循环流化床炉内喷石灰石干法脱硫方案
一：关于石灰石脱硫的可控及可计量部分：
1：单仓手动插板阀，安装位置在仓底，以往用于检修关开阀门，由于用于脱硫石灰石粉的是专用储仓，可返气机率几乎为零，那么用于调整定量可谓是物尽其用，在下料口上把关，这以开合度数决定下量，再好不过。
2：不变经直接进入刚性叶轮（锁气）给料机其本身功能：(1)用于散装车的稳定给料。(2)用于胶带输送机上的稳定给料。(3)用于螺旋输送机稳定给料。（4）用于稳定给料的各个地方。其生产能力m3/h 是根据叶轮转速r/min来计算的。本厂说明书上可以查到各型号的给料量，用户可以根据各种需求来选用适合自己用途的型号。
3：输粉机有执行机构来完成控量调整。机上有刻度表，摇动手轮来调整本型号范围内的输送量，一般产量不变，一次调试记录刻度，下一次开机摇至原位即可，同时它本身也具有自调功能，一般在原输送量或要求输送量的±20%内，勿需反复调试，保证输送量不管多少都会充分气化均匀喷入炉内，加之插板阀、给料机三者结合，定能将输送量调整到炉内脱硫使用量的稳定及连续、均匀性，以达到最佳脱硫之目的。
二：影响流化床炉内干法脱硫的主要因素有：
燃烧温度、流化床压力，ca/s摩尔比和床截面气流速度。此外，脱硫效率与石灰石种类、煤种、流化床高度、烟气中含氧浓度及石灰石粒度也有一定关系。据有关试验资料，在床温900℃左右，石灰石
颗粒在1.5mm以下粒径。Ca/s摩尔比2-4时可使脱硫效率达到90%以上的理想效果。石灰石在循环床燃烧室与SO2进行的是气固反应，为此，严格控制石灰石颗粒的粒径尺寸是保证循环流化床干法脱硫效果的一大关键，除此之外，床温的控制水平、锅炉钙硫摩尔比、以及循环返料系统的细颗粒捕捉能力都是石灰石有效利用的重要因素。三：石灰石粒径的选择：
在燃烧反应发生时，随着CO2的放出，吸收剂内部形成许多空隙，SO2会通过这些空隙进到吸收剂与CaO反应，在吸收剂内部有机会与SO2完全反应之前，吸收剂的空隙及空隙入口已经由于产物体积的增大而被堵塞，是吸收剂表面形成一层CaSo4壳，阻止SO2继续与CaO 反应，吸收剂只有一部分得到利用，ca/s摩尔比是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素。在燃烧中不加石灰石时，SO2排放与煤的含硫量成正比，燃烧时燃料硫约有28.5%的硫分残留在灰渣中，随着ca/s摩尔比的增加，脱硫效率在ca/s摩尔比低于2.5时增加很快，而继续增大ca/s摩尔比或脱硫剂量时，脱硫效率的增加很少。床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物及空隙堵塞特性，从而影响脱硫率和脱硫剂的利用率。由试验表明，床温为850℃时挥发分中HCN 生成N2O的选择性最强，转化率最大；此外，从燃烧效率、CO排放上考虑，选择高于850℃的床温。脱硫剂和燃料粒度及粒径分布对脱硫效率有较大影响。颗粒越细，则表面积越大，吸收剂的可利用率越高。但如果太细，以致超过了分离器的分离粒径，则吸收剂的利用率会因停留时间太短而降低。因此，吸收剂粒径的选择应在保证能被分
离器分离的条件下尽可能细。
四：为保证炉内石灰石脱硫在循环流化床炉型应用效果，使用厂家及工程人员应采取的几项措施协作调整，以求达到理想效果：
（1）保证石灰石配比数量。（石灰石加入量=3.125×上煤量×入炉煤硫的含量×ca/s摩尔比∕石灰石屑纯度）。
（2）锅炉专业加强锅炉调试，保证燃烧温度（床温在840℃—900℃左右脱硫效果最佳）。
（3）适当降低石灰石粉粒度有利于脱硫效率的提高，由于炉膛内有气流影响，炉膛出口旋风分离器能有效防止石灰石粉粒的分离排出炉膛。
（4）在能保证燃料充分燃烧时，锅炉通风气流量不宜过分增大（在其他条件相同时，风速过大将导致脱硫率下降。前面已有论述可参阅）。
（5）加强管理，保证脱硫效率。主要管理措施是制定好燃料配比及锅炉使用操作规程，并严格按规程生产，对燃料来源、煤质分析定期作详细记录，确保燃料质量。煤质分析项目除常规的含碳量和低位发热量外，还应分析灰份含量及硫份含量2个指标。
（6）热工人员应根据烟尘连续监测系统实显SO2浓度，出具“脱硫添加石灰石粉调整单”及时调整ca/s摩尔比，能自动调节最好。不过反复短时多次调节并不能反馈正常脱硫效果，主要原因多由仪表频跳有关，以节段性多次实测为基准实调为可行。
注：1.脱硫石灰石粉颗粒直径≤3mm 纯度（以CaO计）51.01%
2.基本原理：CaCo3=CaO+CO2
CaO+SO2=CaSo3
CaSo3+1/2×O2= CaSo4 3.均匀小颗粒喷入是关键。
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。
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：
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；
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)
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。
