如何控制锅炉过剩空气系数（本站推荐）

第一篇：如何控制锅炉过剩空气系数（本站推荐）

如何控制锅炉过剩空气系数

 通过燃烧调整确定最佳过剩空气系数根据经验当炉膛过剩空气系数1.3～1.5左右时，锅炉的热效率最高。省煤器（二级省煤器）出口的最佳过剩空气系数控制在1.7以内，如果α过高，一方面使烟气量增加，排烟热损失加大，另一方面使炉内温度降低，燃烧恶化，造成机械不完全燃烧损

失和化学不燃烧损失增大。

 根据负荷和煤种变化等情况，及时调整送、引风门开度。如锅炉负荷降低时，燃料的需要量相应减少，燃烧所需的空气量也相应减少，此时如不及时调节风量，就会使炉膛

过剩空气系数增大。

  要及时堵住漏风，堵绝炉膛、省煤器等尾部设备的漏风。装设二氧化碳或氧气分析仪，连续自动地检测烟气中二氧化碳或氧气含量，以便及时地对炉膛或出口处过剩空气系

数作必要的调整。

剩空气系数

过剩空气系数是燃料燃烧时实际空气需要量与理论空气需要量之比值，用“α”表示。

计算公式：α＝20.9%/(20.9%-O2实测值)

其中：20.9%为O2在环境空气中的含量，O2实测值为仪器测量烟道中的O2值

举例：锅炉测试时O2实测值为13%，计算出的过剩空气系数α＝20.9%/(20.9%-13％)

＝2.6

国标规定过剩空气系数应按α＝1.8（燃煤锅炉），α＝1.2（燃油燃气锅炉）进行折算。

举例：燃煤锅炉，锅炉测试时O2实测值为13%，SO2排放值500ppm，计算出的过剩空气系数α＝2.6，那么根据国标规定，折算后的SO2排放浓度＝SO2实测值×（α实际值/α国标值）＝500ppm×（2.6/1.8）=722ppm

举例：燃油燃气锅炉，锅炉测试时O2实测值为13%，SO2排放值500ppm，计算出的过剩空气系数α＝2.6，那么根据国标规定，折算后的SO2排放浓度＝SO2实测值×（α实际值/α国标值）＝500ppm×（2.6/1.2）=1083ppm

在ecom产品中，J2KN、PLC具备测量过剩空气系数的功能。

摘要: 大庆油田有多套原油稳定装置，均采用立式圆筒加热炉为原油加热，该种加热炉在运行过程中普遍存在过剩空气系数偏大，能耗较高、热效率偏低又不易解决的难题。但通过控制炉膛烟道档板开度将炉膛负压调节在一定范围，就可提高加热炉运行效率，经济效益非常显著。对于新型加热炉可选用测量烟气中的含氧量装置，直接计算出过剩空气系数来自动控制烟道档板，从而控制空气的进入量，使过剩空气系数始终在标准规定的规范内，排烟温度得以有效地降低，提高加热炉的热效率。

根据《安全工程大辞典》（1995年11月 化学工业出版社出版），一般认为，层燃炉和沸腾炉最佳的a值为1．3～1．6；固态排渣煤粉炉为1．2～1．25；液态排渣煤粉炉为1．15～1．2；旋风炉和燃油炉均为1．1～1．15左右；燃气轮机燃烧室燃烧区为1．2～1．5；气体燃料无焰燃烧时为1．02～1．05，有焰燃烧时则为1．05～1．2。

《锅炉烟尘测试方法》GB5468-91有详细的计算方法

燃料完全燃烧时所需的实际空气量取决于所需的理论空气量和“三T”条件的保证程度。在理想的混合状态下，理论量的空气即可保证完全燃烧。但在实际的燃烧装置中，“三T”条件不可能达到理想化的程度，因此为使燃料完全燃烧就必须供给过量的空气。

空气过剩系数的定义：一般把超过理论空气量多供给的空气量称为过剩空气量，并把实际空气量Va与理论空气量Va0之比定义为空气过剩系数α。

α=Va/Va0

通常α>1，α值的大小决定于燃料种类、燃烧装置形式及燃烧条件等因素。

又可称为过量空气技术

空气过剩系数表

连续分析显示锅炉、窑炉燃烧时的空气过剩系数大小。烟气用燃烧设备自身的引风机采样，经冷却、洗涤，氧探头将含氧量转换为电量，表按下式工作：α＝Ｖ／Ｖ0＝（２１／２１－Ｏ２）［（１００－ｑ４）／１００］式中：Ｖ为燃烧时实际送入的空气量，Ｖ0为燃烧理论需要的空气量；Ｏ２为烟气中含氧量；ｑ４为炉灰中残碳未完全燃烧热损失百分数。该表读数直观，可为炉提供炉内配风工况数据。

工业锅炉节能监测分析

根据国家标准《工业锅炉节能监测方法》GB/T15317-1994的规定，对企业工业锅炉的监测共五项监测指标，其中测试项目四项：分别是排烟温度、排烟处空气过量系数、炉渣含碳量和炉体外表面温度；检查项目一个：即考察锅炉热效率。该标准对这五项监测指标的具体监测方法、计算方法和合格指标都作了详细规定，同时还要求在监测后对锅炉监测结果进行分析评价并提出改进建议。笔者多年从事节能监测工作，围绕着五项监测指标，作出尽可能全面而深入的分析，努力探讨各项指标与锅炉运行状况之间的关系。某项指标不合格可能反映了锅炉的哪些方面存在问题，应当从哪些方面寻找分析指标不合格的原因，目的是能给大家进行监测分析时提供尽可能的提示，避免挂一漏万。进行监测分析，主要是提出监测结果不合格的原因和问题所在，并提出改进方向和建议，包括以下三个方面：(1)监测指标不合格的原因。(2)不合格造成的后果。(3)提出整改建议。排烟温度

排烟热损失是锅炉的主要热损失之一，可达10%～20%。排烟热损失主要取决于排烟温度和过量空气系数的大小。在锅炉运行中为了减少排烟热损失，应在满足燃烧反应需要的前提下尽量保持较低的空气系数，应尽可能避免燃料室及各部分烟道的漏风，以降低排烟热损失。排烟温度也不是越低越好，因为太低的排烟温度势必要增加锅炉尾部受热面，这是不经济的；同时还会增加通风阻力，增加引风机的电耗；此外过低的排烟温度若低于烟气露点以下，将会引起受热面的腐蚀，危及锅炉的安全运行。最合理的排烟温度应根据排烟热损失和尾部受热面的金属耗量与烟气露点等进行技术经济核算来确定。

造成锅炉排烟温度升高除没有装设尾部受热面以外，还受烟气短路、受热面积灰与结垢、运行负荷等因素的影响。要降低排烟热损失，应防止锅炉烟气系统烟灰的结垢和堆堵。这种现象多数发生在锅炉受热面上，包括炉膛的水冷壁和省煤器等处。合理的锅炉设计要求是把碳氢化合物在锅炉内燃烧完全，既提高了煤的燃烧率，又可防止锅炉冒黑烟，但是由于种种原因，烟管及省煤器的烟垢堵塞是不可避免的。因此应定期检查锅炉炉膛及水冷壁以及空气预热器和省煤器的运行状况，及时对锅炉吹灰、清除烟垢，以及采取其它一些有效的措施，保持受热面清洁，最大限度地提高传热效率，充分吸收利用炉膛中燃煤的热量，从而降低了排烟温度，提高锅炉的使用寿命和运行效率。过量空气系数

