电厂循环硫化床锅炉脱硫工艺安全原理介绍

第一篇：电厂循环硫化床锅炉脱硫工艺安全原理介绍

电厂循环硫化床锅炉脱硫工艺安全原理介绍

唐开永

（注册安全工程师、一级安全评价师）

1、流化床锅炉原理及影响脱硫效率的因素

流化床锅炉所采用的脱硫剂一般为石灰石(CaCO3)。锅炉床料大约90%是反应后的石灰石，2%左右是燃料，未反应石灰石和灰也分别占3%左右。新的石灰石进入炉膛后，在正常温度下去被作用燃烧，并释放出二氧化碳。燃烧过程中，燃料使石灰石硫化，其中的二氧化硫被石灰石吸收，石灰石也就转变成石膏。在石灰石燃烧阶段，石灰石的物理性能下降，容易被挤压成粉末，并由炉膛引风带走。如果燃料中的硫含量为2.5%或更大,则在燃烧过程中将产生足够的二氧化硫以使石灰石容易受到硫化。这样就加强了石灰石的物理性能，减少了由于石灰石被挤压成粉末而被抽出炉膛带来的石灰石损失。如果含硫量太低，就会增加这种由于研压造成的石灰石损失。为了保持适当的床料量和脱硫率，就必须加大石灰石投入量，以补偿这种损失。反应后石灰石(即硫酸钙)和一些未反应的过量石灰石在炉膛中被不断磨碎，然后离开炉膛，并在下游的烟气净化设备中被捕捉下来。脱硫剂投入流化床内受热分解产生CaO，在氧气含量充裕的情况下，CaO与燃烧中产生的SO2反应生成CaSO4，反应方程式下：

CaCO3=CaO+CO2 ①

CaO+SO2+1/2O2=CaSO4 ②

①式为煅烧过程，把石灰石煅烧成生石灰，是吸热反应；②式是硫酸盐化过程，把煤燃烧后产生的SO2通过与CaO、O2反应，而合成为CaSO4，通过此种方式达到脱硫的目的，这个反应为放热反应。流化床脱硫的效率受多方面的因素影响，但主要是以下几个方面：

(1)锅炉床温的影响。硫酸盐化反应的速度随温度的变化而变化，对流化床床温在850-900℃范围内脱硫效果最佳。50-900℃，石灰石与二氧化硫的反应速度会随着温度的降低而降低，使二氧化硫未能与氧化钙反应就被带出炉膛，如果要达到脱硫效果，就只有增加石灰石的投入量。这样不但使成本增加，同时也加大了底灰系统的负荷。

(2)钙硫比的影响。脱硫反应的钙硫摩尔比为1，但由于床内氧化钙和二氧化硫接触时间较短，二氧化硫的分压力低，而氧化钙颗粒表面反应生成的硫酸钙致密层又阻止二氧化硫与氧化钙进一步接触，所以氧化钙在脱硫反应中只有部分被利用。脱硫效率随钙硫比增加而增加，但增加得缓慢。对循环硫化床锅炉达到90%的脱硫效率所需钙硫比为1.5-2.0，鼓泡床需2.5-3甚至更高才能达到这样的脱硫效果。

(3)石灰石粒径的影响。有关实验表明，石灰石粒径对脱硫效率有影响，颗粒较小(小于0.5mm)的石灰石脱硫效果好，表现在脱硫反应维持的时间长。这是因为小颗粒石灰石能提供更多的外表面与二氧化硫进行反应。小颗粒硫酸盐化后，剩下的未反应核较小，石灰石利用率较高。石灰石粒径较大，剩下的未反应核较大，石灰石利用率较低。但粒径过小又会使石灰石在床内停留时间缩短，脱硫效率下降。对特定的循环流化床燃烧装置，采用特定的石灰石，应选用一个最佳的石灰石粒径，这要视石灰石的孔隙特性和分离器特性而定。以达到一个最佳的脱硫效率。如果石灰石颗粒太大，超过了300mm，综合起来有如下危害：

①石灰石耗量增加；

②锅炉床温高于正常值；

③降低炉膛传热，从而增大减温水水量，并提高了排烟温度；

④锅炉效率降低；

⑤底灰量超过设计值；

⑥为了床温恢复到正常值，不得不增大布风板的风量；

⑦由于燃烧空气的分级燃烧效应下降，并提高了排烟温度，使NOX生成量上升。

⑧加剧设备磨损。而如果石灰石太小，其结果也将使石灰石耗量上升，这是由于石灰石颗粒不能按照要求的停留时间在高温循环回路中进行循环。另一个不利影响就是飞灰系统和飞灰输送系统超负荷运行，同时由于未反应的石灰石在湿式除灰系统与水混合后产生大量的热，使除灰工作遇到困难。

(4)循环倍率的影响。脱硫剂在脱硫反应中只有部分被利用，对于循环流化床锅炉随着循环倍率的增加，石灰石在床内的停留时间加长，增加了反应时间，提高了石灰石的利用效率，从而提高了脱硫效率。

(5)其他因素的影响。脱硫剂在脱硫反应，不同种类的石灰石分解后产生的氧化钙孔隙直径分布是不一样的，小孔能在单位吸收重量下提供较大的空隙面积，但其如口处容易被硫酸盐堵塞，影响石灰石的利用率；大孔可提供向吸收剂内部的便利通道，却相比小孔隙直径的氧化钙反应表面有所减少。另外，煤质对脱硫效果也有影响，不同的煤质中碱金属、氧化钙含量不同，固硫能力也不相同。(含硫量较高的煤，脱硫性也较好)。

(6)某发电厂的石灰石系统运行中，出现了诸如石灰石缓冲仓因震打造成的缓冲仓法兰裂纹、输送空气管道堵塞等问题。这两样问题的出现对石灰石系统正常运行造成了一定的威胁，必须加以及时解决。后来，经过某发电厂技术人员的集体努力，通过加装法兰处橡皮膨胀节；输石空压机及干燥系统改造等方式，有效的解决了上述问题。

