摘要：华能白山煤矸石发电有限公司2×1180t/h循环流化床锅炉，采用炉内循环流化床喷钙+炉后CFB—FGD两级脱硫装置，投运后脱硫排放指标一度不稳定，钙硫比、运行成本居高不下。通过系统优化和调整，目前脱硫系统运行稳定，SO2排放优于同类机组，并有能力达到洁净排放标准，同时节能效果明显。
Abstract: huaneng baishan coal gangue power generation co, LTD. 2 x 1180 t/h circulating fluidized bed boiler, the furnace circulating fluidized bed after spraying calcium + furnace - of FGD two levels of CFB desulphurization device, once after operation of desulphurization emissions targets is not stable, calcium sulfur ratio, high operation cost. Through system optimization and adjustment, the desulfurization system runs stably, SO2 emission is superior to the similar unit, and have the ability to achieve emission standards, clean and energy saving effect is obvious.
关键词：CFB FGD 优化 节能
引言：华能白山煤矸石发电有限公司2×330MW CFB机组，建设配套2×1180t/h循环流化床锅炉，炉内脱硫(锅炉厂提供脱硫效率为80%，燃用设计煤种和校核煤种，炉内脱硫，在6%含氧量的干烟气状态下，锅炉技术协议中规定的SO2排放浓度为:250 mg/Nm3)后，因无法达到华能集团公司排放标准，此工程在炉后配套建设炉外脱硫系统，炉外脱硫效率大于80%，SO2排放浓度为：≤100 mg/Nm3。炉内脱硫系统采用石灰石粉投入掺烧达到脱硫效果;炉外采用(半)干法脱硫除尘一体化装置补充炉内脱硫不能达标排放之部分。无论哪种脱硫方式都需要投入吸收剂，而吸收剂投入的效果及多少将直接影响脱硫排放是否达标更影响公司的发电成本，所以根据锅炉负荷优化调整炉内和炉外脱硫系统的投用至关重要。
根据锅炉负荷优化调整炉内及炉外脱硫系统投用首先要科学控制，合理优化，既要掌握基本原则又要保证公司利益和效益的最大化。那么，这个尺度如何把握呢，需要运行人员和管理人员一道用科学的办法合理解决。
保证SO2排放浓度为：≤200 mg/Nm3的前提下，合理调整炉内脱硫系统的投入量。
炉内脱硫是本工程脱硫系统的主力，优化调整炉内脱硫是主要技术攻关和调整的方向。但是炉外脱硫是炉内脱硫的补充，关系到最终排放是否达标的关键，所以炉外脱硫系统的精细调整是主要考虑的方向。两个系统分别调整但又要互相配合，只有相互配合相互弥补才能真正意义上的优化调整。方能通过优化调整达到节能增效的结果。
1 工程概况
华能白山煤矸石发电有限公司新建2×330MW CFB机组，建设配套2×1180t/h循环流化床锅炉，炉内采用循环流化床喷钙法脱硫工艺，设计脱硫效率不低于80%、SO2排放浓度小于250mg/Nm3，这样依然无法达到华能集团及日益严格的环保排放标准，因此工程同步配套建设炉后CFB—FGD脱硫装置，即循环流化床半干法脱硫装置，设计脱硫效率大于80%。
