循环流化床脱硫技术

关键词： 湿法 烟气 技术 脱硫

循环流化床脱硫技术（精选十篇）

循环流化床脱硫技术 篇1

20世纪80年代, 当德国的鲁奇 (Lurgi) 公司首次将循环流态化技术用于烟气脱硫而开发出循环流化床烟气脱硫工艺 (CFB-FGD) 时, 该工艺以其独特的优势[3,4,5,6,7]立即受到各国研究者的关注:① 脱硫剂利用率高, 在较低的Ca/S (摩尔比) 下可达到与湿法相当的脱硫效率;② 工程投资少, 运行费用和脱硫成本较低;③ 无脱硫废水排放, 且脱硫副产品呈干态, 不会造成二次污染;④ 工艺流程简单, 系统设备少, 控制简单, 占地面积小;⑤ 系统 (包括设备和管道等) 基本不存在腐蚀问题, 可用碳钢制造;⑥ 对煤种适应性强, 既可处理燃烧低、中硫煤的烟气, 又可处理燃烧高硫煤的烟气;⑦ 在脱硫剂中加入少量的铁基催化剂, 可脱除60%～90%的氮氧化物, 具有脱硫、脱氮一体化的发展潜力。

1 CFB-FGD的各种形式

迄今为止, 各国研究者对循环流化床烟气脱硫工艺进行了改进和提高。图1为典型的烟气循环流化床脱硫装置CFB-FGD工艺流程。依据流态化原理设计的烟气循环流化床脱硫装置包括流化床主体、气固分离系统、吸收剂制备与加料系统等[8]。循环流化床主体 (又称反应器或吸收反应塔) 是脱硫装置的核心, 可设置成内循环和外循环两种方式。气固分离系统的作用是回收脱硫产物, 可采用旋风除尘器、静电除尘器或布袋除尘器。脱硫塔可采用两种给料方式:一是将水直接喷入脱硫反应系统, 润湿脱硫剂, 使脱硫反应转化为离子反应, 该法称为分添式给料法;二是将脱硫剂在反应前润湿, 制成浆液后再送入反应器, 称为浆液式给料法。

1.1 分添式给料工艺

20世纪80年代, 德国Lurgi公司开发了炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术。该技术首先在炉膛适当部位喷入石灰石, 通过固硫作用脱除部分硫化物。在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器, 炉内未反应的CaO随着飞灰输送到反应器内, 经增湿活化后进行脱硫。该工艺无需设置石灰烧制系统, 可减少运行设备及烧制石灰带来的环境污染, 但该工艺对锅炉燃烧效率有一定的影响, 并且还可能对尾部烟道过热器、省煤器、空气预热器造成损坏, 例如, 下关电厂在采用此工艺时, 锅炉效率下降了0.66%[9]。

在此基础上, 美国EEC和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气脱硫工艺, 称为烟气循环流化床脱硫工艺 (CFB) , 其流程见图2。在该工艺中, 将脱硫剂和水分别喷入循环流化床反应器内, 以此代替了炉内喷钙。该工艺所需的脱硫剂一般为Ca (OH) 2, 工艺流程简单, 脱硫效率可达95%以上, 造价较低, 运行费用相对不高, 是一种较有前途的脱硫工艺。

德国Wulff公司在Lurgi的CFB技术基础上开发了一种回流式烟气循环流化床脱硫工艺 (RCFB) , 如图3所示。在Lurgi公司的CFB工艺中, 物料主要是通过外循环的方式进入反应器, 而在RCFB中, 通过增设内构件并对脱硫塔流场进行独特的设计, 增强了循环物料的内循环, 从而减少外循环装置的负担, 通过内外循环的方式, 在保证塔内较高颗粒浓度的前提下, 减少脱硫塔出口粉尘浓度, 这样就保证了脱硫效率, 同时会减轻后续静电除尘器或布袋除尘器的负担, 简化了下游除尘器的设计[4,5,6]。但是, 这种工艺的缺点也很明显, 它会增加整个反应塔的压力降, 从而使整个系统的能耗增加。该工艺所用的吸收剂为干态消石灰粉或石灰浆液, 从反应塔底部喷入, 属于分添式给料工艺或浆液式给料工艺。

1—锅炉;2—锅炉除尘器;3—消石灰仓;4—反应塔;5—石灰浆槽;6—增湿水箱;7—脱硫除尘器;8—中间灰仓;9—集灰库;10—烟囱

1.2 浆液式给料工艺

在分添式给料工艺中, 由于新鲜石灰和水分别喷入, 当烟气通过反应器时, 新鲜石灰和水就会被大大稀释, 其碰撞活化效率降低[10], 于是研究者们就采用浆液式给料, 这时脱硫剂和水就会完全接触, 但由于石灰在水中的溶解度低, 须制成石灰乳浊浆液, 其浆液制备系统复杂且庞大。

1.2.1 气体悬浮吸收烟气脱硫工艺 (GSA)

气体悬浮吸收烟气脱硫工艺 (GSA) 是由丹麦F.L.Smith公司开发的循环流化床脱硫技术, 流程如图4所示。GSA脱硫装置与Lurgi装置相似, 只是该装置用氢氧化钙浆液喷射代替了氢氧化钙粉和水的分别喷射。该工艺中首先将Ca (OH) 2和水混合, 石灰乳雾化后喷入循环吸收塔内, 在喷水增湿的条件下进行脱硫。由于增加了制浆系统, 结构较复杂, 喷枪喷嘴易结垢、堵塞, 磨损严重, 而且若喷入位置不当, 易造成脱硫灰的团聚和粘壁。另外, 该技术必须使用纯度和活性较高的石灰浆Ca (OH) 2[11]。

1.2.2 NID (New Integrated Desulfurization System) 工艺

在传统的CFB工艺中, 因其回流或双流喷嘴埋在流态不稳定、湿度不均匀的反应灰堆中, 很难产生中位径约80 μm的小液滴, 不可避免地出现浆滴的团聚, 产生湿灰团及浆团, 易造成喷嘴及吸收塔渐扩段粘堵, 装置不能长期稳定运行。同时受浆滴干燥的影响, CFB塔内的操作温度稍高, 脱硫塔的高度也较高。针对这些问题, 瑞典ALSTOM公司研制了一种集除尘和脱硫于一体的综合工艺NID, 如图5所示。

在NID工艺中, 脱硫剂与循环物料在混合增湿器中充分混合并增湿后注入反应器, 从而除去烟气中的酸性物, 净化烟气。该装置由矩形反应器、消化器、增湿混合器及出灰系统组成, 其中增湿混合器是关键设备, 属于专利产品。在一体化的增湿器中加水使脱硫灰的水分由2%增加到5%, 增强了循环灰的流动性, 克服了传统CFB工艺出现的粘壁问题。同时该装置能与除尘器组合为一体, 占地面积很小。但是NID工艺也有其局限性。因为这种工艺只能在反应器内完成70%的脱硫反应, 余下的反应需在布袋除尘器内完成[6], 是与布袋除尘结合的一体化除尘脱硫工艺, 由于我国的滤布质量较差, 火电厂采用布袋除尘器的极少, 所以目前推广潜力不大[12]。

2 CFB-FGD的脱硫机理

无论是分添式给料工艺还是浆液式给料工艺, 其脱硫机理基本相似, 其中循环流化床反应器的应用、水分的加入和脱硫剂物料的循环是CFB-FGD脱硫的主要特点。

2.1 循环流化床反应器的应用

在循环流化床中气体与固体颗粒间会发生强烈混合和接触, 烟气与脱硫剂基本处于热平衡状态[13], 这样既有利于喷入水分、烟气与吸收剂的接触, 也有利于水分的蒸发。并且在循环流化床中不存在鼓泡床中的定形气泡, 沿整个横截面床层密度分布均匀, 气相返混小或不返混, 并且气—固接触良好, 因此可较好的控制脱硫反应时间, 是快速反应过程中较理想的操作状态[14]。

另外, 用于循环流化床操作的固体颗粒一般粒度较细, 平均粒径在100 μm以下, 所以颗粒的比表面积大, 可以大大加速气—固间的传热、传质和反应过程[14,15]。

2.2 水分的加入

大量的研究表明[16,17,18,19], 水分的存在是脱硫反应能快速进行的主要原因。根据喷入反应器水滴或浆滴蒸发的特点, 脱硫塔内SO2的吸收过程大致可分为恒速干燥阶段和减速干燥阶段[20]。当液滴喷入反应器后, 水分在热烟气的作用下开始蒸发。起始阶段, 蒸发与脱硫反应进行得都比较快, 但单位液滴表面的蒸发速率却保持不变, 因此蒸发速率大小取决于表面水分的汽化速率, 这一阶段称为恒速干燥阶段。在这一阶段, 石灰浆液或含湿颗粒中的Ca (OH) 2与SO2的反应是快速的液相离子反应, 反应程度剧烈。化学反应如下:

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随着反应的进行, 液滴表面逐渐形成一层生成物, 它一方面阻碍了液滴内部水分的蒸发, 另一方面也增大了SO2气体向液滴内部的传质阻力, 脱硫的液相离子反应速度开始降低, 这一阶段被称为降速干燥阶段。当脱硫剂表面剩余的结合水分少于一个或几个分子层, 即达到了临界水分[16]时, 不能维持整个颗粒内的离子反应, 脱硫反应由液相离子反应变成了分子反应:

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研究表明[16,17,18,19,20,21,22], 分子反应的脱硫效率很低, 因此起主要脱硫作用的反应是液相离子反应。

2.3 脱硫剂物料的循环

影响循环流化床工艺脱硫效率的另一个重要因素是脱硫剂物料的循环。物料的循环增加了反应器内脱硫剂的浓度, 据统计, 循环流化床内脱硫剂的浓度为普通反应器的50～200倍。脱硫反应可以理解为基元反应[22], 根据化学反应碰撞理论, 有效碰撞的几率与反应器中反应物的有效浓度成正相关。因此, 脱硫剂浓度升高, 大大提高了脱硫反应的速率r, 缩短了反应时间。