2、脱硫系统的组成及控制方式

脱硫系统通常包括脱硫剂的设备、厂外运输、厂内运输、炉前给料等几部分。这几个部分有机的配合在一起，成为连续、稳定的石灰石系统。该系统主要包括：

1、输石皮带，2、石灰石一级破碎机，3、输石皮带，4、石灰石颗粒仓，5、石灰石二级破碎机，6、气力输送仓泵，7、石灰石粉仓，8、石灰石输送绞龙，9、炉膛。

在某发电厂，石灰石开采后经一级破碎成小于25mm、平均粒径15mm石灰石颗粒，输送进入石灰石仓，然后在石灰石二级破碎机破碎成为小于1mm，平均粒径为500μm的颗粒，用力输送仓泵输送至石灰石粉仓。此粉仓的储藏量为48小时满负荷发电时的石灰石用量，最后再经过石灰石缓冲仓进入石灰石输送绞龙内，由专门的石灰石输送风机送入炉膛内(旋风分离器回料腿上)。由此进入炉膛后同煤一起燃烧。炉前给料也有采用机械系统的，如安装在锦州热电股份有限公司的75吨循环流化床锅炉的脱硫系统原理为，刮板给料机将石灰石由炉前石灰石送入循环灰入口管道，与循环物料一起进入炉膛(该炉实际没有脱硫系统)。石灰石的给料量应按一定的公式以及实际煤种、石灰石的情况来决定，加入过多或过少都对除硫或炉膛燃

烧产生影响，其给料量的大小应由如下公式决定：石灰石给料量=(100/32)×(Ca/S)×(Sar/Xcaco3)×Bj其中Ca/S——石灰石中钙总量与煤中硫总量之比，Sar——燃煤含硫量，%Xcaco3——脱硫剂中碳酸钙的含 量，%Bj——计算燃料量，Kg/h石灰石给料量通常采用单回路控制，根据设定的钙硫比(钙硫比通常由锅炉设计单位根据排放指标或脱硫效率，考虑影响脱硫效率的各种具体因素确定)、燃煤含硫量、锅炉负荷的变化调整石灰石给料量，考虑煤质、锅炉床温等因素的影响通过检测烟气中二氧化硫含量变化来校正石灰石的给料量。

3、脱硫系统改造需注意的问题

1、脱硫剂用量及粒径分布的确定

脱硫反应与脱硫剂的活性有很大的关系，应尽量选择活性较好的石灰石。影响最佳脱硫率的对应的石灰石粒径分布的因素是多方面的。锅炉制造厂、锅炉设计单位给出的分布不同，法国通用电气阿尔斯通公司认为d50=120-150μm；美国ABB-CE公司认为小于1mm，平均粒径500。针对我国煤种宽筛分特性，浙江大学热能工程系提出石灰石粒径为0-2mm，鼓泡床则应更大些。石灰石用量由钙硫比确定。在工业发达国家，因其环保要求很高，其钙硫比是按满足排放要求和脱硫率90%取严格值，某发电厂循环流化床锅炉是从芬兰引进的机组，其设计已按照脱硫率90%进行设计和设备制造。当然我国的排放标准同发达国家相比还有一定的差距，不区分燃煤含硫量一味满足90%的脱硫率是不合适的，因此建议钙硫比应取满足我国现行标准，同时考虑钙硫比的发达国家钙硫比标准，使用时考虑一定的富裕量。对于脱硫系统改造更应如此，因为脱硫系统改造，远锅炉在设计时可能没有考虑脱硫的影响，过多加入石灰石不仅影响燃烧，而且会增加排渣量和漂尘排放量，对除尘、除灰系统带来不利影响，还可能使漂尘排放超标。在1996年某发电厂循环流化床锅炉投产以来，为了起到真正的循环流化床锅炉示范的作用，一直坚持以脱硫率90%来确定钙硫比。锅炉的脱硫系统、除渣系统、除灰系统等经受住了这样脱硫率加入石灰石带来的考验，各个系统运转正常。

2、加入脱硫剂后对现有锅炉及辅助设备系统的影响

(1)在设计中不但要考虑加入石灰石带来的物理热和脱硫反应生成物带走的物理热损失，也应考虑煅烧反应的吸热和硫酸盐化反应的放热。可将石灰石加入后物理损失统一在q6损失中考虑，单独考虑脱硫反应热。此项由下面两部分构成，即：碳酸钙煅烧的热损失应下一个公式计算：qcaco3=(Bcaco3Xcaco3×1.83×10)/(Bj×Qar,net,p)%硫酸盐化放热损失”qcaso4=(Sar×ηm×1.5×104)/ 4 3

(Qar,net,p其中Bcaco3——石灰石的给料量，Kg/hXcaco3——脱硫剂中碳酸钙的含量，%Sar——燃煤的含硫量，%Qar,net,p——燃料的低位发热量kj/kgBj——计算燃煤量，kg/ hηm——脱硫率，%)

(2)由上述公式我们可以知道，脱硫反应消耗氧。这必然使锅炉燃烧理论空气量增加。煅烧1mol碳酸钙产生1mol二氧化碳，反应中部分氧化钙吸收烟气中的二氧化硫，1mol氧化钙吸收1mol二氧化硫。总的来说，使烟气流量增加，对引风机，送风机的工作负荷产生了变化，这样就应该对引风机、送风机风量进行校核。

(3)脱硫反应的固体产物包括硫酸钙、氧化钙及石灰石中惰性物质。这些反应物增加了锅炉的排渣量、烟气中的含尘量，需要对分离器、回料装置、除尘器、除尘系统的容量进行较核，同时应考虑锅炉受热面的传热变化和磨损的问题，对引风机，送风机的压头也应进行较核。

(4)在某发电厂410T/h循环流化床锅炉除尘系统采用干式除尘系统，但在除灰到灰车上时，采用水来冷却及防止下灰时的环境污染，这样灰渣中的氧化钙遇水生成Ca(OH)2造成热污染，同时对除灰绞龙产生了较大的碱腐蚀，绞龙的使用年限教干除灰有所降低。在电除尘器，因烟气中二氧化硫的含量减少，使烟气比电阻变化，这样，就有可能使电除尘器的除尘效率下降。