目前，两级脱硫装置综合脱硫效率高于95%以上，SO2排放浓度≤100mg/Nm3，最低可<5mg/Nm3。
2 机组投产后存在的问题
两级脱硫系统在投运好的时候SO2排放可以达标(低于100mg/Nm3)，甚至可以达到超低排放(可低于5mg/Nm3)，但是由于2×330MW CFB机组采用两级脱硫方式，无成功经验可循，SO2排放浓度忽高忽低，而且钙硫比居高不下，最高时大于5.6:1，脱硫运行成本高。
另外，炉后CFB—FGD脱硫装置受机组负荷影响较大，当机组负荷低于75%时，炉后脱硫装置的清洁烟气再循环风挡须打开，锅炉引风机出口给予补充脱硫系统所需最低风量，而这部分补充风量除了保障炉后脱硫装置能正常投用外，没有其他用途，白白耗费厂用电，系统运行不经济。
锅炉在升负荷过程中，尤其是快速升负荷时，炉内脱硫无论投入多少石灰石粉都无法将SO2排放浓度控制在900mg/Nm3以下，既超标排放又造成了浪费。
3 问题解决方法与节能、优化
根据锅炉负荷优化调整炉内及炉外脱硫系统投用，首先要科学控制、合理优化，既要掌握基本原则又要保证公司效益的最大化。需要管理人员和运行人员一道用科学的办法合理解决。
炉内脱硫是本工程脱硫系统的主力，优化调整炉内脱硫是技术攻关和调整的重点。但是炉外脱硫是炉内脱硫的补充，关系到最终排放是否达标，作用至关重要，所以炉外脱硫系统的精细调整是主要考虑的方向。两个系统分别调整但又要互相配合，只有相互配合、相互弥补才能真正意义上达到优化的目的。通过两级脱硫系统优化调整，达到节能、增效、达标排放的目的。并且在保证SO2排放浓度≤200mg/Nm3的前提下，合理控制脱硫剂的投入量，起到降低成本的效果。
3.1优化炉内脱硫系统，从影响CFB脱硫效率的主要因素着手
CFB锅炉的运行控制系统主要包括床温控制、氧量控制、给煤量控制、床压控制、风量控制、风压控制、补充床料控制、脱硫剂控制等，许多因素的变化不是孤立的，他们之间有着直接或是间接的关系，但却直接或间接的影响锅炉的运行状况，影响脱硫效率。
3.1.1床温控制
床温主要影响脱硫剂的反应速度、固化物分布及孔隙堵塞特性，从而改变脱硫效率和脱硫剂的使用量。
当床温低于800℃时，石灰石煅烧生成CaO的速度减慢，减少了可供反应的比表面积，脱硫效率下降，床温低于750℃时，脱硫反应几乎停止。当床温高于870℃时，CaO晶体会逐渐融为大晶体，降低CaO比表面积，影响脱硫效率。床温越高，浪费的石灰石粉越多。因此锅炉床温控制在800--900℃时，才能保证锅炉较高的燃烧效率，有效的提高锅炉脱硫效率，可有效控制石灰石粉的投入量。
另外，我公司采用的SNCR脱硝系统，要求的锅炉温度在850--1100℃，综合考虑，锅炉床温控制在850--900℃是最佳调整温区。
锅炉点火后，当炉温达到800℃以上时投入石灰石系统，才能使得石灰石粉投入起到脱硫的作用。而炉外脱硫应该作为炉内脱硫的有力补充，锅炉点火后，满足炉后脱硫条件后，及时、最大量投入炉后脱硫吸收剂，将SO2排放指标降到最低。如需达到这一点，需要在炉后脱硫系统的消石灰仓内注入粉煤灰，当机组启动后随烟气打入脱硫系统作为炉后脱硫反应的床料(或在机组启动过程中用罐车打入)，做到炉后脱硫系统与机组同步启动。
3.1.2石灰石品质控制
石灰石的品质直接影响脱硫效果和脱硫经济性。
首先，CaCO3和MgCO3的含量越高，脱硫性能越好。
石灰石粉的含水率要低，以小于1%或更低为宜。
