火电厂湿法脱硫与烟气循环流化床干法脱硫工艺比较

【摘要】本文介绍了湿法脱硫环保系统与循环流化床干法脱硫在工程应用中的外界条件，内容包括两种工艺的简介、两种脱硫工艺参数对比、政策的符合性和相关结论。

【关键词】湿法脱硫环保系统；循环流化床干法脱硫系统；参数对比

1 脱硫工艺的介绍

根据国家环保部《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南》中，表1有关要求：“石灰石/石膏湿法脱硫工艺、回收型氨法、烟气循环流化床法脱硫工艺”是燃煤电厂SO2排放控制的最佳可行性技术，石灰石/石膏湿法脱硫工艺适用于各种含硫量及机组容量的燃煤机组；烟气循环流化床法脱硫工艺均适用于600MW及以下中低硫煤的燃煤机组；回收型氨法适用于氨源充足、燃用中高硫煤且副产物全部综合利用的300MW及以下中低硫煤的燃煤机组。鉴于以上原则，本阶段就石灰石/石膏湿法脱硫工和烟气循环流化床技术进行简单介绍。

1.1 石灰石/石膏湿法脱硫工艺

石灰石/膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状，与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。该工艺适用于任何含硫量煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。

按脱硫副产物石膏的处置方式划分，一般有回收利用和抛弃两种方法，脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求，脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。

石灰石/石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。目前，我国300MW以上机组脱硫主要采用石灰石/石膏湿法工艺，应用的单机容量已达1000MW。

1.2 烟气循环流化床技术

循环流化床烟气脱硫属于干法脱硫工艺，利用石灰或消石灰粉作脱硫剂，烟气经预除尘器，从吸收塔底部的布气管进入，加速的烟气与脱硫剂粉反应而除去SO2，烟气从顶部排出，进入除尘器，引风机排入烟囱。除尘器除下的大部分颗粒，经再循环系统返回吸收塔，部分进除灰系统。目前，该技术已经在300MW 和600MW等级机组上成功应用。

2 两种脱硫工艺参数对比

石灰石/石膏湿法脱硫工艺与烟气循环流化床技术对比表，见表1。

3 政策的符合性

根据环境保护部2011年7月29日发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011），新建机组二氧化硫、烟尘、氮氧化物的排放浓度均作了严格要求，烟尘排放浓度30mg/Nm3、二氧化硫100 mg/Nm3、氮氧化物100 mg/Nm3。

由此可知，煤质中含硫量0.5%，脱硫效率90%，是选用湿法脱硫工艺或烟气循环流化床干法脱硫工艺的关键性指标。

4 结论

循环流化床干法脱硫技术在大型火电机组的应用

烟气循环流化床干法脱硫技术在300MW大型火电机组上的应用福建龙净环保股份有限公司二OO四年十二月

目录 1. 前言 (1) 2. 项目概况 (1) 3. 煤质特性及烟气参数 (2) 4. 榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍 (4) 5. 主要设计参数 (5) 6. 投运情况介绍 (6) 7. 运行参数表 (8) 8. 总结 (8)

1.前言我国是燃煤大国，全国二氧化硫排放总量的90%由燃煤产生。我国现有的3亿多千瓦发电机组中，约有2.4亿千瓦是火电机组，每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60％。我国已连续多年SO2排放总量超过2000万吨，已成为世界上最大的排放国，二氧化硫的大量排放，是造成我国酸雨污染加重的首要原因，每年给国家造成的经济损失高达1000亿元以上。因此，控制燃煤电厂二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点。燃煤脱硫有三种方式，一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫技术，即烟气脱硫(FGD)。由于燃烧前和炉内脱硫的效率率较低，难以达到较高的环保要求。因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺，但由于湿法脱硫工艺的系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，在一些应用场合并不是一种最佳选择。德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司最早在上世纪七十年代末开始研制一种能在一定的应用场合替代湿法脱硫工艺的，更为简洁脱硫工艺，他们率先将循环流化床工艺技术用于烟气脱硫，形成了一种有别于石灰石/石膏湿法的，全新的干法脱硫工艺。经过近三十年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决了烟气循环流化床脱硫技术在负荷适应性、煤种适应性、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的问题，使烟气循环流化床脱硫（干法）技术得以成熟地进行工业应用。龙净环保于2002年10月18日，在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。 2003年底，华能国际为其下属榆社电厂的2×300MW机组选择配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的烟气循环流化床干法脱硫、除尘系统。现就榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统的设计、应用情况简单介绍如下： 2.项目概况榆社电厂位于山西省的中部地区的榆社县，是个典型的多煤缺水地区，距太原东南方向150公里。一期已建2×100MW燃煤机组。2002年新建二期工程，安装2×300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053 t/h煤粉锅炉。

烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术

烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术摘要：利用烟气循环流化床在脱硫方面的技术已日渐成熟，但利用该装置同时实现脱硝方面的研究在我国尚处于初级阶段。此文取石灰与粉煤灰制作的强活性吸收剂，向里边投入氧化性M添加剂之后，将其变成拥有强活性和强氧化性的活性吸收剂，且运用烟气循环流化床和这一活性吸收剂实施一体化脱硫、脱硝的实验，以进一步研究烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术。关键词：烟气循环流化床；脱硫、脱硝技术；吸收剂一、研究背景我国近几年颇受雾霾天气的困扰，这种天气形成的一大因素是空气当中的 SO2与氮氧化物过多，火电厂等排出的烟气成分中这两种物质的比重就极大，纵使浓度不算太高，但排放量太大，依然会对空气质量有很严重的影响。所以，要加强火电厂等烟气污染企业的烟气处理，脱硫、脱硝一体化技术在这方面是强项，不但脱硫、脱硝的效率高，而且成本低，能够实现能源的循环利用，也是火电厂等烟气污染企业的希望。近些年，烟气循环流化床在脱硫技术方面的势头强劲，其与湿法脱硫比起来，于投入资金和维护费用两种情况下都体现出十分明显的优势，所以其在国际上的使用越来越多。伴随新型烟气循环流化床脱硫装置的制造与引入，脱硫事业获得了很好的成效。然而，该项技术并不涉及脱硝，导致该技术的应用前景大受影响。本文针对烟气循环床在脱硫的过程中如何脱硝进行分析，希望能够为拓展该技术的使用范围提出有力依据。二、实验研究 2.1一体化脱硫、脱硝实验把流化床反应器安装于内径3000mm、高度5000mm圆筒内，于其主体设测温处，实验中，运用SO2、NO、H2O与空气混合之后的气体仿效现实烟气，将该气体热处理以后输入流化床反应器，由引风机提供动力，系统于负压情况下工作应用螺旋式给料机把强活性吸收剂投入反应器里，然后对加料口打开程度予以适度更改，可以控制吸收剂供应多少与快慢。旋风除尘器收敛经过反应过程排出来的固态物质，这之后固态物质经过回料返回到烟气流化床。高压水泵中出现的零划水滴基本上是自流化床下边流进去，这能针对烟气中湿度情况予以调整，系统中进入及流出的SO2和NO两者浓度是利用烟气分析仪予以检测。 2.2制作氧化性、强活性吸收剂氧化性、强活性吸收剂制作流程：把质量比例情况是3∶1的粉煤灰与工业石灰投入水中进行混合消化，保持于90℃上下，6个小时之后再对之进行热烘处理使之干燥，往里边混入少许具备较高氧化能力的锰盐粉，也就是M添加剂，再行搅散，使之能够匀实分布于吸收剂表层，且出现氧化点，最后制作出可以一同脱硫、硝的强氧化性、强活性吸收剂。 2.3脱除效率确认和产物研究将系统内烟气进口与出口处的NO与SO2浓度予以检测，这样能够对脱除成效予以确认。利用电子显微镜对粉煤灰，强氧化性、强活性吸收剂，经过反应的强氧化性、强活性吸收剂三者分别进行观测并记录，应用X射线能谱仪对三种物质的表层形态予以研究，且通过化学方法对系统反应之后产生的物质予以探究，利用锌粉还原法检测残留物质中硝酸盐的质量并予以确认。 2.4反应器固态颗粒物的浓度

循环流化床半干法脱硫装置计算书编辑版

一、喷水量的计算（热平衡法）参数查表： 144℃: ρ（烟气）＝0.86112Kg/m 3； C p(烟气)＝0.25808Kcal/Kg ·℃ 78℃: ρ（烟气）＝1.0259Kg/m 3； C p(烟气)＝0.25368Kcal/Kg ·℃ 144℃：C 灰＝0.19696Kcal/Kg ·℃ 78℃: C 灰＝0.19102Kcal/Kg ·℃；C 灰泥,石膏＝0.2Kcal/Kg ·℃ C Ca(OH)2＝0.246Kcal/Kg ·℃ 1．带入热量： Q 烟气， Q 灰，Q Ca(OH)2，Q 水 M 烟气＝ρ 烟气 ·V 烟＝510453.286112.0??510112.2?=（Kg/hr ） Q 烟气＝C P ·M ·t 5510489.7814410112.225808.0?=???=(Kcal/hr) M 灰253105694.4810453.2108.19?=???=-（Kg/hr ） Q 灰=C 灰?M 灰?t =52103775.1144105694.4819696.0?=???(Kcal /hr) Q Ca(OH)2=C Ca(OH)2?M ?20=20246.02)(??OH Ca M 当 Ca/S=1.3， SO 2浓度为3500mg/m 3时 Kg M OH Ca 244.151810743.185 .06410453.21035003532 )(=???????=-- ∴Q Ca(OH)2=76.746920244.1518246.0=??(Kcal/hr) Q 水=cmt=χχ20201=??(Kcal/hr) 其中χ为喷水量 2．带出热量：Q 灰3，Q 烟气，Q 灰2，Q 蒸汽，Q 散热 M 灰3=M Ca(OH)2=1518.244Kg ； Q 灰3=Q Ca(OH)2=7469.76(Kcal/hr) Q 烟气＝cmt=551079.417810112.225368.0?=???(Kcal/hr)； Q 灰2＝264.7576810785694.482.02=???(Kcal/hr) Q 蒸汽＝630.5χ（Kcal/Kg ）热损失以3％计： Q 散＝（Q 烟气+Q 灰） 03.0?03.0)103775.110489.78(55??+?= 3．系统热平衡计算： Q in =Q out ，即： 03 .0)103775.110489.78(5.630264.757681079.4176.74692076.7469103775.110489.785 5 5 55??+?+++?+=++?+?χχ ∴χ=5.72(t/hr)