3、脱硫系统的可能形式

采用气力输送系统布置灵活、可靠性高、便于控制、易于实现多点给料。但由于国内的流化床多是燃用劣质燃料，呈现宽筛分特性。即使是循环流化床，要求的石灰石的粒径也较大，这样气力输送不仅投资大而且能耗也高，尤其是炉前石灰石气力输送国产设备可靠性差，进口设备又价格昂贵。因此在进行脱硫系统改造或技术创新时，应考虑到脱硫系统的性价比。脱硫系统的种类有很多种，在选择石灰石的种类时，要本着经济实用的原则来进行，不能一成不变的照学其他电厂的石灰石情况，要根据自身的情况和煤及石灰石的情况来决定石灰石系统的安排及具体的设备等。在某发电厂循环流化床锅炉，使用的是气力输送系统，从1996年发电以来，出现过缓冲仓裂纹泄漏、石灰石入炉粉管堵塞等问题。但通过在缓冲仓法兰处加装橡皮缓冲膨胀节，较好的解决了因震打时造成的法兰连接处泄漏；通过对空压机的干燥系统的改造和空压机的改造，有效的解决了压缩空气带水的问题，也就解决了石灰石入炉粉管因带水而堵塞的问题。4 结束语

流化床锅炉脱硫系统的技术改造应贯彻安全、可靠、经济的原则，在充分考虑现有条件限制的同时，还要注意到改造对锅炉及其辅助设备系统的影响。脱硫系统的改造求全责备是没有意义的，应根据我国现有的环保标准、锅炉的运行水平，因地制宜选择适当的入炉方式、输送系统及控制方式，不应追求过高的脱硫效率和控制水平。改造首先选择在容量较大、运行稳定、燃煤含硫量较高的循环流化床上进行，这样可以用相对较小的投资和运行费用取得良好的环保效益。

第二篇：电厂脱硫工艺介绍

电厂脱硫工艺介绍

氧化镁脱硫工艺介绍：

1、技术成熟：镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙脱硫工艺，氧化镁脱硫工艺在世界各地非常突出，其中在日本已经应用了120多个项目，台湾岛的电站97%应用氧化镁法除硫，美国、德国等国家都已经广泛应用，并且目前在我国部分地区也广泛应用。

2、原料资源充足：我国是镁石储量大国，矿资源丰富，目前已探明的镁石储藏量约为160亿吨,占全世界的80%左右。其资源主要分布在辽宁、山东、四川、河北等省，其中辽宁占总量84.7%，其次是山东莱州，占总量10%，其它主要是在河北邢台大河，四川干洛岩岱、汉源，甘肃肃北、别盖等地。因此氧化镁***完全能够作为脱硫剂应用于电厂的脱硫系统中去。

3、脱硫效率高：在化学反应活性方面氧化镁要远远大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量比碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其它条件相同的情况下氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率。一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到95~98%以上，而石灰/石膏的脱硫效率仅达到90~95%左右。

4、投资费用少由于氧化镁作为脱硫本身有其独特的优越性，因此在吸收塔的结构设计、循环浆液量的大小、系统的整体规模、设备的功率都可以相应较小，因此整个脱硫系统的投资费用可以降低20%以上。

5、运行费用低：决定脱硫系统运行费用的主要因素是脱硫剂的消耗费用和水电汽的消耗费用。氧化镁的价格比氧化钙的价格高一些，但是脱除同样的SO2氧化镁的用量是碳酸钙的40%；水电气等动力消耗方面：液气比是十分重要的因素，它直接关系到整个系统的脱硫效率以及系统的运行费用。对石灰、石膏系统而言，液气比一般在15L/m3以上，而氧化镁在5 L/m3以下，这样轻烧氧化镁脱硫工艺就起到了大量节省资金。同时氧化镁脱硫的副产物具有回收价值。

6、运行可靠性：镁脱硫法相对于钙脱硫法的最大优势是脱硫系统不会发生设备结垢堵塞问题，能保证整个脱硫系统安全有效的运行，同时镁脱硫法PH值控制在6.0~6.5之间，在这种条件下设备腐蚀问题也得到了一定程度的解决。总体来说，氧化镁脱硫法在实际工程中的安全性能拥有非常有利的保证。

7、综合效益高：由于镁脱硫法的反应产物是亚硫酸镁和硫酸镁，回收利用价值很高。一方面我们可以进行强制氧化全部生成硫酸镁，然后再经过浓缩、提纯生成七水硫酸镁进行出售，另一方面也可以直接煅烧生成纯度较高二氧化硫气体来制硫酸。

8、副产物利用前景广阔。我们知道硫酸被称为“化学工业之母”，二氧化硫是生产硫酸的原料。我国是一个硫资源相对缺乏的国家，硫磺的年进口量超过500万吨，折合二氧化硫750万吨。另外硫酸镁在食品、化工、医药、农业等很多方面应用都比较广，市场需求量也比较大。镁法脱硫充分利用了现有资源，推动了中国循环经济的发展。

9、无二次污染常见的湿法脱硫工艺里面，不可避免的存在着二次污染的问题。对于氧化镁脱硫技术而言，对于后续处理较为完善，对SO2进行再生，解决了二次污染的问题。

第三篇：循环流化床锅炉脱硫工艺分析

循环流化床锅炉脱硫工艺分析

1、前言

循环流化床燃烧是指炉膛内高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触，同时大量高温颗粒从烟气中分离后重新送回炉膛的燃烧过程。循环流化床锅炉的脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，与石油焦中的硫份反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。较低的炉床温度（850℃～900℃），燃料适应性强，特别适合较高含硫燃料，脱硫率可达80%～95%，使清洁燃烧成为可能。

2、循环流化床内燃烧过程

石油焦颗粒在循环流化床的燃烧是流化床锅炉内所发生的最基本而又最为重要的过程。当焦粒进入循环流化床后，一般会发生如下过程：①颗粒在高温床料内加热并干燥；②热解及挥发份燃烧；③颗粒膨胀及一级破碎；④焦粒燃烧伴随二级破碎和磨损。符合一定粒径要求的焦粒在循环流化床锅炉内受流体动力作用，被存留在炉膛内重复循环的850℃～900℃的高温床料强烈掺混和加热，然后发生燃烧。受一次风的流化作用，炉内床料随之流化，并充斥于整个炉膛空间。床料密度沿床高呈梯度分布，上部为稀相区，下部为密相区，中间为过渡区。上部稀相区内的颗粒在炉膛出口，被烟气携带进入旋风分离器，较大颗粒的物料被分离下来，经回料腿及J阀重新回入炉膛继续循环燃烧，此谓外循环；细颗粒的物料随烟气离开旋风分离器，经尾部烟道换热吸受热量后，进入电除尘器除尘，然后排入烟囱，尘灰称为飞灰。炉膛内中心区物料受一次风的流化携带，气固两相向上流动；密相区内的物料颗粒在气流作用下，沿炉膛四壁呈环形分布，并沿壁面向下流动，上升区与下降区之间存在着强烈的固体粒子横向迁移和波动卷吸，形成了循环率很高的内循环。物料内、外循环系统增加了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，使燃料可以反复燃烧，直至燃尽。