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另一方面, 通过循环, 新鲜脱硫剂在反应器内的停留时间累积可达30 min以上, 并且反应器内强烈的湍流状态以及较高的物料浓度提供了连续的颗粒接触, 物料之间的碰撞使得脱硫剂表面的反应产物不断的磨损剥落, 避免了孔堵塞造成脱硫剂活性下降的问题。新的石灰表面连续暴露在气体中, 强化了床内的传质和传热, 从而使脱硫剂的利用率大大提高, 降低了钙硫比。

另外, 在浆液式给料时, 喷入反应器中液浆的直径为20～100 μm, 而循环固体颗粒的直径为20～200 μm, 循环物料上会粘附着一定数量的浆滴, 为脱硫反应提供场所, 同时增大了反应的比表面积。当液浆蒸发完后, 脱硫产物CaSO3和未反应的脱硫剂就会沉积在循环物料上。随着物料继续循环, 其表面就会有一层或几层CaSO3和未反应的脱硫剂, 直到循环物料被排出反应器或发生碰撞破碎为止。

3 国内循环流化床脱硫工艺的发展情况

早在20世纪90年代, CFB-FGD工艺就已经在国外进行了工业化运行, 并积累了丰富的经验, 而我国在这方面起步较晚, 技术不成熟, 还没有进行工业化工程的经验, 因此早期我国主要以引进国外的技术或装置为主。例如武汉凯迪电力引进德国Wulff公司回流式烟气循环流化床技术, 浙江菲达机电从Alstom公司引进了NID半干法烟气脱硫技术, 龙净环保引进德国鲁奇的循环流化床烟气脱硫技术等。

引进国外的技术工艺成熟, 但需要给外国公司交纳昂贵的技术费用, 大大增加了投资成本。近几年来, 随着人们对环境保护的日益重视, 我国加快了对新的脱硫工艺的研究。在国外先进经验的基础上, 我国东南大学、浙江大学、清华大学、山东大学、哈尔滨工业大学、中国科学院过程工程研究所等单位都对CFB-FGD技术进行了大量的试验研究。表1列举了国内自主研制并应用的CFB-FGD装置。表2列举了国内引进CFB-FGD装置的部分企业。

4 国内循环流化床脱硫工艺的缺点和急待解决的问题

(1) 压力降问题。循环流化床的压力降由循环流化床的结构、气体流速和床内固体颗粒物的质量浓度三部分决定。由于工艺的需要, 其压力降一般很高 (1 500～2 500 Pa) 。一般现有电厂引风机的压头余量难以克服如此大的压降, 需要增加新的脱硫风机。高的压力损失还使得运行费用有所增加;另外, 由于反应塔内大量物料不断湍动, 反应塔压力降有较大波动。

(2) 需要高品位的石灰作为脱硫剂。由于发达国家石灰工业发达, 易得到高质量的商品石灰, 因此, 以石灰作为脱硫剂不会有任何供应上的问题。但我国石灰的供应尚存在品位低、质量不稳定、供应量不足、供应源分布不均、价格过高等缺陷[4]。

(3) 由于约99%的脱硫剂都参与了循环, 使脱硫塔内的浓度大大增加, 从而使塔出口烟尘浓度过高, 加重了除尘器负荷。

(4) 脱硫副产品的利用途径单一, 需要开发新的利用途径。

5 今后发展的建议

(1) 深入研究循环流化床脱硫塔内气—固运动规律, 了解塔内气体的流体模型, 这对循环流化床的设计和改造、减少塔体阻力、防止湿壁结垢现象的产生有重要的指导意义。

(2) 进一步研究开发价廉、高效的脱硫剂及其制备方法, 例如采用工业废弃物如粉煤灰、电石渣、硼泥以及废石灰膏等作为钙基脱硫剂, 以废治废。

(3) 拓宽脱硫副产物的利用途径。在欧洲, 脱硫副产物已被广泛地应用在水泥、墙体建材、粘合剂、植物肥料等领域, 并有丰富的经验, 在此基础上, 应结合我国国情, 发展脱硫副产品综合利用技术。

循环流化床脱硫技术 篇2

循环流化床烟气脱硫技术在燃煤机组脱硫工程中的应用

摘要：通过研究烟气循环流化床脱硫工艺的技术特点,并经过实际应用,证明该干法脱硫技术具有占地面积小、脱硫效率较高、投资较低、耗水量小等特点,该方法解决了石灰石-石膏法占地面积大、投资高、耗水量大、烟道腐蚀、资金回收期长等难点,特别适用于现役燃煤机组脱硫.作 者：薛艳龙 李大伟 魏征 作者单位：承德市环境保护局,河北,承德,067000期 刊：承德石油高等专科学校学报 Journal：JOURNAL OF CHENGDE PETROLEUM COLLEGE年，卷(期)：,12(1)分类号：X701.3关键词：循环流化床 烟气脱硫 燃煤机组

循环流化床脱硫技术 篇3

关键词：循环硫化床;脱硫技术;脱硫效率

中图分类号：TK229. 66     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）03-0170-02

循环流化床烟气脱硫技术是世界都在积极研究的先进技术，但是由于目前国内采用的脱硫工艺还不成熟，因此存在诸多问题，为了维护系统安全和减少成本，对烟气循环流化床脱硫技术进行进一步研究和改造具有重要意义。本文利用已有烟气循环硫化床脱硫技术为基础，提出循环硫化床锅炉超净排放烟气脱硫工艺，进一步提高脱硫效率。

1  脱硫技术现状

目前，我国大型火电厂烟气脱硫技术主要运用国外较为成熟、业绩较多的石灰石湿法技术，基于湿法工艺系统工艺具有难度大、成本较高、占地多等问题而循环硫化床脱硫书则具有投资少、运行和投资成本低、效率高等特点，因此在我国的应用前景广阔。开发出拥有自主知识产权的循环硫化床烟气脱硫技术具有重要意义。

2  脱硫系统技术要求及改进方案

2.1  设计制造的技术要求

技术要求需要满足脱硫系统的设计、购入、生产、运输、运行、安装、检验、测试、试运行、考核运行、查缺、等一系列的技术和管理工程。

2.2  脱硫系统常规技术要求

脱硫系统必须达到下列运行要求：①在锅炉在最小（30%负荷）和最大（110%）负荷点间的任何负荷情况下，烟气脱硫设备及其辅助设备皆可工作。脱硫设备能方便迅速的通过冷、热启动程序投入工作。在上述的设计条件下，需要保证排放的污染物不超出要求的保证排放值。②在脱硫设备停止工作期间，需要冲洗以及排水的设备，应当达到易于实现冲洗和排污的要求。③整套装置中所有易于损耗、磨损或易于出现故障的设备，要易于更换、检修和维护。

2.2.1  烟风系统

①烟道设计时应事先考虑并按照可能发生的最差运行条件进行设计。②排水设施材料应充分考虑防腐，特别是接触腐蚀环境的净烟气烟道和原烟气烟道。排水应返回到脱硫排水坑或吸收塔浆池。③在烟道有测点的局部区域的顶部，用顶板覆盖。保证顶板可以支撑行走和最少150 kg/m2的部分荷重，为便于排水应当对顶板设有坡度，顶板最低点和烟道直接的距离最少有200 mm。③烟道应设计保温。

2.2.2  吸收塔系统

①意采用的湿式吸收塔在其气液的接触区不能出现填料，并且吸收塔不能被预洗涤。②在吸收塔的塔顶设置高65 m直排烟囱。③对二氧化硫吸收设备、吸收塔以及循环浆池整体进行模块化设计。为保障尽可能去除二氧化硫应当额外设置喷雾层。④注意在浆液喷雾处，用除雾器收集系统下游夹带的浆液。⑤为了保证防止浆液沉淀，应当使用消除死角搅拌器。吸收塔浆液排出泵排空吸收塔的时间不能超过15 h，并且保证吸收塔底面的液体能完全被排空。

2.2.3  脱硫剂制备和供给系统

本系统设置石灰石储仓及石灰石浆液制备和供应装置。由于吸收剂会与SO2反应并发生消耗，因此需要不断用泵输送并补充配置液到吸收塔。配置流程如下：用罐车将石灰石粉送入石灰石储仓，由石灰石粉给料设备输送如石灰石浆液箱，为维持浆液浓度需要不断在浆液箱中补充工艺水，配置好的浆液存贮于石灰石浆液箱。保证筒体、泵和管道的有足够的使用寿命，至少在下一个大修期来临之前仍可使用。

2.2.4  石膏脱水系统

①系统概述：吸收塔里的石膏浆液处理的流程如下：先是通过排出泵将石膏输送到石膏旋流站进行浓缩，石膏的浓缩液再被运送到真空皮带脱水机脱水，经过脱水处理后，石膏浆液的表面含水率基本小于12%，为了充分综合利用，最后暂时贮存在石膏库。石膏旋流站出来的浆液一部分回收到吸收塔可供循环使用，一部分直接进入废水处理系统，使用泵抽至中和池进行处理。为保证石膏品质，需要控制脱硫石膏中Cl-等成份的含量，在石膏脱水过程中利用水和滤布形成的过滤系统对对石膏进行反复冲洗，最后过滤的水课存在滤液池中，之后用泵送到系统用于脱硫剂制备或折直接返回吸收塔。②设计原则：在每个吸收塔内都配置一套石膏旋流站。所有锅炉（2台75 t/h锅炉）共设置一个溢流收集箱，容量的选择按锅炉BMCR工况产生的150%浆液量的多少。

根据锅炉燃烧设计煤种BMCR工况运行时可能产生的150%石膏处理量，来配置真空皮带脱水机的总出力，以满足石膏浆液用于处理设计煤种时量的要求，同时需要配置真空泵、气液分离等辅助设施。

石膏脱水系统还需设置一个石膏库，根据2台炉在脱硫设计煤种BMCR工况下3 d容量确定石膏堆料间的有效容量。采用铲车等运输装备运输石膏库内石膏。

2.2.5  工艺水系统

①系统概述：脱硫工艺系统需用到水，可由电厂供水系统输送到脱硫系统工艺水箱，由工艺水箱提供用于石膏结晶、石灰石浆液制备的工艺用水。此外还可用于冲洗除雾器、真空皮带脱水机及各种浆液输送设备、输送管路、储存箱等设施;最后还可用于泵或其他设备的冷却水以及密封水。

