火电厂节能减排技术

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,热烈祝贺宁夏发电企业锅炉轮机节能技术监督工作会议召开,火电厂节能减排技术,车得福,教授工学博士,西安交通大学,热能工程系锅炉研究所,2009年11月,电厂节能减排技术背景,节能减排,是关系经济社会可持续发展的重大战略问题，是国家确定的经济社会发展的重大战略任务。电力行业既是优质清洁能源的创造者，又是一次能源消耗大户和污染排放大户，因而也是国家实施节能减排的重点领域。,截止2008年底，我国的发电总装机容量已经接近8亿千瓦，其中火电超过了6.0亿千瓦，火电占整个发电总装机容量的75.87%，而且火电运行发电量的比重更大，占到80.95%,1,电厂节能减排技术背景,年,装机容量,MW,发电量,10,12,kWh,火电容量,MW,火电发电量,10,12,kWh,2001,338490,1.4839,253010,1.2045,2002,356570,1.6542,265550,1.3522,2003,391410,1.9052,289770,1.5790,2004,442390,2.1944,329480,1.8104,2005,517190,2.4747,384130,2.0180,2006,622000,2.8344,484050,2.3573,2007,713290,3.2559,554420,2.6980,2008,792530,3.4334,601320,2.7793,2009(1-8)*,791530,2.3293,615130,1.8749,中国2001-2008年装机容量和发电量,注：2009年1-8月装机容量统计数据为全国6000kW及以上发电设备容量。,2,电厂节能减排技术背景,在国家的大力倡导下，电厂的节能减排工作取得了一定的成效，2007年，我国6000千瓦以上火电厂的电厂供电煤耗为356克/千瓦时，比2006年降低了11克，相当于全年6000千瓦以上火电厂生产节约标煤2423万吨，占全年发电耗用标煤量的2.75%。预计到2020年，我国的火电厂供电煤耗可以降低到320克/千瓦时，接近或达到世界先进水平。,玉环291g/kWh,3,电厂节能减排技术背景,在减排方面，2007年全国电力二氧化硫排放量比上年减少9%，为近年来全国二氧化硫年排放总量首次下降做出重要贡献。2007年全国新投运10万千瓦及以上火电厂烟气脱硫机组容量达到1.1亿千瓦，同比增长4.8%。其中新建机组脱硫装置比例达70%，现有机组改造为30%；30万千瓦及以上脱硫装置约6040万千瓦，占55%。截止2007年底，全国火电厂烟气脱硫装置投运容量超过2.7亿千瓦，占全国火电机组容量的一半左右。,4,电厂节能减排技术背景,虽然国家一直在努力对发电结构进行调整，但煤电还是占很大比重，根据我国的战略规划，2030年前电力的发展仍将以火力发电为主。预计2020年我国装机容量将达14亿kW，其中火电约9.5亿kW。因此，,火电厂的节能减排任重而道远。,5,电厂节能技术,1 超临界及超超临界发电技术,2 燃气-蒸汽联合循环发电技术,3 热电联产发电技术,4 IGCC发电技术,5 煤粉及链条炉改造成CFB锅炉,6 火电厂风机、水泵变频调速节能,7 节油点火技术,8 除氧器余热回收,9 低压省煤器技术,高新技术产品,升级改造,6,超临界及超超临界发电技术,7,超临界及超超临界发电技术,超临界机组,是指主蒸汽压力大于水的临界压力的机组，即压力大于等于22.12MPa。习惯上又将主蒸汽压力大于27MPa的机组统称为,超超临界机组,。,常规超临界机组：,主蒸汽压力一般为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为540560；循环效率可比亚临界机组约高2。,高参数超临界机组：,主蒸汽压力为2535MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580及以上；效率可比常规超临界机组再提高4%左右。,在环保方面，超超临界机组加装锅炉尾部烟气脱硫、脱硝和高效除尘装置，可满足严格的排放标准。同时，由于超超临界机组提高了效率，相应地也节约了发电耗水量。,8,超临界及超超临界发电技术,和主要清洁煤发电技术比较,洁净煤,发电技术,效率,(%),容量,(MW),环保,性能,可靠性,技术成,熟程度,技术继,承性,设备投,资/电价,业绩,USC+污染物排放控制,4347,1000,优,最高,成熟,最好,中等/中等,批量化应用,CFBC,3840,300,较优,中等,基本成熟,好,较低/较高,初步可批量化,PFBC-CC,4142,360,较优,低,尚待成熟,较好,次高/较高,大容量仅1台,IGCC,4345,300,最优,低,接近商业化,较好,最高/最高,示范阶段,9,超临界及超超临界发电技术,和主要清洁煤发电技术比较,效率：,超超临界发电技术和IGCC的效率相当，均超过43%；IGCC的效率高于PFBC-CC。,容量：,超超临界机组的单机容量可达到1000MW以上，与其它洁净煤发电技术相比，可大大降低机组的单位造价，同时能满足电力工业对大容量机组的要求。,环保性能：,超超临界发电技术则是通过达到更高的发电效率和采用高效烟气脱硫、低NO,x,(包括烟气脱硝)和除尘技术来降低污染物排放量，其环保性能可达到优于CFBC及PFBC-CC的水平。