石灰石湿法与循环流化床干法脱硫技术的比较分析

一、石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要特点（1）脱硫效率高。石灰石（石灰）—石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。（2）技术成熟，运行可靠性好。国外火电厂石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。 (3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺都能适应。 (4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。 (5)吸收剂资源丰富，价格便宜。作为石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。 (6)脱硫副产物便于综合利用。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。 (7)技术进步快。近年来国外对石灰石(石灰) /石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。二、市场分析 1、从第一套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫机组投运至今，全世界目前在运的湿法脱硫机组已有几千套之多（超过30万千瓦的脱硫机组全部采用湿法），其在业内的广泛使用程度及市场认可度都占有压倒性的优势。经过几十年的研究和优化，原有的结垢、堵塞和磨损（湿法中普遍存在）等技术问题已成功解决。湿式石灰石/ 石膏法由于技术成熟度最高，一直以来就是优先选择的烟气脱硫工艺。

循环流化床半干法脱硫工艺流化床的建立及稳床措施

循环流化床半干法脱硫工艺流化床的建立及稳床措施浙江洁达环保工程有限公司吴国勋、余绍华、傅伟根、杨锋【摘要】循环流化床半干法脱硫工艺技术要求高，建立和稳定流化床是两个关键点，只有做好恰当的流化床设计和配置合理的输送设备，才可保证脱硫系统的稳定高效运行。【关键词】循环流化床半干法脱硫床体 1、简介循环流化床脱硫工艺技术是较为先进的运用广泛的烟气脱硫技术。该法以循环流化床原理为基础，主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效脱硫的目的，其脱硫效率可根据业主要求从60%到95%。该法主要应用于电站锅炉烟气脱硫，已运行的单塔处理烟气量可适用于6MW～300MW机组锅炉，是目前干法、半干法等类脱硫技术中单塔处理能力最大、在相对较低的Ca/S摩尔比下达到脱硫效率最高、脱硫综合效益最优越的一种方法。该工艺已经在世界上10多个国家的20多个工程成功运用；最大业绩项目烟气量达到了1000000Nm3/h，最高脱硫率98%以上，烟尘排放浓度 30mg/Nm3以下，并有两炉一塔、三炉一塔等多台锅炉合用一套脱硫设备的业绩经验，有30余套布袋除尘器的业绩经验，特别是在奥地利Thesis热电厂300MW机组的应用，是迄今为止世界上干法处理烟气量最大的典范之作；在中国先后被用于210MW，300MW，50MW 燃煤机组的烟气脱硫。但是很多循环流化床半干法脱硫项目由于未能建立稳定的床体，导致项目的失败，不能按原有计划完成节能减排的要求。因此很有必要在此讨论一下关于“循

环流化床半干法工艺流化床的建立及稳定措施”的相关问题。 2、循环流化床脱硫物理学理论循环流化床脱硫塔内建立的流化床使脱硫灰颗粒之间发生激烈碰撞，使颗粒表面生成物的固形物外壳被破坏，里面未反应的新鲜颗粒暴露出来继续参加反应，从而客观上起到了加快反应速度、干燥速度以及大幅度提高吸收剂利用率的作用。另外由于高浓度密相循环的形成，塔内传热、传质过程被强化，反应效率、反应速度都被大幅度提高，而且脱硫灰中含有大量未反应吸收剂，所以塔内实际钙硫比远远大于表观钙硫比。而建立稳定的流化床，就需要有分布均匀的流场和一定高度的床料。可见该技术的重点是：1、建立稳定的流化床；2、建立连续循环的脱硫灰输送系统。而这两个基本项的控制技术就成为了整个脱硫项目成功与否的关键。首先我们先来了解下循环流化床的动力学特性。脱硫循环流化床充分利用了固体颗粒的流化特性，采用的气固流化状态为快速流态化(Fast Fluidization)。快速流态化现象即细颗粒在高气速下发生聚集并因而具有较高滑落速度的气固流动现象，相应的流化床称为循环流化床。当向上运动的流体对固体颗粒产生的曳力等于颗粒重力时，床层开始流化。如不考虑流体和颗粒与床壁之间的摩擦力，根据静力分析，可得出下式，并通过式(2-1a 、1b)可以预测颗粒的最小流化速度。 ()12 12 3221R c g d c c u d e r p r p f mf p mf -??? ? ????-+= μρρρ＝μ ρ (2-1a) ()2 3μρρρg d Ar r p r p -= (2-1b) 式中： c 1=33.7，c 2=0.0408 mf e R ——对应于mf u 的颗粒雷诺数； p ρ ——颗粒密度，kg/m 3； r ρ ——流体密度，kg/m 3；