循环流化床脱硫效率影响因素浅谈 1、引言 我国已经成为世界三大酸雨区之一，且我国的酸雨主要为硫酸型的。分析其主要原因是煤的不洁净燃烧所造成。控制和减少火电厂SO2的排放对于改善我国目前严峻的环境问题和实现电力行业的持续发展意义重大。我国目前火电厂燃煤中，优质低硫煤少，而高硫煤所占比重较大。所以，必须对电厂燃煤烟气中的SO2排放严格控制。烟气脱硫就显得尤为重要，烟气脱硫常用的方法有干法、半干法、湿法等。 循环流化床烟气脱硫属于半干法脱硫，以消石灰（Ca(OH)2）为脱硫剂。山西长治漳山发电公司2×300MW机组采用此法，效果良好。 2、循环流化床烟气脱硫系统的基本流程及脱硫原理 漳山发电公司循环流化床脱硫与电除尘器相结合，其基本工艺流程如图2-1所示。 烟气先进入预除尘器，预除尘器的作用是除去烟气中的大颗粒粉煤灰，收尘效率设计为85%左右。经预除尘的烟气进入脱硫塔，在位置2处喷入脱硫剂即消石灰，在位置1处进行喷水降温、增湿。烟气中的硫氧化物在脱硫塔内上升过程中与消石灰反应生成CaSO3和CaSO4，从而达到脱硫的目的。漳山发电公司的后除尘器共有四级即四个电场，其中一二电场共用一个灰斗，三电场和四电场各有一个灰斗。由于喷入脱硫塔的消石灰不可能完全反应。所以，一二电场将粉煤灰与消石灰的混合物回收参与再循环，通过回料斜槽的气动调阀控制回灰量的大小，三电场在一二电场灰量不足时也会参与循环以维持脱硫塔内的差压。四电场回收的灰中消石灰很少且活性低，所以将灰全部输走。后除尘器的收尘效率设计为99.9%，后除尘器出来的烟气经过烟囱排入大气。
半干法脱硫的基本原理是SO2和SO3与Ca(OH)2的化学反应，即： Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3+ H2O (2-1) Ca(OH)2 + SO3 → CaSO4 + H2O (2-2) 其中，烟气中的硫氧化物以SO2为主，所以反应以2-1为主。 3、脱硫效率影响因素 如何让喷入的消石灰更加充分的与烟气中的硫氧化物反应，怎么样提高脱硫效率？这是我们要考虑的主要问题。一般情况下，其影响因素主要有温度、湿度、循环倍率、钙硫比等。下面我们结合漳山发电公司的实际应用作以简要分析。 3.1温度对脱硫效率的影响 温度是对脱硫效率影响最明显的一个因素，也最容易控制。 消石灰Ca(OH)2与二氧化硫SO2的反应是放热反应，温度高不利于反应的正向进行。如图3-1为漳山发电公司脱硫投运后的脱硫塔内的温度与脱硫率的关系曲线。 由图3-1可以看出，在烟气量，烟气中的二氧化硫SO2以及喷入脱硫塔内的消石灰等基本恒定的前提下，温度越低，脱硫率越高。所以，为了提高脱硫率我们应该尽可能降低温度。漳山发电公司根据本公司的实际情况，考虑到亚硫酸的露点温度在50~55℃之间，为了尽可能避免酸腐蚀保证设备的安全运行，将温度设定在70~75℃之间。这样既可以保证设备的安全，又可以有较高的脱硫率。 3.2湿度对脱硫效率的影响 湿度是影响脱硫效率的另一个重要因素。在其他条件不变的情况下，脱硫效率随着湿度的增大而增大。但是，当湿度增大到一定值以后，脱硫率几乎不再随着湿度的增大而变化。湿度与脱硫率的关系如图3-2所示。
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。
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。
3×160t/h 垃圾焚烧炉循环流化床半干法烟气脱硫方案设计 摘要：本文根据某垃圾焚烧厂3×160 t/h 垃圾焚烧厂锅炉具体情况，进行了循环流化床半干法烟气脱硫工程的工艺设计。本工艺利用原有的静电除尘器作为预除尘系统，采用“一电场预除尘+循环流化床半干法烟气脱硫+布袋除尘器”的工艺流程，采用一炉一塔设计，单塔塔径3.1m，塔高22m。脱硫时，设计处理量约为260000 Nm3/h。预计脱硫效率90%，SO2 排放浓度≤80 mg/Nm3，烟尘排放浓度≤20 mg/Nm3。 关键词：烟气脱硫；循环流化床半干法；方案设计。 SDFGD engineering design program for 3×160t/h waste incineration boiler Abstract: In this paper, according to the 3×160t/h waste incineration plant boiler of a factory, a process design of the circulating fluidized bed semi-dry flue gas desulfurization project is proposed. In this program, the original electric field is retained as a pre-precipitator electrostatic precipitators, and the process can be described as “a pre-electric dust + SDFGD + bag filter”. The design is used the one-boiler-and-one-tower process. The single tower diameter is 3.1m. It’s height is 22 m. The capacity is designed for 260000 Nm3/h. Desulfurization effect is expected to 84%. SO2 concentration ≤80mg/Nm3, dust emission concentration≤ 20mg/Nm3. Key words: flue gas desulfurization; circulating fluidized bed semi-dry flue gas desulfurization; design program. 1引言 1.1 设计背景和意义 我国是燃煤大国，连续多年SO2 排放总量超过2000万t，已成为世界上最大的SO2排放国。烟气脱硫是控制SO2 排放最有效、最经济的手段。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的石灰石/石膏湿法工艺，但由于湿法工艺系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高。而国内诸多中小型企业迫切需要投资少、运行成本低、效率高的脱硫技术。德国鲁奇能捷斯集团(LLAG)公司在上世纪70年代末率先将循环流化床工艺用于烟气脱硫，开发了一种循环流化床烟气脱硫工艺(Circulating Fluidized Bed Flue Gas Desulfurization，简称CFB-FGD；)。经过近30年的不断改进(主要是在90