②技术要求：工艺水系统应保证FGD装置正常运行，并且做好一旦出现事故时的用水。根据系统运行需要设计工艺水箱容积，保证其容量。为确保系统工艺水供应需求，系统应单独配备冲洗运送浆液的管路、除雾器等设备。为确保系统冷却水供应需求，系统用于管设备冷却水的水泵应单独设置等。系统应使用离心泵来输送工艺水。

2.2.6  压缩空气系统

压缩空气系统提供压缩空气的用途：①杂用空气可在机械设施，风动设备，板手等操作中发挥作用，还可用于脱硫装置一些运行方式中，最后还可用于脱硫装置的维护维修。②仪用压缩空气可在脱硫装置所有气动操作的仪表和控制系统中发挥作用。

依据需要，在岛内设仪时用的储气罐是压缩空气储罐和杂用压缩空气储罐。储气罐的贮备应当足够，在全部空气压缩机停运时，储气罐应当能提供足够的耗气量维持整个脱硫控制系统继续工作至少15 min，按需确定压缩空气系统储气罐工作压力。

2.2.7  废水处理和疏放系统

设置废水处理系统，对排放的废水经过中和加料处理，达到水污染排放指标时才可排往水集中处;此外，按环保部门要求对污泥进行脱水处理。作为提供脱硫净化系统浆液排放场所的地点，疏放系统可分为区域排水收集和事故浆液收集两类。

区域排水收集：区域排水收集是通过明渠，收集各个设备排放的水和浆液到集水坑，然后通过集水坑泵将水或浆液输回吸收塔等收集设施。单独配备每个集水坑的集水坑泵，为防止浆液沉积还应设有搅拌器。

事故浆液收集：事故浆液收集主要注意当吸收塔需要检修时，需要临时排空塔釜内浆液，将吸收塔塔釜内的浆液通过事故浆液池暂时贮存。当吸收塔维护检测完成后，事故浆液池内浆液能够通过事故泵输送回吸收塔。

3  性能保证及监造

性能的监造需要参考《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标》等各种验收标准，对脱硫效率、钙硫比、石灰石消耗、用电情况进行综合考量。

由于近年火电厂大气污染排放指标的提高，常用的锅炉循环流化床脱硫技术难以达到目前的环保需求，燃煤锅炉“超洁净排放”改造工艺运行和维护成本相对较低，并且具有良好的性能和稳定性，提高了脱硫效率，更重要的是达到了污染物排放要求。

参考文献：

[1] 钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，

2002.

[2] 王志轩，王书肖，燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].北京：化学工业   出版社，2001.

[3] 马双忱.烟气循环流化床脱硫技术试验研究[D].保定：华北电力大学，

循环流化床脱硫脱硝技术的优化选择 篇4

关键词：环境污染,循环流化床锅炉,炉内脱硫,SNCR脱硝工艺

2013年《BP世界能源统计年鉴》显示, 煤炭继续保持增长最快的化石燃料, 中国首次成为消费世界煤炭半数以上的国家。燃煤锅炉作为煤炭消费大户, 已成为主要的污染源。随着GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准的实施, 新建燃煤锅炉的二氧化硫和氮氧化物 (以NO2计) 的排放均应控制在100 mg/m3以内, 这就要求燃煤锅炉必须肩负污染物排放控制与生态保护的环境责任, 并肩负应对气候变化的历史责任。

循环流化床锅炉 (CFB) 具有燃料适应面广、燃烧效率高、污染物排放水平低等特点, 对于高硫煤, 用石灰石作添加剂可实现炉内脱硫, 脱硫效率可达95%以上, 通过控制炉膛温度和分级燃烧可以实现低NOX排放。近年来, CFB锅炉作为一种环保型锅炉在工业生产中被广泛应用。

目前, 烟气同时脱硫脱硝技术还处于实验室阶段或中试阶段, 极少数进行了工业示范, 技术的不成熟制约了该技术的推广和应用。文中提出采用炉内脱硫和SNCR脱硝联合深度烟气净化技术, 结合CFB锅炉清洁燃烧的特点, 从理论上对循环流化床锅炉脱硫脱硝技术工艺进行了优化选择。

1 CFB锅炉脱硫工艺选择

烟气脱硫 (FGD) 是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法, 基本原理是以一种碱性物质作为吸收剂, 即脱硫剂, 吸收SO2, 先反应形成亚硫酸盐, 再加氧气氧化为稳定的硫酸盐, 其中以Ca CO3 (石灰石) 为基础的钙法占90%以上。

在尾部烟道增加烟气脱硫装置是目前我国大型火电厂烟气脱硫采用的主要工艺, 以石灰石/石膏湿法为例, 该技术脱硫效率高, 但系统复杂, 投资较大、占地面积大、运行成本较高。此外, 尾部烟气脱硫装置产生的废料不能像循环流化床锅炉的灰渣一样得到综合利用, 由此带来的废水、废料和石膏雨等二次污染问题尚未得到有效解决, 这些都是因为电厂资源没有得到有效的综合利用。

以石灰石作为脱硫剂的脱硫反应的最佳温度区段是800~1 000℃, 固硫机理是Ca CO3先被煅烧成Ca O, 再发生固硫反应。CFB锅炉炉内稳定温度场使其本身恰好具有了炉内烟气脱硫条件, 炉外的脱硫装置实际上就是石灰石的制粉、存储及输送系统。国外大量CFB锅炉的脱硫运行结果显示, CFB锅炉采用炉内脱硫技术, SO2排放完全可以满足排放标准, CFB锅炉炉内脱硫效率由脱硫剂特性及粒度、床层温度、钙硫比等因素决定。

1.1 脱硫剂特性

研究发现地质年代短, 且有高多孔性组织的石灰石对SO2有较高的反应活性, 一般应该选择氧化钙含量高且煅烧后孔隙结构较好的石灰石作脱硫剂。较好的孔隙结构是指煅烧后脱硫剂内部大孔和小孔匹配合理, 既有小孔使脱硫反应的表面积增大。初始反应速度加快, 又有大孔使气体扩散阻力减小, 扩散反应速度增大。

石灰石的粒度及粒径分布同样对炉内脱硫效率有着重要影响。脱硫剂粒度偏小, 理论上增加了脱硫效率, 且对NOX的刺激作用减小, 但石灰粉在炉内停留时间降低, 直接被烟气飞灰带走的石灰粉增多, 吸收反应不充分, 同时, 粒径的减小也增加了磨制系统的能耗。根据实际经验循环流化床锅炉脱硫剂石灰石最佳粒径为0.15~0.5 mm[1]。

1.2 床层温度

运行床层温度太低, 脱硫反应变慢, 脱硫效率下降;温度太高, Ca SO4将会分解为SO2。对于CFB锅炉来说, 床层温度宜控制在850~900℃, 既能保证锅炉的燃烧效率, 又保证了脱硫效率。

1.3 Ca/S摩尔比

Ca/S摩尔是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素。图1为Ca/S摩尔比对脱硫效率的影响。

此外, 锅炉循环效率也是影响脱硫效率的一个重要参数, 随着循环倍率的增大, 飞灰的再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[2]。

炉内脱硫可以体现CFB锅炉洁净燃烧的技术优势, 完全能够实现高效、低污染的清洁燃烧, 不仅可以减少电厂占地面积, 降低同城投资、厂用电耗和运行成本, 同时避免了二次污染。

2 CFB锅炉脱硝工艺选择

经验表明, 即使不采用任何附加的NOX控制技术, 循环流化床锅炉也可达到较低的排放标准。尽管如此, 环境治理压力的增加和现行环境排放法规的日益严格, 要求燃煤锅炉必须进行烟气脱硝。

目前有两类商业化的烟气脱硝技术:选择性催化还原 (SCR) 和选择性非催化还原法 (SNCR) , SCR脱硝系统虽然可以取得高达90%的NOx脱除率, 但该技术由于其昂贵的催化剂及寿命问题造成了投资过大, 限制了其广泛应用[3]。而SNCR脱硝工艺的温度区间一般为850~1 000℃之间, 相对位置一般在CFB锅炉炉膛出口或分离器进口。SNCR脱硝工艺是把还原剂如氨气、尿素稀溶液等喷入炉膛, 还原剂迅速热分解出NH3并与烟气中的NOX进行反应生成N2和H2O, CFB锅炉具有一个非常有效的还原剂喷入点和混合反应器———旋风分离器, 分离器内的烟气扰动强烈, 且烟气停留时间大约为1.5~3 s, 利用实现喷入的还原剂和烟气之间迅速而均匀的混合。CFB独特的燃烧方式为喷氨脱氮工艺提供了最佳的条件, 运行数据显示可以达到70%的实际脱硝效率。

SNCR脱硝工艺NOX脱硝效率主要取决于反应温度, 氨氮化学计量比等因素。

2.1 反应温度的选择

试验结果表明, 当反应区温度在900℃左右时, 由于NH3初期消耗速度低, 且能保证后期动力扩散需求, 所以脱氮效率最高[4]。此外, 在既定氨氮比的条件下, 以氨水作为反应剂, 当温度区间为730~950℃时, 脱硝效率最佳, 当温度在950℃以上时, 以尿素作为反应剂的脱硝效率最佳[5]。

2.2 氨氮比的选择

试验结果表明, 反应温度为900℃左右时, 当氨氮比为1.5~1.6时的脱硝效率最高, 随着氨氮摩尔比的增大, 不仅增加了还原剂的逃逸率, 烟气中逃逸的NH3与SO3生成 (NH4) 2SO4, 易造成空预器堵塞, 并有腐蚀的风险。

此外, 循环灰中含有的Fe2O3, Fe3O4, Ca O等对NH3还原N2O和NO的反应具有催化作用, 所以, 旋风分离器中循环灰的浓度越高, 气固多相反应越剧烈, NOX排放越低。

3 结束语

随着日益严格的大气污染物排放标准要求, 深度脱硫脱硝是全球低污染排放的必然趋势, 特殊的结构和燃烧方式, 决定了循环流化床锅炉将作为洁净煤燃烧技术的主力军。

采用炉内脱硫和SNCR脱硝联合深度烟气净化技术, 在技术上可行合理, 经济上具有明显优势, 政策方面完全符合国家产业政策要求。

参考文献

[1]李树林.循环流化床锅炉深度脱硫技术经济性研究[D].上海:上海交通大学, 2012.