烟气循环流化床(CFB-FGD)干法脱硫工艺

烟气循环流化床（CFB－FGD）干法脱硫工艺 gaojilu 发表于2006-2-20 20:40:31 工艺流程从工艺流程图表明一个典型的 CFB-FGD 系统由吸收塔、除尘器、吸收剂制备系统、物料输送系统、喷水系统、脱硫灰输送及存储系统、电气控制系统等构成。来自锅炉的空气预热器出来的烟气温度一般为 120～180℃左右，通过一级除尘器（当脱硫渣与粉煤灰须分别处理时），从底部进入吸收塔，在此处高温烟气与加入的吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，然后通过吸收塔底部的文丘里管的加速，吸收剂、循环脱硫灰受到气流的冲击作用而悬浮起来，形成流化床，进行第二步充分的脱硫反应。在这一区域内流体处于激烈的湍动状态，循环流化床内的Ca/S值可达到40～50，颗粒与烟气之间具有很大的滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，极大地强化了脱硫反应的传质与传热。在文丘里出口扩管段设一套喷水装置，喷入的雾化水一是增湿颗粒表面，二是使烟温降至高于烟气露点20℃左右，创造了良好的脱硫反应温度，吸收剂在此与SO2充分反应，生成副产物CaSO3·1/2H2O，还与SO3、HF和HCl 反应生成相应的副产物CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2等。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后进入脱硫除尘器（可根据需要选用布袋除尘器或电除尘器），通过引风机排入烟囱。由于排烟温度高于露点温度20℃左右，因此烟气不需要再加热，同时整个系统无须任何的防腐。经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过再循环系统，返回吸收塔继续反应，如此循环，少量脱硫灰渣通过物料输送至灰仓，最后通过输送设备外排。

湿法烟气脱硫技术的研究现状与进展

1.研究背景众所周知，二氧化硫是当今人类面临的主要大气污染物之一，根据15年来60多个国家监测获得的统计资料显示，由人类制造的二氧化硫每年达1.8亿吨，比烟尘等悬浮粒子1.0亿吨还多，己成为大气环境的第一大污染物。在我国的能源结构中，能源结构中煤炭所占比例高达73%，石油为21%，天然气和水能仅占2%和4%。这个比例在一个相当长的时期内不会有根本性的改变。而据对主要大气污染物的分类统计分析，在直接燃烧的燃料中，燃煤排放的大气污染物数量约占燃烧排放总量的96%，大气中90%S0 2，71%CO，85%的CO 2 ，70%的 NO以及70%的粉尘来自煤炭的直接燃烧。因此，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。目前我国S0 2 年排放量连续超过2000 万吨，超过欧洲和美国，使我国成为世界S0 2 排放第一大国。二氧化硫污染对人类造成的危害己被世人所知，二氧化硫的污染属于低浓度、长期的污染，它的存在对自然生态环境、人类健康、工农业生产、建筑物及材料等方面都造成了一定程度的危害。S0 2 污染排放问题已成为制约我国国民经济发展的一个重要因素，对S0 2 排放的控制与治理己刻不容缓。其中，火力发电机组二氧化硫排放量的削减更成为了重中之重。与此同时，气候变暖也已经成为一项全球性的环境问题,受到了许多国家的关注。人类活动所释放的二氧化碳是导致全球变暖的最重要的温室气体。其中火电厂燃用矿物燃料所释放的CO 2 ,是全球二氧化碳浓度增加的主要原因之一。随着我国经济的快速发展，控制能源消耗造成的环境污染，特别是控制燃煤造成的二氧化硫污染和二氧化碳的排放成为保证社会和经济可持续发展的迫切要求。烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的主要技术手段。湿法石灰石一石膏烟气脱硫作为一种相对较成熟、脱硫效率较高的脱硫技术，得到了广泛的应用。石灰石- 石膏湿法烟气脱硫因其脱硫效率高、工艺成熟、安全性可靠性高、系统运行稳定、维护简单、投资成本与运行成本较低、脱硫副产物可综合利用等优势而成为目前火电厂烟气脱硫最常采用的工艺。世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3）、石灰（CaO)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。 2.湿法石灰石/ 石膏脱硫工艺原理当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经经破碎磨细成粉状后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的So2与浆液中的碳酸钙进行化学反应、再通过鼓入空气氧化，最终产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经换热器加热升温后排人烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：

240t循环流化床锅炉烟气脱硝脱硫除尘超低排放改造

240t/h循环流化床锅炉烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造技术方案

4x240t/h循环流化床锅炉脱硫脱硝除尘超低排放改造方案目录公司简介 (3) 1 概述 (3) 1.1项目名称 (3) 1.2工程概况 (3) 1.3主要设计原则 (3) 2燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 (4) 2.1总体技术方案简介 (4) 2.2脱硝系统提效方案 (4) 2.3脱硫除尘系统提效 (6) 2.4脱硫配套除尘改造技术 (7) 2.5引风机核算 (8) 3 主要设计依据 (10) 4 工程详细内容 (12) 5投资及运行费用估算 (14) 6 涂装、包装和运输 (15) 7 设计和技术文件 (17) 8 性能保证 (18) 9项目进度一览表 (20) 10 联系方式 (21)

