麦电网讯：为了全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，2015年，国家环保部印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，其中要求东部地区300MW及以上公用燃煤发电机组2017年前总体完成。某电厂（以下简称“YS电厂”）2×300MW机组循环流化床（CFB）锅炉采用炉内干法脱硫，无法满足2017年SO2超低排放的要求。

为此，该电厂2015年完成了2×300MW机组CFB锅炉SO2超低排放综合改造。脱硫技术路线在保留了原炉内干法脱硫系统的基础上，新建烟气半干法脱硫除尘一体化系统。采用炉内干法与炉外烟气半干法联合脱硫后实现SO2的超低排放。但是，运行中存在消石灰耗量大，运行成本高的问题。为了提高脱硫系统运行经济性，本文通过理论分析并结合该电厂5号机组现场试验结果，对炉内干法与烟气半干法两级脱硫的匹配特性进行了研究。

1、锅炉及脱硫系统概况

1.1锅炉概况

YS电厂300MW机组CFB锅炉机组配备1025t/h亚临界CFB锅炉，燃料以当地无烟煤为主。锅炉主要由膜式水冷壁炉膛、3台汽冷式旋风分离器和由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)3部分组成。每个汽冷式旋风分离器下部各布置1台J阀回料器，回料器为一分为二结构，锅炉外循环灰通过6路回料斜腿返回炉膛。锅炉主要设计性能参数见表1。

由表1可见，锅炉设计床温910℃，炉内干法脱硫效率设计值84.7%，以保证脱硫后烟气中SO2排放质量浓度不高于400mg/m3，石灰石的最大耗量9.58t/h。

1．2炉内干法脱硫系统

YS电厂每台300MW机组CFB锅炉炉内干法脱硫系统配套石灰石粉仓1座，石灰石输送系统2套（含输送管路），采用压缩空气作为输送气源。石灰石粉入炉点设置在返料器回料斜腿，炉内干法脱硫系统如图1所示，主要参数见表2。

由表2可见：石灰石粉仓容积可满足锅炉BMCR工况72h的用量需求；单套石灰石输送系统最大出力约12t/h，满足锅炉B-MCR工况石灰石粉用量要求并保有一定裕量，日常运行中一用一备。

1．3烟气半干法脱硫系统

烟气半干法脱硫以消石灰作为脱硫剂，将生石灰消化制成干式消石灰粉，也可直接采购成品消石灰粉。将消石灰加入到脱硫塔内，同时喷入减温增湿水，使脱硫剂与烟气在脱硫塔内混合，发生强烈的物理化学反应，对烟气中的SO₂进行脱除，主要化学反应如下。

1）生石灰与液滴结合产生的水合反应（生石灰的消化过程）：

CaO+H₂O=Ca(OH)₂

2）SO₂液滴吸收的反应：

SO₂+H₂O=H₂SO₃

3）Ca(OH)₂与H₂SO₃的反应：

H₂SO₃+Ca(OH)₂=CaSO₃˙1/2H₂O+3/2H₂O

4）部分CaSO₃˙1/2H₂O被烟气中的O₂氧化：

CaSO₃˙1/2H₂O+1/2O₂+3/2H₂O=CaSO₄˙2H₂O

烟气半干法脱硫过程占主导的是离子反应，反应程度取决于液滴的数量和蒸发干燥时间。因此，影响烟气半干法脱硫效率的参数主要包括脱硫装置进出口烟气温度、水烟比（进入脱硫塔单位体积的烟气喷入的减温水量）等。其中，脱硫塔出口烟气温度要求在高于烟气绝热饱和温度条件下取较小值，并保证脱硫塔内物料不会因湿度过大而结块掉落，工程经验一般取70~75℃。

该电厂300MW机组CFB锅炉烟气半干法脱硫系统，采用CFB脱硫除尘一体化工艺，一炉一塔布置方式，空气预热器出口烟气经电除尘器后从底部进入吸收塔，与喷入的减温水和消石灰进行化学反应，实现SO2的脱除。烟气半干法脱硫系统如图2所示，主要包括烟道、吸收塔，脱硫布袋除尘器、吸收剂制备及供应系统、物料再循环系统等。电厂采用生石灰经消化装置制成熟石灰作为脱硫剂。

SO2超低排放技术改造保留了原炉内干法脱硫系统，拟通过炉内干法脱硫将锅炉尾部受热面出口（脱硫塔入口）SO2质量浓度控制在1500mg/m3以下，再经烟气半干法脱硫系统进一步将烟气中的SO2控制在35mg/m3以下。烟气半干法脱硫系统2015年11月17日通过了168h连续试运行。烟气半干法脱硫系统主要设计参数见表3。

由表3可知，设计脱硫塔入口烟气温度133℃，根据入口烟气量和工艺水耗量（喷入脱硫塔内的水量）计算得出水烟比为37.1g/m3。系统入口设计SO2质量浓度1500mg/m3，炉内干法脱硫系统可通过入炉石灰石量的调节将锅炉尾部排烟中SO2质量浓度控制在400mg/m3以下，可见两级脱硫系统运行时更便于灵活调节。

2、存在问题及原因分析

烟气半干法脱硫系统投运后，两级脱硫系统运行采用脱硫塔入口SO2质量浓度单一参数匹配方式，即通过炉内干法脱硫将烟气中SO2质量浓度控制在某一定值，烟气半干法进一步将SO2质量浓度脱除至35mg/m3以下。SO2质量浓度单一因素匹配策略方法简便，需要调控的运行参数较少。

