兴起于20世纪下半叶的循环流化床（CFB）锅炉燃烧技术，以其燃料适应性广、污染排放低、变负荷能力强等，成为当今商业性最好劣质煤清洁利用技术。截至2016年年底，中国投运的150MW以上的大中型CFB锅炉超过300台，其中多数以低热值煤为主要燃料。

由于CFB锅炉采用中低温燃烧，且炉内存在大量还原性物料，减少NOx排放具有天然优势，通常可以达到200mg/m3（标准状态，下同）以下，通过炉内脱硫也能实现90%~95%脱硫效率，因此能够满足世界上多数国家的排放要求。但是随着中国环境保护形势的日趋严峻，大气污染物排放受到越来越严格的控制。2014年，国家出台了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，对于燃煤锅炉烟气排放中的氮氧化物（NOx）、二氧化硫（SO2）和烟尘提出了严格的限定，即NOx<50mg/m3，SO2<35mg/m3，烟尘<10mg/m3的“超低排放”的指标要求。

传统CFB锅炉均无法实现该污染物排放水平。根据统计分析，现行的部分CFB锅炉由于设计与运行中的不足，仍然存在床温偏高、炉内脱硫效率不稳定、NOx原始排放高等问题，在一定程度上制约了CFB锅炉的健康发展。这些问题在超低排放压力下更加凸显。为此，许多机组被迫安装昂贵的污染物脱除设备，选择与煤粉炉相同的环保工艺路线，这将直接导致燃煤CFB锅炉低成本污染控制的优势不复存在。

因此，如何从技术和经济性角度选择合适的超低排放技术，是当下CFB锅炉发展中的重要命题之一。本文基于2台300MW亚临界CFB锅炉，通过理论分析和实验测试，探索炉内清洁高效燃烧+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多污染物联合脱除的超低排放技术路线，以及在大型CFB锅炉运行中应用的可行性。

1超低排放多污染物协同脱除技术路线

1.1概述

图1所示为CFB锅炉超低排放技术路线的流程图。首先通过优化CFB锅炉设计，在保证燃烧效率的前提下，降低污染物初始排放浓度，减轻末端污染物处理负荷。炉后以干式循环流化床净化技术与装置为核心，有机结合炉内脱硫，充分利用炉内未完全反应完的CaO，最终实现脱硫、除尘一体化及多污染物协同治理，达到烟气超低排放的要求。

1.2节能、低排放CFB锅炉本体设计

1.2.1低床压设计

CFB锅炉炉膛内是由底部粗颗粒形成的鼓泡床或湍动床和细颗粒在自由空域形成的快速床组成的复合流态。细颗粒能够参与循环并能直接影响上部受热面换热，被称为“有效物料”。而粗颗粒由于始终停留在炉膛底部而不参与循环，被称为“无效物料”。过多的“无效物料”会导致膜式壁底部磨损，增加一次风机压头和功耗，增大二次风穿透阻力。因此通过流态重构方式，降低“无效物料”份额，增加细颗粒份额，从而实现CFB锅炉在低床压下运行。

为此，设计中采用如下优化措施：

（1）采用蜗壳式旋风分离器，入口烟道采用缩口、偏心布置，烟速提高至28m/s，中心筒采用消旋技术，实现二次分离，灰粒度d50可控制在约20μm。

（2）根据给煤的成灰磨耗特性，将给煤粒度由常规的dmax=10mm、d50=1.5mm降至dmax=7mm、d50=1.0mm。

（3）入炉石灰石粒径由dmax=1.5mm、d50=0.45mm降至dmax=1.0mm、d50=0.35mm。流态重构后，物料平衡系统特性得到改善，床质量显著提高，物料循环量增大，运行床压可显著降低。

1.2.2低床温设计

炉膛温度对污染物排放浓度有显著影响，由于石灰石脱硫的最佳反应温度为850℃，而NOx原始排放随温度升高逐渐增大，因此炉膛温度应控制在830~870℃。为此需精细控制炉内吸、放热量，具体措施为：

（1）优化受热面布置：增加炉膛内吸热，如适当增加炉内屏式过热器和屏式再热器的面积，或在炉膛内前水冷壁侧增加水冷中隔墙等，确保实现低床温。

（2）分区优化布风板风帽布置：使布风板中间区阻力大于四周区约为500Pa，增强布风均匀性，达到均匀床温分布的目的。

（3）改进石灰石给料点：石灰石从回料腿给入，与返料灰提前混合、煅烧，有利于提高炉内脱硫石灰石的利用率和脱硫反应效率。

1.2.3二次风口布置

（1）NOx生成控制：延迟二次风进入时间，分别提高下二次风口至布风板以上2.5m处，上二次风口至布风板以上5.6m处，增强还原性区域范围。此外，流态重构后，床料平均粒径降低，床质量提高，炉内还原性气氛进一步增强，从而有效控制NOx生成。

（2）SO2炉内脱除：增强二次风深度，补充炉膛中心氧量，提高炉膛上部氧含量均匀性，从而增强石灰石与SO2的反应，提高脱硫效率。

1.2.4配套辅机设计选型

（1）为满足锅炉低床压和颗粒粒径调控要求，入炉煤采用两级破碎+三级筛分方案，石灰石采用柱磨制粉系统。

（2）采用回转式空气预热器，较管式空气预热器而言，锅炉尾部烟道受热面更容易布置，吹灰效果好，降低了尾部烟道受热面积灰的风险，解决了排烟温度高的常见问题。

（3）对300MW机组优化滚筒冷渣机设计，将每台锅炉的冷渣机数量由6台优化为4台，降低初投资及运行费用的同时优化空间布置，使排渣管大角度弯头减少，冷渣器运行更加稳定。