公司简介 1概述 1.1项目名称项目名称：XXXXXX机组超低排放改造工程 1.2工程概况本工程为XXXX的热电机组工程。本期新建高温、高压循环流化床锅炉。不考虑扩建。同步建设脱硫和脱硝设施。机组实施烟气污染物超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气锅炉机组的排放标准（GB13223-2011）。 1.3主要设计原则为了保证在满足机组安全、经济运行和污染物减排的条件，充分考虑老厂的运行管理现状，结合省环保厅要求，就电厂本期工程的主要设计原则达成了一致意见。主要设计原则包括有：1）燃煤锅炉烟气污染物污染物超低排放改造可行性研究，主要包括处理100%因气量的除尘、脱硫和脱硝装置进行改造，同时增设臭氧氧化污染物深度脱除系统，改造后烟囱出口烟尘排放浓度不大于10 mg/Nn3，SO2排放浓度不大于35 mg/Nn3; NO排放浓度不大于50 mg/Nn i，达到天然气燃气轮机污染物排放标准。 2）装置设计寿命为30年。系统可用率》98% 3）设备年利用小时数按7500小时考虑。 4）减排技术要求安全可靠。 5）尽量减少对原机组系统、设备、管道布置的影响。 6）改造时间合理，能够在机组停机检修期内完成改造。 7）工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。 8）改造费用经济合理。 2燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 2.1总体技术方案简介

循环流化床干法脱硫+COA脱硝技术在CFB炉上的应用

循环流化床干法脱硫+COA脱硝技术在CFB炉上的应用董晨光（山东齐鲁石化工程有限公司，山东淄博 255400）摘要xxx公司三台CFB炉前期经过SNCR改造，烟气中NOx浓度≤100mg/Nm3；脱硫采用炉内加钙方式，烟气中SO2浓度≤200mg/Nm3；本次改造采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术，使烟气中NOx 浓度≤50mg/Nm3，SO2浓度≤35mg/Nm3，从而满足天然气锅炉排放标准之要求。关键词 CFB锅炉；SNCR脱硝；循环流化床干法脱硫；COA协同氧化脱硝一引言 XXX公司现有3台额定出力为240t/h高温高压循环流化床燃煤锅炉，于2006年建成投产。2014年，公司对该三台CFB炉进行了SNCR脱硝改造，使锅炉烟气中NOx浓度值降低到100mg/Nm3 浓度低于200mg/Nm3，以下。锅炉脱硫采用炉内加钙方式，脱硫效率90%左右，锅炉烟气中SO 2 基本满足了《火电厂大气污染排放标准》[1]（一般地区）和《山东省区域性大气污染物综合排放标准》[2]第三时段规定的要求。然而，随着环保标准的不断升级，该三台CFB炉的烟气污染物排放浓度不能达到国家标准《火电厂大气污染排放标准》重点地区特别排放限值、《山东省区域性大气污染物综合排放标准》第四时段（2020年1月起）、“天然气锅炉排放标准”的要求。因此，对该三台CFB锅炉浓度采用循环流化床干法脱硫+COA协同氧化脱硝技术改造，使烟气中NOx浓度≤50mg/Nm3，SO 2 ≤35mg/Nm3，以满足新环保标准之要求。二循环流化床干法脱硫（一）工艺原理烟气循环流化床干法脱硫技术主要是根据循环流化床理论，使吸收剂在吸收塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO2充分接触反应来实现脱硫。系统以消石灰粉（Ca(OH)2）作脱硫吸收剂，以锅炉飞灰、消石灰等混合物作循环物料，在反应器内直接喷水增湿，使循环物料生成一定大小的带有一定量水分的颗粒，这样在反应器中由于颗粒的水分蒸发与水分吸附和固体颗粒之间强烈接触摩擦，使反应器中气、固、液三相之间具有极大的反应活性和反应表面积，可有效去除SO2、HCl、二恶英与其它有害物质。

石灰石湿法烟气脱硫技术

石灰石湿法烟气脱硫技术一.工艺流程 1脱硫系统由下列子系统组成： 1.1石灰石制粉系统 1.2吸收剂制备与供应系统 1.3烟气系统吸收系统 1.4 SO 2 1.5石膏处理系统 1.6废水处理系统 1.7公用系统 1.8电气系统 2 .烟气脱硫工艺流程简介 (石灰石——石膏湿法脱硫工艺流程图) 作为脱硫吸收剂的石灰石选用石灰石矿生产的3-10mm、水份＜1%的石灰石颗粒，运输至石灰石料仓。石灰石经磨粉机磨制成325目90%通过、颗粒度≤43μm的石灰石粉。合格的石灰石粉经制浆系统与水配置成30%浓度的悬浮浆液，根据烟气脱硫的需要，在自动控制系统的操纵下通过石灰石浆液泵和管道送入吸收塔系统。石灰石由于其良好的活性和低廉的价格因素是目前世界上广泛采用的脱硫剂制备原料。烟气脱硫系统采用将升压风机布置在吸收塔上游烟气侧运行的设计方案，以保证整个FGD 系统均为正压运行操作，同时还可以避免升压风机可能受到的低温烟气腐蚀。升压风机为烟气提供压头，使烟气能克服整个FGD系统从进口分界到烟囱之间的烟气阻力。为了将FGD系统与锅炉分离开来在整个脱硫烟气系统中设置有带气动执行机构保证零泄漏的烟气档板门.在要求紧急关闭FGD系统的状态下，旁路档板门在5s自动快速开启，原烟气档板门在55s、净烟气档板门50s内自动关闭。为防止烟气在档板门中泄漏，原烟气和旁路档板门设有密封空气系统。脱硫系统运行时，锅炉至烟囱的旁路档板门关闭，锅炉引风机来的全部烟气经过各自的原烟气档板门汇合后进入升压风机.升压后的烟气至气气热交换器（GGH）原烟气侧，GGH 选用回