过量空气系数是一项重要指标，国家工业锅炉节能监测标准严格规定了锅炉运行中过量空气系数的合格指标，并作为锅炉经济运行的关键指标之一进行监控。各类不同类型的锅炉，都有一个最佳过量空气系数，但实际上几乎所有的炉子都超过设计值。过量空气系数，是根据燃料的性质、燃烧方式、燃烧设备等条件来确定的，当过量空气系数过大时，会造成燃煤与空气混合不均匀，有的区域出现空气不足，另外区域又严重过剩，致使炉膛温度降低，排烟量增大，带出热量增加，也就是排烟热损失增加。最好的做法是，在尽可能保证燃料得到充足的氧气而完全燃烧的前提下，使过量空气系数愈低，燃烧愈经济。造成空气过剩有以下几个原因：

(1)炉排下部的风室隔断不严，各风室互相串风。．

链条锅炉燃料的燃烧过程，是沿链条长度方向分布的。在炉排前部和后部不进行激烈的燃烧，需要少量的空气；而中部主燃区则需要大量空气。现代锅炉的分室送风技术是在链条下面分成几个风室，各个风室之间装有隔板，每个风室可以独立调节风量，保证燃烧良好。如果炉排下部的风室隔断不严，各风室互相串风，或者炉排两侧密封不严，就不能按照在锅炉内的燃烧过程合理地分配空气量。需要空气的区段得不到足够的空气，而不需要空气的区段却大量进入空气，从而大大影响其合理配风的有效性。

(2)锅炉烟气系统的漏风，主要发生在锅炉排放炉渣的部位。这种情况比较普遍，也很严重。目前大部分锅炉出厂时安装了机械除渣设备，但安装不正确，比如虽安装了链板除渣器，但没有用渣斗插入水封中；有些锅炉出厂时就没安装除渣器，甚至不配除渣门，锅炉使用单位就做一个简易出渣门，或用钢板临时堵一下除渣口，这样做的效果很差，不能起到隔绝空气的作用。

(3)应当指出的是锅炉本体的漏风，炉墙漏风也很普遍，但还不为人们所重视。锅炉炉墙砌体一般是各类耐火砖、红砖墙及保温砖等，其本身气密性就差，再加上耐火砖缝的耐火泥都是塑性的，这些都会导致锅炉炉墙漏风。尤其是快装锅炉的炉墙较薄，如果炉墙砌筑不好，锅炉漏风量将会很大；由于锅炉整体刚性较差，锅炉在运输和吊装过程中炉墙砖缝就会松动而漏风。

(4)锅炉燃烧调整的操作技术较差，造成风量配置不当。

上面已经提到，煤在炉排上的燃烧是分段、分区进行的。煤在预热干燥时，可以完全不需要空气；在挥发分析出区，有一部分可燃性气体已经开始燃烧，因此需要供给少量空气；挥发分和焦炭的燃烧区域是燃烧的主要部分，需要送人大量的空气。所以机械化层燃锅炉的合理操作，在于煤的不同燃烧过程供给不同的空气量，分段送风门的实际开度要经常随炉排速度、燃煤粒度、水分的变动及火床面上的燃烧情况加以调整。层燃锅炉操作技术水平的高低，表现在是否能按煤的燃烧各区段正确调节空气量，所以应加强对锅炉操作人员的节能技术培训，提高操作技能，以降低空气系数。

(5)锅炉仪表配备不够齐全。

一般10 t/h以下锅炉所配备的仪表除压力表、水位计、温度表外，大都没有安装氧量表或者空气过剩系数表，这对锅炉操作人员现场控制空气系数带来很大的限制。对于一时还加装不上监测仪表的锅炉，可凭经验观察火焰判断燃烧情况，火焰呈青黄色表示空气量合适，呈刺眼的白色表示空气量过多，发黄呈桔红色表示空气量不足。另外根据排出的烟气颜色，也能帮助判断空气量的多少，烟气呈淡灰色表示空气量合适，呈白色表示空气量过剩，黑色表示空气量不足。炉渣含碳量

炉渣含碳量主要用于反应锅炉的机械不完全燃烧热损失。它是指一部分燃料进入锅炉以后，没有参与燃烧化学反应，就随着各种途径带出炉外面而造成的热能损失。对层燃炉来说，机械不完全燃烧热损失是最大的损失项，可达15%～20%以上。

造成炉渣含碳量高的原因很多，主要有以下几点：

(1)在机械化层燃炉(链条炉、往复炉)中，燃煤水分和挥发分对煤炭着火的快慢和燃烧温度的高低有显著的影响，另外煤粒度过大，或原煤未经洗拣都会造成煤炭燃烧不完全。煤炭水分过大，会造成煤着火延后；煤炭的挥发分高，就容易着火燃烧，反之就不易着火，所以燃用煤炭水分过大或者挥发份较小的煤种，因着火推迟，最后导致在整个燃烧过程结束时，煤炭来不及完全燃烬，造成炉渣含碳量超标。

(2)锅炉运行参数调整不合理，主要包括煤层厚度、进煤速度、风煤配比等。机械化层燃炉煤层过厚，燃煤不易烧透，造成燃烧不完全；进煤速度太快，燃煤还没有完全燃烧就已经到达炉排末端，被排出炉膛；煤风配比不合适，不能根据煤层厚度、炉排速度和煤的燃烧情况，适当调整送风机风门开度，以保证提供充足的氧气供煤炭充分燃烧，使炉渣含碳量增加。

(3)炉膛温度过低。炉膛温度的高低是燃料燃烧好坏的重要因素。过低的炉膛温度不能维持炉膛内良好的燃烧。为了保证炉内燃烧的稳定，炉膛出口的温度不宜低于800℃。炉膛温度偏低是目前工业锅炉运行中较为普遍的问题。造成的原因除了漏风严重和风量配置不当外，助燃拱的型式、低负荷、炉膛水冷系数过大等也是造成炉膛温度低的主要因素。

(4)锅炉结构设计不合理，如炉膛太小，造成热负荷低，使燃烧不良；前拱几何形状及高度不适，使着火点推迟；后拱过高或过短使余煤不能燃烬。

炉渣含碳量在一定程度上代表了煤炭燃烧的完全程度，是反映锅炉节能运行状况的重要指标。虽然炉渣含碳量并不能绝对地反映出锅炉热效率的高低，但在实践中经常注意炉渣的色泽，是监督锅炉运行的重要手段。我们可以从灰渣的色泽变化，及时发现影响锅炉正常燃烧的原因，排除不良因素，提高锅炉运行的热效率。炉体外表面温度

炉体外表面温度指标主要用来反映锅炉的散热损失。由于锅炉炉墙、金属结构及锅炉范围内的烟风道、汽水管道、联箱等外表面高于周围环境温度，致使向周围环境散失的热量，叫做散热损失。锅炉散热的大小主要取决于单位锅炉的容量相对表面积的大小和外壁温度，外壁相对面积越大，外壁温度越高，向周围环境的散热量也越大。对≤35 t/h的工业锅炉，散热损失大约占总的输入热量的l%～3.5%。从具体因素来看，炉体外表面散热损失主要取决于以下几点：

(1)锅炉容量的大小；

(2)是否布置尾部受热面；

(3)炉墙的保温绝热状况；

(4)锅炉的实际运行安装维修水平。

在实际监测中，经常发现的问题是，锅炉墙体年久失修已经损坏，保温层没有及时维修更换，都会造成炉体外表面温度超标；或者虽然整体炉墙外表面温度未超标，但炉墙的部分区域严重超标，这些情况下都应当对保温层进行检修，选用先进的保温材料，以降低散热损失。

