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循环流化床锅炉炉内脱硫及NOX控制的分析

发布时间:2016-03-07 13:51

循环流化床锅炉是目前我国最广的洁净煤燃烧技术之一,但是在实际生产中仍存在不少问题,困扰着循环流化床机组长周期安全经济运行。
本文作者根据在山西朔州2×50MW煤矸石电厂以及吕梁中钰热电2×135MW和国投大同电厂2×135MW上取得的实际经验,从循环流化床锅炉的燃烧调整与运行调整方面进行了较为深入的比较和研究,在循环流化床锅炉脱硫、优化燃烧调整等方面提出了许多实用性的方法和措施。
关键词:循环流化床锅炉 炉内脱硫 石灰石粒径
一、选题背景
任何一家发电企业最终追求的是企业利润的最大化,同时还要满足国家日益提高的环保要求,如何使得机组既能安全经济长周期运行又能达到环保的要求,就是每个电厂从事流化床锅炉运行值得研究的课题。
二、锅炉简介
2.1运行基本情况说明
国投大同电厂位于山西省大同市,当地工业企业较多,环保部门对电厂SO2排放监测严格。国投大同电厂现有的2×480 t/h CFB锅炉设有炉内喷钙脱硫系统,由于近年来煤质变化,燃煤含硫量波动较大,燃煤中的硫含量也普遍高于设计煤种,加之现有石灰石输送系统出力不足,以及石灰石粉粒度过细,因此锅炉SO2排放偏高且不稳定、无法满足即将实施的新的环保排放标准,环保风险极大。
国投大同电厂2×480t/h锅炉是采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的HG-480/13.7L.MG31型循环流化床锅炉,采用单汽包、自然循环、高温超高压一次中间再热、高温绝热旋风分离器、单炉膛平衡通风、前墙给料、固态冷却排渣。配两台国产135MW高温超高压直接空冷凝式汽轮发电机组。
锅炉主要设计参数见图1。

锅炉设计煤种及校核煤种参数如图2所示。

图2锅炉设计煤种及校核煤种参数

国投大同电厂石灰石粉输送系统自投产以后来,经过前期的摸索与治理,总结出了有效的系统常见问题及处理方法,确保系统运行正常,系统最大出力6.5t/h(设计为5t/h)。为了增强入炉石灰石粉在炉内与烟气充分混合,于2012年分别在#1、#6落煤管各增加一个入炉口,改造后运行调整速度较以前有了明显的缩短,脱硫效率有所提高。但当机组负荷大于110MW时,烟气排放SO2浓度存在长时间超标现象,分析主要原因一是由于锅炉用煤煤种含硫量远远超过设计煤种0.35%,二是石灰石粉末太细,在颗粒还没有与二氧化硫反应时就已经被烟气携带出炉膛,降低石灰石利用率。

 

2.2 石灰石粉用量计算

目前电厂要求用煤含硫量在0.8%以下,根据实际情况对入炉的检测,有部分时段入炉煤含硫量达到甚至超过1%,因此本设计按入炉煤含硫量为1%计算,根据2#炉性能试验时,机组满负荷时用煤量为104.2t/h:另带暖汽用煤量5t/h,共109.4t/h。

炉内发生的化学反应:

CaCO3===CaO+CO2↑ -Q

CaO+SO2===CaSO3 +Q

2CaSO3+O2===2CaSO4 +Q

单位时间内煤含硫量为109.4×1%=1.094t

当脱硫效率达到90%时,炉内脱硫反应钙硫摩尔比按2:1计算,脱去此部分硫用CaO量:

(1.094/32) ×2×56=3.829t

CaO含量纯度按45%计算,石灰石粉量为:

3.829/0.45=8.510t

系统采用连续运行方式,每套系统正常出力不小于一台锅炉机组满负荷时(440t/h蒸汽)用石灰石粉量的120%。

8.510×1.2=10.21t/h

两台炉脱硫系统运行差异问题:两台炉同时运行时,不论从石灰石粉用量还是烟气排放SO2含量上,1#炉均比2#炉差许多。鉴于此,我们进行了以下工作:

第一、从运行角度试验性的进行调整。比如从床温控制、风量及风量配比等,试验找到了最佳运行方式,毕竟每台炉在细节方面存在不同的。

第二、定期校对SO2在线测量设备,确保在线测量数据的正确性。从两台炉同时运行结果来分析,区别很大,除在运行方式上改进外,必要时需要对测量设备进行校对,确保检测的准备性。