转再生式烟气换热器,涂搪瓷换热元件选用先进波形和高传热系数产品, 以减小GGH总重和节约业主方未来更换换热元件的费用。GGH利用锅炉出来的原烟气来加热经脱硫之后的净烟气，使净烟气在烟囱进口的最低温度达到80℃以上, 大于酸露点温度后排放至烟囱。GGH转子采用中心驱动方式。每台GGH设两台电动驱动装置，一台主驱动，一台备用, 电机均采用空气冷却形式。如果主驱动退出工作，辅助驱动自动切换，防止转子停转。GGH的设计能适应在厂用电失电的情况下，转子停转而不发生损坏、变形。GGH采取主轴垂直布置, 即气流方向为原烟气向上(去吸收塔)，净烟气向下(去烟囱排放)。因为原烟气中含有一定浓度的飞灰，飞灰可能会沉积在装置的内侧，随着时间的推移，热传递的效率可能会降低。为防止GGH传热面间的沉积结垢而影响传热效率, 增大阻力和漏风率, 减小寿命，需要通过吹灰器使用压缩空气清洗或用高压水进行定时清洗，吹灰器配有一根可伸缩的喷枪。视烟气中飞灰含量情况, 决定每班或每隔数小时冲洗一次GGH，或当压降超过给定最大值时，说明有一定程度的石膏颗粒沉积, 需启动高压水泵冲洗。但用高压水泵冲洗只能在运行时进行在线冲洗。当FGD装置停运时，可用低压水冲洗换热器(离线冲洗)。 GGH的防腐主要有以下措施: 对接触烟气的静态部件采取玻璃鳞片树脂涂层保护, 保护寿命约为1个大修周期; 对转子格仓, 箱条等回转部件采用厚板考登钢15-20mm厚板, 寿命为30年; 密封片采用高级不锈钢AVESTA 254SMO/904L; 换热元件采用脱碳钢镀搪瓷, 寿命约为2个大修周期。在热量交换后烟气温度降温冷却至 101℃和89.3℃后进入逆流喷淋吸收塔，冷却后的原烟气进入吸收塔与同时通过吸收塔上部的喷嘴进入吸收塔,并与向下喷出的雾状石灰石浆液接触进行脱硫反应，烟气中的SO 2、SO 3 等被吸收塔内循环喷淋的石灰石浆液洗涤,并与浆液中的CaCO 3 发生反应生成的亚硫酸钙悬浮颗粒在吸收塔底部的循环浆池内,再次被氧化风机鼓入的空气强制氧化而继续发生化学反应，最终生成石膏颗粒。与此同时，部分其他有害物质如飞灰、SO3、HCI、HF等也得到清除，这时的原烟气温度已被降低至饱和温度47.22℃和4 5.53℃。在吸收塔的出口设有除雾器，脱除SO 2 后的烟气经除雾器除去烟气中携带的细小的液滴，进入气气热交换器净烟气侧加热，此时的烟气温度进入GGH升温到80℃以上，经脱硫系统净烟气档板门最后送入烟囱，排向大气。在整个脱硫系统中多处烟气温度已降至100℃以下，接近酸露点，为烟道和支架防腐，在设计中采用了玻璃鳞片树脂涂层。考虑到低温烟气对烟囱内壁产生的影响，烟囱内壁均采用刷