热效率

根据工业锅炉节能监测方法标准的规定，工业锅炉的热效率为监测的检查项目。热效率是锅炉的综合指标，体现了锅炉作为一个能源转换设备的综合性能。在标准规定的监测项目中，对排烟温度和空气系数的监测，其本质是对排烟热损失q2的控制；对炉渣含碳量的监测，本质上是对机械不完全燃烧热损失q4的控制；炉墙温度的监测是对锅炉外表面散热损失q5的控制。对锅炉的热效率进行分析，主要可以从以下四个方面入手。

(1)锅炉设备本身的问题：如炉膛设计不合理、受热面积灰与结垢、炉墙漏风、辅机配套、水处理设备不合格等。

(2)操作运行方面的问题：如司炉人员的操作水平、锅炉房管理和规章制度的完善程度等。

(3)生产安排上的问题：主要表现在锅炉负荷的变化、检修是否及时等。

(4)燃料方面的问题：锅炉实际用燃料规格、品种与设计的相差较大等。

以上这些问题在锅炉热效率及各项损失中均得到反映。实际上影响锅炉经济运行的各个因素又互相影响，最后反映在热效率上。从对工业锅炉的测试结果的统计分析可知，在工业锅炉的各项热损失中，把q2、q4、q5控制住，就基本控制住损失的70%～80%。因此对热效率试验结果分析的方法，可以从各项热损失人手，进行系统的分析，找出问题的主要矛盾并加以解决。

为什么要引进空气过剩系数计算烟气折算浓度

在测试烟尘等污染物排放浓度时，引入过剩空气系数的目的之一，就是为了防止排污单位在排放大气污染物时，加大鼓引风机的风量，人为减少污染物的浓度，达到稀释排放从而达标（浓度标准）的目的。

规定统一的过剩空气系数（锅炉：除尘前1.7，除尘后1.8，炉窑1.5）就是要有一个统一的参照。

实测浓度为50mg/M3,烟气中氧量为18%，烟尘浓度应按公式进行换算（该浓度用于对照烟尘排放浓度标准，是否达标排放）。

但是在计算烟尘排放量(排放速率)时，用实测浓度进行计算，不要用换算后的浓度计算。这样,排放速率是应该符合实际的,排放浓度是经过换算后放大了的,这是标准规定的.浏览关于 保证空气质量 相关的内容

第二篇：锅炉水质取样及水质控制指标规定

锅炉水质取样及水质控制指标规定

1锅炉给水取样

1.1在软化水再生前（即在软化水接近出水量前38吨左右），由取样口进行取样。1.2操作步骤：

由取样口先接出水，用作清洗容器水，重复取两次并清洗，第三次取水作为分析用水。

1.3取样量:500ml。2炉水取样

2.1在锅炉排污后，由排污管取样口进行，取样。2.2操作步骤：

先进行锅炉排污（按照锅炉排污操作步骤操作），然后由取样口取水，连续取水两次，用于清洗取样器，第三次取水作为分析用水。2.3取样量:500ml。2.4炉水化验2次/班。3水质控制指标 3.1炉水水质指标：

总碱度（PH4.2）: 6.0~26.0 mmol/L;PH值（25℃）: 10.0~12.0;3.2锅炉给水水质（软化水）指标如下: 浊度FTU≤5.0 硬度≤0.030mmol/L PH（25℃）： 7.0～9.0 溶解氧≤0.10a mg/L;油≤2.0mg/L 全铁≤0.30mg/L

第三篇：论电厂锅炉产品质量控制要点1

论锅炉产品质量控制要点

耿淑霞

李淑彬

作者简历：耿淑霞：工程师；近30多年来从事电站压力容器及锅炉工艺编制工作。2007年－现在从事电站锅炉监造与催交工作。

摘要：本文主要介绍了电站锅炉检查重点，对原材料、焊接、无损检验等关键工作的质量问题进行了简要分析，强调了检验项目细化的必要性。关键词：锅炉：检查重点；质量分析；关键工序。

引言

电站锅炉制造质量的好坏，直接影响电厂的经济效益和人身安全，为保证每一台锅炉产品质量符合ASME法规规定和符合《蒸汽锅炉安全技术监察规程》的要求，在严格按照全面质量管理工作的要求下，本着预防为主的方针，从原材料入厂开始，对在制造过程中各道工序，特别是关键工序进行严格控制，防止工序中不合格产品流入下道工序，以致流到用户。电站锅炉是一个重要而复杂的产品，质量要求高，检查的项目众多，要真正严格控制产品质量这一关，一定要把检查工作的重点放在影响产品质量的关键项目上，也就是说，放在影响锅炉的安全使用，以及锅炉的性能和安装调试工作是否能够顺利进行等项目上。1 原材料的检查

按设计标准要求，正确地选择电站，锅炉的原材料并保证实际使用的材料和原设计一致的合格材料是保证锅炉安全使用的关键环节。1.1 入厂检查

① 首先是质量证明书的检查（钢厂原始质量证明书），凡入厂的原材料必须具有完整的质量保证书，检查材料质量证明书应符合材料标准或规定要求的品种规格、炉批号，按炉批号抽取的试样数量足够，试样项目齐全，各项数据是否符合规定值。

② 质量证明书和实物一致的检查，实物上标注的炉批号和质量证明书必须相符，否则无法保证材料的正确性。

③ 实物取样检查，应按ASME法规和锅炉原材料入厂检验标准及《规程》规定，对锅炉主要受压部件（锅筒、集箱、管道、受热面管等）的材料和焊接材料进行实物取样检查。1.2 材料标记和标记移植检查

在材料上做好材料牌号和锅炉生产厂家检验编号和标记（材料标记）并在材料加工过程中，对标记进行移植跟踪，可以起到保证需要使用材料符合设计规定合格材料，分析锅炉使用过程中出现事故的原因，增加用户安全感的作用。因此，检查人员应将本项目检查列为重点项目，检查的顺序：

① 已复验合格入库的材料应准确无误的做好材料标记。② 领料单上的材料牌号和检查编号和所领材料上的标记应一致。

③ 材料分割后的材料标记，例：锅筒上的成排管接头和集箱上的大管接头，分割后应及时移植标记，特别是切割剩余的材料应及时移植材料标记，防止造成使用时混料现象。

④ 加工和制造过程中损耗消失的材料标记，例如：锅筒和集箱上的管接头、三通、弯头等发现标记消失应及时补上。

⑤ 产品完工后最终还应核对标记的完整性和正确性。

1.3 材料代用检查

产品上的材料的材质和规格代用是经常出现的，为了保证产品质量和降低生产成本，材料代用是必须的，但要有严格的审批手续和明确的责任制度，代用材料和原设计材料的规格和性能应接近，差异过大的不允许代用。重大材料代用应征得设计、工艺、检查部门的同意后方可实施。2 焊接检查

电站锅炉主要受压件为锅筒、集箱及受热面管子、管道等。这些受压部件主要由焊接来完成。因此焊接工作在保证锅炉产品质量上处于非常重要的地位。在检查焊接工作中要投入更多的精力和时间，才能严格把住焊接产品质量关。焊接检查的主要项目如下： 2.1焊工资格审查

① 参加锅炉受压元件焊接工作的焊工必须经过规定项目的考核，并取得规定项目的资格证书。

② 在合格证书上记载的考试项目必须和焊工实际焊接产品的接头形式、焊接方法、施焊位置相同。

③ 合格证必须在有效期内，若超期必须重新考试。2.2 焊缝尺寸和表面质量检查

焊缝尺寸和表面质量对锅炉安全使用有着不可忽视的影响，焊缝宽窄不均，高度过高过低，焊缝表面的咬边、气孔、夹渣等都会引起强度降低和应力集中。ASME 美国锅炉及压力容器规范和我国有关标准对不同母材厚度的焊缝高度都做出了具体规定，检查时严格控制在规定范围内。