[2]窦伟.影响循环流化床锅炉炉内脱硫效率的因素及控制[J].科技创新与应用, 2013 (25) :111.

[3]曾德醒.SNCR脱硝技术在循环流化床锅炉中的应用[J].科技与生活, 2010 (20) :119.

[4]韩丁, 石福渠, 石秀书.循环流化床锅炉脱硝工艺研究[J].电站系统工程, 2012.28 (5) :35-36.

循环流化床脱硫技术 篇5

大中型锅炉应用双循环流化床烟气脱硫装置的技术经济分析

介绍了自主研制的双循环流化床烟气悬浮脱硫技术(DCFBFGD)的.工艺流程、技术特点,并以里彦电厂的一台430 t/h燃煤锅炉为例,对大中型锅炉应用此项技术进行了技术经济分析.分析表明,该脱硫装置适合大中型锅炉的脱硫改造,投资费用和运行成本低.

作 者：黄盛珠 郝晓文 马春元 Huang Shengzhu Hao Xiaowen Ma Chunyuan  作者单位：黄盛珠,Huang Shengzhu(哈尔滨工业大学能源科学与工程学院,黑龙江,哈尔滨,150001)

郝晓文,马春元,Hao Xiaowen,Ma Chunyuan(山东大学能源与动力工程学院,山东,济南,250061)

刊 名：环境污染与防治  ISTIC PKU英文刊名：ENVIRONMENTAL POLLUTION AND CONTROL 年，卷(期)：2005 27(4) 分类号：X7 关键词：烟气脱硫   双循环流化床   技术经济分析  

循环流化床锅炉烘炉技术优化实践 篇6

关键词 75t/h循环流化床锅炉；耐火耐磨材料特性分析；节能经济；烘炉方案

1 前言

循环流化床锅炉（简称CFB锅炉）除了高效节能、低污染地清洁燃烧优点以外还有一个最大的特点就是燃料适用的广泛性。正因为如此，大多的循环流化床锅炉都燃用了高水份、含灰量极大的劣质煤，燃烧时，烟气中含有大量的飞灰颗粒，这些灰粒以极高的速度冲刷炉壁及其设备，使其表面受到剧烈的磨损，发生局部的严重破坏，甚至导致事故停炉。因此高强度的耐火耐磨材料，在循环流化床锅炉上得到了广泛的应用。这些耐火耐磨材料都在现场施工，不可避免的存有游离水、结晶水等不同形态的湿分。在锅炉升温过程如果水分大量迅速蒸发，产生的蒸汽压力超过内衬的结合力，不均匀的膨胀过快，可能使内衬爆裂脱落，直至大面积坍塌。因此，新施工的不定型耐火耐磨材料的初次烘干即烘炉，是直接关系到循环流化床锅炉启动运行前的一项重要工作，烘炉效果的好坏对于耐火耐磨材料的使用性能和寿命，至关重要。

2 锅炉本体概述

淮南矿业集团电力公司新庄孜电厂#6炉（UG-75/3.82-M44）是无锡华光锅炉股份有限公司开发的产品。其结构简单、紧凑，与传统的煤粉炉炉型相似，锅炉本体由燃烧设备、给煤装置、床下点火装置、分离和返料装置、水冷系统、过热器、省煤器、空气预热器、钢架、平台扶梯、炉墙等组成。布风板以上浓相区炉内墙采用浇注高强度耐磨可塑料；水冷壁外墙采用敷管炉墙结构，外加外护板。高温旋风筒、水平烟道及尾部烟道采用轻型炉墙、护板结构，其中高温旋风筒的设计受现场尺寸条件限制，把原炉型的两个高温旋风筒改造为一个内径达4600mm大的高温旋风筒。针对循环流化床锅炉的特点，在炉室、高温旋风筒等部位选用高强度耐磨可塑料、高强度耐磨砖，以保证锅炉安全可靠运行。

3 烘炉的目标

循环流化床锅炉内部在安装时浇注的耐火耐磨材料，经自然风干，其内部仍存在大量的水分。在干燥过程中，为避免水分快速蒸发而导致内衬损坏，必须使耐火耐磨材料内的水分缓慢析出，充分干燥。然后继续加热到一定温度，使耐火耐磨材料固化，保证耐火耐磨层的高强度，使得锅炉点火启动时耐火耐磨层能缓慢均匀地膨胀，从而达到烘炉的目标。总之，缓慢均匀的加热是保证烘炉质量的关键。

4 烘炉的方案

一般烘炉有木材加小油枪烘炉和热烟气烘炉。新庄孜电厂#6炉在全部施工结束后，进入烘炉阶段，按照施工单位提供的烘炉方案，总共需费用约40万元。其烘炉过程为：烘炉首先采用专供烘炉用的小油枪进行养护，然后用管道油燃烧器对燃烧室进行烘干，最后使用大油枪及启动燃烧器油枪进行旋风分离器和返料器的烘干。第一阶段为110℃低温养护阶段，常温为起点，按10℃/h速率，升温到110℃，恒温24小时；第二阶段为250℃～530℃中温养护阶段，从110℃开始，按10℃/h速率，升温到250℃，恒温24小时；第三阶段为850℃高温养护阶段，从250℃开始，按15℃/h速率，升温到380℃，恒温36小时；在380℃，恒温36小时后，按30℃/h速率进行降温，降到250℃时应逐步停止燃烧器，炉膛温度下降到50℃开启人孔门，自然降温。检查浇注料有无脱落、开裂等现象。该方案经新庄孜电厂技术人员综合讨论后，认为费工、费时，安全性和经济性较差。在组织进行现场工艺分析后，提出了一套新的烘炉方案。

首先布置临时烟气隔断系统，在炉膛出口和旋风分离器出口装设用槽钢，白铁皮和耐火纤维毡等制成的临时隔墙，隔墙上预留50～80mmk孔洞供烟气流通。然后在旋风分离器、进出口烟道侧面、返料器等外部筒体开一定数量的排汽孔以排出湿汽。炉膛内参照密相区的平均温度，分离器参照分离器出口的平均温度，返料器参照返料床的平均温度，作为预定的烘炉曲线比较。

由于新庄孜电厂为煤矿坑口电站，利用煤矿废弃的木材作为烘炉的燃料，使得燃料成本大大降低。6月4日，在联系汽机停运高加后，待给水温度在100℃左右时开始上水，热水烘炉正式开始。在水烘炉过程中定时换水，随后逐步投用高加，保持给水温度在140℃左右，并定期排污，到6月6日热水烘炉结束。目的对炉墙进行内部热烘。在启动燃烧室和水冷风室加入木材后，6月6日点火开始烘烤，维持底部风室温度在350℃左右，启动燃烧室维持温度在300℃左右，7日结束。目的对启动燃烧室和水冷风室的一些轻质耐火材料中少量在施工时加入的水，进行烘干。6月12日，在布风板上铺约200厚的炉渣并加入木材后，烘炉开始。前三天保持炉膛密相区的温度在500℃左右，进行低温烘烤，返料腿处开的排汽孔开始有水汽排出，6月15日，为了提高密相区的温度，启动引风机，同时加大了木材的投入量，返料床的温度逐步升高到300℃，炉膛密相区温度达到约700℃，返料筒及上部的排汽量明显增大，随着时间的延长，木材的投入量的增加，后期的返料床温度已能达到500℃，炉膛密相区温度达到约1000℃，21日烘炉结束。此外，现场人员采用手持式的红外线测温仪监测旋风筒和返料腿的外壁温度，发现温度逐渐升高，在排汽孔出汽量最大时，温度达到90～100℃。实际烘炉温度曲线如下：

#6炉烘炉实际升温曲线

5 小结

循环流化床脱硫技术 篇7

循环流化床半干法烟气脱硫技术, 经过技术引进后的完善改进, 在脱硫效率上已经有了极大的提升, 由当初引进时的85%提升到了95%以上。与目前研究应用较多的氨法脱硫技术相比, 循环流化床半干法烟气脱硫技术不产生新的 (NH4) 2SO3气溶胶污染和氨泄漏等问题, 同时具有投资少, 运行费用低, 容易循环回收利用等优点, 特别适用于国内为数众多的燃用中低硫煤锅炉和高钙灰锅炉的烟气脱硫工程改造, 具有广泛的应用前景。

2 半干法脱硫工艺特点

根据实际工程运行经验及与湿法脱硫工艺对比可知, 半干法脱硫工艺特点如下:

(1) 利用锅炉排出烟尘中含有的大量未完全反应的Ca O作为吸收剂, 大幅度降低了运行成本, 符合循环经济的要求。循环流化床锅炉排出的飞灰中含有约30~50%未反应的Ca O, 随烟气进入流化床塔内, 在脱硫工艺注水的作用下, 利用烟气流化床所特有的高密度和激烈湍动的颗粒床层所形成的高传质传热速率, 迅速消化生成Ca (OH) 2, 并与烟气进行高效脱硫反应。先脱硫后除尘, 烟温降低、烟气化学侵害能力大幅度减弱, 滤袋寿命大幅度延长。另外, 利用滤饼层还帮助提高了脱硫效率。

(2) 由于循环流化床反应塔, 具有SO2, SO3, HCI, HF等多组份污染物净化能力。因此, 经流化床塔净化后的烟气, 大大降低了对布袋除尘器滤料的化学侵害, 进一步延长了滤袋的使用寿命。

(3) 烟气循环流化床干法脱硫的烟囱及烟道可以不需要防腐。循环流化床干法脱硫塔内激烈湍动的高密度颗粒床层所形成的巨大吸附表面积, 几乎脱除所有SO3, HCI, HF等酸性气体。因此, 整个脱硫系统及后续的烟囱无需任何防腐, 不但大大节约烟囱防腐的投资, 还避免了因烟囱实施防腐出现问题而导致的锅炉机组停运的损失。

