0 引 言

20世纪70年代初期，具有高效率、低污染、煤种适应性好的循环流化床燃烧技术产生。据此研发的CFB锅炉脱硫效率高，在炉内加入适量的脱硫剂，可以有效脱去燃料在燃烧过程中生成的SO2，保证炉膛出口SO2质量浓度200～400 mg/Nm3[1-2]。

然而，为了应对日益严峻的环保压力，2015年国家环保部印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工程工作方案》，要求东、中、西部有条件的燃煤电厂分别在2017年底、2018年底、2020年底前实现超低排放。即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别低于10、35、50 mg/m3。

CFB锅炉单纯依靠炉内脱硫满足排放指标较为困难。因此，将成熟的炉外脱硫技术作为补充成为超低排放改造的主要技术方式，广泛应用的有炉外湿法脱硫体系和炉外半干法脱硫体系[3-4]。

虽然将成熟的炉外脱硫技术组合实施可以满足超低排放要求，但CFB锅炉低成本脱硫抑氮的优势消失。因此在既定的技术改造条件下，寻求最优的联合运行方案成为节能降耗的必然选择。魏星等[5]在某300 MW机组循环流化床锅炉上进行了炉内干法与烟气半干法联合脱硫的匹配方式试验研究，表明炉内干法与烟气半干法联合脱硫具有良好的稳定性和调节灵活性。辛胜伟[6]通过理论计算与实炉试验相结合得出了采用烟气循环流化床法脱硫工艺的锅炉炉内炉外最佳的脱硫分配比例。祝云飞等[7]分析了SO2排放限值、原煤含硫量、机组负荷、年有效运行时间和脱硫设备初投资对炉内石灰石加炉外湿法烟气脱硫系统经济性的影响。

本文通过建立炉内外脱硫容量分配优化模型，调取大量运行数据，对采用不同类型脱硫工艺的机组进行经济寻优，指导运行，以期在排放达标的前提下，保证机组综合经济性最高。

1 不同超低排放脱硫技术路线概况

1.1 炉外湿法脱硫

炉外湿法脱硫工艺主要由烟气系统、吸收剂制备及供应系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、废水处理系统等组成。吸收剂一般为石灰石，基本流程是将粉状石灰石制成浆液，喷入脱硫反应塔中，吸收烟气中的SO2，未反应完全的浆液再循环，反应生成的CaSO3经氧化后生成CaSO4，含有CaSO4·2H2O的洗涤排出液经浓缩脱水生成副产品石膏[8]。

石灰石湿法脱硫机理比较复杂，主要反应为烟气中的SO2先溶解于吸收液中，然后离解成H+和即

SO2(g)+H2OSO2(l)+H2O

(1)

SO2(l)+H2O

(2)

同时，固相石灰石CaCO3在水中溶解，即

CaCO3

(3)

2OH-+CO2

(4)

吸收塔底部的浆液槽中鼓入的空气将生成的CO2带走，并将氧化，生成石膏(CaSO4·2H2O)沉淀物，即

H++OH-H2O

(5)

(6)

CaSO4·2H2O

(7)

浆液槽中物质是由石灰石、碳酸氢钙和石膏等组成的浆状混合物，其中部分被强制循环，部分作为产物排出，同时补充新鲜的石灰石浆液以维持pH值的稳定。

1.2 炉外半干法脱硫

炉外半干法脱硫工艺主要由烟气系统、吸收塔系统、脱硫布袋除尘器系统、吸收剂制备及供应系统、脱硫灰再循环及排放系统、工艺水系统等组成。吸附剂为消石灰(Ca(OH)2)，基本流程是从预电除尘器出来的烟气从底部进入吸收塔，在吸收塔里加入由生石灰消化制成的干式消石灰粉和水进行反应，除去烟气中的SO2、SO3等物质。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，经布袋除尘器、引风机排入烟囱。布袋除尘器收集的脱硫灰通过再循环系统返回吸收塔继续参加反应[9]。

过程中主要的化学反应为生石灰与液滴结合产生的水合反应，即

CaO+H2OCa(OH)2

(8)

SO2被液滴吸收，即

SO2+H2OH2SO3

(9)

Ca(OH)2与H2SO3发生反应，即

(10)

部分CaSO3·1/2H2O被烟气中的O2氧化，即

CaSO4·2H2O

(11)