循环流化床锅炉内的物料参与了外循环和内循环两种循环运动，整个燃烧过程和脱硫过程就是在这两种形式的循环运动的动态过程中逐步完成的。

3、循环流化床内脱硫机理

循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，石油焦和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。石灰石在850℃～900℃床温下，受热分解为氧化钙和二氧化碳。气流使石油焦、石灰石颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃料烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰等送回燃烧室参与循环利用。按设计，II电站CFB锅炉钙硫比达到1.97时，脱硫率可达90%以上。

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高硫石油焦在加热到400℃就开始有硫份析出，经历下列途径逐步形成SO2，即硫的燃烧过程：

S--→H2S--→HS--→SO--→SO2

硫的燃烧需要一定的时间，石油焦床内停留时间将影响硫的燃烧完全程度，其随时间同步增长。同时床温对硫的燃烧影响很大，硫的燃烧速率随床温升高呈阶梯增高。

以石灰石为脱硫剂在炉膛内受高温煅烧发生分解反应：

△CaCO3--→CaO + CO2-179 MJ/mol 上式是吸热反应。由于在反应过程中分子尺寸变小，石灰石颗粒变成具有多孔结构的CaO颗粒，在有富余氧气时与床内石油焦的析出硫分燃烧生成的SO2气体发生硫酸盐化反应：CaO + SO2 + 1/2 O2--→CaSO4 + 500 MJ/mol

使Ca0变成CaSO4即达到脱硫目的。但是生成的CaSO4密度较低，容易堵塞石灰石的细孔，使SO2分子不能深人到多孔性石灰石颗粒内部，所以，Ca0在脱硫反应中只能大部分被利用。

4：影响脱硫的因素与清洁燃烧控制

影响脱硫的因素有许多，一部分属于设计方面的因素，诸如给料方式的不同会有不同的脱硫效果；炉膛的高度影响脱硫时间等。另一部分属于运行方面的因素，如Ca／S摩尔比、床温、物料滞留时间、石灰石粒度、石灰石脱硫活性等，本文仅从运行角度，对II电站CFB锅炉的脱硫工艺进行研究分析。

4.1：Ca／S摩尔比的影响

当Ca／S比增加时，脱硫效率提高。由于II电站CFB锅炉燃烧用高硫石油焦的硫含量基本上为4％～4.5％，所以，Ca／S比的改变可由控制石灰石的加入量来实现。通过对在线仪表的数据采集分析，从图1可以发现，随着石灰石加入量的增大，烟气中的SO2排放量逐步降低，趋势变缓，Ca的利用率下降。因此Ca／S比存在经济性问题，一般经济Ca／S比在1.5～2.5之间。II电站CFB锅炉设计Ca／S比控制在1.97。实际运行中，还可以用石灰石输送风压比照石灰石加入量，目前石灰石输送风压PT650A/B控制在20KPa左右。（脱硫效率以在线监测仪的烟气SO2排放量平均数据表示，排放量越小，则脱硫效率越高。）

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4.2：石灰石粒度及活性的影响

石灰石粒度对床内脱硫反应工况具有重大的、甚至是决定性的影响。如果石灰石颗粒太粗，其发生反应后，在颗粒表面形成CaS04，由于CaS04的分子量比Ca0大得多，所以颗粒外表面被CaS04层阻止了S02与颗粒中心区域Ca0进一步反应，降低了脱硫性能；若石灰石颗粒太细(如小于75μm的颗粒)，则不能被气固分离器捕捉送回炉膛，使石灰石不能充分利用。一般地，石灰石颗粒粒径选在0.2-1.5mm为宜。II电站的石灰石粒径控制设计指标是D50=550μm。所谓D50，指的是通过50％的物料质量的筛网的尺寸，即物料平均粒径。也就是说，II电站的石灰石平均粒径为550μm。石灰石经二级破碎机制粉，在正常运行中不进行粒度的改变调整。

石灰石的脱硫反应活性，受地质特性和物理特性决定，如石灰石的钙含量和其它成分含量、煅烧后的孔隙结构、破碎特性、地质年龄等。应通过试验，测定石灰石的活性指数，从而确定筛选矿区，不采购不明石灰石。

4.3：床温的影响

床温对脱硫效率有较大影响。从图2 床温与脱硫关系曲线可以看出，脱硫率在较高或较低床温下明显下降。因为脱硫反应有其最佳的化学反应温度，约为860℃～880℃左右，偏离最佳反应温度时，脱硫效果下降。

电站CFB锅炉床温一般控制在880℃～900℃，并不在最高脱硫范围内，这有两方面原因：一是床温高，锅炉燃烧效率高；二是石油焦的挥发份少，着火温度高达500℃～550℃，燃烬所需温度亦较高。所以选择这一运行温度范围是统和考虑的结果。

4.4：物料滞留时间的影响

床料在炉膛内滞留时间越长，硫的燃烧、Ca0 与S02的有效反应时间就越长，脱硫效率越高。影响物料滞留时间的因素一般有：流化风速，循环倍率，石油焦造粒及碳黑掺烧，电除尘飞灰回燃循环等等。

4.4.1：流化风速的影响

一次风系统提供循环流化床所必需的流化风。增加流化风速，实际上增加了物料的携带速度，从而使循环回料量增加，相应的延长了脱硫剂在炉膛内的停留时间；并由于整个稀相区物料浓度的增加而增加该区脱硫剂浓度，提高了脱硫剂的利用率，脱硫效率增高。但如果一次风速太大，使炉膛出口烟气速度超过旋风分离器的捕捉速度，造成循环回料量减少，从网址：http://www.xiexiebang.com 联系电话：02161024899 E-mail：service@gesep.com