(4) 节约水资源。对于燃煤电厂, 烟气循环流化床脱硫工艺的操作温度高于湿法脱硫工艺20℃以上, 可较湿法脱硫节水35%左右。特别是, 当烟气中含水量高时, 节水更加明显。另外, 通过添加少量的节水剂, 进一步激活烟气中的水含量, 可延长吸收剂Ca (OH) 2表面的液膜存续时间, 大幅度提高脱硫效率, 实现高度节水。这一节水技术的开发对我国富煤缺水地区, 特别是缺水地区建设大型煤电一体化基地意义重大。

3 循环流化床半干法烟气脱硫相关概述

3.1 烟气脱硫基本原理

吸收过程:碱性脱硫剂+SO2=亚硫酸盐;氧化过程:亚硫酸盐+O2=硫酸盐。碱性脱硫剂吸收SO2, 先反应形成亚硫酸盐, 再加氧, 氧化成为稳定的硫酸盐, 然后将硫酸盐加工成所需产品。

3.2 烟气脱硫脱硫方法

烟气脱硫的技术方法种类繁多。以吸收剂的种类为标准, 可分为钙法、氨法、镁法、钠法、有机碱法、活性炭法和海水法等。目前使用最多是钙法, 氨法次之。钙法有石灰石-石膏法、喷雾干燥法、炉内喷钙法, 循环流化床法、炉内喷钙尾部增湿法和GSA悬浮吸收法等, 其中用得最多的是石灰石-石膏法。氨法包括硫按法、联产硫钱和硫酸法和联产磷按法等, 以硫按法为主。按工艺特点又主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。

3.3 烟气脱硫技术介绍

3.3.1 石灰石-石膏法

该工艺技术成熟, 效率高, 钙硫比低, 运行可靠, 操作简单。但脱硫及后续除尘均在湿式环境下, 系统存在腐蚀、结垢及堵塞等问题, 且有废水产生。脱硫产物的处理比较麻烦, 烟温降低不利于扩散, 传统湿法的工艺较复杂, 占地面积、整体投资及运行成本高。

该技术主要适用于燃用中、高硫煤的热电厂烟气脱硫。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线一般为:低氮燃烧器、烟气脱硝装置+烟气冷却器+低低温电除尘器+高效除尘的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置+湿式电除尘器+烟气再热器+烟囱。其工艺示意图如图1所示。

3.3.2 氨法

该工艺采用碱性较强的氨水作为吸收剂, 与钙基吸收剂相比, 脱硫效率高、操作弹性大。脱硫副产品硫酸铵是1种常用肥料, 可弥补部分运行费用。氨水和硫酸按溶液处在1个封闭的循环回路中, 不产生任何废水等二次污染, 可协同脱除部分NOX, 但氨易挥发, 首先要解决氨逃逸问题。另外易形成亚硫酸钱气溶胶也是氨法烟气脱硫技术的短板。

该技术适用于中、高硫煤的煤粉炉, 特别适用于合成氨等化工企业锅炉烟气脱硫。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线与石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术类似。

3.3.3 循环流化床

该技术又被称为循环流化床半干法烟气脱硫技术即CFB技术, 以循环流化床原理为基础, 不但具有干法脱硫工艺的优点, 如流程简单、占地少、投资少、不需烟气再热系统、可去除重金属和SO3、副产品为干态可综合利用等, 而且还能在很低的钙硫比条件下, 达到湿法工艺的脱硫率。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线一般为:低氮燃烧器、烟气脱硝装置+循环流化床半干法脱硫除尘一体化超净排放技术。

该技术特别适用于循环流化床锅炉的烟气二次脱硫。20世纪80年代中后期, 德国Lurgi公司研究的循环流化床烟气脱硫工艺 (干法) , 以循环流化床原理为基础, 通过脱硫剂的多次再循环, 使脱硫剂与烟气接触时间增加, 一般可达30min以上, 从而提高了脱硫效率和脱硫剂的利用率。它不但具有干法脱硫工艺的优点, 如流程简单、占地少、投资小及副产品可综合利用等, 而且还能在很低的钙硫比[m (Ca/S) =1.2~1.5]条件下, 达到湿法工艺的脱硫效率 (93~97%) 。循环流化床烟气脱硫是一种适合我国国情的脱硫技术, 它不仅适合大型, 而且对中小型工业锅炉的SO2污染治理也是一种理想的方法。而我国云南小龙潭发电厂引进FLS公司的GSA工艺已在1台100MW燃煤机组上投入运行。Wulff公司的RCFB工艺也在广州恒运集团公司的1台210MW机组上投入运行。LLB公司正与有关公司商谈, 拟在1台300MW的燃煤机组上建设CFB脱硫工艺。

3.3.4 NID技术

NID技术即是所谓的干法烟气脱硫技术, 其应用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂来脱除烟气中的SO2。干法烟气脱硫定义:喷入炉膛的Ca CO3高温煅烧分解成Ca O, 与烟气中的SO2发生反应, 生成硫酸钙;采用电子束照射或活性炭吸附使SO2转化生成硫酸氨或硫酸, 统称为干法烟气脱硫技术。NID烟气脱硫工艺的独特之处在于将水均匀分配到消石灰和循环灰粒子表面, 使其水分含量增加到5%, 既有较好的流动性, 又克服了传统半干法烟气循环流化床脱硫工艺可能出现的粘壁问题。其中CFB技术与NID技术之间的对比如表1所示。

4 循环流化床烟气脱硫超净排放技术

4.1 技术优势

循环流化床烟气脱硫工艺又称之为GSA法烟气净化系统, 其是以循环流化床原理为基础, 以干态消石灰粉Ca (OH) 2为脱硫剂, 通过脱硫剂的多次循环, 使脱硫剂与烟气接触时间增加, 一般可达30min以上, 从而提高了脱硫率和脱硫剂的利用率。

4.2 反应过程

循环流化床脱硫塔内的化学反应非常复杂, 增湿的烟气与喷入的消石灰吸收剂强烈混合, 烟气中大量的SO2和极少量的SO3与Ca (OH) 2反应生成Ca SO3和Ca SO4, 部分Ca SO3与烟气的过剩氧生成Ca SO4。一般认为消石灰、工艺水和燃煤烟气同时进入流化床中。烟气中的CO2, SO3, HCl和HF等酸性气体也会同时被Ca (OH) :脱除, 而且SO3和HCl的脱除率高达95%, 远大于湿法脱硫工艺中SO3和HCl的脱除率, 总反应为:

4.3 工艺原理及流程

典型GSA法烟气净化系统原理图如图2所示。该系统由脱硫剂制备、脱硫塔、脱硫剂再循环和布袋除尘器组成。经脱硝工艺完成NO、脱除后, 未经或经除尘后的烟气从脱硫塔下部进入, 脱硫塔下部为文丘里管, 烟气在喉管得到加速, 在渐扩段与加入的干消石灰粉和喷入的雾化水剧烈混合, 在塔内烟气与流化状态的脱硫剂充分接触, 在喷水降温共同作用下, 烟气中SO2, SO3, HCl和HF等酸性气体被完成反应脱除, 再经过旋风分离器及布袋除尘器, 最后通过引风机从烟囱排出。同时, 湍动流化床塔内, 烟气中细微粉尘颗粒和重金属汞等物质通过凝并作用, 汇集成较粗颗粒, 进入后级配套布袋除尘器后, 利用织密滤袋及表面滤饼层过滤脱除。脱硫剂为生石灰消化后的消石灰, 经螺旋给料机按给定的钙硫比连续加入。布袋除尘器除下的一部分脱硫灰经循环灰斗和螺旋给灰机进入反应器中再循环。在文丘里管中有喷水雾化装置, 通过调节水量来控制反应器内温度。

4.4 技术应用

脱硫技术的成熟程度是具体工程选择的重要依据之一, 只有成熟的、已商业化运行的系统才有可能保障今后运行的可靠性, 所以选择脱硫技术时必须考虑该脱硫技术装置的运行业绩, 一般要求在同类相当规模的锅炉上至少有2a及2台以上的运行经验。

5 结语

总而言之, 在脱硫工程建设中, 脱硫技术种类繁多, 项目的具体情况决定一种脱硫技术的适应性, 项目所在地的环保法规、环境状况、环境容量与外部资源、燃煤锅炉的容量、硫分、副产品处置、建设难度等重要因素决定了脱硫技术的选择。因此, 脱硫技术的选择除考虑脱硫工艺自身技术因素外, 还要根据项目的具体要求, 因地制宜、因厂制宜, 选用最适用的工艺。

参考文献

[1]黄敏清, 朱小兵.“循环流化床半干法”实现超洁净排放[J].中国石化, 2015 (9) :57.

[2]丁彩丽, 焦志波, 刘立考.循环流化床半干法烟气脱硫超净排放技术分析[J].西部煤化工, 2015 (2) :32~34.