烟气循环流化床脱硫CFB-FGD技术使用简介

烟气循环流化床脱硫CFB-FGD技术简介 1. 概况烟气循环流化床(CFB)脱硫技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，而且系统的烟气处理能力也比过去增大了，达到950,000Nm3/h，用于300MW机组的烟气脱硫系统。目前，已达到工业化应用的主要有三种流程, 它们是： 1.由德国Lurgi公司开发的烟气CFB脱硫技术； 2.由德国Wulff公司在Lurgi技术基础上进行改进后的RCFB脱硫技术； 3.由丹麦F.L.Smith公司开发的GSA烟气脱硫技术。早在七十年代初，擅长于冶金工业工程建设的德国Lurgi公司就采用了烟气循环流化技术对炼铝设备的尾气进行处理。八十年代中期，由于开始对环境质量的严格控制以及政府的有关法规的强行规定，德国的动力工业对烟气脱硫设备有了巨大的需求。Lurgi公司在原来用于炼铝尾气处理的技术的基础上开发了一种新的适用于锅炉和其它燃烧设备的干法烟气脱硫工艺，即烟气循环流化床脱硫工艺。这种工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，使吸收剂与烟气接触时间增加，一般可达30分钟以上，从而大大提高了吸收剂的利用效率。这种工艺不但具有干法工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及脱硫副产品呈干态，因而易于处理或综合利用，而且能在很低的钙硫比的情况下(Ca/S=1.1-1.2)达到与湿法工艺相近的脱硫效率(95%)。德国Wulff公司是一个成立较晚的设计和建造烟气CFB脱硫工程的小型企业。它的创始人R. Graf原是Lurgi公司在烟气CFB脱硫技术开发方面的主要负责人。脱离Lurgi公司后自建了Wulff公司，专门从事烟气CFB脱硫技术的开发工作，在Lurgi技术的基础上开发研制了一种叫做回流式烟气循环流化床的烟气CFB脱硫技术,对烟气CFB脱硫技术作了较大的改进，使之更加适用于动力工业(详见后)。 F.L.Smith公司是丹麦最大的工业企业，在水泥工业及散装物料输送机械制造方面享有很高的声誉。该公司的子公司F.L.Smith Mill 专门从事环保设备设计和环境工程建设，在静电除尘器及烟气脱硫方面有不少业绩。它们独自开发的

湿法脱硫技术

湿法脱硫技术神头发电厂田斌【摘要】介绍了石灰石/石灰抛弃法，石灰石/石膏法等湿法脱硫法技术，并对有关问题进行了探讨。关键词烟气脱硫湿法脱硫 1 前言我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制SO2最行之有效的途径。 2 湿法烟气脱硫技术的开发与应用 2.1湿法烟气脱硫技术所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca／S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。

2.1.1石灰石/石灰抛弃法以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaCO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8（美国国家环保局）。石灰石／石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石／石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石／石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，石灰石／石灰抛弃法已被石灰石／石膏法所取代。 2.1.2石灰石/石膏法该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石／石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。石灰石／石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上）、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：

烟气循环流化床脱硫技术

大家先来看一道2017年的大气知识题： ?2017-1-P-50 50.关于循环流化床干法烟气脱硫，在正常运行条件下，以下哪些说法是正确的？【】（A）循环是指烟气循环（B）循环是指灰渣循环（C）脱硫塔内温度越高，脱硫效率越高（D）塔内流速越低，脱硫效率越高解析：《教材上册（第四版）》P197，CFB-FGD借助循环流化床原理，通过脱硫剂（灰渣）的多次循环利用，增大脱硫剂与烟气的接触时间，从而提高脱硫剂的利用率，故A选项错误、B选项正确；《教材第1分册（第三版）》P759，近绝热饱和温度越低，浆液蒸发慢，液相存在时间长，脱硫剂与烟气中二氧化硫的离子反应时间长，脱硫效率高，另一方面必须保证脱硫剂到达脱硫塔出口前完全干燥，以及整个脱硫系统在露点以上安全运行，否则将引起系统黏壁堵塞和结露，这要求近绝热饱和温度大于℃，故C选项错误；塔内流速越低，接触时间长，脱硫效率越高，D选项正确。张工培训答案：【BD】上面这道题的“C选项”涉及到的是“CFB-FGD”设计参数对脱硫性能的影响因素，那么，现在咱们来看看《第一分册（第三版）》P759关于该部分知识点的介绍是怎么样的（如下）：

再来看看《教材上册（第四版）》，P197也有关于“烟气循环流化床脱硫技术”相关知识点的介绍，但是相对于《第三版》教材来说，删除了“烟气循环流化床脱硫技术”的反应机理、主要性能设计参数及性能影响因素两个最重要的知识点，而2017年第一天下午的多选题-50题恰好就考到了，这充分说明：并不是第三版教材中删掉的内容就不考了，注册环保工程师考试的内容范围是不固定的，而且每年考试的范围比较广。针对上述问题，笔者在张工培训注册环保工程师大气精讲班上特意补充了上述内容（如下），还请各位小伙伴们能补充到复习教材的相应位置处哦：

(完整word版)烟气脱硫设计计算..docx

烟气脱硫设计计算 1130t/h 循环流化床锅炉烟气脱硫方案主要参数：燃煤含 S 量1.5% 工况满负荷烟气量285000m3/h 引风机量 1台，压力满足 FGD 系统需求要求：采用氧化镁湿法脱硫工艺（在方案中列出计算过程）出口 SO2含量200mg/Nm 3 第一章方案选择 1、氧化镁法脱硫法的原理锅炉烟气由引风机送入吸收塔预冷段，冷却至适合的温度后进入吸收塔，往上与逆向流下的吸收浆液反应，氧化镁法脱硫法脱去烟气中的硫份。吸收塔顶部安装有除雾器，用以除去净烟气中携带的细小雾滴。净烟气经过除雾器降低烟气中的水分后排入烟囱。粉尘与脏东西附着在除雾器上，会导致除雾器堵塞、系统压损增大，需由除雾器冲洗水泵提供工业水对除雾器进行喷雾清洗。吸收过程吸收过程发生的主要反应如下： Mg(OH)2 + SO2→ MgSO3 + H2O MgSO3 + SO2 + H2O→ Mg(HSO3)2 Mg(HSO3)2 + Mg(OH)2→ 2MgSO3 + 2H2O 吸收了硫分的吸收液落入吸收塔底，吸收塔底部主要为氧化、循环过程。