表面质量问题常见的是咬边和表面引弧，特别是锅筒和集箱焊缝表面咬边，它们都是应力集中的来源地，在焊缝起、熄弧的部位，也容易产生质量问题。还有受热面管子的咬边相当危险，在锅炉运行过程中，高温高压的水极易将管屏击穿，造成停炉事故。因此对咬边应严格控制，减少或避免咬边现象。3 无损探伤检查

无损探伤检查的目的是查明焊缝内部的状况。这项检查国内外都把它作为保证质量的最重要的检查手段。此项检查是重中之重。在电站锅炉制造业中，射线和超声波是无损探伤检测的主要手段。

射线探伤和超声波探伤的主要检查项目是：

①探伤人员的资格审查— 探伤人员应通过锅炉压力容器和ASME无损检测人员资格考核规定项目考核并取得相应操作项目的合格证书。

②被探伤焊缝表面必须修磨，符合探伤人员射线和超声波的规定。提高射线探伤和超声波的准确率，保证产品的内部质量。4 结束语

今天我国电站锅炉发展趋势为大容量、高参数。因此对产品质量要求更加严格，检查项目更加细化。我们在锅炉产品制造过程中，应严格按上述要求进行分析研究，并在上述要求的基础上进一步细化检验项目，把锅炉产品质量提高到更高的水平。

参考文献：《ASME

锅炉及压力容器规范》；《钢制压力容器GB150-1998》；《压力容器安全技术监察规程》；《 蒸汽锅炉安全技术监察规程》

第四篇：锅炉烟气二氧化硫污染及控制技术

锅炉烟气二氧化硫污染及控制技术

学 生：

栾义林 指导教师：

陈莲芳 专业名称： 电厂热能动力装置 所在学院：山东大学能源与动力工程学院

目录

1前言

1.1氧化硫的污染现状 1.2二氧化硫的特征和危害

2.氧化硫的产生

2.1煤在燃烧过程中S02的生成

3.主要脱硫工艺

3.1燃烧前脱硫

3.1.1原煤洗选

3.1.2其他正在试验中的原煤脱硫技术 3.2燃烧中脱硫 3.2.1藏化床燃烧技术 3.2.2炉内喷钙

3.2.3型煤固硫燃烧技术

4.烧后脱硫

4.1湿法

4.1.1石灰石

4.1.2 吸收剂再生脱硫工艺

4.2半干法

4.2.1喷雾干燥脱硫法 4.2.2电子束法

4.3干法

4.3.1活性碳吸附法 4.3.2煤灰法

4.4肥料制备系统

4.5烟气循环流化床脱硫工艺

5.际上燃煤脱硫技术发展与应用概况

5.1国际上脱硫技术应用情况

5.2应用情况分析

5.2.1脱硫剂

5.2.2脱硫工艺的应用情况 5.2.3投资与成本

5.2.4新、老电厂烟气脱硫装置应用情况

5.2.5使用烟气脱硫装置较多的国家

6.国内二氧化硫控制技术应用概况

6.1引进的技术

6.1.1湿式石灰石·石膏法

6.2简易石灰一石膏法 6.3半干法

6.4干式洗涤系统(EDSS)7.国内开发技术的应用情况

7.1喷雾干爆法

7.1.1旋转喷雾干燥法 7.1.2加压喷雾脱硫

7.2磷按复合肥法 7.3炉内喷钙法 7.4湿式除尘脱硫 7.5煤的催化燃烧 7.6型煤

7.7循环流化床锅炉

8.硫技术应用中需注意的几个问题 8.1脱硫效率 8.2脱硫费用 8.3脱硫剂 8.4副产物 8.5二次污染 8.6技术的多用性 8.7技术的成熟程度

摘要：现在我国的能源以燃煤为主,燃烧过程中产生了严重污染.，本文分析了锅炉烟气污染的产生、危害，出了控制燃煤二氧化硫污染的途径，合国内外的技术成果进行各种脱硫技术的研究，以及国内外脱硫技术的发展的概况； 关键词：燃烧；SO2 ；危害；脱硫技术；研究方法；发展概况

1前言

1.1氧化硫的污染现状

随着经济的快速发展，煤炭消费不断增长，燃煤产生的 二氧化硫的量也在随之不断地增加。我国已数年二氧化硫 的排放量超过2000万吨，根据1998年中国环境状况公报： “我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主，主要污染物是二 氧化硫和烟尘，酸雨问题依然十分严重。

有关研究表明，我国每排放一吨二氧化硫造成的直接 经济损失约2万元，这就意味着去年我国因二氧化硫排放 造成经济损失达5098亿元。环境中大部分的二氧化硫都 来自于人工的排放，其主要的污染源大致分为3类：(1)含 硫矿物燃料的燃烧，约占7O 一80 ；(2)含硫矿物开采和 有色金属的冶炼，约占lO％ ；(3)还有一部分来自化学工业 的生产过程，约占1O，例如石油精炼、硫酸、亚硫酸盐、硫

化橡胶、漂白纸浆等含硫化合物制造工业。二氧化硫的唯一天然来源是火山喷发，自然界产生的S02只占总量中很少的一部分，图1-1是我国二氧化硫排放量。

1.2二氧化硫的特征和危害

S02是目前大气污染物中含量较大、影响面较广的一种气态污染物。大气中SO的来源

2很广，几乎所有的工业企业都可能产生。它主要来自化石燃料（煤炭、石油和天然气）的燃烧过程'以及硫化物矿石的焙烧、冶炼等过程，火力发电厂、有色金属冶炼厂、硫酸厂、炼油厂以及燃煤燃油的工业锅炉、炉窑等都排放SO2烟气。在排放S02的各种过程中，约90%来自燃料燃烧过程，其中火电厂排放量最大。S02为无色、有强烈刺激气味气体，对人体呼吸器官有很强的毒害作用，还可通过皮肤经毛孔侵入人体或通过食物和饮水经消化道进入人体而造成危害。空气中SO2的浓度只有1×10-6时，人就会感到胸部有一种被压迫的不适感；当浓度达到8×10-6时，人就会感到呼吸困难；当浓度达到10×10-6“时，咽喉纤毛就会排出黏液。

人体主要经呼吸道吸收大气中的S02，引起不同程度的呼吸道及眼黏膜的刺激症状。急性中毒者表现出眼结膜和呼吸道黏膜强烈刺激症状，如流泪，畏光，鼻、咽、喉烧灼感及疼痛，咳嗽，胸闷，胸骨后疼痛，心悸，气短，恶心，呕吐等。长期接触低浓度S02可引起慢性损害，以慢性鼻炎、咽炎、气管炎、支气管炎、肺气肿、肺间质纤维化

等病理改变为常见。轻度中毒者可有眼灼痛、畏光、流泪、流涕、咳嗽，常为阵发性干咳，鼻、咽、喉部有烧灼样痛，声音嘶哑，甚至有呼吸短促、胸痛、胸闷。有时还出现消化道症状如恶心、呕吐、上腹痛和消化不良，以及全身症状如头痛、头昏、失眠、全身无力等。严重中毒很少见，可于数小时内发生肺水肿，出现呼吸困难和紫绀，咳粉红色泡沫样痰。较高浓度的SO2：可使肺泡上皮脱落、破裂，引起自发性气胸，导致纵隔气肿。SO2的危害在于它常常跟大气中的飘尘结合在一起被吸入，飘尘气溶胶微粒可把SO2带到肺部使毒性增加3～4倍，对人体造成危害。

如果S02遇到水蒸气，形成硫酸雾，就可以长期滞留在大气中，毒性比S02大10倍左右。一般情况下，S02浓度达到8×10-6时，人开始难受；而硫酸酸雾浓度还不到8×10-5时，人已经开始不能接受。“八大公害事件”中的伦敦烟雾事件就是硫酸烟雾引起的呼吸道疾病，导致了5天之内4000人死亡，后来又连续发生了3次。而我国重庆市是S02：污染严重地区，肺癌死亡率逐年上升；长沙市个别街区的肺癌死亡率居高不下也与S02污染有关。