循环流化床脱硫技术 篇8

人们的环保意识随着社会的进步以及经济的发展逐步提高, 由于环保已经成为影响人们生活甚至生存的关键, 因此, 国家对于环保工作也越来越重视。由此, 对于大气污染物的排放控制越来越严格, 烟气达标排放不仅是大势所趋, 更是势在必行。

循环流化床锅炉随着技术的日益成熟, 发展越来越快, 并且它具有效率高、如何调节灵活、环保性好以及燃料适应性广等特点。随着国家对环保要求的不断提高以及环保电价政策的出台, 国内很多拥有循环流化床锅炉的单位均转进改造或新加脱硫装置。

由于CFB锅炉炉内脱硫效率遭人质疑, 因此, 环保部门仍旧要求采用循环流化床锅炉的电场进行锅炉尾气脱硫。脱硫在传统的粗槽炉内脱硫系统设计以及设备制造下效率很低, 但消耗的脱硫固化剂却很大, 即便采用廉价的石灰石脱硫也会明显增加发电成本。此外, 脱硫固化剂品质会影响锅炉灰渣的综合利用, 因此, 很多电厂只能将灰渣当废品扔掉。

CFB锅炉炉内脱硫系统优化设计方案的重点就是强化系统防堵设计、合理设置炉膛接口以及合理选择脱硫固化剂, 其目的除了保证脱硫效率达到90%以上外, 还能保证烟气达标排放以及综合利用灰渣。本文所说的石灰石泛指脱硫固化剂。

1 概述

循环流化床 (CFB) 锅炉炉内的稳定温度在870℃左右, 这样的温度场使得其本身具有了炉内烟气脱硫条件, 炉外的脱硫装置实际上是石灰石的制粉、存储和输送系统, 并科学经济的选择脱硫固化剂。

一般的电厂多采用外购的石灰石粉, 并采用密封罐车运送到使用地, 然后通过密封罐的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓, 然后通过管道再送到炉膛内与SO2进行吸收反应。

循环流化床脱硫石灰石的最佳粒度一般为0.2~1.5mm, 平均粒径一般为0.1~0.5mm。当石灰石的粒度较大时就会使得其表面相对较小, 从而降低了钙的利用率;目前我们多采用旋风分离器, 而这种分离器只能分离出0.075mm以上的颗粒, 小于这个粒径的颗粒不能重返炉膛, 因此, 降低了利用率, 此外, 还会影响灰的综合利用。

外循环回路是由循环流化床以及与其分离和返料系统组成的, 此系统保证了0.5~0.075mm的Ca C2O3、Ca O、Ca S2O4等细颗粒随着炉灰一起不断的循环。这样以来, SO2就较容易扩散到脱硫剂的核心, 由于反映面积增大, 从而提高了循环流化床锅炉中石灰石的利用率。在循环流化床锅炉内, 0.5~1.5mm粒径的颗粒通过内循环后被上升气流携带上升到一定高度后又会沿着炉膛四面墙贴壁流下后又落入流化床。循环流化床锅炉运行时, Ca/S在1.5~2.5之间时经济性最好。

目前大多数电厂多选用石灰石作为脱硫固化剂, 这是由于石灰石具有价格低廉、来源广泛并且脱硫效率高的优点。此外, 石灰、氧化锌以及电石渣等也可以作为脱硫固化剂使用。但是必须注意, 由于不同的脱硫固化剂最终产生的硫酸盐性能不同, 因此, 灰渣的最终综合利用性能也不尽相同。

石灰石粉特性:粒度分布在20um-1.5mm之间, 差别较大;堆积密度较大, 一般为1.3t/m3左右;研磨后的石灰石粉硬度较高;容易沉积;对压缩空气分子的亲和力较差, 但是逸气性较强;对输送管道的磨损较大;吸水性高且粘度大;气力输送的悬浮速度梯度较大, 流态化性能差, 气力输送的状态极不稳定 (属于难输送物料) ;容易吸潮板结而造成堵管。

石灰石系统投运后出现的主要问题:输粉时采用的压缩空气中带水, 造成石灰石受潮而结块;投入石灰时, 床温下降的同时床压则迅速上升;由于送粉管细长, 因此, 中途弯头部位容易堵塞;冷渣器排渣量较大。

2 拟改造的20吨循环流化床锅炉使用条件

2.1 改造原因

由于原设计无脱硫设备, 大气污染物排放严重超标, 不符合环保要求。为了适应生产和环保的需要, 神华准能公司决定对该污染点进行全面治理改造, 每台锅炉配套增加一套炉内喷钙直接脱硫装置, 使SO2排放标准达到国家环保标准。

2.2 锅炉使用的燃料参数

神华准能黑岱沟实业公司哈尔乌素集中供热锅炉房, 2008年投用三台新乡工神锅炉厂生产的SHX20-1.6-AⅡ型循环流化床燃煤蒸汽锅炉, 使用燃料煤为哈尔乌素露天矿生产的劣末煤, 其主要参数如下:

燃料煤粒度:0~13mm

燃料煤发热量:≥16344KJ/kg (3910Kcal/kg)

燃料煤散密度:0.83~0.95g/cm3

灰分≥35.44%

灰熔点≥1500℃

含硫量≤0.48%。

锅炉主要燃用当地生产的劣末煤主要成分表 (见表1) 。

2.3 电源及气象条件

年平均温度5.3~7.6℃, 最高气温达39.4℃, 最低气温为-34℃, 属大陆性气候, 冬季时间长且寒冷, 夏季短且酷热, 白天与夜间的温差较大;年平均降水量为408mm, 月平均降水量为247mm, 最大降水量为37mm;最大降雪深度150mm, 最大冻结深度1490mm;年蒸发量为1824.7~2896.1mm;海拔高度:1300m;该地区的地震等级为7级;煤尘大, 春季风沙大, 最大风速23m/s;设备在锅炉房内条件下使用。

供电电源380V±5%, 50HZ±1%电源。

2.4 锅炉运行方式燃烧方式:外循环流化燃烧

通风方式:微负压平衡通风, 配有一次风、二次风、播煤风。

送煤方式:螺旋输送机给煤。

点火方式:床上点火。

2.5 相配锅炉基本参数见下表2。

3 设计方案

3.1 工艺流程脱硫设备技术工艺流程主要包括三部分:粉仓系统、加料系统、控制系统, 详见工艺流程图。

工艺流程方框图表述如下图1

3.2 石灰石输送系统:采用单级料仓连续输送系统, 见图2。

外购满足要求的石灰石粉, 活性石灰石粉中Ca CO3的含量>85%;石灰石粉颗粒直径应在74μm-150μm之间, 由密封罐车运到使用地点, 石灰石粉通过密封罐车上的气力卸料系统卸到储仓。在石灰石粉储仓的底部安装气力输送系统, 使得石灰石粉由高压空气通过管道注解输送到炉膛进行SO2吸收反应。采用连续运行的方式, 每套输送系统正常出力应不小于一台锅炉燃用设计煤种最大出力时炉内脱硫所需石灰石粉量的150%。

单级料仓标高设计为0米层发送, 输送动力气源为每台锅炉配单独罗茨输送风机。

根据现有循环流化床锅炉通风系统为一次风、二次风和播煤等风, 通过计算炉内通风压力、流量以及各风与炉膛接口的标高、数量, 最终确定为入口并入二次风炉内风道。

系统特点:系统由螺旋计量给料装置、自控旋转给料阀、气化风机、罗茨输送风机、加热器以及管道分配器等组成。采用针对循环流化床锅炉脱硫专门研制的气化装置, 根据锅炉的运行工况通过变频电机实现无级调速控制, 这样可以实现石灰石粉能够定量连续并均匀的送入锅炉炉膛。

直接连续输送系统与常规间断输送相比具有以下优点: (1) 由于给料均匀连续, 从而提高了输送的可靠性; (2) 投资成本低:由于一级输送具有设备少、耗气小以及降低投资等, 便于优化布置; (3) 系统出力调节方便、调节范围大:通过称重模块可清楚知道系统出力, 通过变频电机无级调速, 调整系统出力; (4) 可靠性高:由于设备少, 因此降低了故障概率从而减少了维护量;

3.3 脱硫设备主要技术参数

脱硫系统基本参数

脱硫工艺:炉内喷钙脱硫法。

脱硫效率:60%-80%。

出口二氧化硫浓度:≤400mg/Nm3。

年产生二氧化硫量:150t/a。

年消减二氧化硫量:118.1t/a。

年排放二氧化硫量:31.9t/a。

主要脱硫剂:活性石灰石粉。

活性石灰石粉质量要求:石灰石粉中Ca CO3的含量>85%;颗粒直径应在74μm-150μm之间 (110目-200目之间, 最好是180-200目) ;过筛率>90%以上, 就是200目的, 筛余量应小于10%。

脱硫装置可利用率:≥95%。

系统控制方式:PLC系统自动/手动结合实现自动喷钙、自动计量脱硫剂的控制方式。

输送泵型号:GLX1-100, 电机4KW。

输送罗茨风机型号:SSR-125A、进口流量9.85m3/h, 升压58.8kpa。

气化罗茨风机型号:SSR-80A、风量:进口流量4.15m3/h、全压:升压58.8kpa。

气化装置风量型号:QIIP155*305, 风量:0.1M3/min, 全压:压力:小于1公斤。

闸板阀、电磁阀、压力表、法兰等 (每种多台) :

锁气器型号:MAGR50, 技术参数:zl/r.pn150, 功率0.55KW。

冲板流量计型号:ILE-37, 流量范围0.1-1.0t/h。

空气加热器型号:尺寸200*1000, 碳钢温度0-100, 连接口径DN100, 加热功率15KW, 电压380V。

风机出口压力变送器型号: (美国罗斯门特) 3051TG2A2B21AB4K5M 5, 0-0.6M PA。

各种不同规格管道、管件、支架等:

配电及控制系统 (含配电柜、控制柜、PLC柜、操作台、一次元件、二次仪表、电缆桥架、动力电缆、控制电缆、补偿导线等) 。

工控机、21#液晶彩显器、电脑桌椅等:1套。

4 对单级料仓连续石灰石输送系统的优化设计与改进

与两级料仓相比, 采用单级料仓连续输送系统虽然简化了系统并降低了投资, 但由于其气源和发送方式的选择性较大, 因此, 为了进一步提高系统的可靠性, 还需要进一步优化设计。

根据现有循环流化床锅炉的具体情况和系统设计特点, 燃烧特性为微负压燃烧, 易尽量减少炉内新增压力, 故将料粉吹入口设于二次风炉内风道, 其吹入口与二次风形成三通状, 利用二次风吹入时形成的喷射效应, 有效减少输送风机风压和风量, 避免炉膛内温度下降过大, 影响锅炉燃烧效率。

4.1 设计改进特点

(1) 为了保证整个系统能够用热风吹扫, 根据现场情况设计风加热装置。 (2) 在螺旋计量给料装置上增加了防漏风措施。 (3) 在料仓内壁上加设了高压热风气化板。 (4) 在管道正压运行时, 利用二次风形成喷射式供料器以维持吸料口微负压。 (5) 对粉仓、设备以及管道进行保温设计, 保证脱硫剂粉在潮湿情况下不结块, 预防堵料的发生。

