烟气循环流化床干法脱硫技术在300MW大型火电机组上的应用福建龙净环保股份有限公司二OO四年十二月目录1. 前言 (1)2. 项目概况 (1)3. 煤质特性及烟气参数 (2)4. 榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍 (4)5. 主要设计参数 (5)6. 投运情况介绍 (6)7. 运行参数表 (8)8. 总结 (8)1.前言我国是燃煤大国，全国二氧化硫排放总量的90%由燃煤产生。
我国现有的3亿多千瓦发电机组中，约有2.4亿千瓦是火电机组，每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60％。
我国已连续多年SO2排放总量超过2000万吨，已成为世界上最大的排放国，二氧化硫的大量排放，是造成我国酸雨污染加重的首要原因，每年给国家造成的经济损失高达1000亿元以上。
因此，控制燃煤电厂二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点。
燃煤脱硫有三种方式，一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫技术，即烟气脱硫(FGD)。
由于燃烧前和炉内脱硫的效率率较低，难以达到较高的环保要求。
因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。
目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺，但由于湿法脱硫工艺的系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，在一些应用场合并不是一种最佳选择。
德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司最早在上世纪七十年代末开始研制一种能在一定的应用场合替代湿法脱硫工艺的，更为简洁脱硫工艺，他们率先将循环流化床工艺技术用于烟气脱硫，形成了一种有别于石灰石/石膏湿法的，全新的干法脱硫工艺。
经过近三十年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决了烟气循环流化床脱硫技术在负荷适应性、煤种适应性、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的问题，使烟气循环流化床脱硫（干法）技术得以成熟地进行工业应用。
龙净环保于2002年10月18日，在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。
2003年底，华能国际为其下属榆社电厂的2×300MW机组选择配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的烟气循环流化床干法脱硫、除尘系统。
现就榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统的设计、应用情况简单介绍如下：2.项目概况榆社电厂位于山西省的中部地区的榆社县，是个典型的多煤缺水地区，距太原东南方向150公里。
一期已建2×100MW燃煤机组。
2002年新建二期工程，安装2×300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053 t/h煤粉锅炉。
榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。
2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉一起同步投运。
3.煤质特性及烟气参数3.1煤质特性榆社电厂二期工程燃燃用贫煤，主要的煤质特性及灰份分析如下表3-1、3-2。
表3－1 煤质特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1收到基全水份Mar % 9.00 9.00 6.002空干基水份Mad % 1.15 1.15 1.153收到基灰份Aar % 24.25 29.72 25.554收到基碳Car % 58.25 52.93 59.155收到基氢Har % 2.87 2.53 3.26收到基氧Oar % 3.28 3.49 3.387收到基氮Nar % 0.95 0.93 0.928收到基全硫St.ar % 1.4 1.4 1.89干燥无灰基挥发份Vdaf % 15.00 14 1610低位发热量 kJ/kg22278(5321 Kcal/kg)20096(4800 Kcal/kg)23026(5500 Kcal/kg)11哈氏可磨指数HGI 65 74 74表3－2 灰份特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1灰成份分析1.1二氧化硅SiO2% 51.78 52.26 52.52 1.2三氧化二铝Al2O3% 36.29 38.65 39.99 1.3三氧化二铁Fe2O3%3.64 2.47 1.82 1.4氧化钙CaO % 1.64 1.18 0.91 1.5氧化镁MgO % 0.62 0.64 0.661.6氧化钠Na2O % 0.03 0.02 0.011.7氧化钾K2O % 0.47 0.44 0.421.8三氧化硫SO3% 1.13 0.6 0.311.9二氧化钛TiO2%2.03 1.77 1.62 1.10五氧化二磷P2O5% 0.2 0.17 0.151.11其他SiO2%2.17 1.8 1.592灰熔点2.1变形温度DT ℃1390 1310 1390 2.2软化温度ST ℃＞1500 ＞1500 ＞1500 2.3熔融温度FT ℃＞1500 ＞1500 ＞15003粉尘比电阻（500V）3.1温度28.5℃Ω.cm 1.68×1010测量电压500V3.2温度80℃Ω.cm 5.0×1010测量电压500V3.3温度100℃Ω.cm 6.35×10113.4温度120℃Ω.cm 1.37×10123.5温度150℃Ω.cm4.65×10123.6温度180℃Ω.cm 