S02会给植物带来严重的危害，它的允许浓度只有0.15×10-6，超过这个浓度就会使植物的叶绿体遭到破坏，组织坏死。S02对植物的危害多发生在生理功能旺盛的成熟叶上，而刚吐露出来的未成熟的幼叶和生理活动衰老的叶不受危害。此外，不同种类的植物对S02的抗性量不同，某些常绿植物、豆科植物和黑麦植物特别容易遭受损害。

2.氧化硫的产生

锅炉燃烧需要燃烧所需的空气、一定的温度、燃料和空气充分混合与良好接触。在燃烧过程中，当煤块受热后温度达100℃时，煤中水分就逐渐被烘干。当煤块温度继续升温时，在煤块尚未与空气作用的条件下，煤块开始干馏出碳氧化合物及少量的氢和一氧化碳，这些气体的混合物叫挥发物(着火点250～700℃)。当温度不断升高，挥发物逸出的量不断增多，煤粒周围的挥发物在一定的温度条件下，遇到空气中的氧就开始着火燃烧，在煤粒外层形成黄色明亮的火焰。煤中的挥发物全部逸出后，所剩下的固态物质就是焦炭。当煤块周围的挥发物燃烧时，放出大量的热将焦炭加热到红热状态，为焦炭的燃烧创造了条件。焦炭是煤的主要可燃物，它的燃烧是固体与气体间进行的化学反应，它比挥发物难燃烧，如何创造焦炭燃尽的条件，关系到煤块燃烧温度。综上所述，固体燃料的燃烧都包括加热干燥、干馏析出挥发物，形成焦炭燃烧和燃尽形成灰渣等4个阶段。

2.1煤在燃烧过程中S02的生成

煤中的硫分包括无机硫和有机硫。在高硫分煤中，无机硫主要以硫铁矿的形式存在。有机硫、游离状态的硫和硫铁矿中的无机硫皆为可燃性硫。硫燃烧生成SO2、SO2被H2O吸收生成H2SO3，H2SO3与水中的钠离子反应生成Na2SO3，再与石灰水反应还原钠碱和CaSO3，可氧化成CaSO4。硫酸盐中的硫难于分解出来(如CaSO4)，为不可燃烧硫，进入灰分中。但在高温下有些金属的硫酸盐是可以分解的。煤在燃烧过程中产生的SO2在锅炉和烟道内要发生一系列复杂的物理变化和化学反应：SO2的氧化反应主要是在金属氧化物、金属盐类和其它粉尘的接触催化作用下转化为SO3进而转化为H2SO4或硫酸盐。在硫的转化过程中，湿度对SO2的转化率有重要的影响。相对湿度低于40％转化速度缓慢相对湿度高于70％，转化速度明显提高。.主要脱硫工艺

3.1燃烧前脱硫

3.1.1原煤洗选

原煤洗选可降低灰分和硫分，减少烟尘和二氧化硫的排放，并提高燃烧效率，也就降低了无效运输。发达国家原煤人洗率在6O 以上。

3.1.2其他正在试验中的原煤脱硫技术

试验中的原煤脱硫技术有：高硫煤强磁分离技术 微波法煤炭脱硫技术、细菌法脱硫技术。

3.2燃烧中脱硫

3.2.1藏化床燃烧技术

流化床燃烧技术(FBC)因其煤种适应性广、氮氧化物排放量少、可在炉内脱硫以及在工业锅炉上的成功应用而受到重视，现正向大型化发展。目前流化床燃烧技术有四种基本类型：(1)具有固态物再循环的沸腾床(BB]；(2)内部循环的流化床；(3)循环流化床(CFB)；(4)不同流态化的组合系统。其中BB和CFB锅炉已进实用阶段。采用CFB型4年前世界上最大的发电机组为100MW，目前正在运行的最大机组为150MW，在建设中的最大机组为165MW。流化床炉渣可制成建筑材料。

3.2.2炉内喷钙

该技术将石灰石粉(或白云石、石灰)喷人炉内适当的温度区，使烟气与之有良好的接触和适宜的停留时间，以取得较高的脱硫效率。一般钙硫比为2时炉内脱硫效率约40蟛，如在烟道增湿活化，总脱硫率可达70 以上。该技术特点是设备占地较少，适用于中低硫煤。NELCO公司在波兰32t／h锅炉上应用喷石灰浆工艺，炉内脱硫率4o，加湿后总脱硫率8o，喷人尿素还可脱硝40％。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

3.2.3型煤固硫燃烧技术

该技术可分为三种：催化剂固硫(催化剂、固硫剂)、无催化剂固琉(固琉剂富集、多孔化)、综合固硫(型煤固硫加烟气脱硫)。型煤固硫效率一般在50％，并可节煤和减少烟尘排放。

4.烧后脱硫 烟气脱硫

4.1湿法

湿法脱硫是利用各种碱性溶液(脱硫剂)洗涤含硫烟气，在此情况下排放的烟气将被加湿降温到饱和温度以下。

使用的脱硫剂有：石灰、石灰石、氢氧化钠、氢氧化镁、氨等。

使用的脱硫塔按气液接触方式分为：文丘里式、喷射式、多孔板式、填料塔式、喷气沸腾

式等。

4.1.1石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。该技术特点为脱硫效率高，吸收剂利用率高，设备运转率高。图4-1是石灰石、石膏法脱硫系统

图4-1

4.1.2 吸收剂再生脱硫工艺

A)镁法该法脱硫剂费用较高，但设备造价较低，脱硫效率可达9O％以上。

B)gt碱法以氢氧化钠为脱硫剂，反应后生成亚硫酸钠，用石灰(或石灰石)再生。由于脱硫剂是氢氧化钠，生成物是亚硫酸钠，所以系统不会结垢，脱硫效率可达9O％ 以上。c)海水脱硫利用海水中的镁、钠等碱性离子脱硫，脱硫后的废液排回大海，脱硫费用较低，但旯适用于海边的火电厂。

D)其它湿法脱硫除上述方法外，还有：稀硫酸一石膏法、苏打一芒硝法、氨一硫铵法、铝一石膏法等。

4.2半干法

半干法介于湿法和干法之间，半干法的特点是：虽然对烟气加湿冷却，但是在饱和温

度以上进行脱硫。

半干法工艺是利用含有石灰(氧化钙)的干燥剂或干燥的消石灰(氢氧化钙)吸收二氧化硫的，这两种吸收剂都可使用，也可以使用含适当碱性的飞灰。

4.2.1喷雾干燥脱硫法

A)旋转喷雾干燥法 用旋转喷雾器向脱硫塔内喷人石灰浆脱硫，效率在80％左右。多用于燃烧中、低硫煤的电厂。

B)加压喷雾干燥法加压向脱硫塔或烟道内喷人石灰浆或其它碱液脱硫，装置较旋转喷雾法简单，一般用于中、小锅炉。图4-1干燥脱硫工艺的示意图

图4-1旋转喷雾干燥法工艺示意图

4.2.2电子束法

应用高能电子束的光化学反应效应，使烟气在辐射反应器中被分解，生成大量富有反应活性的游离基(氢氧基、氧原于等)，促使烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫铵和硝铵复合肥料。日本已进行了200Nm ／h中试，脱硫效率在9o％以上，脱硝效率在80％ 以上。