而降低脱硫效率。在运行中，可通过调节风流量、一、二次风配比等，达到调节流化风速的目的。

4.4.2：循环倍率的影响

循环倍率指单位时间内通过床料回送装置返回炉膛的床料量与锅炉投入固体物料量的质量比。循环倍率越大，脱硫效率越高。因为循环延长了石灰石在床内的停留时间，提高了脱硫剂的利用率。同时使稀相区的物料浓度增高，增加了石油焦在炉膛内与床料碰撞的概率，提高石油焦在炉膛内的停留时间，从而使脱硫效率升高。图3为循环物料量与烟气SO2排放量关系。

循环物料量的主要控制手段为：控制石灰石的加入量及石灰石的粒径，调整一、二次风比率，控制石油焦粒径，控制J阀的工作状态，控制合适的炉膛上部差压、保证炉膛内有足够的细颗粒等。

4.4.3：石油焦造粒及碳黑掺烧的影响

II电站于2001年1月，在2#CFB锅炉上做了3天的掺烧30%造粒石油焦试验，原目的是研究飞灰碳含量的变化情况。所谓造粒，就是将粉料石油焦，掺加一定比例的飞灰和粘结剂，聚集成4mm左右的粒焦。这实际上使飞灰中30％左右的Ca0得到了回用，提高了石灰石的利用率。但这部分的Ca0由于表面孔隙被CaS04堵塞，使SO2不能充分地深入到Ca0颗粒内部，脱硫性能相对较差。另一方面，随着粒径增大，石油焦的着火点温度将明显提高，延长了石油焦颗粒在高温床料内加热干燥、热解及挥发份燃烧的时间，石油焦的硫份燃烬更加充分，与石灰石充分反应后，脱硫率增高。

目前II电站锅炉在石油焦中掺烧5％左右的碳黑。碳黑来自合成氨装置，水份比较大，经掺和一定量的底灰粘结，使底灰中40％左右的Ca0得到了回用。由于Ca0与碳黑中的H2O反应生成Ca（OH）2，其与SO2的结合能力比Ca0强，因此，比较造粒石油焦与掺烧碳黑，后者的脱硫效果更佳。

4.4.4：电除尘飞灰回燃循环的影响

II电站1#CFB锅炉新增电除尘飞灰回燃循环系统，将锅炉尾部电除尘器一电场收集的飞灰送回J阀回料腿，进入锅炉炉膛的密相区，实现循环燃烧。该系统有以下三个优点：a．提高碳的燃烬率；b．提高石灰石的利用率；c．调节床温，使其保持在最佳的脱硫温度下。

4.4.5：效果

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II电站的两台循环流化床锅炉运行中的烟气SO2排放量在400ppm左右，（标准状态烟气中1ppm的SO2体积浓度等于2.86 mg/Nm3质量浓度），约为1144 mg/Nm3。国家排放控制标准为1200 mg/Nm3～1800 mg/Nm3，工艺控制标准为1500 mg/Nm3。

4、总结

随着社会和国家对环境保护的日益重视，以及公司HSE管理的不断深入，SO2排放控制标准将逐步向世界先进国家靠拢，达到400 mg/Nm3。由此可以看到明显的差距，CFB锅炉的清洁燃烧工作任重道远，需要为之不断的努力。综上所述，CFB锅炉的燃烧脱硫控制，关键是增大石灰石的添加量及加大物料的循环利用程度，提高Ca／S比。同时加强重视对床温、流化风速、物料粒径、石灰石脱硫活性等因素的选取、调整、控制，通过对这些因素的优化组合，提高循环流化床锅炉的脱硫效率，达到清洁燃烧的目的，净化空气，实现最大程度的不破坏环境。

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第四篇：电厂循环流化床锅炉炉内脱硫效率影响因素分析

电厂循环流化床锅炉炉内脱硫效率影响因素分析(2)北极星电力网技术频道 作者:王三平马红友 姜凌 2012-8-15 14:25:24(阅459次)所属频道: 火力发电 关键词: 循环流化床锅炉 脱硫效率 脱硫

【摘要】循环流化床(CFB)锅炉是近年来发展较快又得到广泛应用的清洁燃烧技术，具有高脱硫率和低氮氧化物排放的特点。CFB 锅炉采用炉内加钙脱硫工艺，但在实际运行过程中遇到了诸多问题。本文根据近几年从事火电厂环评工作经验和通过收集国内一些CFB 锅炉SO2排放资料，对CFB 锅炉的脱硫技术原理、影响炉内脱硫的主要因素进行了分析，并通过炉内改造工程实例说明了炉内脱硫的高效可达性。

0 前言

循环流化床锅炉是近年来发展较快又得到广泛应用的清洁燃烧技术，具有高脱硫率和低氮氧化物排放的特点[1][2]。目前国内CFB 锅炉均是通过向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放的。其脱硫原理是通过把固硫剂(石灰石)和煤按一定比例由锅炉炉膛侧墙直接送入燃烧室，在燃烧过程中脱除SO2，实现低SO2排放[5]。为了解国内CFB 锅炉污染物SO2的脱除效率，本文收集了国内一些CFB 锅炉污染物SO2排放浓度和脱硫效率的监测资料，见表1。

从表1 中可以看出，根据电厂建设时段污染物排放要求，部分电厂实测SO2满足了机组排放时段的排放限值要求，部分电厂超标;就脱硫效率而言，300MW 大机组由于引进国外先进技术，整体装备较为规范，SO2实测脱硫效率可达到或超出设计值要求，而小机组的电厂由于装备差，配套设施不完善，锅炉实测脱硫效率则远低于设计脱硫效率要求，导致SO2排放量超出总量控制要求。CFB 锅炉的脱硫机理

CFB 锅炉炉内脱硫方式是在流化床床层内加入石灰石(CaCO3)或白云石(CaCO3·MgCO3)，投入炉内的石灰石在800~850℃左右条件下煅烧发生分解反应生成CaO 和CO2，然后氧化钙、SO2和氧气经过一系列化学反应最终生成硫酸钙，达到脱硫目的[6]。影响CFB 锅炉炉内脱硫效率的主要因素

