火电厂循环流化床锅炉炉内脱硫效率影响因素分析

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2010年第17期

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。

1CFB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]。

2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。

图1石灰石粒径与脱硫效率的反应关系

2．3CFB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，

火电厂循环流化床锅炉炉内

脱硫效率影响因素分析

王三平马红友姜凌

(中国辐射防护研究院山西太原030006)

【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。

【关键词】火电厂；CFB锅炉；影响因素

电厂机组

容量

燃料发热量含硫量

设计脱

硫效率

实测二氧化

硫

实测脱硫

效率M W kJ/kg%%mg/Nm3%

内江白马电厂2×30018495 3.5485550.894

大唐红河2×30012800 1.878537694

四川高坝电厂2×10019290 3.128568491.9

侯马发电厂

5020095~20965 1.60851087~109454.6

5020095~20965 1.60851075~108762.5

永济热电厂1×10017620~189700.9~1.888830~127246.2~59.3

保德电厂2×13511633~123800.4480320.1～796.860

表1国内一些CFB锅炉SO2排放情况

图2床温对石灰石脱硫效率的影响

○百家论剑○

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科

（上接第997页）T s=P

式中：

P －水压值（MPa ）M －隔水层厚度（m ）

根据兖州煤田下组煤开采经验，隔水层正常条件下临界突水系数取0.10MPa/m 。即在隔水层正常条件下，可以认为突水系数在0.10MPa/m 以下的区域为安全区，不会突水，突水系数大于0.10MPa/m 的区域为危险，有突水危险，需采取必要的防治水措施才能开采。

按照上述方法，16上煤的突水系数Ts 为0.053～0.111，17煤的突水系数Ts 为0.059～0.143。

本区下组煤地质构造比较简单，地层结构相对完整，底板隔水层厚度较大，底板薄层灰岩含水层富水性较弱，奥灰突水系数基本在临界安全值以下。因此，只要在下组煤工作面开采前，作好工作面底板隔水层的完整性探查，加大底板突水的监测和预警预报工作，实现下组煤安全带压开采是可行的。

4结论

鲍店煤矿下组煤第Ⅰ区属于第四系覆盖下的全隐蔽式采区，第十下层灰岩为下组煤开采的直接的也是重要的充水含水层，但距第四系含水层和奥陶系灰岩较远，补给条件差，补给水源少，以静储量为主；十三灰、十四灰为下组煤开采的间接充水含水层；奥陶系灰岩含水层是下组煤开采时有突水危险的含水层，且奥灰水压高，突水系数大，对采掘工程影响巨大，防治水工作不易进行，但下组煤隔水层块段较完整，厚度大，通过实施有效的防治水措施，奥灰在隔水层正常块段对矿井生产构不成威胁，总体上讲，鲍店煤矿下组煤开采的矿井水文地质类型应为中等。作者简介：赵德强（1983—），男，2005年毕业于山东农业大学。

[责任编辑：曹明明]

降低脱硫效率。图2是某电厂设计煤脱硫试验SO 2排放与床温变化的关系曲线。

综合考虑灰渣的燃尽、SO 2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SO 2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。

3CFB 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SO 2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SO 2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SO 2实测浓度为1032~1142mg/Nm 3，脱硫后SO 2实测浓度为80~88mg/Nm 3，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，SO 2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。

4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，SO 2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。【参考文献】

［1］P.巴苏，S.A.弗雷泽.循环流化床锅炉的设计与运行．科学出版社，1994．［2］岑可法,等.循环流化床锅炉理论设计与运行．中国电力出版社，1998．［3］王斌．循环流化床燃烧脱硫技术[J]．煤炭工程，2002(8)：19－20．

［4］林宗虎，魏敦崧，安恩科，李茂德.循环流化床锅炉.化学工业出版社，2004，2．［5］烟气脱硫脱硝技术手册.化学工业出版社，2007，01．

［6］某电厂炉内脱硫系统改造技术可行性报告.西安热工院，2008，09．

［7］薛建民，朱法华，陈德全.火电厂主流脱硫工艺的技术性能.环境影响评价动态，2009年第九期．

［8］火电建材类环境影响评价工程师登记培训教材，2009．［9］燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南，2010，2．［10］某煤矸石电厂环境影响报告书，2009，08．

［责任编辑：王静］

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