福建龙净环保循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺描述 1.循环流化床干法脱硫系统（CFB－FGD）概述 CFB－FGD烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人---世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization，简称CFB-FGD），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW。简要介绍如下：发展历史 德国鲁奇能捷斯（LLAG）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式——多依奇公式，就是该公司的工程师多依奇先生发明的）。LLAG在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。LLAG在发明循环流化床锅炉的基础上，首创将循环流化床技术（CFB）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。 LLAG公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD）的应用业绩已达150多台套，居世界干法脱硫业绩第一位。 （90年代初，全世界还只有LLAG公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。） 2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让LLAG公司的CFB-FGD技术；
循环流化床锅炉烟气脱硫项目技术文件
一、项目简介 1.1.工程概述 贵公司现有1台75t/h锅炉因燃料中含有一定的硫份，在高温燃烧过程中产生的粉尘及SO2会对周围的大气环境造成一定的污染，根据国家环保排放标准和当地环保部门的要求进行进一步除尘脱硫，确保锅炉尾部排放粉尘及SO2按照国家和当地环保排放要求达标排放，并按照环保总量控制要求在确保达标的同时进一步削减粉尘及SO2的排放量。 本期工程为锅炉烟气治理工程除尘脱硫系统的设计、制造、安装及运行调试，针对业主方的现场特点，结合我司的工艺技术和工程经验，从工艺技术、安全运行、排放指标、经济指标等各方面进行了细致的论证，提出以双碱法湿法脱硫工艺处理，新建使用喷淋雾化型脱硫塔（GCT-75），另外方案中还包含脱硫剂制备、脱硫循环水系统、再生、沉淀及脱硫渣处理系统等，供业主方决策参考。 本技术方案在给定设计条件下， SO2排放浓度≤300mg/m3的标准进行整体设计。技术方案包括脱硫系统正常运行所必须具备的工艺系统设计、设备选型、采购或制造、运输、土建（构）筑物设计、施工及全过程的技术指导、安装督导、调试督导、试运行、考核验收、人员培训和最终的交付投产。 1.2.国脱硫技术现状 我国电力部门在七十年代就开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作，先后进行了亚钠循环法（W-L法）、含碘活性炭吸附法、石灰石-石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究工作。进入八十年代以来，电力工业部门开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作，同时，近年来我国也加入了烟气脱硫技术的引进力度。目前国主要的脱硫工艺有：（1）石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，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，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加
一、循环流化床锅炉及脱硫 1、循环流化床锅炉工作原理 煤和脱硫剂被送入炉膛后，迅速被炉膛内存在的大量惰性高温物料（床料）包围，着火燃烧所需的的一次风和二次风分别从炉膛的底部和侧墙送入，物料在炉膛内呈流态化沸腾燃烧。在上升气流的作用下向炉膛上部运动，对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。大颗粒物料被上升气流带入悬浮区后，在重力及其他外力作用下不断减速偏离主气流，并最终形成附壁下降粒子流，被气流夹带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛循环燃烧直至燃尽。未被分离的极细粒子随烟气进入尾部烟道，进一步对受热面、空气预热器等放热冷却，经除尘器后，由引风机送入烟囱排入大气。 燃料燃烧、气固流体对受热面放热、再循环灰与补充物料及排渣的热量带入与带出，形成热平衡使炉膛温度维持在一定温度水平上。大量的循环灰的存在，较好的维持了炉膛的温度均化性，增大了传热，而燃料成灰、脱硫与补充物料以及粗渣排除维持了炉膛的物料平衡。 