300MWCFB锅炉炉内一体化耦合脱硫脱硝技术的研究及应用

300MWCFB锅炉炉内体化耦300MWCFB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神华国能（神东电力）集团萨拉齐电厂二0一五年四月概述概述汇报CFB锅炉存在的问题及解决思路报内容炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用容结束语一、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。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。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炉存在的问2.1锅炉存在的问题悬浮段差压浮段压低循环灰量不足SO2、NOx不易控制且Ca/S高、飞灰CaO含量高下部床温970～990℃环保指标难以控制飞灰CaO含量高床温高CFB锅炉内下二次风口总风量950～1050KNm3/h风量大锅炉磨损内下二次风口处水冷壁、中过（一）爆管锅炉磨损中过（一）中过（二）受热面超温中过（二）耦合技术应用前机组负荷锅炉下部平均床温锅炉总量3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300MWSO的瞬时曲线(波动较大)耦合技术应用前机组负荷300MWSO2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GC指令曲线萨拉齐电厂机组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：SO2排放200㎎/Nm³输送系统改造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2㎎NOx排放200㎎/Nm³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石灰石自动优化脱硫脱硝改造运行优化调整分离器提效改造脱硫脱硝改造降床温的改造萨拉齐电锅炉前的状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/Nm3NOx平均值为150mg/Nm3为158mg/Nm3，NOx平均值为150mg/Nm3。萨拉齐电厂锅炉目前的状况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、三、炉内一体化耦合脱硫脱硝技术应用（一）锅炉降床温改造炉降床改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，使分离器的分离效率大幅提高。如图分离的如下图分离器的D50对比：改造前：改造后：（二）脱硫系统的改造（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：22石灰石系统的自动优化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”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皮带上相遇石灰石籽料与煤再经过煤时启动给料机，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）排放及波动。（此系统作为我厂炉内脱硫的备用系统）籽料料仓籽料料仓籽料料仓籽料料仓给料机下料管#1皮带炉内硫硝的优化整（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炉膛内的氧化还原气氛。3.1.1一次风的调整：•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•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，保持踪负荷变化的逻辑，根据运行经验确定了次风量的调整范围，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。450500h)如下图所示一次风量调整前后的对比：250300350400450KNm3/调整前100150200250次风量(调整后050100000000一次负荷（MW)150180210250270300负荷一次风量调整前后的环保参数的画面调整前：调整后：3.1.4氧量调整：3.1.4氧量调整：机组及协调控制的优化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，上层次风开度大于下层的开度同层次风开度“中间大两侧小”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，主次风调整门全部打开，只用变频器来调节次风量及控制床压，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SO排放的升高同时石灰石的用量也会明显增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。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次风压相应增大风机电耗增加；在保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锅炉床压控制在锅炉床压控制在床压测点安装位置在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。#1、#2锅炉床压测点布置图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（3300～4700kcal/kg），平均发热量矿的水泉煤其热值波动较大g平均发热量为4000kcal/kg，平均空干基灰分为47.6%，平均干燥无灰基挥发分为272%平均硫分为058%另种煤是尧天和蓬勃矸石其硫分为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均干燥无灰挥发分根据两种煤特炉煤行了如下调整：331萨拉齐电厂根据实际燃煤的特点进行了分仓上煤即#1#43.3.1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大了炉煤粒径炉煤粒径大炉膛部短内烧，使其燃烧后移热量被受热面吸收，炉膛内温度均匀分布。333入炉煤的颗粒度报表（我厂现在控制的指标）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