300MW CFB锅炉炉内一体化耦合脱硫脱硝技术的研讨及应用

300MW CFB锅炉炉内一体化耦 合脱硫脱硝技术的研讨及应用 神华国能（神东电力）集团萨拉齐电厂 二0一五年四月,汇报内容,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2300MW, 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,旋风分离器下分别布置了一个非机械型、自平衡式回料阀，返料风与松动风由多级离心式高压流化风机供给；锅炉采用分级送风燃烧技术，除从布风板送入的一次风外，还从燃烧室下部锥段分二层不同高度引入二次风 ，促使锅炉分级燃烧以有效降低NOx的生成量；锅炉的脱硫方式采用炉内脱硫，其脱硫剂为石灰石粉，以气力输送方式分四点送入回料阀斜腿，分四路进入炉膛。萨拉齐电厂 #1、#2 锅炉分别于 2011 年5月12日与2011年8月18日168h试运后投产。,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970990,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9501050 KNm3/h,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,耦合技术应用前机组负荷300MW SO2的瞬时曲线 (波动较大),SO2曲线波峰较高且波动较大,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：,2.3 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。,2.4 萨拉齐电厂CFB 锅炉目前的状况,SO2曲线波动较小,NOx曲线,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：,2.2 石灰石系统的自动优化： 石灰石粉系统的自动不仅采用烟气出口 SO2排放量作为被调量，还在调节方式上增加了锅炉总给煤量及床温变化的微分、给煤量与石灰石需要量的对应折线函数关系 、SO2排放量变化的微分以及SO2排放量与其给定值偏差的微分作为调节器输出指令的前馈信号同时对石灰石粉给料机的指令进行调节 ，充分实现了石灰石输送系统的 “ 自动 ”调整。 目前石灰石输送系统改造后投较为稳定，能够满足SO2达标排放的要求，同时有效的降低了石灰石的用量，降低了机组的钙硫摩尔比由原来的4.43降为现在的2.02 。,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）,（ 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。,3.1.4 氧量调整：,一次风量调整前后的环保参数的画面调整前： 调整后 ：,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11KPa13.5KPa范围内，根据负荷的不同#1锅炉床压控制在4.57KPa，#2锅炉床压控制在46 KPa（#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0.51 KPa。,3. 3 入炉煤的调整 萨拉齐电厂实际燃用的煤种主要有两种，一种是大青山水泉露天煤矿的水泉煤 ，其热值波动较大（33004700 kcal/kg） ，平均发热量为4000 kcal/kg ，平均空干基灰分为47.6% ，平均干燥无灰基挥发分为27.2% ，平均硫分为0.58% ； 另一种煤是尧天和蓬勃矸石,其硫分,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1530%，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）,飞灰含碳量与入炉煤粒径的关联曲线。,入炉煤粒径调整试验结论因矸石的细粒径所占比例较水泉煤少，导致锅炉掺烧水泉与矸石的配煤时锅炉床温明显低于掺烧水泉煤 ，同样负荷下可使锅炉床温下降1530；入炉煤粒径对锅炉床温影响较大，锅炉入炉煤中 细粒径所占比例较少时锅炉床温较低，同样负荷下可使锅炉床温下降520；入炉煤粒径适当放大后 ，在炉膛密燃烧停留时间适当延长，使炉膛内温度场均匀分布，一方面有效的降低NOx排放 ，另一方面也可以有效的缓解SO2排放值波动以及降低Ca/S摩尔比 ，同样煤种同负荷下Ca/S摩尔比可以降低0.31。,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),入炉煤调整试验的参数对比表,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：,并且机组在200MW负荷以内，SO2、NOx可以实现了100 mg/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,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0.61.5 ，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12小时 ，粗粉卸车需要45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37% ，低渣 CaO含量约下降了0.10.5%；煤中掺烧合适粒径的籽料后锅炉床温也能够下降510，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。,#1锅炉煤中掺烧石灰石籽料前后参数对比,#2锅炉煤中掺烧石灰石籽料前后参数对比,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 60100 （ 受热面改造后锅炉床温由970990降至940960，分离器改造后床温可降至900910，经过锅炉运行调整床温可进一步降至880890，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610万m3/h，总风量下降了2530万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、NOx排放值、SO2排放值曲线,负荷300MW,200mg/Nm3,NOx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、SO2排放值曲线,负荷300MW,SO2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