该匹配方式的特点：1）不考虑锅炉运行参数的变化，通过石灰石添加量控制锅炉尾部烟道出口SO2排放值；2）烟气半干法脱硫由于脱硫塔出口温度70℃左右，相对稳定，脱硫塔料层压差维持在1.0~1.2kPa，一般只需调整消石灰的给料量控制最终排放烟气的SO2质量浓度。

该炉内炉外两级联合脱硫方式实现了SO2的超低排放，改造后SO2排放较稳定，但存在消石灰耗量偏大的问题。2016年7月烟气半干法脱硫月平均钙硫摩尔比达到3.39，偏离设计值（1.25）较大。

通过对炉内干法脱硫与烟气半干法脱硫2种工艺特点的分析，认为原两级脱硫采用SO2单因素匹配策略，未充分考虑到工况参数变化对于2种脱硫工艺脱硫效率和脱硫剂利用率的影响。因此需要找出影响炉内干法脱硫和烟气半干法脱硫效率的工况参数，采用更为合理的炉内干法与烟气半干法脱硫匹配方式，从而提高脱硫系统的运行经济性。

3、两级联合脱硫匹配方式

2016年7月至10月在YS电厂5号机组上进行了两级联合脱硫系统匹配特性试验研究。试验分别在50%、75%、100%3种锅炉热负荷下进行，试验期间该机组供热量稳定在15t/h左右。两级脱硫系统主要运行参数见表4、表5。

由表4可知：随着锅炉负荷的升高，锅炉平均床温上升，炉内干法脱硫效率下降，达到相同脱硫效率的钙硫摩尔比升高；100%负荷对应的平均床温934.4℃，高于设计值（910℃），不利于炉内高效脱硫。

由表5可见：随着负荷的升高，脱硫塔入口烟气温度上升，水烟比提高，达到相同脱硫效率的钙硫摩尔比下降；在50%负荷下，脱硫塔入口温度125.8℃，水烟比30.5g/m3，均低于设计值，不利于烟气半干法高效脱硫。

锅炉负荷的变化同时影响两级脱硫系统的脱硫效率和脱硫剂耗量。主要表现为：1）随着锅炉负荷的升高，炉内干法脱硫效率呈下降趋势，达到相同脱硫效率的石灰石耗量增加；2）随着锅炉负荷的升高，烟气半干法脱硫达到相同脱硫效率的消石灰耗量降低，2种脱硫工艺的高效脱硫区间所对应的负荷相反。

两级脱硫的主要影响参数床温和脱硫塔入口烟气温度随负荷的变化趋势如图3所示。

由图3可见：随着锅炉负荷的升高，床温和脱硫塔入口烟气温度均呈现上升趋势；床温升高降低了炉内脱硫效率，脱硫塔入口烟气温度上升提高了烟气半干法脱硫效率。

根据上述结果分析认为，低负荷时锅炉运行参数适合炉内干法高效脱硫，较小的钙硫摩尔比可获得较高的脱硫效率，因此在低负荷时应当加大炉内干法脱硫所占的脱硫比例，降低烟气半干法脱硫所占的脱硫比例。在锅炉高负荷运行时，锅炉运行参数偏离了炉内高效脱硫所对应的范围，此时若需达到较高的炉内干法脱硫效率，需要较高的钙硫摩尔比，这不仅会降低经济性，大比例添加石灰石还会造成锅炉脱硫热损失升高和脱硝还原剂耗量增大；

而此时，烟气半干法脱硫系统由于脱硫塔入口烟气温度上升，脱硫塔内水烟比增大，达到了烟气半干法脱硫工艺的高效脱硫区间，较小的钙硫摩尔比即可获得较高的脱硫效率，因此在高负荷时应适当提高烟气半干法脱硫所占的脱硫比例，降低炉内干法脱硫所占的脱硫比例。本文推荐不同负荷下该CFB锅炉两级脱硫匹配关系见表6。

另外，采用原运行方式时，当最终排放烟气中SO2质量浓度过低时（＜10mg/m3），采用减少脱硫塔喷水量，提高脱硫塔出口温度的方式逐步提高烟气中SO2质量浓度在合理范围（25~35mg/m3）。分析认为，相同条件下减少脱硫塔的喷水量，会降低单位时间内脱硫剂的利用率，，而适当加大脱硫塔入口SO2质量浓度，则可提高脱硫剂单位时间内的利用效率。

该电厂入厂煤质较稳定，可通过对比炉内干法脱硫石灰石耗量、烟气半干法脱硫消石灰耗量和外排脱硫灰中有效钙（游离氧化钙和氢氧化钙的含量，含量越高表明脱硫剂利用率越低）等指标评价超低排放两级联合脱硫系统匹配方式的合理性和经济性。2016年7月和10月，该CFB锅炉脱硫装置技术经济指标统计见表7。其中，7月按照原SO2单因素匹配方式运行，10月按照本文推荐的匹配方式运行，选取该CFB锅炉纯烧无烟煤工况数据。

文献信息

魏星,姜兴华,金森旺,高洪培.300MW机组CFB锅炉超低排放两级联合脱硫匹配方式试验[J].热力发电,2017,46(06):107-112+118.