煤质变化或加入石灰石均会改变炉内热平衡，故燃用不同煤种的循环流化床锅炉在设计及运行方面都有不同程度的差异。循环流化床锅炉在煤种变化时，会对运行调节带来影响。试验表明，各种煤种的燃尽率差别极大，在更换煤种时，必须重新调节分段送风和床温，使燃烧室适应新的煤种。 加入石灰石的目的，是为了在炉内进行脱硫。石灰石的主要化学成份是CaO ．而煤粉燃烧后产生的SO2、SO3等，若直接通过烟囱排入大气层，必然会造成污染。加入石灰石后，石灰石中的的Cao 与烟气中的SO2、SO3等起化学反应，生成固态的CaSO3 、CaSO4 （即石膏），从而减少了空气中的硫酸类的酸性气体的污染。另外，由于流化床锅炉的燃烧温度被控制在800－900 ℃范围内，煤粉燃烧后产生的NOx 气体也会大大减少硝酸类酸性气体。 2、循环流化床锅炉的特点 可燃烧劣质煤 因循环流化床锅炉特有的飞灰再循环结构，飞灰再循环量的大小可改变床内（燃烧室）的吸收份额，即任何劣质煤均可充分燃烧，所以循环流化床锅炉对燃料的适应性特别好。
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
附件一循环流化床干法脱硫工艺描述 1.循环流化床干法脱硫系统（CFB — FGD ）概述 CFB- FGD烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人--- 世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLAG ）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization，简称 CFB-FGD），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得 到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW。简要介绍如下： 1.1 发展历史 德国鲁奇能捷斯（LLAG ）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式一一多依奇公式，就是该公司的 工程师多依奇先生发明的）。LLAG在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。LLAG在发明循环流化床锅炉的基 础上，首创将循环流化床技术（CFB）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。 LLAG公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD）的应用业绩已达150多台套，居 世界干法脱硫业绩第一位。 （90年代初，全世界还只有LLAG公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱 硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司 90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。）2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让 LLAG公司的CFB-FGD技术;
循环流化床半干法脱硫降低运行成本探讨 摘要本文通过对活性灰与脱硫灰混合制浆的实验叙述，并对实验结果进行分析，阐述了活性灰与脱硫灰混合制浆的可行性与经济性。 关键字循环硫化床；脱硫；活性灰；脱硫灰；混合制浆 The Running cost reducing of Circulating Fluid Bed-flue Gas Desulfurization YANG JianMingMA LiMin Panzhihua Steel City Groap Cooperation Branch Office617023 Abstract Throng the mixed pulping expriment of activated carbon and FGD residues，and analyzinng the expriment results，the article expatiates the feasibility and affordability of mixed pulping expriment of activated carbon and FGD residues. Keywords circulating fluidbed;desulfurization;activated carbon;FGD residues; mixed pulping 0 引言 环境保护在当下既是建设和谐社会的一项理念和政策，又是建设可持续发展的一项制度和技术，已广受世人关注[1]。近年来我国SO2排放量逐年上升，已成为制约经济和社会发展的重要因素。而烟气脱硫是控制SO2排放最有效的手段[2]。循环流化床烟气脱硫采用脱硫、除尘一体化工艺，具有系统简单、造价低、维护费用低、脱硫效率高等优点，是我国应用最多的半干法脱硫技术。攀钢钒有限公司烧结机脱硫系统也是采用此技术进行脱硫，工艺流程如图1。 图1 脱硫工艺流程图 烟气通过脱硫塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，不断反应后的脱硫产物和未反应的脱硫剂，经旋风分离器回收装置回收，返回脱硫塔内继续循环利用。脱硫后的烟气经布袋除尘器净化后排出大气。
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％，
