月3日406.85844.253.07524860.98194.56

50.92.326.734.495月4日510.546871.462.792959.750.94358.93

51.33.7815.486.065月5日595.503893.582.473502.750.86474.1

52.54.729.874.495月6日561.43885.032.553284.51.18473.72

50.63.5313.916.15月7日636.77897.22.3738270.85380

51.03.4117.545.85月8日513.9867.82.413216.370.83321.6

50.53.4711.8965.1平均值510.0589868.432.6344243910.91882536.22

51.23.3111.8965.15月9日513.11875.162.143141.880.85133.762.851.02.157.856.955月10日577.523903.442.423370.870.78118.667.449.23.3

11.2155.385月11日477.919873.262.342941.630.74148.7858.851.72.827.6252.475月12日435.65871.242.442713.870.76128.454.250.82.575.2756.51平均值482.5178876.532.33814680.10.782683.15293.650.32.457.9415.07#2锅炉煤中掺烧石灰石籽料前后参数对比煤中掺烧籽料前、后SO2瞬时排放曲线对比煤中掺烧籽料前曲线煤中掺烧籽料后曲线四、炉内一体化耦合脱硫脱硝技术取得的效果1）萨拉齐电厂在炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后，炉膛的下部床温降低了60～100℃（受热面改造后锅炉床温由970～990℃降至940～960℃，分离器改造后床温可降至900～910℃，经过锅炉运行调整床温可进一步降至880～890℃，若入炉煤粒径控制较好床温还可降至860℃左右）。2）萨拉齐电厂在炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后，不仅降低了炉膛温度，同时还减小了锅炉的风量，机组满负荷情况下：一次风量下降了6～10万m3/h，总风量下降了25～30万m3/h，这样不仅降低了风机的耗电率而且还减小了锅炉的磨损，对于双布风板结构的锅炉其一次风量的减小也降低了锅炉翻床的风险，提高了机组的可靠性。3）萨拉齐电厂在炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后，机组满负荷情况下可以将SO2排放值控制在200mg/Nm3（折算6%O2）以内，由于石灰石粉更能均匀的喷入炉膛，提高了脱硫效率，在锅炉煤种、氧量不变机组同负荷情况下Ca/S摩尔比可以降低至2.2，同时SO2瞬间排放的稳定性也明显提高。

炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后画面机组负荷300MW画面，锅炉下部平均床温881℃炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后画面机组负荷300MW画面，NOx排放值为158mg/Nm3，SO2排放值为166mg/Nm3炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后画面机组负荷、NOx排放值、SO2排放值曲线负荷300MW200mg/Nm3NOx时均值SO2瞬时值炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后画面机组负荷、NOx排放值曲线负荷300MWNOx瞬时值NOx时均值200mg/Nm3炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用后画面机组负荷、SO2排放值曲线负荷300MWSO2瞬时值200mg/Nm3炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用前后对比耦合技术应用前烟气连续监测日报表中，SO2、NOx时均值>200mg/Nm3耦合技术应用后烟气连续监测日报表中，SO2、NOx时均值<200mg/Nm3炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用前后对比耦合技术应用前因飞灰中CaO含量较高导致灰库放灰时炸灰。耦合技术应用后飞灰中CaO含量明显下降，解决了灰库放灰时炸灰的问题。负荷100%（300MW）90%（270W）80%（240MW）70%（210MW）炉膛出口负压（kPa）-0.05～-0.1-0.05～-0.1-0.05～-0.1-0.05～-0.1空预器出口氧量（%）2.5～32.5～32.5～33～3.5总风量（kNm3/h）680～710640～670550～600480～530AH出口二次风风压（kPa）9～10.58.5～9.57.5～8.57～8AH出口一次风风压（kPa）15～16.514.5～15.514～1513.5～15床压（kPa）4～64.5～6.5内二次风风门开度（%）10050～60二次风量（kNm3/h）以一次风量和氧量参照进行调节启动燃烧器风门开度（%）20～4015～30床下一次风风量（kNm3/h）330～350325～345315～