4.2 输送动力气源的优化选择方案

输送动力气源除了选择单独罗茨风机外, 也可以选择压缩空气、利用CFB锅炉热一次风、利用CFB锅炉高压流化风以及60-80KPa高压风。如果是电厂, 首先应尽量利用电厂现有资源作为输送动力气源, 最经济的方案就是利用CFB锅炉高压流化风和热一次风。在约15米层设置发送料装置并采用无中间仓的发送系统是采用热一次风作为输送动力气源的前提。

4.3 发送料装置标高的优化选择方案

本改造方案作为一个成功的案例, 充分利用了锅炉二次风喷射效应。此外, 单级料仓脱硫固化剂输送系统按照喷射给料机标高的不同又分为0米层和15米层。在15米层设置发送脱硫固化剂装置能够有效避免系统的复杂化并降低工程造价, 采用CFB锅炉高压流化风或热一次风作为输送动力气源。

为了避免系统复杂化、提高可靠性以及降低工程造价, 在选用输送动力气源时尽量避免使用压缩空气而采用单独罗茨风机60-80KPa高压风或利用CFB锅炉高压流化风。因此, 如果采用无中间仓发送系统, 则在0米层设置单级发送装置并将其实际标高提升到5米以及在锅炉房附近布置粉仓。

4.4 发送料装置的优化选择方案

本方案采用料封泵作为发送料装置, 还可以选择仓泵、强力喷射泵、喷射器以及仓螺体等。

4.5 中间收料给料小仓的优化选择方案

本改造没有设置中间仓, 发送料系统按无中间仓划分为三种:具有一个中间仓、两个中间仓以及无中间仓的发送系统。发送料装置的选型、仓料干燥方式以及输送动力气源优化等都会影响系统的可靠性和实用性, 为了选择一种更可靠更经济实用的方案必须进行综合考虑。最简单的系统当属无中间仓的发送系统, 但是必须考虑仓料干燥方式以及料仓背压问题。

5 石灰石粉与锅炉接口的优化选择方案

脱硫固化剂气固两相流喷入CFB锅炉的位置会影响脱硫的效果。国内有多种CFB锅炉脱硫固化剂以及锅炉结构, 并且不同制造厂不同容量的CFB锅炉接口的标高也不尽相同, 因此, 哪个接口方式能实现更好的脱硫效果是不能够一概而论的。但是为了使得充分煅烧后的脱硫固化剂粉与SO2接触反应, 必须让脱硫固化剂从不同标高同时进入CFB锅炉炉膛内。

在接口处设计三通式负压吸入口以考虑CFB锅炉背压对脱硫固化剂输送系统的影响。

因此本设计改造吹入口设计于二次风炉膛内风道, 利用二次风吹入形成的负压, 将固化剂吸引流动吹入, 其特点是避免固化剂堆积堵塞风道, 减少气力输送吹入风压, 有效降低炉膛冷空气进入量。

6 石灰石粉仓内防潮的优化选择方案

解决仓内脱硫固化剂潮湿最简单的办法就是密闭, 仓内出现背压波动或形成负压就会影响输送脱硫固化剂粉的可靠性。但是密闭的方式导致系统和控制更加复杂, 并加大了操作和维护量, 为了维持正压运行, 方案在粉仓设计上采用热风。

7 脱硫固化剂的优化选择方案

脱硫效率和灰渣的综合利用是脱硫固化剂优化选择重点考虑的两个方面。电厂选择脱硫固化剂的范围较广, 但是消石灰等粒径0.2mm以下的细粉状物质不能作为CFB锅炉的脱硫固化剂。不同脱硫固化剂产生的硫酸盐性能不同, 其会影响灰渣的综合利用。少量的脱硫添加剂不但能够有效地改变灰渣的品质, 还能保证灰渣的有效综合利用, 目前这种服务已经社会化。

8 总结

炉内喷/添钙脱硫是把钙基吸收剂如石灰石、白云石等喷或添加到炉膛燃烧室上部温度低于1200℃的区域 (800℃-850℃) , 随后石灰石瞬时煅烧生成Ca O, 新生的Ca O与SO2进行硫酸盐化反应生成Ca SO4, 并随飞灰在除尘器中收集。神华哈尔乌素分公司集中供热锅炉脱硫采用炉内喷钙脱硫技术, 该法是较为常用的脱硫方法之一, 在国内外成功应用。本方法有着工艺简单、脱硫效果显著、投资低、运行简便、运行费用较低等优点。该方案技术成熟, 适用煤种不限, 硫效率为60%-80%, 采用的吸收剂为活性石灰石粉, 吸收剂利用率为90%以上, 副产物是固体硫酸钙随炉渣排弃。

总之, 如何成功改造现有循环流化床锅炉脱硫, 除要充分考虑选用设备设施的经济性、适用性和可行性, 还要有效利用现有锅炉所提供的有利条件, 以进一步降低运行费用与投资费用。

参考文献

[1]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].化学工业出版社, 2001.

[2]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].化学工业出版社, 2002.

[3]雷仲存.工业脱硫技术[M].化学工业出版社, 2001.

循环流化床锅炉炉内石灰石脱硫 篇9

关键词：循环流化床锅炉,炉内石灰石脱硫,石灰石添加方式

循环流化床 (CFB) 锅炉是近年来发展起来的新一代高效、低污染、清洁燃烧设备, 它因具有低温燃烧、脱硫效率高、低NOX排放、燃烧效率高、燃料适应性广、负荷调节性能好、灰渣易综合利用等特点, 在国内外得到迅速推广。河南神马尼龙化工有限责任公司是一家以生产尼龙66盐为主的大型国家级高新技术企业, 其热电厂现有四台CFB锅炉, 包括两台NG-75/3.82-M6锅炉, 一台CG-130/3.82-MX3锅炉, 一台YG-240/3.82-M2锅炉, 除了担负着本公司供热及发电任务外, 还兼顾向其它两家大型企业、一家小型企业供热。

近年来在日益严峻的环保形势下, 我厂为保证锅炉烟气达标排放进行了积极的探索, 与四台锅炉配套的三套静电除尘系统与一套布袋除尘系统完全能够确保烟尘达标排放, 考虑到CFB锅炉的燃烧特点及运行的经济性, 采用炉内添加石灰石的方法来控制另一重要污染物SO2经济可行。

1 CFB锅炉的燃烧特性

采用中温燃烧, 一般床温控制在850-950℃。送入布风板下的一次风提供燃烧所需氧量并流化床料, 而二次风沿着炉墙从不同高度送入用以补充氧量、分级燃烧, 这种流化是以高扰动、固体粒子强烈混合以及没有固定床面为其特点。被烟气携带的床料经分离器后, 返回床内继续燃烧。物料的再循环和炉内固体粒子的充分碰撞传热, 提高了CFB锅炉的燃烧效率。由于把物料反复送入炉内燃烧和炉内固体粒子强烈的混合相结合, 使CFB锅炉可以燃用多种燃料, 包括劣质燃料。由于床温较低, 可有效抑制NOX的产生, 减少烟气中NOX。燃料和石灰石进入炉内, 燃料燃烧和脱硫反应在炉内同时进行。

2 炉内脱硫机理

投入炉内的石灰石在850℃左右条件下发生煅烧反应生成氧化钙, 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, 化学反应式为:

CaCO3→CaO+CO2-179MJ/m ol (煅烧反应)

CaO+SO2+1/2O2→CaSO4+502 MJ/m ol (固硫反应)

石灰石在煅烧过程中, 由于CO2溢出, 在固体颗粒的表面及内部形成一定的孔隙, 为SO2向颗粒内部扩散及固硫反应的发生创造了条件。在CFB锅炉燃烧条件下, 石灰石煅烧反应生成的CaO具有较高的孔隙率, 脱硫反应活性好, 可以有效增加石灰石有效利用率, 提高CFB锅炉炉内脱硫效率。

3 影响CFB锅炉脱硫的因素

3.1 Ca/S摩尔比

Ca/S摩尔比是影响脱硫效率的首要因素, 随着Ca/S摩尔比的增大, 脱硫效率不断提高, 但其作用效果是愈来愈弱的。当Ca/S摩尔比在1.4-2.7之间时, 脱硫效率可达90%以上。而在一般流化床锅炉内, 由于细粒石灰石的大量携带损失, 在Ca/S摩尔比为4时, 才能达到这样的脱硫效率, CFB锅炉是有其优越性的, 若床温控制在850℃, 采用合理的石灰石粒度, 脱硫效果还会得到提高。

3.2 床温

床温对脱硫性能影响很大, 随着床温的提高, SO2的排放浓度增加, 脱硫性能变差, 当床温从830℃提高到930℃时, 脱硫效率下降10%。对于CFB锅炉来说, 为了达到较高的燃烧效率, 床温维持较高为好, 如980℃左右, 而床温控制在850℃, 将获得较满意的脱硫效率。为了兼顾二者, 宜将床温控制在850℃~900℃, 这样即保证了燃烧效率, 又保证了脱硫效率。

3.3 石灰石粒度

粒度越大, 发生脱硫反应的比表面积越小, 脱硫效果越差。而采用过细的石灰石, 其石灰石粒子极易被烟气带出锅炉, 无法进行循环使用, 降低了石灰石的脱硫效果。试验表明:对于CFB锅炉, 将石灰石粒径选为0mm~3mm时, 脱硫效果相对较好。

3.4 锅炉循环倍率

循环倍率越大, 则石灰石在床内的停留时间越长, 脱硫效率也越高。但当悬浮空间浓度>30kg/m3后, 脱硫效率增加缓慢。因此CFB锅炉存在一个最佳循环倍率。

3.5 石灰石添加方式

石灰石添加系统的可靠性和出力将直接影响锅炉的脱硫效果。连续、稳定的石灰石添加方式将获得稳定、高效的脱硫效果。

自2004年以来, 我厂先后采取了多种石灰石添加方式:

1) 人工添加法:用铲车在原煤场目测以一定比例将石灰石掺入原煤。优点:无需设备投资。缺点:混合极不均匀, 脱硫效果极不稳定, 严重时甚至影响锅炉机组的安全、稳定运行。

2) 卸料机原煤输送皮带添加法:在原煤输送皮带上方制作一石灰石料仓, 仓口高度和宽度以铲车抬举高度、宽度为准, 便于装料, 下部收缩后装设可控卸料电机, 加溜筒至原煤输送皮带上。优点:投资低, 石灰石与煤混合较均匀。缺点:露天存放, 石灰石粒度小时易板结, 下料不畅, 粒度大时, 影响脱硫效果, 锅炉排渣量及排渣热损失明显增大, Ca/S摩尔比调整困难、不精确。

3) 炉内喷石灰石法:直接购买成品石灰石粉, 石灰石粉经密封罐车运至厂内, 通过罐车自带的输送设施送入设在厂区的石灰石粉库。单个粉库设置一套石灰石输送系统, 给一台锅炉供石灰石粉。石灰石输送系统主要包括1个收料仓、1个缓冲仓、1个旋转给料机、1条输送管道、2个石灰石进入锅炉的入口, 以及相关阀门组成。石灰石输送系统见图1:

1-储气罐;2-旋转给料机;3-给料仓;4-收料仓;5-石灰石库;6-炉膛

来自于石灰石库的石灰石粉先后经过收料仓和给料仓及旋转给料机进入混合器, 与来自于储气罐的压缩空气混合后进入石灰石输送管道, 经分配器后分两路进入锅炉的两个落煤管, 与给煤一起进入炉膛。

循环流化床脱硫技术 篇10

循环流化床石灰石脱硫技术是一种高效、低成本的脱硫技术, 目前都是在炉内直接加入石灰石粉来控制SO2排放。然而随着国家对环境要求的逐渐提高, 循环流化床炉内石灰石脱硫已经不能很好的达到脱硫标准, 需要深入研究。石灰石脱硫存在滞后性, 石灰石与硫分不能迅速反应, 使得SO2排放浓度不均匀, 在石灰石未充分反应期间SO2得不到有效控制, 这也让电厂控制二氧化硫排放增加了难度。研究石灰石脱硫速率能够改善循环流化床炉内石灰石脱硫波动大的问题, 帮助流化床锅炉高效清洁脱硫。

2 脱硫速率影响因素分析

循环流化床石灰石脱硫机理为:碳酸钙在800—860℃反应生成氧化钙Ca CO3→Ca O+CO2-183k J/mol Ca CO3, 氧化钙与二氧化硫经过一系列化学反应生成硫酸钙Ca O+SO2→Ca SO3, Ca SO3+1/2O2→Ca SO4。从石灰石脱硫化学反应上分析可以知道床温、氧量、石灰石量以及石灰石粒径等对石灰石脱硫有直接影响。

床温影响了石灰石的煅烧分解速度以及Ca O与SO2反应速度并且影响固体生成物空隙堵塞特性[1]。从理论上讲温度越高石灰石分解越快, 但温度太高石灰石脱硫会发生逆向反应, 同时也使气体通过扩散层的阻力增大;氧量光足能够促进脱硫反应的正向进行;对于相同含硫量的煤质, 脱硫剂浓度越大反应接触面积就越大, 脱硫速率就越快, 同样石灰石粒径越小比表面积越大, 与SO2反应机率越大脱硫速率会有所增加。

3 工业试验研究简述

3.1 锅炉系统与炉内脱硫系统

该试验在某电厂1#炉上进行, 锅炉本体为HG-1025/17.5-L.HM37型循环流化床锅炉, 该锅炉为超高压参数、单汽包、自然循环、单炉膛、平衡通风、半露天岛式布置。设计煤种为小龙潭褐煤。

脱硫采用的石灰石粉纯度为90%, 石灰石粉送入石灰石粉库, 由仓泵将石灰石粉库的石灰石粉送至主厂房煤仓间内的石灰石粉仓。粉仓内的石灰石粉通过计量斗称重后, 再输送到过渡仓内, 然后通过旋转给料阀输送至石灰石粉混合器, 最后进入气力输送管线, 气力输送管线将石灰石粉送至锅炉回料阀上的石灰石粉给料点。

3.2 试验工况简述

为了深入研究脱硫速率的影响因素, 采用了改变研究对象、固定其他条件的方法, 对床温、氧量、石灰石粒径、钙硫比等分别进行了试验研究。

按烟气流程在除尘器出口安装烟气成分分析测点, 用于SO2排放浓度的测量和烟气含氧量的测量。

4 锅炉运行工况对脱硫速率影响

4.1 石灰石量对脱硫速率影响

图1是不同石灰石量在燃烧工况相同 (床温830℃、床压6.7kpa、氧量2.1%) , 煤质为褐煤, SO2排放量随时间的变化图。从图中可以发现脱硫速率随石灰石量增加是一直提高的, 当钙硫比达到3.5 (70t石灰石) 后石灰石脱硫速率变化很小, 同时脱离效率开始下降。

石灰石量过大会导致灰渣物理热损失增大, 影响锅炉效率, 石灰石量的多少对脱硫速率的影响实际上是石灰石分解出的碱性氧化物量对脱硫速率的影响, 循环流化床炉内石灰石脱硫技术实际上就是石灰石分解出来的碱性氧化物与SO2的氧化还原反应。碱性氧化物越多脱硫能力越强, 碱性氧化物能够阻止脱硫反应的逆向进行, 从而加强了石灰石脱硫反应速率。当加入石灰石量达到70t时, 脱硫反应达到饱和, 此时脱硫速率将基本不会发生变化。

4.2 石灰石粒径对脱硫速率影响

图2是针对粒径为1mm、2mm、3mm石灰石对脱硫效率的影响, 从图中可以发现:对于褐煤锅炉而言, 石灰石粒径在1mm-3mm范围内, 在相同的燃烧工况下, 燃用相同煤质, 石灰石粒径越小达到脱硫稳定所需时间越短, 这说明反应速率越快, 并且石灰石粒径越小反应速率增加的越快。同时图2也说明了石灰石粒径越小脱硫效率越高。

理论研究认为石灰石粒径越小在单位时间内产生的氧化钙密度越大、氧化钙比表面积增大使SO2与氧化钙接触的机率增大, 因此反应速率增加。由于工业试验研究的局限性决定了石灰石粒径不能进一步减小, 但有实验室研究指出当石灰石粒径小到一定程度时分离器不能有效捕捉小粒径石灰石颗粒, 导致石灰石脱硫速率降低[2]。

4.3 氧量对石灰石脱硫速率影响

图3是石灰石脱硫速率随氧量的变化图, 试验中负荷固定在300MW, 燃用煤为小龙潭褐煤、钙硫比为3.0 (石灰石量为60t/h) 、床压恒定为6.5kp、床温固定在817℃、改变氧量, 从烟气SO2排放浓度变化情况中得出氧量对石灰石脱硫速率的影响情况。从图3中可以发现固硫速率随着氧量的增加一直增加, 当空气过量系数小于1.1时固硫速率很小, 氧量大于2.5后固硫速率增加很缓慢。

氧量是锅炉燃烧的重要因素, 也是SO2转化为硫酸盐的重要条件, 氧量能够促进脱硫反应的正向进行, 当床内氧量超过烟气中二氧化硫盐化反应所需氧量时, 增加氧量对脱硫速率影响变小。

4.4 床温对石灰石脱硫速率影响

床温是影响石灰石脱硫的主要因素, 对石灰石脱硫速率和脱硫效率都有很大影响[3]。选择合适的床温使石灰石分解速率达到最大值, 且能够使固硫反应速率最快。

通过对云南褐煤300MW流化床锅炉试验研究, 图4是固定煤质下, 固定其他燃烧工况仅改变床温, SO2排放量与床温的变化曲线, 图4表明:脱硫速率最佳床温在835℃左右, 随着温度的升高或者降低, 反应速率都有所下降。

床温影响固硫剂的化学反应速率、SO2穿过石灰石空隙扩散阻力[5]。温度低于800℃时石灰石分解速率慢, 温度高于850℃时SO2扩散能力减弱, 当温度继续升高时还会导致硫酸盐的逆向分解影响了脱硫速率同时也降低了脱硫效率。

5 结束语

文中对钙硫比、石灰石粒径、氧量、床温等影响脱硫速率的因素进行了研究, 研究发现:钙硫比为3.0时脱硫速率达到一个最大值, 增加钙硫比对脱硫速率或者脱硫效率的影响不大;石灰石粒径越小脱硫速率越快, 由于工业试验条件限制无法对更小粒径的石灰石进行研究;二氧化硫盐化最佳氧量为2.5, 低于2.5时二氧化硫不能被充分盐化且盐化速率很低, 高于2.5时盐化速率变化很小;针对小龙潭褐煤, 最佳脱硫床温在835C左右。由于当钙硫比增加到一定范围时, 虽然脱硫剂消耗量大幅增加, 但脱硫效率提高幅度较小, 还需要做更深入的研究工作, 通过优化组合脱硫条件达到提高脱硫效率的目的。

摘要：以燃用褐煤的某大型循环流化床锅炉为例, 对循环流化床石灰石脱硫速率进行工业试验并研究了循环流化床的脱硫机理, 分析了燃烧工况、石灰石量以及石灰石粒径对脱硫速率的影响情况, 阐述了各种因素的影响情况并且研究出了相互促进与制约关系, 及列出最佳脱硫条件。

关键词：循环流化床,石灰石脱硫,脱硫速率,工业试验研究

参考文献

[1]罗凯.影响循环流化床锅炉石灰石脱硫效率的因素分析[J].四川环境, 2011, 30 (3) :10-12.

[1]王斌.循环流化床燃烧脱硫技术[J].煤炭工程, 2002 (8) :19-20.

[3]岑可法, 倪明江, 骆仲泱, 等.循环流化床锅炉理论设计与运行[M].北京:中国电力出版社, 1988:197-204.

[4]周一工.循环流化床锅炉石灰石脱硫系统设计初探[J].中国环保产业, 2000 (6) :22-24.