石灰石粉粒径对炉内脱硫反应工况具有决定性的影响。石灰石粉的粒径太细，从炉床内飞出后不能被分离器捕捉送回CFB继续充分反应，造成极大浪费。如果石灰石粉的粒径太粗，CaO与SO2反应后在石灰石颗粒表面形成CaSO4,阻止了SO2与石灰石颗粒中心区域CaO的进一步反应，为保证脱硫效果势必增大石灰石粉投入量，从而造成浪费。所以，石灰石粉颗粒极配对炉内脱硫效果尤为重要。
因此，在采购环节允许的情况下尽量提高石灰石粉的纯度、降低含水量。石灰石粉颗粒要按锅炉厂提供的粉粒级配要求执行，最大限度的根据负荷情况、床内流化速度，循环倍率、床压、床层情况，风量配比情况，及时有效调整石灰石粉极配比例，以期达到最小量投入石灰石粉。下图为锅炉厂提供石灰石粉粒径级配图。
当然，炉内调整还有很多细节的地方需要优化和调整，比如说欠氧燃烧可以有效降低NOx的生成，减少脱硝剂的投入，但是如果一味满足脱硝的要求，那么炉内脱硫效果将受到较大影响，所以一次风总量的控制以及二次风送入位置、二次风量均需要有效调整，在各种工况和煤质发生变化时，根据实际情况调整一、二次风的配比关系。
石灰石炉内脱硫需耗氧，但是降低燃烧型NOx生成确需燃料欠氧燃烧，所以要匹配两者的关系要寻求契合点，经计算和实践摸索，氧量控制在3.5左右较为适宜。
3.2精细调整炉后脱硫系统，控制各项参数，做到达标、节能、降低成本
炉后脱硫采用的是循环流化床半干法脱硫系统，根据系统设计特性、结合炉内脱硫情况和脱硫特性，精细调整炉后脱硫系统各项参数，达到排放达标又要吸收剂投入量最低。
3.2.1有效利用炉内脱硫特性，利用炉内脱硫后烟气中携带残余活性CaO，减少炉后脱硫系统吸收剂投入，达到节能增效的目的。
有效利用炉内脱硫后烟气中携带残余活性CaO。锅炉内投入的CaCO3粉在800-900℃时反应生成CaO，一部分在炉内参与脱硫反应，一部分随烟气进入炉后脱硫系统，有效利用这部分残余的活性钙，是炉后节能增效的重要部分。
若炉内脱硫效率达80%，炉外系统不投或少投吸收剂即可满足环保排放要求，大大节省了脱硫系统运行费用和脱硫剂成本。经实践摸索，炉内脱硫后SO2排放浓度低于600mg/Nm3时，炉后脱硫系统只需建立脱硫床层、喷水即可，无需投入脱硫剂，便可将SO2排放浓度降到150mg/Nm3以下，节省大量脱硫剂。
3.2.2有效控制床层。
脱硫吸收塔是炉后脱硫反应的主要区域和设备，有效合理控制好床层、床压、风量、引风机动叶开度、清洁烟气再循环风挡开度、再循环灰量、灰斗下料的比重、灰斗下料时序、吸收剂的投入量等参数，尤其是床压尽量控制在1.0--1.2kpa之间，延长烟气在吸收塔内反应时间，提高脱硫效率，减少吸收剂的投入量。
3.2.3控制好烟气温度
烟气温度是直接影响炉后脱硫至关重要的参数，同时也是影响脱硫后系统设备腐蚀程度的重要因素之一。
根据设计院及脱硫厂家设计人员的计算，华能白山公司烟气露点温度约为48℃，为给炉后脱硫系统营造良好反应环境，又能尽量保护脱硫后系统设备(引风机、烟囱、烟道等)的安全(减少腐蚀)。烟气温度尽量控制在68℃以上。同时，通过对吸收塔出口温度及 SO2排放浓度的监控，调节喷水量及吸收剂加入量，保证最佳的脱硫效果。考虑到脱硫水耗，降低发电成本，炉后脱硫水耗控制在135g/kwh为宜。
3.2.4提高吸收剂品质
炉后脱硫系统吸收剂的品质直接影响脱硫效果和脱硫经济性。
首先，CaO的纯度越高、活性越好，CaO在消化器内反应生成有效的Ca(OH)2就越多，参与脱硫反应的有效钙就越多，脱硫性能就越好。
生石灰粉的含水率要低，以小于1%为宜。