CFB 锅炉炉内脱硫效率的高低，受到诸多因素的影响。主要因素有脱硫剂特性及粒度、床层温度和钙硫比，此外还有物料流化速度、循环倍率以及煤种、石灰石输送系统等。这些因素的综合影响决定了脱硫效果的大小，最终影响CFB 锅炉的脱硫效率[7][9][11][10]。下面就一些主要影响因素进行简要分析。2.1 脱硫剂的特性

脱硫剂石灰石的特性主要包括：石灰石的反应活性、化学组成、煅烧产物CaO 的比表面积、孔隙率、孔径分布和孔隙结构等。在特性当中石灰石反应活性的高低对脱硫影响较大。

脱硫剂的反应活性是指吸收剂与二氧化硫进行表面化学反应的难易程度。脱硫吸收剂石灰石的脱硫性能与石灰石反应活性关系很大，而石灰石反应活性受石灰石的成分和内部微观结构等影响，例如晶体型与非晶体型结构、不同杂质含量与构成等，不同地区甚至同一地区不同石灰石矿的脱硫反应活性有很大差别。因此，在选择脱硫剂，应对其化学反应性能进行分析，尽可能选取高反应活性的石灰石，以降低Ca/S 摩尔比。目前最可靠和有效的方法是通过在大型热态试验台上试烧来实现，西安热工院已开展了此方面的研究。

2.2 石灰石粒度

石灰石的粒径分布对炉内脱硫效率有着重要影响。如果粒径过小，投入锅炉的石灰石粉未经分离器捕集、一次通过锅炉直接进入尾部烟道形成飞灰的份额较多，而这部分细石灰石粉由于与烟气接触的时间过短，利用率偏低;如果投入锅炉的粒度过大，大部分石灰石不能参与循环，与高SO2浓度烟气接触时间与接触比表面积均较小，而且由于CaO 与SO2和O2反应生成的CaSO4体积大于CaCO3，会堵塞烟气中SO2进入石灰石内部的通道，导致大部分石灰石未充分参与脱硫便从排渣口排出，使石灰石的利用率降低。因此，石灰石的最佳粒度分布为：大部分石灰石颗粒能够参与炉内循环，并经多次循环利用后随烟气或底渣排出炉膛。图1 给出了石灰石粒径与脱硫效率关系图。从图可以看出，循环流化床锅炉脱硫剂石灰石粒径最佳粒径为0.15~0.5mm。

2.3 CFB 锅炉运行床温

锅炉运行床温对脱硫效率影响较大，这是由于床温的变化直接影响脱硫反应速度、固体产物的分布和孔隙堵塞特性，所以床温会影响脱硫反应的进行和脱硫剂的利用率。而CFB 锅炉床温的选择和运行控制又和锅炉设计尤其是受热面布置、运行负荷、灰渣燃尽、NOx 污染物排放等因素密切相关。

研究表明，脱硫反应的反应速度一开始随温度升高而升高，在820~850℃时达到最佳值。之后随温度升高到870~1000℃，反应速度开始下降，CaO 内部分布均匀的小晶粒会逐渐融合成大晶粒，随着温度升高，晶粒越大，CaO的比表面积减小和表面结壳失去吸收SO2的活性，都使脱硫效率降低。在更高的床温下超过1000℃，CaSO4还会逆相分解放出SO2，进一步降低硫酸盐化的化学反应速度，降低脱硫效率。图2 是某电厂设计煤脱硫试验SO2排放与床温变化的关系曲线。

综合考虑灰渣的燃尽、SO2脱除以及NOx 排放控制等因素，循环流化床锅炉设计床温一般选择为850~900℃。

2.4 钙硫摩尔比的影响

在流化床中，床温和其它工艺条件不变的情况下，随着钙硫摩尔比的增加，脱硫率明显提高，钙硫比从2.0 增加到4.0，脱硫率提高幅度很大。但随着脱硫剂的增加，脱硫率提高很少，不仅浪费了脱硫剂，影响锅炉燃烧效率，而且增加了灰渣的处理量。因而在保证一定脱硫率的前提下，尽可能降低钙硫比，一般经济Ca / S 比在1.5～2.5 之间。

2.5 流化速度的影响

一次风系统提供循环流化床所必需的流化风。增加流化风速，实际上增加了物料的携带速度，从而使循环回料量增加，相应的延长了脱硫剂在炉膛内的停留时间。但如果一次风速太大，使炉膛出口烟气速度超过旋风分离器的捕捉速度，造成循环回料量减少，反而会降低脱硫效率。在运行中，可通过调节风流量、一、二次风配比等，达到调节流化风速的目的。

2.6 循环倍率的影响

循环倍率指单位时间内通过床料回送装置返回炉膛的床料量与锅炉投入固体物料量的质量比。循环倍率越大，脱硫效率越高。因为循环延长了石灰石在床内的停留时间，提高了脱硫剂的利用率，但对循环流化床锅炉存在一个有利于脱硫的循环倍率范围。

2.7 燃料煤含硫量的影响

在相同钙硫比的情况下，含硫量越高的煤，其脱硫率也越高。这是因为高硫煤会使炉膛内产生较高的SO2浓度，因而提高了脱硫的反应速度。2.8 石灰石输送系统的影响

由于石灰石粉具有硬度高、堆积密度大、离散性大、易吸水受潮结块、逸气性强和亲和力差等特性，因此石灰石粉属于较难输送的物料。因此在石灰石输送系统运行过程中，若设计不合理、设备质量本身不过关，就会影响石灰石输送系统的稳定运行，造成石灰石输送系统出力不足、下粉不畅、堵管、磨损及设备不可靠等问题，这些问题最终导致CFB 锅炉脱硫系统无法稳定运行。CFB 锅炉炉内脱硫改造工程实例

某电厂工程建设规模为2×135MW 直接空冷发电机组，配2×480t/h 超高压循环流化床锅炉，采用炉内加钙脱硫工艺，工程已于2006 年投入运行。经过当地环保部门监测，该电厂SO2排放浓度可满足标准限制要求，但炉内脱硫效率偏低，未能达到设计值要求，导致SO2排放总量超出控制要求。