2.0×10123.2烟气参数脱硫除尘岛入口烟气参数如下表3-3：表3－3 烟气参数表序号项目名称单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1燃煤收到基含硫分% 1.4 1.4 1.82锅炉耗煤量（实际量/计算量）t/h 131.46/129.36 145.92/143.29 137.16/126.27 3要求FGD负荷范围% 40～10070%以上：≤5%；50～70%：≤3%；4锅炉负荷变化速度%/min50%以下：≤2%5进口烟气量（干标）Nm3/h 1024455 1025689 1009711进口烟气量（湿标）Nm3/h 1100034 1101716 10835326进口/出口温度℃118/75 116/75 120/757入口压力kPa 86.1 86.1 86.18入口烟气成分CO2（干标）%V ol 13.36 13.41 13.35O2（干标）%V ol 6.07 6.10 5.92SO2（干标，6% O2）mg/Nm33610 4000 4860SO3（干标，6% O2）mg/Nm340 40 50粉尘（干标，6% O2）g/Nm3 6.48 8.75 6.609要求脱硫率（保证值）% 91 90 9010出口粉尘浓度（干标，6% O2）mg/Nm3100 100 1004.榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍榆社电厂2×300MW机组干法脱硫除尘岛，由龙净环保根据许可证引进德国LLAG 公司的CFB-FGD（Circulating Fluidised Bed Flue Gas Desulphurization，简称CFB-FGD）工艺技术设计和制造。
龙净环保负责全部的系统工艺设计和设备的选型、结构设计，德国LLAG公司提供工艺设计审查。
一些关键工艺回路的阀门、物料输送设备采用国外进口设备。
脱硫电除尘器、吸收塔、脱硫气力输送系统、配套设备等由龙净环保设计、制造和成套。
二台机组的脱硫除尘岛内各个子系统均独立设置，即所有的工艺、电气设备均为一炉一套。
脱硫除尘岛沿锅炉中心轴成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引风机、烟囱在一条直线上。
主要工艺装置和辅助设施围绕脱硫塔，按工艺要求集中布置。
脱硫岛内的建构筑物主要有石灰仓、消石灰仓、一级电除尘器、脱硫电除尘器、CFB 脱硫塔、电控楼等。
除电控楼外，脱硫岛零米以上的设备支撑均采用钢结构。
两台炉脱硫除尘岛照片见下图一所示。
工艺系统布置图见附图。
图一：榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛全景照片5.主要设计参数脱硫除尘岛的工艺设计按照同时满足锅炉燃用设计煤种和校核煤种两种情况考虑，具体设计值如下：5.1设计煤种（硫份为1.4%）1)脱硫效率：≥91%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.22（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤31.8t/h；7)脱硫除尘岛生石灰粉耗量≤4.4t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
5.2校核煤种（硫份为1.8％）1)脱硫效率：≥90%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.26（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤33.2t/h；7)脱硫除尘岛石灰粉耗量≤5.75t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
6.投运情况介绍：榆社电厂#3脱硫除尘岛于2004年10月3日投入吸收剂，在流化床脱硫塔内建立床层，由于当时没有采购到纯度较高的石灰，用纯度较差的石灰和石灰石粉的混合物，进行了系统运行试验，整个系统在脱硫塔内床层压降达到设计要求、烟温降低到脱硫所需的设计温度的情况下，整个系统运转正常，其中脱硫后电除尘器出口粉尘排放由脱硫投入前的40～80多mg/Nm3，降低到20多mg/Nm3。
由于采用石灰与石灰石的混合物做吸收剂，当时脱硫率只有45%。
后由于吸收剂用完，脱硫退出，脱硫后的电除尘器出口排放重新回到40～80多mg/Nm3左右。
12月2日，榆社电厂购入品质约为70%左右的石灰，经过脱硫系统自带的消化器消化生成消石灰用于脱硫。
经#3脱硫除尘岛所配置的经标定过的稀释法在线CEM仪表的测量值显示，烟气SO2含量在5000mg/Nm3左右（对应煤的含硫量约为2.5%，高于设计或校核煤种的含硫量），脱硫烟温控制在70℃时，脱硫后的烟气SO2含量小于100mg/Nm3左右，脱硫率约为98%。
（详见下图三、四）图三脱硫塔进口原烟气含硫量图四脱硫塔出口烟气含硫量7.运行参数表：序号运行项目单位脱硫时不脱硫时1脱硫塔入口烟气量（干标）Nm3/h 1100000 11000002脱硫塔入口烟气量（湿标）Nm3/h 1240000 12400003脱硫塔入口烟气温度℃126 1264脱硫塔入口粉尘浓度g/Nm312 125脱硫塔入口SO2浓度mg/Nm35000 50006脱硫塔入口烟气含氧量％ 5.2 5.27脱硫塔压降Pa 1840 7408脱硫塔出口烟气温度℃75 1259电除尘器出口粉尘浓度mg/Nm3～25 40～8010电除尘器出口SO2浓度mg/Nm3100～400 500011电除尘器出口含氧量％ 6.1 6.312Ca/S mol/mol 1.2~1.5 013脱硫率％90～98 014脱硫电除尘器效率% ～99.996 ～99.615吸收塔降温用水量t/h 32 016消石灰消耗量t/h 7.1~15 08.总结由龙净环保承揽的山西华能榆社电厂2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上的初步投运成功的，处理烟气量最大同时也是配套火电机组容量最大的干法脱硫装置。