4.3干法

干法的特点是不加湿，故无废水排放，烟气温度也不降低

4.3.1活性碳吸附法

用活性碳吸附烟气中的二氧化硫，再脱附分离出二氧化硫，制成硫酸、硫磺等副产物。我国“七五”攻关项目“磷铵复合肥法”第一级脱硫就是活性碳吸附法，脱硫效率在6O％ ～90 ％。

4.3.2煤灰法

利用煤灰、熟石灰、石膏为脱硫剂，直接加人烟道或反应器中，脱硫效率较低。

4.4肥料制备系统

在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。

4.5烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

图4-3烟气循环流化床脱硫工艺

5.国际上燃煤脱硫技术发展与应用概况

5.1 各国燃煤电厂烟气脱硫装置的类型和数量到I 991年底，有美国、日本、德国、奥地利、瑞典、丹麦、法国、芬兰、意大利、加拿大、荷兰、中国、土尔其、印度等14个国家燃煤电厂应用了烟气脱硫设备，另有7个国家划应用。参与统计的脱硫装置共581套，总装机容量149 457MW，平均装机容257MW／套。具体情况见表1。

5.2应用情况分析

5.2.1脱硫剂

现有锅炉多数用钙基脱硫剂(占84)，少数用钠基脱硫剂(占11)，其余5 %使用其它脱硫剂。

5.2.2脱硫工艺的应用情况

湿式脱硫工艺应用最多，占装机容量的83.0 %，喷雾干燥法次之，占10．3%。

5.2.3投资与成本

湿法与干法比较，基建投资较多，但是运行成本较低。据美国EPRI对I 5种烟气脱硫(FGD)工艺的技术经济评估结果(按1990年价格计算)，湿法烟气脱硫：基建投资平均为l 150／MW，运行成本平均为$400／t=氧化碳干法烟气脱硫：基建投资平均为$IO0／MW，运行成本平均为$600／t=氧化碳。

5.2.4新、老电厂烟气脱硫装置应用情况(见表2)

5.2.5使用烟气脱硫装置较多的国家

烟气脱硫装置最多的是美国(273套，81 569MW)，其次是德国(194套，41 788MW)，日本(45套，13 379MW)，瑞典(1 3套，1 006MW)，奥地利(1 3套，2og0MW)等

6.国内二氧化硫控制技术应用概况

6.1引进的技术

6.1.1湿式石灰石·石膏法

重庆珞璜电厂2X 360MW 机组引进日本三菱重工技术与设备，分别于1991年l1月和1993年5月运转

6.2简易石灰一石膏法

(1)潍坊化工厂引进日本三菱重工技术，1 985年制造安装，1 986年试车。

(2)重庆长寿化工厂引进日本千代田化工建设株式会社喷气沸腾式简易脱硫装置，1 995年7月开始运行。

(3)太原热电厂l2号机组(300MW)引进日本日立高速平流湿式脱硫技术，1 994年安装，1 995～1996年试车。

(4)南宁化工厂(35t／h锅炉)引进日本川崎重工简易石灰石／石灰一石膏法脱硫工艺，1995～1 996年试车验收。

6.3半干法

黄岛电厂4号机组引进日本三菱重工旋转喷雾干燥法脱硫工艺，1994年制造安装，1995年试车。

6.4干式洗涤系统(EDSS)德州电V(65t／h锅炉)正在引进美国阿兰科公司EDSS技术建设示范工程，1 995年试车。各种方法的处理参数见表3。

7.国内开发技术的应用情况

7.1喷雾干爆法

7.1.1旋转喷雾干燥法

西南电力设计院等单位承担该项技术“七五”攻关，在自马电厂建成7万Nm3／h中试装置，在1991年1月完成额定2 000小时运行。

燃煤含硫量；3．5％，钙硫比为1．4，系统脱硫率大于80％。

7.1.2加压喷雾脱硫

该法脱硫效率可达8O％，已应用于2t／h以上的锅炉。

7.2磷按复合肥法

四川省环科所、西安热工所等单位将该项技术列为“七五”攻关课题，在豆坝电厂建成了5 000Nm3h中试装置，至1990年底完成2 000小时运行。烟气二氧化硫浓度：5．72～8．58mg／m ；系统脱硫效率：90％ 以上；磷矿萃取率大于90％ ；获得磷铵复合肥料(有效肥分大于35)数十吨。

7.3炉内喷钙法

“七五”攻关对该技术进行了小试，钙硫比小于3，脱硫效率70 以上，有待开发。

7.4湿式除尘脱硫

湿式除尘是传统的除尘技术，“七五”期间对其脱硫功能进行了研究，在加人碱性物质时脱硫效率可达50％ 以上。由于其设备简单、操作方便、投资和运行费用较低，并可同时除尘、脱硫目前在国内发展较快，主要工艺有：(1)双碱法

杭州等地应用旋流板塔双碱法除尘脱硫，二氧化硫去除率可达8O ％以上(2)冲旋式除尘脱硫

特点是不排水，无二次污染，设备简单，占地面积少，投资和运行费用较少。但由于间断加入脱硫荆，脱硫效率不稳定 在1～35 t／h锅炉上有应用。(3)带文丘里管的脱硫除尘塔

利用锅炉冲渣水，脱硫效率约50％(中、低硫煤)，已用在2～10t／h锅炉。

(4)筛网式除尘脱硫

利用喷雾、冲击和筛网进行除尘脱硫，脱硫效率约6o％，已应用于35 t／h以下锅炉。

7.5煤的催化燃烧

近年来国内已开发应用了多种燃煤添加剂，可促进煤的充分燃烧，并可固硫、消烟和降尘，可节煤近10 ％，减少二氧化硫排放2O％ 以上，减少烟尘排放30％。

7.6型煤

工业型煤一般适用于6 t／h以下的层燃锅炉和部分工业炉窑，固硫率约50％。

7.7循环流化床锅炉

可燃用高灰分、低热值的劣质煤，减少氮氧化物排放，节煤lo％。如掭加钙基脱硫剂，脱硫效率可达8O％。目前已有国内研制的75 t／h以下的循环流化床锅炉运行，但在使用中都没有加脱硫剂。

8.硫技术应用中需注意的几个问题

8.1脱硫效率

脱硫效率高低的选择与环境要求和经济承受能力有关 在实际应用中，如果对二氧化硫排放要求不很严格，可选用脱硫效率略低但很便宜的技术。如一种技术同时兼有多种污染物去除功能或可节能，即使脱硫效率较低，也不失为一种实用技术。

8.2脱硫费用

选择技术工艺首先要考虑的是脱硫费用，包括基建投资和运行费用两个部分。

8.3脱硫剂

首先应考虑脱硫剂的来源是否充足，其次考虑价格、可重复利用性、利用率、消耗量及是否会结垢等。

8.4副产物

抛弃副产物时所用工艺的投资、设备和占地较少，但容易带来二次污染和资源的浪费 而回收副产物所用工艺的投资、设备和占地较多，技术要求也高，但是可以降低运行成本，达到一定规模后还可盈利，并能减少二次污染与资源的损失。

8.5二次污染

脱硫副产物对环境的污染程度及无害化处理或综台利用的难易程度，也是选择脱硫技术的重要因素。

8.6技术的多用性

一种技术如兼有脱硫、脱硝、除尘、节能、综合利用等多种功能，就提高了它的利用价值，同时也降低了每种功能的费用。

8.7技术的成熟程度

一种脱硫技术只有完成了由实验室到工业化应用的转化，成为一种成熟的实用技术，才具有商业价值 脱硫技术的成熟程度表现在脱硫效率、设备投资、运行成本、处理规模、设备耐用性、与其它设备的配套性、操作的难易程度等诸因素，其中经济上是否可行是脱硫技术能否实用化的关键。结论