通过现场调研、运行资料分析、查阅影响炉内脱硫率的相关文献资料，并与西安热工院、电厂相关技术生产人员就电厂炉内脱硫存在的问题共同探讨，结合影响CFB 锅炉脱硫效率的主要因素，分析确定了该电厂CFB 锅炉脱硫效率低的主要原因有[8][12]：(1)电厂一直未对入厂的石灰石活性进行分析，也未对其粒度提出要求，因此使用的石灰石品质得不到有效保证;(2)电厂实际运行过程中的床温超过900℃，不利于炉内脱硫;(3)石灰石添加输送系统存在出力不足、下粉不畅、堵管、磨损等问题，导致石灰石添加量不足，钙硫比不能满足要求，最终导致脱硫系统无法稳定运行，脱硫效率较低。

针对电厂炉内脱硫存在的问题，最终确定了相应的炉内脱硫系统改造方案。脱硫系统改造完工试运行正常后，环境监测站对电厂CFB锅炉炉内加钙脱硫设施进行了现场监测，投入石灰石前SO2实测浓度为1032~1142mg/Nm3，脱硫后SO2实测浓度为80~88mg/Nm3，脱硫效率均值达到了92.6%。可见电厂炉内脱硫系统改造完工后，SO2排放浓度较低，满足标准要求;炉内脱硫效率也达到了90%以上。结语

通过对影响CFB 锅炉脱硫效率因素及CFB 锅炉进行炉内脱硫系统改造实例的分析，我们认为： 5.1 循环流化床锅炉炉内脱硫效率主要与石灰石粒度和性能、床层温度、钙硫摩尔比等因素有关，另外物料流化速度、循环倍率和石灰石输送系统等因素也对脱硫效率产生影响。造成煤矸石电厂炉内脱硫效率低的原因并不是完全一致的，通过进行有针性的、细致的调查、试验和分析，制定相应的解决方案，有的放矢地进行改造，可有效地提高炉内脱硫的脱硫效率。

5.2 电厂炉内脱硫系统改造的运行监测数据表明，CFB 锅炉在仅利用炉内脱硫系统的条件下，脱硫效率可达到90%以上，SO2排放浓度和排放量可满足相应要求，而且改造投资较少。该电厂炉内脱硫系统改造的成功，可为国内其余采用CFB 锅炉的电厂提高脱硫效率提供参考。

第五篇：吴泾电厂2008th亚临界压力控制循环锅炉介绍

吴泾电厂2008t/h亚临界压力控制循环锅炉介绍[ 日期：2006-02-07 ][ 来自：吴泾电厂 ]

[锅炉简介]

本锅炉是在总结国内外改进型控制循环锅炉的设计、制造和运行的基础上进行设计和制造的，为亚临界压力—次中间再热控制循环汽包炉，采用单炉膛倒U型、露天布置、全钢架悬吊结构。炉膛断面尺寸可按不同煤种设计成不同规格,现有的锅炉炉膛断面尺寸为16940.5×19558mm。锅筒内径为1743mm，沿筒身长度方向布置有6根下降管，由汇合集箱汇合后，分别接至炉前布置的3台低压头炉水循环泵，每只循环泵均有2只出口阀，再由出口阀通过连接管从前墙底部引入水冷壁下部外径为Φ914mm的环形集箱，环形集箱内水冷壁管入口处装有节流圈。水冷壁由炉膛四周及折焰角延伸侧墙组成，炉膛采用气密式水冷壁。水冷壁按不同情况划分为55个循环回路。过热器由炉顶管、后烟井包覆、水平延伸侧墙、低温过热器、分隔屏、后屏和末级过热器组成。再热器由墙式辐射再热器、屏式再热器和末级再热器组成。省煤器单级布置，布置在低温过热器下面。

过热蒸汽的汽温调节除受燃烧器摆动影响外，主要采用两级喷水减温，第一级布置在低温过热器与分隔屏之间的管道上，第二级布置在后屏过热器与末级过热器之间的连接管道上。再热蒸汽的调温主要采用燃烧器摆动，并在再热器进口管道上装有事故紧急喷水。为加速锅炉冷、热态启动，本锅炉采用了容量为5％MCR的启动旁路系统。

锅炉采用正压、直吹式制粉系统，选配了6台HP963碗式中速磨煤机布置在炉前。根据用户要求，也可配置其它形式的磨煤制粉系统。24只切向燃烧的摆动煤粉燃烧器分6层布置于炉膛四角。炉后布置有2台轴流式二次风风机和2台离心式或轴流式一次风风机，烟道、热二次风道、冷、热一次风道均沿锅炉两侧对称布置。炉后局部还布置有2台型号32VI(V)500—1828M三分仓容克式空气预热器。炉底灰渣系统采用水封湿式除渣装置墙式吹灰器，亦可采用机械除渣方式。另外，炉膛内布置有110只吹灰器，对流烟道区域布置有42只长行程伸缩式吹灰器。运行中实现程序吹灰。

锅炉四周布置有便于操作和行走的栅格平台、锅炉钢架采用全钢结构并用高强度螺栓连接。整台锅炉能承受七度地震。锅炉为露天布置，还采取了大屋顶、外护板和锅筒端部小室等防护措施。锅炉配有炉膛安全监控系统(FSSS)及机炉协调控制系统(CCS)。在炉膛上方还装有电视摄像机和炉膛烟温探针，在炉膛四角燃烧器区域时设有火焰扫描装置及单只油枪的火焰监测装置。

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[锅炉特点]

1.采用CC+循环系统

锅炉循环系统采用CC+即“循环泵+水冷壁内螺纹管”，使水冷壁管中质量流速降低、流量减少，循环倍率降低。同时，采用内螺纹管可有效防止膜态沸腾。因此，CC+循环系统具有管径小、重量轻、循环可靠、节省投资和降低厂用电消耗等优点。

2.采用冷一次风风机和正压、直吹式制粉系统

采用冷一次风风机，可使—、二次风各自独立，从而大大降低二次风风机的电耗。同时，由于采用了正压直吹式制粉系统。可以免除排粉风机及其维修工作。另外、煤粉管道中装有节流圈，可平衡风粉混合物的流量，保证其均匀性。