氧化过程由曝气鼓风机向塔底浆液内强制提供大量压缩空气，使得造成化学需氧量的MgSO3 氧化成 MgSO4 。这个阶段化学反应如下： MgSO3 + 1/2O2→ MgSO4 Mg(HSO3)2 + 1/2O2→ MgSO4 + H2SO3 H2SO3 + Mg(OH)2→ MgSO3 + 2H2O MgSO3 + 1/2O2 → MgSO4 循环过程是将落入塔底的吸收液经浆液循环泵重新输送至吸收塔上部吸收区。塔底吸收液pH 由自动喷注的20 %氢氧化镁浆液调整，而且与酸碱计连锁控制。当塔底浆液pH 低于设定值时，氢氧化镁浆液通过输送泵自动补充到吸收塔底，在塔底搅拌器的作用下使浆液混合均匀，至 pH 达到设定值时停止补充氢氧化镁浆液。20 %氢氧化镁溶液由氧化镁粉加热水熟化产生，或直接使用氢氧化镁，因为氧化镁粉不纯，而且氢氧化镁溶解度很低，就使得熟化后的浆液非常易于沉积，因此搅拌机与氢氧化镁溶液输送泵必须连续运转，避免管线与吸收塔底部产生沉淀。镁法脱硫优点技术成熟氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺，氧化镁脱硫工艺在世界各地都有非常多的应用业绩，其中在日本已经应用了100 多个项目，台湾的电站95%是用氧化镁法，另外在美国、德国等地都已经应用，并且目前在我国部分地区已经有了应用的业绩。原料来源充足在我国氧化镁的储量十分可观，目前已探明的氧化镁储藏量约为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，其中辽宁占总量的84.7%，其次是山东莱州，占总量的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。脱硫效率高

火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法

附件3 火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法（征求意见稿）编制说明《火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法》编制组 2015年11月 —39—

项目名称：火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法项目统一编号：2013-GF-010 承担单位：中国环境保护产业协会、福建龙净环保股份有限公司、武汉凯迪电力股份有限公司编制组主要成员：燕中凯、刘媛、陈树发、彭溶、韩旭、詹威全、王建春、吴孝敏、刘碧莲、赵红标准所技术管理负责人：姚芝茂标准处项目经办人：范真真 —40—

目录 1任务来源 (42) 2规范修订的必要性 (42) 3主要工作过程 (44) 4国内外相关标准研究 (45) 5同类工程现状调研 (46) 6标准主要技术内容及说明 (66) 7标准实施的环境效益及技术经济分析 (77) 8标准实施建议 (78) —41—

1任务来源为适应国家环境保护工作需要，2012年环境保护部《关于开展2013年度环境技术管理项目承担单位的通知》（环科函〔2012〕59号）下达《火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法》（HJ/T178-2005）的修订任务，项目统一编号2013-GF-010。参编单位有中国环境保护产业协会、福建龙净环保股份有限公司、武汉凯迪电力股份有限公司。 2规范修订的必要性我国是一个“富煤、缺油、少气”的国家，长期以来，一次能源中的70％左右依赖于煤炭。近几年，虽然我国加大了绿色能源的替代建设工作力度，但能源结构决定了我国一次能源主要依赖于煤炭的局面在短期内还很难得到改善，煤烟型污染在未来相当长的一段时间内仍将是我国工业烟气的主要特点。我国煤炭消耗量从2000年的14.9亿吨，增加到了2014年的35.1亿吨，增长了2.4倍。其中电力行业仍然是煤炭消耗的大户。2014年燃煤发电量达到4.23万亿千瓦时，占全国发电量的74.9%，发电供热燃煤超过19亿吨。在污染物排放方面，约70%的烟尘、85%的二氧化硫及67%的氮氧化物排放都来自于燃煤，同时燃煤产生的SO3、汞等重金属污染物给环境和人类健康所带来的危害也是不可估量的。目前，我国政府已高度重视大气污染防治工作，国务院多次转发大气污染控制通知。2013年9月国务院发布了《大气污染防治行动计划》，进一步提出了燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘改造工程建设。所有燃煤电厂都要安装脱硫设施，每小时20蒸吨及以上的燃煤锅炉要实施脱硫。2013年，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的实施，将烟尘、SO2、NOx的排放限值降至20、50、100 mg/m3，还新增了汞及其化合物的排放限值（0.03mg/m3）。2015年底，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，全面实施燃煤电厂超低排放要求，将烟尘、SO2、NOx 的排放限值再次降低至10、35、50mg/m3。烟气循环流化床法是可以与湿式石灰石/石灰-石膏法在大型机组上应用上进行比选的一种干法/半干法脱硫工艺。相关数据表明，2012年全国投运燃煤机组 —42—

循环流化床烟气脱硫工艺设计资料

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。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％，