第五篇：循环流化床锅炉发展趋势及控制设计

大型循环流化床锅炉的仪表与控制系统

循环流化床锅炉具有高效、低污染、低成本等的特点，在目前被广泛的看好。

1996年，华电内江高坝电厂从芬兰引进的第一台100MW机组，2002年分宜电厂投产的国产第一台100MW，到2006年四川白马电厂引进的第一台300MW机组，再到2006年底国产第一台300MW机组的相继投产，在中国的市场在不断扩大。

CFB锅炉燃烧技术是煤洁净燃烧发电的核心技术之一。CFR电厂具有环保性能好、煤种适应性广、综合利用性能好、优越的调峰经济性和负荷调节范围大等显著特点，是符合国家环保政策、产业政策和市场需求的电厂新技术。目前我国已掌握了135MWCFB电厂的制造和设计技术，已建和在建同等容量的机组已有100多台。

300MW级CFB锅炉电厂技术是我国“十五”国家重大技术装备研制项目，该项目由原国家经贸委立项，体制改革后变更为由国家发展和改革委员会高技术产业司负责。经过研究论证和比选，国家最终决定采用技贸结合的方式对300MW鲁奇型CFB锅炉系统设计与制造采用技术引进和消化吸收的方式最终形成自主设计、制造能力，尽快实现产业化、商品化，从而缩短开发周期，推动我国发电设备技术进步和优化火电结构，目前大型CFB已成为国内电厂建设的热门话题。

中国电力工程顾问集团公司承担了对法国ALSTOM鲁奇炉型锅炉岛系统设计技术引进相吸收消化工作，并在此基础上实现了CFB锅炉系统的自主设计，成为国内唯一一家(包括下属7个子公司)拥有法国ALSTOM公司200～350MWCFB电厂系统设计技术转让产权并具备独立设计和审查大型CFB电厂能力的企业。

鲁奇型CFB锅炉是国际上三大主流CFB技术之一，ALSTOM公司也是国际上两大生产大型CFB锅炉的厂家之一。200～350MW等级的CFB锅炉在国内外的应用实践较少，法国普罗旺斯250MWCFB电厂是世界首台该炉型电厂并已成功投运近l0a。四川白马工程是ALSTOM公司在世界范围内第1台300MW级CFB锅炉电厂，该项目已进入设备安装阶段。在白马1×300MWCFB锅炉示范电厂项目之后，我国正在进行河北秦皇岛、内蒙古蒙西、云南巡检司、云南小龙潭等一批大型CFB锅炉电厂的前期工作，因此，对ALSTOM公司设计的仪表与控制系统方案进行不断完善相优化，逐步形成自主设计能力势在必行。

CFR机组与常规煤粉炉机组相比，从控制策略和仪表检测2个方面都有很大不同，鉴于大型CFB技术转让的知识产权要求，现仅就CFB机组仪表与控制系统的主要设计原则进行讨论。

一、大型CFB锅炉仪表设计的特殊性

目前，国外大型CFB锅炉主要有两大流派，一是以德国的LurgiLentjiesBabcock(LLB)、法国的Stein和ABB-CE等公司为代表的鲁奇(Lurgi)派;二是以美国的FosterWheeler(FW)、芬兰的ALSTROM(后者于1995年被前者兼并)等公司为代表的FWPyropower派。

大型CFB锅炉的炉型主要有3种:德国Lurgi公司的Lurgi型、原芬兰ALSTROM公司(现为美国FosterWheeler公司)的Pyroflow型和德国Babcock公司研制的Circofluid型。本文主要针对我国引进的法国ALSTOM的Lurgi型锅炉进行研究。

CFB锅炉仪表与控制的设计范围至少包括:锅炉汽包、蒸发受热面及其联箱、省煤器、空气预热器、过热器、再热器、减温器、旋风分离器、密封槽、锅炉布风板及喷嘴、锅炉点火系统、吹灰系统及助燃油系统、炉底灰冷却器、外置床、锥形阀等锅炉本体设备;锅炉汽水系统;一次风、二次风系统;密封风系统;高压流化风系统;锅炉烟气系统;锅炉灰系统;石灰石破碎及输送系统;输煤设备及系统;除灰渣设备及系统等。

国内300MW亚临界、600MW亚临界/超临界常规煤粉炉的仪表与控制系统设计与选型都已非常成熟，而300MW级的CFB锅炉与常规煤粉炉相比在仪表设计与选型方面具有一

定的特殊性和难点。仪表与控制设计人员应根据CFB锅炉本体的结构特点、工艺系统设计要求和锅炉运行方式等进行检测仪表的设计与选型，要注意选用技术先进、质量可靠、有成熟应用业绩的设备和元器件。CFB锅炉的过程测量仪表除满足常规要求外，还应考虑以下几方面的特殊性。

1.1仪表的防堵与耐磨设计

CFB锅炉的工艺流程和被测介质的要求决定了其一次检测元件及仪表的选型必须考虑防堵和耐磨。例如用于炉膛、床料循环系统、石灰石、热风或烟道的压力、差压等测量仪表应采取有效的防堵措施，必要时应加装吹扫装置，吹扫气源可来自电厂内仪表用压缩空气。

CFB床温测量信号是床温控制的重要参数，要求在炉膛燃烧室内密相区分层布置多支热电偶，并将多个测量值进行综合运算后得出床温信号，床温热电偶应选用稳定性好、反应灵敏、耐磨、维护量小的检测元件。

1.2需增设的工艺检测仪表

与常规煤粉炉相比，热工检测除应增加CFB锅炉床温和床压的测量外，还应增加流化风压力、流量和温度检测，石灰石料仓料位及给料量检测，旋风分离器温度和压力检测，冷渣器温度、压力和冷却水流量检测，风量检测，密封回料器温度和压力检测及用于炉膛燃烧和脱硫控制等的检测。

CFB锅炉系统的风量测量仪表是CFB的重要检测仪表之一，包括一次风、二次风和流化风的母管和支管风量测量。白马1×300MWCFB示范电厂风量测量仪表近40支，选用了插入式测量装置，满量程测量精度可达到±1%。目前阿牛巴、威力巴及德国的易它巴(ITAB)测量仪表的测量原理基本相同且都能满足CFB锅炉风量测量要求，具体工程实施时应通过招标方式择优选择。

1.3设置汽包水位工业电视和烟气连续监测系统

汽包水位是CFB锅炉启动和运行的重要监视参数之一，应设置汽包双侧水位工业电视摄像探头，并单独设置彩色监视器布置在机组集中控制室内便于运行人员监视。

为达到良好的脱硫和脱硝效果，满足环保要求，CFB锅炉炉膛燃烧室温度应控制在850-900℃，实现中温稳定燃烧。根据法国ALSTOM公司有关资料，在钙/硫为1.5时脱硫效率能达到90%，脱硝后NOx的体积分数能达到(l00-300)×l0-6，完全能满足我国国家标准GBl3223-2003《火电厂大气污染物排放标准》的要求。CFB锅炉机组设置的烟气连续监测系统(CEMS)的测量项目包括NOx、S02、CO及粉尘浓度等，其中S02信号通过硬接线接入机组分散控制系统(DCS)的模拟量调节系统，控制石灰石给料量从而控制脱硫效率，其余测量结果可通过通信方式接入DCS，在单元控制室指示及记录。同时，烟气连续监测系统的信号接口还应能满足当地环保检测站的要求。

1.4不宜装设炉膛火焰监视工业电视系统

CFB锅炉炉膛物料的燃烧是高速流化状态的，燃烧方式与常规煤粉炉有很大区别，所观察到的炉膛火焰并不明显，因此一般建议不设置炉膛火焰监视工业电视系统。

1.5不宜装设炉管泄漏检测装置

CFB锅炉炉膛燃烧的噪音相对较大，国内在煤粉炉上设置的炉管泄漏检测装置大多采用声波导入原理，根据法国ALSTOM公司设计师的经验和目前135MWCFB锅炉的运行经验，建议不设CFB锅炉炉管泄漏检测装置。

