燃用劣质煤大型循环流化床锅炉超低排放技术研究与应用

图4为炉内石灰石给入与半干法生石灰给入量随炉膛出口SO₂排放浓度的变化规律。对于炉外半干法脱硫，锅炉出口SO₂排放值在400~900mg/m³之间时，SO₂值每提高100mg/m³左右炉外脱硫剂生石灰的用量增幅较大；而当锅炉出口SO₂排放值小于450mg/m³时，炉外生石灰的用量变化幅度较小。

对于炉内石灰石脱硫则恰恰相反，当锅炉出口SO2排放值小于450mg/m³时，炉内石灰石用量变化幅度较大。但是如前所述，过多的石灰石加入会催化NO_x原始生成增加。因此最为合适的平衡点，应控制炉膛出口SO₂排放浓度在500mg/m³，钙硫比约为2.05。

3经济效益

3．1投资成本效益

表1所示为改造前后主要污染物排放对比。与湿法工艺路线相比采用本技术路线可以完成超低排放的要求。按目前2×300MW循环流化床锅炉发电污染物控制典型技术，需配置SNCR系统+除尘器+湿法FGD+湿式电除尘，初期投资约1.6亿元。该项目按干法工艺，初期投资约1.2亿元，降低投资成本约4000万元。此外，如考虑湿法废水处理费用和烟囱防腐增加费用，节约投资将在1亿元左右。

3．2运行成本效益

与传统CFB电站相比其运行成本显著降低，表现在以下几个方面：

（1）厂用电率降低：低床压节能技术将显著降低风机能耗，按实际床压降低3.0kPa，则预计降低约0.5%的厂用电率，节电效益约400万元/年。

（2）运行可靠性提高：流态重构后，CFB锅炉的水冷壁及相关受热面磨损严重可明显改善，机组运行可靠性明显提高。按每台炉每年减少1次水冷壁泄漏导致的停机损失，节约损失约200万元/年。

（3）污染物脱除成本降低：低床温可有效提高炉内脱硫反应效率，降低脱硫剂的消耗，同时可明显降低NOx初始排放浓度。按年运行小时数5251h，年节约20%脱硝剂（尿素）和20%脱硫剂（石灰石）进行计算，经济效益为脱硫、脱硝剂节约580万元。

式中：m为单台炉尿素耗量（或石灰石耗量），t/h；P为尿素或石灰石单价，元/t；η为尿素或石灰石节约比例。

（4）高效低污染排放的运行优化集成，通过深度调试匹配、节省炉后生石灰量、单元优化与系统整体性能的协同效应，降低运行成本，估算此项年效益约300万元。

（5）较常规设计而言，低床压运行要求入炉煤粒径更细，这会导致磨煤系统设备磨损率增大、电耗增高，年运行维护费用因此将增加约60万元。

上述5项合计，年节约运行成本为：400+200+580+300–60=1420万元。

3．3实际运行效果评价

该项目自2015年投产以来，锅炉实际运行床压在5.5~6.0kPa，锅炉平均床温在870℃左右，SO₂、NO_x、粉尘排放指标均稳定达到超低排放要求且环保设施有足够的裕量。非供热期，双机运行期间，机组平均发电厂用电率只有6.16%，锅炉停炉检查无明显磨损情况，未发生因水冷壁磨损而导致的机组非停事件。

4结语

在国家“十三五”去产能提效益背景下，推动燃煤电厂超低排放、灵活性改造、废水零排放的需求日益增强。通过炉内清洁高效燃烧+炉内细石灰石粉脱硫+炉内SNCR脱硝+尾部烟气循环流化床半干法脱硫、除尘及多污染物（SO₂、SO₃、Hg等）协同脱除的技术路线，可以在降低机组初期投资和运行成本的同时，实现CFB锅炉高效、节能、低排放运行，有助于提升循环流化床锅炉机组的市场竞争力。

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