2 炉内外脱硫容量分配优化模型建立

无论炉外采用湿法还是半干法的脱硫技术，都存在与炉内脱硫之间进行脱硫容量分配的问题。在炉外脱硫系统设计时，通常以选定的入口SO2浓度以及满足超低排放所需达到的脱硫效率为依据。超低排放的标准是确定的，因此关乎脱硫容量分配的关键参数即炉外脱硫系统入口SO2浓度，即炉内脱硫效率。炉内外脱硫比例不仅决定炉外脱硫的基建成本，也决定炉内外脱硫剂的消耗量，并间接影响锅炉效率及SNCR脱硝尿素的耗量[10-11]。

针对不同的运行条件及物料价格[12]，必然存在最佳的炉内外脱硫比例，使整个机组在排放达标的前提下，脱硫、脱硝物料消耗及锅炉炉效的综合经济性最高。基于此，建立模型公式，即

(12)

式中，E为综合经济性指标，元/kWh;ωdes.in、ωden、ωdes.out、ωw分别为炉内脱硫剂、炉内脱硝尿素、炉外脱硫剂、炉外脱硫的水耗量，t/h;pdes.in、pden、pdes.out、pw、pf分别为炉内脱硫剂、炉内脱硝尿素、炉外脱硫剂、炉外脱硫用水、标煤的单价，元/t;ωe为炉外脱硫电耗量，kW/h;pe为脱硫用电单价，元/kW;P为机组有功功率，kW;ηt、Δηt分别为未添加脱硫剂时锅炉效率、添加脱硫剂后锅炉效率变化量，%;bg为未添加脱硫剂时机组发电煤耗，t/kWh。

表1为不同地域电厂炉内外脱硫分配的主要边界参数。可见，不同负荷下，由于运行参数控制不同，尤其是床温变化较大，达到相同炉内脱硫效率所需的钙硫比差异较大。另外，由于电厂煤源不稳定，入炉煤收到基硫含量不相同，导致原始SO2排放浓度不同。因此，针对不同的边界条件，存在不同的最佳炉内外脱硫容量分配。

试验研究[13]表明，CaO在脱硫的同时，对NH3和O2反应起催化作用，不利于SNCR脱硝反应的进行。随着钙硫比的增加，烟尘中未参与反应的CaO含量增加，脱硝效率降低，要达到相同的脱硝效率，所需的尿素溶液流量增多。因此，在炉内外脱硫容量分配优化模型中，尿素消耗量即反映了脱硫剂对SNCR脱硝的影响。

3 炉内脱硫剂对锅炉效率的影响

添加脱硫剂后锅炉效率变化量是影响最佳炉内外脱硫容量分配的重要因素。脱硫剂(CaCO3)送入炉膛后先发生煅烧反应，除少量未反应外，绝大部分分解为CaO和CO2，煅烧反应为吸热反应。部分CaO与烟气中SO2发生硫酸盐化反应生成CaSO4，同时消耗烟气中的部分O2，脱硫盐化反应为放热反应。煅烧反应和脱硫盐化反应总称为脱硫反应[14-15]。

脱硫剂主要通过以下几种途径影响锅炉效率:① 增加燃烧所需空气量，改变烟气组分和烟气量;② 增加灰渣质量和灰渣显热损失;③ 煅烧吸热反应和脱硫盐化反应改变热损失。

1)添加脱硫剂后，相对于单位入炉燃料，入炉灰分增加量为ωz，即

ωz=ωas.des+ωud(CaCO3)+ω(CaSO4)+ω(CaO)

(13)

式中，ωas.des、ωud(CaCO3)、ω(CaSO4)、ω(CaO)分别为相对于单位入炉燃料，脱硫剂灰分、未分解的CaCO3质量分数、生成的CaSO4质量分数、未参与脱硫反应的CaO质量分数。

2)添加脱硫剂后，相对于单位入炉燃料，需要的理论干空气增加量为Va.d.th.z，即

(14)

式中，ωS.ar为入炉燃料中收到基硫的质量分数;η(SO2)为脱硫效率。

3)添加脱硫剂后，相对于单位入炉燃料，需要的理论干烟气增加量为Vfg.d.th.z，即

Vfg.d.th.z=0.79Va.d.th.z+0.698 9×

(15)

式中,r(Ca/S)为钙硫比;η(CaCO3)为碳酸钙分解率。

4)添加脱硫剂后，相对于单位入炉燃料，空预器出口处烟气水蒸气体积增加量为Vwv.fg.AH.z，即

Vwv.fg.AH.lv.z=1.24(1.293αVa.d.th.zha+ωm.des)

(16)

式中，α为空预器出口处过量空气系数;ha为空气绝对湿度;ωm.des为相对于单位入炉燃料量的脱硫剂中水分质量分数。

5)添加脱硫剂后煅烧吸热和脱硫盐化放热化学反应式分别为

CaCO3CaO+CO2-183 kJ/mol

CaSO4+486 kJ/mol

则添加脱硫剂后锅炉排烟损失增量为

Q2.z=(tfg.AH.lv-tre)×

[Vfg.d.th.z+(a-1)Va.d.th.z+Vwv.fg.AH.lv.z]