附件一附件一 循环流化床干法脱硫工艺描述循环流化床干法脱硫工艺描述 1. 循环流化床干法脱硫循环流化床干法脱硫系统系统系统（（CFB －FGD ）概述 CFB －FGD 烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人---世界著名环保公司德国鲁奇能德国鲁奇能捷斯捷斯捷斯公司公司公司（（LLAG ）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization ，简称CFB-FGD ），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW 。简要介绍如下： 发展历史 德国鲁奇能捷斯德国鲁奇能捷斯（（LLAG ）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式——多依奇公式，就是该公司的工程师多依奇先生发明的）。LLAG 在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。LLAG 在发明循环流化床锅炉的基础上，首创将循环流化床技术（CFB ）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。 LLAG 公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD ）的应用业绩已达150多台套，居世界干法脱硫业绩第一位。 （90年代初，全世界还只有LLAG 公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。） 2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让LLAG 公司的CFB-FGD 技术；
2007年第22卷第2期电力学报Vol.22No.22007 (总第79期)JOURNAL OF ELECT RIC POWER(Sum.79)文章编号:1005-6548(2007)02-0204-03 循环流化床干法烟气脱硫技术分析X 麻瑜 (山西大学工程学院,山西太原030013) Analysis of Dry Desulphating Fumes Through Circulating Fluidized Bed MA Yu (Engineering College of Shanxi U niversity,T aiyuan030013,China) 摘要:对循环流化床干法烟气脱硫技术从原理和技术经济2方面进行了分析论证,表明这项技术是1项高效、低能耗、低成本的脱硫技术。 关键词:循环流化床;干法烟气脱硫;脱硫效率 中图分类号:X701.3文献标识码:B Abstr act:T he paper,both in aspects of principle and economy,analyses and expounds the technique of dry desulphating fumes through circulating fluidized bed and proves that the technique is high in effective2 ness low in energy consuming and cost. Key Words:circulating fluidized bed;dry flue gas desulfunization;effectiveness of dusulfuration 环境污染已成为我国可持续发展的制约因素之一。我国是燃煤大国,全国SO2排放总量的90 %由燃煤产生。我国每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60%,连续多年SO2年排放总量超过2000万吨,已成为世界上最大的排放国。SO2的大量排放,造成的酸雨、酸雾等污染加重,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SO2的排放是我国控制SO2污染的重点。燃煤脱硫技术有3种方式,一是燃烧前脱硫;二是燃烧过程中(炉内)脱硫;三是燃烧后脱硫技术,即烟气脱硫(FG D)。由于燃烧前和炉内脱硫效率较低,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烟气脱硫工艺。 1主要的烟气脱硫技术及特点 燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术一般分为湿法脱硫、干法脱硫和半干法脱硫3类。 湿法脱硫系统位于除尘器之后,脱硫过程、反应副产品及其再生和处理均在湿态下进行,脱硫过程的反应温度低于露点。由于湿法脱硫过程是气液反应,故反应速度快,脱硫效率高,钙利用率高。在Ca/S=1时,可达到90%以上的脱硫效率,适合于大型电厂锅炉的烟气脱硫。主要有石灰石/石灰)))石膏湿法,氨洗涤脱硫和海水洗涤脱硫等。 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1种最佳选择。 干法烟气脱硫,是指无论加入锅炉尾部烟道中的脱硫剂是干态的或湿态的,脱硫的最终产物都是干态的。也有的资料将单纯炉内喷钙,电子束辐照烟气脱硫脱氮等脱硫技术称为干法脱硫技术,而将脱硫反应中有增湿活化脱硫剂环节或脱硫剂是湿态,而最终产物是干态的脱硫技术称为半干法。如喷雾干燥法,炉内喷钙加尾部增湿活化法,循环流 X收稿日期:2007203210修回日期:2007205209作者简介:麻瑜(1953-),女,山西繁峙人,实验师,热能动力。