1.6带点火装置的燃烧器应装设火焰检测装置

炉膛结构和运行方式的不同决定了CFB锅炉燃烧器与煤粉炉燃烧器存在很大区别。CFB锅炉的风道燃烧器和床上燃烧器应装设火焰检测装置，床枪不设火焰检测装置。随CFB锅炉本体成套提供的风道燃烧器设备应包括油枪、点火枪、伸进和退出装置、高能点火器、就地点火控制箱等现场仪表设备。CFB锅炉的火焰检测装置数量比煤粉炉的数量要少，火焰

检测冷却风也无需设置专门的冷却风机。

1.7系统设计方与锅炉本体制造商的接口原则

由于国内几大锅炉厂早期分别引进过100MW级CFB锅炉不同技术流派的炉型，国内建设投运的中、小型CFB电厂五花八门。本次ALSTOM公司300MW级CFB鲁奇炉型的制造与系统设计技术转让期限为15a，且属于中国市场独家转让。在国家发展和改革委员会统一领导下，于2003年底至2004年，由东方、上海、哈尔滨三大锅炉制造集团和中国电力工程顾问集团公司共同承担300MWCFR锅炉制造与系统技术引进和消化吸收工作。

为规范设计院与锅炉制造厂商的接口工作，建议设计院和制造厂之间的设计界面在依据国内电力市场惯例划分的基础上，按锅炉系统设计的一次检测元件和仪表、控制系统应由设计院设计方案，由业主招标采购的原则进行。但CFB锅炉本体制造商应提供监控和性能试验所必需的压力、差压、液位测点开孔，并提供相应一次仪表阀门、门前脉冲管、必需的空气过滤减压阀等附件。

原则上建议CFB锅炉制造商仅成套提供就地显示仪表，包括弹簧管压力表、双金属温度计、就地风量指示仪、汽包双色水位计、锅炉安全控制阀(PCV)就地控制装置、空气预热器间隙调整控制装置、空气预热器着火监测报警装置等。

二、大型CFB锅炉的控制方式和控制水平

CFB锅炉系统自动控制的设计应包括一次检测元件及仪表配置、控制系统配置与功能、主辅机可控性、控制室布置及运行管理模式等方面。控制系统的设计原则应遵循“安全可靠、先进适用、符合国情”的原则。

2.1控制方式

CFB锅炉机组的控制设计水平应不低于相同容量常规煤粉炉机组的监控水平，应采用CFB锅炉、汽轮机、发电机一变压器组组成的单元集中控制方式，根据不同工程的实际建设规模可采用1台机组设1个集中控制室、2台机组合设1个集中控制室或多台机组合设1个集中控制室的布置方案，在集中控制室内实现单元机组的炉、机、电全能值班运行管理模式。

2.2控制系统

采用DCS作为机组的核心控制系统，以操作员站和键盘等人机界面作为监视和控制中心，实现CFB锅炉机组的炉、机、电统一集中监控，满足机组冷态、温态、热态、极热态启动方式，正常运行工况(带基本负荷或调峰)，事故处理工况，安全停机及机组快速减负荷(RUNBACK)的需要。

CFB锅炉机组DCS对工艺系统实现集中监控，完成数据采集和处理(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)及炉膛安全监控(FSSS)功能。

CFB锅炉机组DCS的设计采用功能和物理分散的总体原则，控制网络按分级、分组结构配置，即在垂直方向分层或分级，水平方向分组。DCS重要的控制器、通信网络、I/O通道应采用冗余设计以满足系统安全可靠运行的需要。

2.3控制系统的后备手操设置

CFB锅炉采用DCS对其工艺系统实现集中监控后尚需设置必要的后备手操。后备手操是指独立于DCS软手操之外的后备硬操作。

当DCS发生全局性或重大故障时，如DCS电源丧失、通信网络故障、全部操作员站死机、重要控制器失去控制和保护功能等，为确保CFB锅炉紧急安全停机，并结合锅炉运行的实际特点，建议设置下列后备手操:锅炉紧急跳闸、锅炉安全门打开、汽包事故放水门打开、锅炉汽包紧急补水泵启动。

三、大型CFB锅炉的热工调节设计

热工调节包括单冲量和多冲量的调节，CFB锅炉模拟量调节由DCS实现，应能满足机、炉协调控制的要求，参与电网一、二次调频和调峰。

CFB锅炉控制系统的设计要求对风煤比、配风比等回路进行控制，实现CFB锅炉稳定、经济的中温燃烧并满足环保脱硫、脱硝的要求。在控制策略上CFB锅炉与常规煤粉炉有很大不同，如锅炉主控，协调控制，给煤控制，总风量控制，二次风压力、流量、温度控制，一次风压力、流量、温度控制，流化风压力、流量控制，床枪压力控制，炉膛压力控制，一、二级喷水温度控制，再热蒸汽温度调节，炉膛温度、差压调节，给水调节，空气预热器冷端温度调节，旁路控制等均有不同的控制策略和调节回路，鉴于大型CFB技术转让的知识产权要求，在此不作详细论述。

四、大型CFB锅炉的热工联锁设计

CFB锅炉的热工联锁应能满足机组启动、停机、正常及异常工况下的控制要求，CFB锅炉辅机联锁项目至少包括:风机、空气预热器、除尘器及引风机在启停和事故跳闸时的顺序联锁;风机、空气预热器、除尘器之间的跳闸顺序及与烟、风道中有关阀门、挡板的启闭联锁;燃料系统的投入/切除及与风道燃烧器、床上燃烧器和床枪之间的启停顺序及联锁;石灰石制备、输送系统中各设备启停顺序及与阀门、挡板之间的联锁;煤燃料制备、输送系统中各设备启停顺序及与阀门、挡板之间的联锁;渣循环系统的相关冷渣器、密封回料器设备之间及相应的烟、风道中有关阀门、挡板之间的启停顺序及联锁等。

五、大型CFB锅炉的热工保护设计

CFB锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)在DCS中实现，它包括以下主要功能:锅炉吹扫;风进入炉膛的允许条件;燃料进入炉膛的允许条件;主燃料跳闸;锅炉跳闸。

六、结语

针对法国ALSTOM公司转让的鲁奇(Lurgi)炉型技术就大型CFB锅炉仪表与控制系统的主要设计原则进行了探讨与研究，并论述了大型CFB锅炉的仪表设置和检测、调节、联锁及保护功能的设计。

目前在建的世界上第几个大型CFB锅炉(鲁奇炉型)电厂工程——四川白马1×300MWCFB项目预计2005年年底投运。相继的大唐云南开远电厂、内蒙古蒙西电厂、国电云南小龙潭电厂三期、华电云南巡检司电厂、河北秦皇岛电厂、淮北平山电厂、内蒙古准能煤矸石电厂、广东韶关坪石B厂三期等应用300MW级大型CFB锅炉的建设项目正在进行工程前期工作，有的项目已进入实施阶段。

随着四川白马CFB电厂项目投运不断取得应用经验和其他后续项目的建设研究，应对ALSTOM公司的仪表与控制系统设计进行不断补充和完善，使大型CFB锅炉的仪表与控制系统设计更符合实际需求并日臻完善，降低CFB工程项目投资，从而在技术引进和消化吸收的基础上实现自主化设计，促进大型CFB产业化，推动我国民族产业的发展，形成自主知识产权的设计技术，为下一步600MW超临界CFB锅炉电厂的自主研究开发奠定基础。