生石灰粉粒径对炉后脱硫反应工况具有决定性的影响。生石灰粉粒径越细直接反应在消石灰粉颗粒就越细，参与反应的比表面积就越大，吸收塔内的脱硫反应就越好，吸收剂的用量就越低。
因此，在采购环节允许的情况下尽量提高生石灰粉的纯度、降低含水量，提高生石灰粉细度，经调查研究，生石灰粉的细度在325目，过筛率90%为最佳，且采购成本不会提高太多。
3.3炉内和炉外脱硫两级系统互相补充、相互配合
当锅炉负荷较低时，可以利用炉内脱硫系统保证脱硫排放达标，当炉内脱硫系统不能满足脱硫排放要求时，炉后脱硫系统少量投入脱硫剂，控制SO2排放浓度。
当炉内脱硫系统故障、检修或机组投入AGC快速升负荷时。床温、床压等参数难以控制在脱硫系统经济参数时，加大炉后脱硫系统投入，在保证脱硫排放达标的前提下，减少不必要的浪费，从而起到节能、增效的目的。
但首先要清楚排放指标，循环流化床锅炉排放指标为：2014年7月1日前：SO2≤400mg/Nm3。2014年7月1日后：SO2≤200mg/Nm3。
为此，从经济性考虑，炉内脱硫应控制在600 mg/Nm3以下为最佳，最重要的是保持稳定运行。
3.4节能控制
当机组负荷低于75%时，炉后脱硫系统需开启清洁烟气再循环风挡，从引风机出口引出的洁净烟气给炉后脱硫系统补充风量，维持脱硫系统的正常运行。而这部分风除了维持炉后脱硫系统正常床压以外，没有其他用处，只是白白耗用了厂用电。而电厂受地区影响，发电负荷基本都在45-70%区间，脱硫系统清洁烟气再循环风挡基本常开，造成厂用电率偏高。
为解决这一问题，炉后脱硫进行了优化和调整。具体做法是，降低清洁烟气再循环风挡开启最小风量指令，由原来1400km3/h(脱硫厂家给定的数值)降到1100km3/h，同时减少脱硫灰循环量，脱硫床层压降由原来的1.2-1.4kpa,调整为1.0-1.2 kpa，保障烟气流速不发生大的变化，不影响脱硫效果。由此，引风机电流由原来2*200A降到2*150A，节电效果非常明显。机组负荷高于60%后无需开启清洁烟气再循环风挡。
3.5协调配合
协调配合是达标排放很重要的部分，更是经济性最佳的保障。
值长要在满足排放达标的前提下，计算好炉后、炉内排放的比例以达到最经济工况下运行。
定期和不定期组织专业人员进行分析、调整各项参数。形成奖惩长效机制。
总之，根据锅炉负荷优化调整炉内及炉外脱硫投用，精细调整各项参数，在保证脱硫排放达标的前提下，最大限度提高脱硫剂利用率，最小投入脱硫剂，降低发电成本。
经过生产现场技术人员的调整和优化运行，目前脱硫系统脱硫效果更加突出。烟气最小风量控制在1100km3/h，床层控制在1.0kpa,节能效果明显。SO2排放指标可长期控制在40mg/Nm3以下，并有能力控制在5mg/Nm3以下。钙硫比有较大降低，基本达到设计值。
4 节能效果
单台炉节能效果表
内 容日节省用量单价(元)日节约资金(万元)年节省资金(万元)
1炉内优化后节省脱硫剂50-60t1580.79-0.95288-346
2炉外优化后节省脱硫剂14-16t4470.63-0.72229-262
3脱硫系统节电1.15-1.44wkw.h40140.46-0.57168-210
合计 1.88-2.24约685-818
结束语：华能白山发电公司通过技术调整和运行优化，在几乎零投入的情况下，脱硫系统运行稳定，各项排放指标优良，优于同类机组，并有能力达到超低排放。系统占用厂用电率大幅降低，年节约685万至818万元。
在节能挖潜上，华能白山发电公司新的计划已经在陆续实施，如加装低温省煤器、加装预除尘器、吸收塔塔底加装仓泵等一系列的技改推进，生产现场的节能、降耗会有更大的提升。