(17)

添加脱硫剂后固体未完全燃烧热损失增量为

(18)

添加脱硫剂后灰、渣物理显热损失增量为

(19)

添加脱硫剂后脱硫热损失量为

151.59η(SO2)]

(20)

忽略石灰石入炉后升温吸热以及对烟气露点温度的影响[16]，则添加脱硫剂后锅炉效率降低量为

(21)

式中，tfg.AH.lv为空预器出口烟气温度,℃;tre为基准温度,℃;ωs、ωas分别为炉渣、飞灰占燃料总灰量的质量分数,%;ωc.s、ωc.as分别为炉渣、飞灰中可燃物的质量分数,%;cs、cas分别为炉渣、飞灰的比热容,J/(kg·℃);ts、tas分别为炉渣、飞灰的温度,℃。

表2、3为某135 MW CFB锅炉炉效实测数据。可见，添加脱硫剂后对锅炉效率影响最大的为石灰石脱硫热损失的增加，占比超过70%，且随着Ca/S的变化，该项热损失变化率最大，占比超过90%，远超其他热损失。因此Δηt可近似表示为石灰石脱硫热损失q7。

分析脱硫热损失的计算公式，对于正常运行的锅炉,一般碳酸钙分解率η(CaCO3)=98%，因而在一定的脱硫效率下，脱硫热损失随Ca/S变化，存在临界钙硫比，当实际Ca/S低于临界值时，脱硫热损失为负值，即石灰石的添加会使锅炉效率提高;当实际钙硫比高于临界值时，脱硫热损失为正值，石灰石的添加使锅炉效率降低。不同脱硫效率对应的临界Ca/S如图1所示。实际Ca/S和脱硫效率在直线上时，脱硫热损失为0;在直线下方时，脱硫热损失为正值;在直线上方时，脱硫热损失为负值。

4 实例分析

A电厂单机容量135 MW，锅炉为自然循环、单汽包、一次中间再热超高压循环流化床锅炉。炉内喷钙脱硫装置从炉前墙7个下二次风口中的4个向炉内输送石灰石粉。炉外烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，喷淋塔按处理100%烟气量设计，入口SO2质量浓度800 mg/Nm3，脱硫效率95%。脱硫相关物料价格:石灰石118元/t，水3.1元/t，电0.259 5元/kWh，尿素1 850元/t，标煤752元/t。根据炉内外脱硫容量分配优化模型获得不同负荷和入炉煤收到基硫含量条件下单位发电量脱硫费用和炉内脱硫容量占比的关系(图2)。

B电厂单机容量350 MW，锅炉为超临界直流、一次中间再热、单炉膛紧身封闭布置、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、水冷滚筒式冷渣器的循环流化床锅炉，采用“低床温、低床压”燃烧技术，床温设计为850～890 ℃，炉内脱硫效率90%以上。炉内脱硫石灰石粉采用双路气力输送管道输送，经分配器分为3路送至返料器斜腿与循环灰混合后进入炉膛。炉外脱硫采用烟气循环流化床半干法脱硫工艺，处理能力按照入口SO2质量浓度1 750 mg/Nm3设计，脱硫效率95%。脱硫相关物料价格:石灰石89元/t，生石灰333元/t，水3元/t，电0.25元/kWh，尿素1 388元/t，标煤660元/t。根据炉内外脱硫容量分配优化模型获得不同负荷下单位发电量脱硫费用和炉内脱硫容量占比的关系如图2所示。

5 结 论

1)对于炉内外两级脱硫的CFB锅炉，存在最优的炉内外脱硫容量比例，使整个机组在排放达标的前提下，脱硫、脱硝物料消耗及锅炉炉效的经济性最高，且该最优比例随着边际条件的改变而改变。

2)炉外脱硫工艺形式不同，最佳炉内外脱硫容量比例不同。这是因为不同脱硫工艺原理不同，所用脱硫剂不同，消耗的物料量有所差异。A电厂平均炉内Ca/S高于B电厂(尤其在高负荷下)，这也是造成2者最佳炉内外脱硫容量比例不同的原因。

3)根据试验数据，在不考虑单体优化的情况下，单纯进行炉内外脱硫分配优化，A电厂机组可节省0.2分/kWh，B电厂机组可节省0.1分/kWh。若按4 000 h计算，A电厂单机发电量5.4亿kWh，全年节约费用108万元，相当于降低煤耗2.66 g/kWh。B电厂单机发电量14 kWh，全年节约费用140万元，相当于降低煤耗1.52 g/kWh。可见，对于炉内外两级脱硫的CFB锅炉，炉内外脱硫容量分配优化是一项兼顾节能减排的有效手段。

参考文献(References):

[1] 卢啸风.大型循环流化床锅炉设备与运行[M].北京:中国电力出版社，2006:1-5.