2.3石灰石粉特性

石灰石粉特性参数如表3所示。石灰石的入炉粒度要求:最大粒径≤1mm,平均粒径0.15mm。

图3锅炉石灰石粉特性参数

石灰石粒径对炉内脱硫效率有显著影响,因为石灰石的粒度分布与颗粒有效反应面积及其在炉膛中的停留时间有关。对于颗粒大的石灰石,在二氧化硫扩散到颗粒内部之前,它与颗粒表面生成的硫酸钙已经堵塞了扩散通道,使颗粒内部的氧化钙无法与二氧化硫反应,造成大量的氧化钙浪费。但如果石灰石的颗粒粒径太小,在颗粒还没有与二氧化硫反应时就已经被烟气携带出炉膛,降低石灰石利用率。

根据同类型机组炉内脱硫系统的运行效果和开展的试验研究,以及1MWth CFB燃烧试验台试验研究,CFB锅炉炉内脱硫推荐的石灰石粒度分布见图14,中位径d50为450 μm,高于原设计值。所采集的国投大同电厂的典型石灰石样的粒度分析结果见附录2,其中平均径为16.91 μm,中位径d50为6.876 μm。显然石灰石粒度过细,不能满足CFB锅炉炉内脱硫需要,石灰石利用率低。

 

图4炉内脱硫用石灰石推荐粒度要求

国投大同电厂所处地区具有丰富的石灰石储量,所采购的石灰石来自于当地的水泥厂(如大同七峰山水泥有限公司),石灰石一般采用球磨机磨制,所采购的脱硫用石灰石采用罐车运送至现场。

因此,目前国投大同电厂周边石灰石供应,虽然能够满足石灰石中氧化钙含量的品质要求、以及石灰石耗量的需要等,但粒径无法满足炉内脱硫的要求。

2.4常见脱硫工艺

世界上火力发电所采用的脱硫工艺达数百种之多,按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。在这些脱硫工艺中,有的技术较为成熟,已经达到工业应用的水平,有的尚处于试验研究阶段。经过筛选,对目前技术较为成熟、在电厂烟气脱硫中有一定应用的的脱硫工艺进行简单介绍。

石灰石的粒径分布对炉内脱硫效率也有重要影响。如果粒径过小,投入锅炉的石灰石粉未经分离器捕集、一次通过锅炉直接进入尾部烟道形成飞灰的份额较多,而这部分细石灰石粉由于与烟气接触的时间过短,利用率偏低;如果投入锅炉的粒度过大,大部分石灰石不能参与循环,与高SO2浓度烟气接触时间与接触比表面积均较小,而且由于CaO与SO2和O2反应生成的CaSO4体积大于CaCO3,会堵塞烟气中SO2进入石灰石内部的通道,导致大部分石灰石未充分参与脱硫便从排渣口排出,使石灰石的利用率降低。

因此,石灰石的最佳粒度分布为:大部分石灰石颗粒能够参与炉内循环,并经多次循环利用后随烟气或底渣排出炉膛。根据同类型机组炉内脱硫系统的运行效果和开展的试验研究,以及1MWth CFB燃烧试验台试验研究,CFB锅炉炉内脱硫推荐的石灰石中位径d50为450 μm。

锅炉运行参数对脱硫效率也有很大影响,其中,床温的影响最为显著。而CFB锅炉床温的选择和运行控制又和锅炉设计尤其是受热面布置、运行负荷、灰渣燃尽、NOx污染物排放等因素密切相关。

研究表明,脱硫反应的反应速度一开始随温度升高而升高,在820~850℃时达到最佳值。之后随温度升高,反应速度开始下降。在更高的床温下,CaSO4还会逆相分解放出SO2,进一步降低硫酸盐化的化学反应速度。综合考虑灰渣的燃尽、SO2脱除以及NOx排放控制等因素,循环流化床锅炉设计床温一般选择为850~900℃。

2.5石灰石粉输送系统具有如下特点:

①气力输送的悬浮速度梯度较大,给输料管风速的选择带来困难,甚至造成管道的堵塞。

②石灰石粉颗粒容易沉积,易吸潮板结,易造成下料堵塞或堵管。

③对管道的磨损较大。

在越来越严格的环保标准要求下,为了使SO2的排放满足环保要求,电厂必须增加石灰石的投入量,并且确保石灰石的品质满足炉内脱硫的要求。但目前外购的石灰石粉的品质较难控制,特别是粒径方面无法满足循环流化床锅炉炉内脱硫的需要,石灰石利用率低;此外,外购成品石灰石粉价格也较高,企业的经营成本大。因此,为循环流化床机组增加石灰石制备系统,外购石灰石块自行破碎生产石灰石粉,是提高石灰石利用率,保证脱硫效率,并降低生产成本的必要手段。