（4）锅炉深度节能运行，优化一、二次风机选型，采用变频调速方式；采用旋转式暖风器，在不投暖风器期间可以旋转换热面，减小风道阻力。

1.3炉外多污染物联合脱除系统设计选型及技术特点

（1）精准控制反应温度：反应温度是影响半干法脱硫效率最重要参数之一，烟气携带吸收

剂经过文丘里装置后，与上部喷水混合降温，在激烈湍流过程中实现高效的脱硫。高压工艺水喷枪产生的雾化粒径使得液相反应持续时间在最佳反应状态；回流式喷雾系统及动态回水响应装置，精确控制喷入吸收塔内的工艺水量，在合理的反应温度区间，提供了理想的比表面面积，大大提高了气–固–液之间的化学反应效率，从而使系统更安全地运行在露点以上约15℃。

（2）精确控制流化床吸收塔内的床层波动：采用高线性物料循环阀，保证床层控制精度；同时采用多灰斗多线程自平衡控制模式，灰斗多料位和物料床层之间协同联合控制，解决了灰斗灰位平衡问题，进一步保证了床层压降的精确控制，从而使SO2、Hg等污染物脱除反应顺利进行。

（3）最佳喷水位置的设定：配合文丘里装置，喷水点为物料最为集中部位，确保喷入工艺水的充分蒸发和混合均匀；设置清洁烟气再循环系统，保证锅炉在低负荷运行时吸收塔运行稳定，最佳喷水位置点不发生漂移。

（4）多级长程干式消化器：通过在脱硫岛内配套新型多级长程消化装置直接制成消石灰干粉作为吸收剂，符合干法脱硫品质要求，实现较高的SO2脱除效果，提供品质优良的吸收剂。

2实施案例

山西国峰煤电有限责任公司于2015年10月建成并投运2×300MW亚临界CFB锅炉。该锅炉设计与清华大学和东方锅炉有限公司合作，为国内首台应用该技术路线的300MW容量CFB锅炉。实际运行中，重点解决炉内脱硫、炉外脱硫、NOx原始生成三者间的优化配合及锅炉效率的匹配问题，在现有控制系统基础上实现精细化低成本控制。

2.1基准运行工况调整

通过锅炉深度调整试验，总结出锅炉额定负荷下，需控制氧量在2.5%，一次风率在37%，下二次风挡板开度在35%，床压在6kPa，锅炉辅机电耗、锅炉效率达到最佳，且NOx原始排放较低（在130mg/m3左右），为大型CFB锅炉进一步优化运行提供一定数据支持。

2.2炉内钙硫摩尔比与锅炉效率的最佳配合试验研究

炉内喷石灰石脱硫工艺对锅炉效率产生负影响的因素有煅烧热消耗、固体排放物热损失和化学反应时增加烟气量的排放热损失，对锅炉效率产生正影响的因素是硫酸盐化过程中放热过程。由于机组绝大部分时间运行在70%~80%额定负荷，针对该负荷对炉内不同钙硫摩尔比对锅炉效率的影响进行试验研究。结果显示，炉内钙硫摩尔比控制在1.85~1.90时锅炉效率较高，且脱硫成本相对较低。

2.3炉内钙硫摩尔比对NOx初始生成的影响

煤在热解的过程中，含氮化合物会以HCN和NH3等气体分子随挥发分析出，称为挥发分氮。石灰石煅烧产生的多孔结构，是NO生成天然的催化表面。研究表明，CaO颗粒对于NH3转化为NO具有强烈的催化作用。因此石灰石加入会导致NOx排放浓度升高。

为了控制NOx和SO2排放，需研究石灰石投入量对NO生成量影响关系。实验中控制75%负荷，一二次风配比1∶1，省煤器入口氧浓度为3.8%~3.9%，床温860℃。图2所示为炉膛出口NOx排放浓度与SO2排放浓度的关系。

随着石灰石给入量增大，炉内SO2排放浓度逐渐减小。当炉内SO2排放浓度高于600mg/m3时，石灰石加入对NOx原始排放影响极小。当低于600mg/m3时，NOx初始生成浓度迅速增大，且低于400mg/m3时增速更为显著。这主要是由于，初始情况下由于钙硫比较低，石灰石反应较为充分，CaO较多转化为CaSO4，对于NOx生成的催化作用较少。

而随着钙硫比升高，未反应的CaO表面增多，对于NOx生成的促进作用增强，导致NOx排放大幅增加。因此，脱硫、脱硝存在一最优平衡点，并非将SO2排放降至越低越好。

2.4炉内脱硫与尾部脱硫匹配实验

CFB锅炉炉内投石灰石脱硫时，有部分未完成反应的CaO随烟气进入炉外半干法脱硫系统中，继续参与脱硫反应。炉内脱硫效率降低时，炉外半干法脱硫效率需提高以保证尾部烟气超低排放，因此需要合理匹配炉内脱硫和炉外脱硫之间的关系。

实验条件与2.3节相同，实验结果如图3所示，随着Ca/S比增大，SO2生成浓度减小速度逐渐变慢。这主要是由于SO2浓度减小，SO2与CaO碰撞几率降低，反应速率下降，气相反应速率降低，脱硫难度增大。

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NOx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、NOx、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。