[2] 李恒阳，赛俊聪，赵明，等.300 MW循环流化床锅炉烟气污染物排放特性研究[J].电站系统工程,2014,30(5):47-49.

LI Hengyang,SAI Juncong,ZHAO Ming,et al.Study on emission performance of flue gas pollutants from 300 MW CFB boiler[J].Power System Engineering,2014,30(5):47-49.

[3] 段守保.300 MW CFB锅炉大气污染物超低排放改造技术研究[J].洁净煤技术,2016,22(6):88-94.

DUAN Shoubao.Technical route of air pollutants ultra low emission modification for 300 MW CFB boilers[J].Clean Coal Technology,2016,22(6):88-94.

[4] 王建峰,李壮,刘沛奇,等.CFB锅炉二次脱硫技术与经济分析[J].中国电力,2014,47(6):132-134.

WANG Jianfeng,LI Zhuang,LIU Peiqi,et al.Economic and technical analysis on secondary desulfurization of CFB boilers[J].Electric Power,2014,47(6):132-134.

[5] 魏星,姜兴华,金森旺,等.300 MW 机组CFB锅炉超低排放两级联合脱硫匹配方式试验[J].热力发电,2017,46(6):107-112.

WEI Xing,JIANG Xinghua,JIN Senwang,et al.Matching methed for ultra low emission for a 300 MW circulating fluidized boiler with two stage desulfurization[J].Thermal Power Generation,2017,46(6):107-112.

[6] 辛胜伟.大型循环流化床锅炉SO2超低排放改造关键技术研究[J].电力科技与环保,2017,33(4):10-14.

XIN Shengwei.Study on modification of SO2 ultra-low emission in CFB boiler[J].Electric Power Technology and Environmental Protection,2017,33(4):10-14.

[7] 祝云飞,阎维平,王禹朋,等.CFB锅炉两级脱硫系统的技术经济性分析及优化[J].电力建设,2015,33(6):109-113.

ZHU Yunfei,YAN Weiping,WANG Yupeng,et al.Technical economic analysis and optimization of two-stage desulfurization system for CFB boiler[J].Electric Power Construction,2015,33(6):109-113.

[8] 周至详,段建中,薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].北京:中国电力出版社,2006:26-39.

[9] 蒋文举,赵君科,尹华强,等.烟气脱硫脱硝技术手册[M].北京:化学工业出版社,2006:268-308.

[10] 谈琪英,彭方,彭红文,等.CFB锅炉两级脱硫系统优化设计[J].电力建设,2014,35(10):89-94.

TAN Qiying,PENG Fang,PENG Hongwen,et al.Optimization design of two-stage desulfurization system for CFB boilers[J].Electric Power Construction,2014,35(10):89-94.

[11] 杨彦卿,刘志强,谷威,等.300 MW CFB炉内脱硫脱硝优化运行调整研究与实践[J].神华科技,2015,13(3):51-53.

YANG Yanqing,LIU Zhiqiang,GU Wei,et al.Optimized operation adjustment research and practice on 300 MW CFB boiler furnace desulfurization and denitrification[J].Shenhua Science and Technology,2015,13(3):51-53.

[12] 廖永进,王力,骆文波.火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究[J].电力建设,2007,28(5):82-86.

LIAO Yongjin,WANG Li,LUO Wenbo.Cost research of thermal power plant FGD system[J].Electric Power Construction,2007,28(5):82-86.

[13] 陈镇超.SNCR应用于130 t/h循环流化床锅炉烟气脱硝的研究[J].能源工程,2014(5):61-67.

CHEN Zhenchao.Study on the application of SNCR in 130 t/h CFB boiler[J].Energy Engineering,2014(5):61-67.

[14] 中国国家唉标准化管理委员会.电站锅炉性能试验规程:GB/T 10184—2015[S].北京:中国标准出版社，2015.

[15] 中华人民共和国发展与改革委员会.循环流化床锅炉性能试验规程:DL/T 964—2005[S].北京:中国电力出版社，2005.

[16] 周一工,陆明.循环流化床锅炉添加石灰石脱硫对锅炉效率的影响[J].锅炉技术,2000,31(10):13-16.

ZHOU Yigong,LU Ming.Effect of limestone desulfurization on CFB boiler efficiency[J].Boiler Technology,2000,31(10):13-16.