3.采用摆动式燃烧器四角切向燃烧、同心反切的燃烧技术，一次风喷嘴采用不等间距布置四角布置、切圆燃烧、摆动喷嘴燃烧方式具有煤种适应性好、燃烧均匀完全和有效降低NOx生成量等优点。利用摆动喷嘴，可以灵活地改变炉膛出口烟温，是调节再热蒸汽温度的主要手段。本锅炉采用同心反切的燃烧技术，即顶部燃烬风和消旋二次风与下部启转二次风旋转方向相反，改变启转二次风和消旋二次风的风量比就可控制炉膛出口气流的残余旋转以及由此形成的左右烟温偏差。

现有锅炉燃烧器一次风喷嘴采用不等间距布置。上部间距增大，有利于降低燃烧器区域壁面热负荷，避免结渣。下部间距较小，有利于稳定着火。根据不同的燃料确定燃烧器一次风喷嘴间距。

4.采用合理的过热器系统和再热器系统结构，有效降低蒸汽汽温偏差

过热器各级受热面之间采用大口径管道及大三通连接，左右两侧的管道不进行交叉，以避免汽温偏差叠加，左右两侧的喷水调节阀单独控制，有利于两侧汽温的调整。过热器采用二级喷水减温器。

为减少再热汽温偏差、适当放大集箱和连接管口径，合理布置三通位置。屏式再热器和末级再热器采用新型结构，以改善同屏热偏差。

5.采用简便的启动旁路系统

在锅炉尾部包覆下集箱上设有一根疏水管道，接至冷凝器，其排放流量为锅炉最大连续蒸发量的5％。由于采用了5％MCR启动旁路、就可在锅炉启动时。控制过热蒸汽温度和压力，从而缩短启动时间，加快启动速度，提高运行的灵活性。

6.采用带有内夹套的锅筒结构

由于锅筒内壁采用了环形夹层结构，汽水混合物沿夹层自上流至锅筒下部，使锅筒上下壁温趋于均匀，减少了锅筒的热应力，大大加快了锅炉启动速度。

7.采用全密封内护板结构

为了防止锅炉发生漏烟和漏灰现象，对于炉膛水冷壁、水平烟道和尾部包覆壁均制成膜式壁结构，对于在无膜式壁受热面区域内均采用内护板和严密可靠的膨胀节密封结构，既保证了锅炉的经济性和安全性，又改善了运行环境。

8.采用新型密封结构的三分仓容克式回转式空气预热器

本锅炉采用三分仓容克式回转式空气预热器，将一、二次风分隔布置，有效降低了二次风的电耗。采用新型的双道密封结构，使预热器径向和轴向的直接漏风降低30％。另外，热端径向密封处采用漏风控制系统，通过执行机构在热态时自动跟踪控制径向密封间隙，有效地减少漏风量。

9.采用炉膛安全监控系统(PSSS)和机炉协调控制系统(CCS)

炉膛安全监控系统(FSSS)具青控制炉膛的吹扫、锅炉的自动点火、暖炉油枪的投切控制、制粉系统的投切控制、炉膛火球检测与单只油枪的火焰检测和事故情况下的燃料跳闸保护等保护功能，因而确保了锅炉安全可靠地运行。

机炉协调控制(CCS)具有负荷控制(包括锅炉基本负荷、汽机基本负荷、汽机功率等)燃烧控制、磨煤机出口温度和风量控制、一次风风机控制、风量控制、燃料与风量最大偏差限制、二次风风机控制、炉膛压力控制、给水控制、—次汽温控制、二次汽温控制和空气预热器冷端温度控制等功能，从而保证了机炉运行时的协调配合，而且便于现场调试。

10.实现锅炉成套供货和制粉系统设计归口

为了提高锅炉产品质量和锅炉运行水平，同时，为了方便用户，促使锅炉产品成套化，本锅

炉供货除了锅炉本体外，还扩大了供货范围。如增加了炉膛安全监控系统(FSSS)、机炉协调控制系统(CCS)、电视摄像系统、程序吹灰系统、炉管泄漏检控系统、煤粉管道(从磨煤机出口到燃烧器进口)、一次风道(从一次风机出门到磨煤机进口)、二次风道(从二次风机出口到燃烧器进口)、锅炉端部小室和锅炉大屋顶等供货。

另外，由于实现了制粉系统及送粉系统设计归口，使得燃烧系统的设计和制粉系统的设计配合更为合理，从而确保了燃料高效而完全地燃烧。

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[主要设计数据]

机组额定功率：600MW

机组最大功率：600MW

最大连续负荷时的锅炉设计参数

过热蒸汽流量：2008t/h

再热蒸汽流量：1649t/h

过热蒸汽出口温度：541℃

过热蒸汽出口压力：17.5Mpa

再热蒸汽温度：进/出327/541℃

再热蒸汽压力：进/出3.83/3.63Mpa

给水温度：277℃

循环方式：控制循环

燃料：烟煤、贫煤

燃烧方式：摆动式燃烧器四角切圆燃烧

通风方式：平衡通风

调温方式：过热蒸汽为二级喷水及燃烧器摆动和事故紧急喷水

运行方式：根据需要可适应定压运行或滑压运行

汽温保证范围

定压运行：70％B-MCR-100％B-MCR

滑压运行：50％B-MCR-100％B-MCR

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[上海吴泾第二有限责任公司应用情况及社会效益]

吴泾电厂1号炉系锅炉厂设计制造的2008t/h亚临界压力控制循环燃煤锅炉，于2000年7月10日完成168小时连续满负荷运行，2001年1月10日完成6个月试生产后正式投产。1号机组在—年的生产期间，锅炉运行稳定，2000年7月10日至2001年7月10日已运行

7624小时，最长连续运行1217小时，累计发电量达 31.7亿KWh，机组的等效可用系数85.71％，锅炉热效率达93.7％，超过了效率保证值92.4％。

锅炉具有较好的调峰性能，机组最高负荷642MW，最低断油稳燃负荷205.8MW。在一年的投运期间从未因锅炉质量问题造成机组停运，而且主要性能指标均迟到或超过设计值，并能与进口同类型机组媲美，创下了同类型国产机组工程质量及主要技术性能优良的佳绩。

2008t/h亚临界压力控制循环锅炉燃烧稳定，NOx排放量252mg/Nm3，低于国家标准规定值(650mg/Nm3)，减少了对大气的污染。锅炉投运后，缓解了上海地区高温供电紧张的矛盾，为上海的经济建设作出了较大的贡献。