三、NOX的控制

最近一段时间运行中NOX排放量出现瞬间性超标现象,我们对照超标时负荷、给煤量、风量、氧量、床温逐项检查,并未出现异常工况,见后面附表,那么我们首先从NOX的生成原理来进行理论分析:

由于影响NOX的因素很多,我们选取较为重要的进行分析:

1.燃料特性的影响:

由于NOX主要来自于燃料中的氮,也就是说燃料中的氮含量越高,则NOX的排放量也越高,煤、尤其是挥发分中各种元素比也会影响到NOX的排放量,显然,O/N比越大,N越易被氧化,故NOX的排放量越高,S/N比会影响到各自的排放水平,因为S和N氧化时会相互竞争,故SO2排放量越高,则NOX的排放量越低,反过来SO2排放量越低,则NOX的排放量越高。

 

2.过量空气系数的影响:

当采取分级送风时,约1/3左右的燃烧空气作为二次风送入密相区上方一定距离处,NOX的排放量可望达到最低水平,#1炉95MW负荷时,一次总风量约为19万Nm3,二次风约为15万Nm3,一二次风比为0.78,机组长周期稳定运行且飞灰和低渣可燃物较低,说明一二次风量配比得当。

3.燃烧温度的影响:

燃烧温度对NOX的排放量的影响以取得共识,随着炉内温度的升高NOX的排放量也将升高,因此可以通过降低床温来控制NOX的排放量,但是降低床温会使CO浓度将增加,化学不完全燃烧损失增大,从而使得燃烧效率下降,因此一般床温控制在850~900℃较为适宜,我们的床温就在这个范围之内,而且我们统计了8月份一个月瞬间性NOX的排放量超标时床温并未发生波动,负荷和给煤量以及氧量都保持较为稳定的状态。

我们统计了8月份全月#1、2炉NOX的瞬间性超标排放量时床温、负荷、前后5分钟给煤量、氧量变化,以下是其中一天全天的情况:图5

实际运行情况分析:

从上表可以清晰的看出NOX瞬间性超标时床温从858℃~880℃都有,没有看出床温对NOX的影响,从8月份两台炉全天情况看,#1炉比#2炉超标次数更多,而且全部为瞬间性超标,从历史趋势查看尚无规律可言,呈现不规则超标,超标时床温、给煤量、氧量基本稳定,此种情况说明瞬间性超标非人为因素或操作调整所致,因此在运行调整上没有有效的手段去控制。

我们从以上可能的因素进行了历史趋势查询,SO2超标时NOX的排放量仍然呈现瞬间性超标,运行中的氧量说明二次风量已经足够,在NOX的瞬间性超标时也显示氧量不低于3%,因此实际运行中也不存在过量空气系数的影响。

而最终我们发现SO2低的时候NOX大多呈现较高的走势,而且时间段是一个月足以真实的反应了情况,说明挥发分中各种元素比会影响到NOX的排放量,因为N属于惰性气体在和S争夺O的过程中始终处于被动的位置,因此NOX的排放量总是会被SO2所左右,即两者处于反向波动,SO2越高NOX越低,理论上只要把SO2控制在100~200mg/m3时NOX也会在此区间活动,但是由于是毫克级单位,因此实际运行中无法有效的控制。

经过咨询其他厂子情况,朔州煤矸石电厂两台30万和两台5万流化床机组、朔州王坪电厂两台20万循环流化床机组也是纯炉内脱硫,没有专门的脱硝设备,控制NOX排放量的方法都是进行了技改即从分离器入口喷入稀释后氨水或尿素,目前基本能控制在100mg/m3以下,因此我们如果想一劳永逸的解决必须进行此项技改。

结论:对于没有专门的脱销工艺的循环流化床机组,NOX的控制必须进行必要的技改,即从分离器入口喷入稀释后的氨水或者稀释后的尿素进行SNCR脱硝。

结束语:
针对循环流化床锅炉炉内燃烧这一个非常复杂的过程,通过对燃烧的理论研究和大量运行经验总结,针对每一问题、每一环节,电厂上下齐努力,主要从设备改造和运行调整两方面积极探索解决方法,使我们较准确地把握了炉内燃烧工况,较精确地对燃烧进行了调整,既提高了运行水平,又保证了循环流化床锅炉的安全、稳定、经济运行,随着目前环保形势的严峻,如何使机组安全、环保、经济运行是每个从事流化床机组运行技术人员不得不面对的问题。

本文摘自北极星节能环保网

 


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