,10,超临界及超超临界发电技术,和主要清洁煤发电技术比较,可靠性：,超超临界机组的可靠性水平最高，IGCC和PFBC-CC的可靠性较低，CFBC居中。,设备投资/电价：,IGCC和PFBC-CC的设备投资和电价都处于较高的水平。与其它洁净煤发电技术相比，超超临界技术的设备投资和电价均处于中等水平。,业绩：,超超临界机组已批量化、大规模地在电力工业中应用。CFBC已初步可批量化应用。PFBC-CC的应用业绩极少。IGCC尚处于示范阶段，仅有少量机组商业运营。,11,超临界及超超临界发电技术,和主要清洁煤发电技术比较,结论：配有污染物排放控制技术的超超临界机组在几种洁净煤发电技术中的发展历史最长、最具有技术继承性、技术成熟，是未来1020年洁净煤发电技术的主流，预计在火电机组市场的份额可达到70以上。,12,燃气-蒸汽联合循环发电技术,13,燃气-蒸汽联合循环发电技术,燃气-蒸汽联合循环发电系统,燃气-蒸汽联合循环发电系统是由燃气轮机发电系统和锅炉-蒸汽轮机发电系统所组成。,14,燃气-蒸汽联合循环发电技术,燃气-蒸汽联合循环发电系统,燃气轮机发电系统,是由压气机将空气加压进入燃烧室，与燃料混合燃烧产生的高温高压烟气在透平中膨胀作功，将高温高压烟气的能量(通常烟气压力0.51.0MPa，温度1000l300)转换成机械能，推动燃气轮机发电机发电。,锅炉-蒸汽轮机发电系统,是利用燃气余热锅炉产生的高（中）压过热蒸汽(通常蒸汽压力为3.8216.70MPa，温度450550)在汽轮机中作功，将蒸汽的能量转换成机械能，推动蒸汽轮机发电机发电，完成朗肯循环过程。,15,燃气-蒸汽联合循环发电技术,燃气-蒸汽联合循环发电技术特点,热经济性高,1,投资低,2,联合循环发电是将燃气轮机600左右的排气送入余热锅炉，利用其余热来制备蒸汽推动汽轮机发电，因而它将燃气轮机和蒸汽轮机的优点结合起来，具有能量利用充分，发电效率高的特点，现代联合循环发电效率己超过50。,建设周期短，大气污染低同目前各种火力发电系统相比较，燃气-蒸汽联合循环建设周期短，一般先是建立简单循环燃气轮机电站，只要12个月左右的时间就可投运(一座同等容量的汽轮机电站一般要2436个月才能建成)，然后建立联合循环电站，并且电站自动化程度高，运行人员少。,16,燃气-蒸汽联合循环发电技术,燃气-蒸汽联合循环发电技术特点,起动时间短，调峰性能好,3,循环水量较少,4,一方面，联合循环中燃气轮机起动时问很短，例如LM5000型机组从冷态起动到满负荷运行不要30分钟；另一方面，联合循环中的汽轮机常采用滑压起动，所以起动时间也比较短，一般从停机后8小时，再起动到满载仅l小时左右。同时，联合循环大功率电站往往由数台燃气-蒸汽联合循环机组组合而成，如果需要降负荷运行，那么按电网负荷要求可适当停部份机组，其余机组仍然在高效率满负荷下运行。,在联合循环中仅汽轮机部分需要循环水量，所以联合循环的循环水量要比同样功率的纯蒸汽轮机电站少许多。,17,热电联产发电技术,热电联产发电技术概述,热电联合能量生产简称热电联产或热电分产，它是将燃料的化学能转化为高品位的热能用以发电，同时将已在供热式汽轮机中做功后的低品位热能用以对外供热，提高了热能利用率，使热电厂的热经济性大大提高，达到节能的目的。,18,热电联产发电技术,热电联产流程图,19,热电联产发电技术,热电联产的主要优点,节约能源,由于热电联产是采用做了功的蒸汽对外供热，这部分蒸汽冷源损失完全被利用，它的抽汽供热量取代了分产供热的锅炉，因为热电联产本身不仅可节约能源，并能燃用小型锅炉难以燃用的劣质煤，从而节省大量优质煤让更需要的行业使用。,提高供热质量，改善劳动条件,热电联产是集中供热。供热设备集中、大型化，供热管网规模大，供热设备容量大，用户热负荷的变化对供热系统的压力状况、水力工况的波动影响小，再热质参数较分散供热时稳定，提高了供热质量，保障了热产品的质量。同时因为供热设备大型化，易于实现机械化、自动化，减轻了工人的繁重体力劳动，改善了劳动条件。,20,热电联产发电技术,热电联产的主要优点,减轻大气污染，改善环境,我国城市大气污染的主要原因是燃煤生成的二氧化硫气体和煤烟粉尘。众多分散小型供热锅炉房，多集中于热口稠密区，其危害严重。热电联产以大型的电站锅炉取代了许多小型供热锅炉，大锅炉的除尘效率高，并配以较高的烟囱，从而大大减轻了对城市的污染，使得生态环境大为改善。同时，由于热电联产热效率高，节约能源，在对外供应相同电能和热能时，可以减少燃煤量，从而减少了排放，减轻了大气污染。,21,热电联产发电技术,热电联产发电技术所存在的问题,(1)平均容量小，参数低，热效率相对较低，热稳定性不高；,(2)热负荷数据与实际情况出入较大，投运后以纯凝工况运行为主；,(3)热价低，导致热电厂以电补热，争夺发电小时数；且燃料价格不断提高，而电价、热价不能同比提高，造成热电厂运营困难。,22,IGCC发电技术,整体煤气化联合循发电技术,是指将煤炭、生物质、石油焦、重渣油等多种含碳燃料进行气化，将得到的合成气净化后用于燃气一蒸汽联合循环的发电技术 。,IGCC发电技术继承和发展了当前热力发电系统几乎所有技术，将,空气分离技术,、,煤的气化技术,、,煤气净化技术,、,燃气轮机联合循环技术,以及,系统的整体化技术,有机集成，综合利用了煤的气化和净化技术，较好地实现了,煤化学能的梯级利用,，使其成为,高效和环保的发电技术,，被公认为是世界上最清洁的燃煤发电技术 。,23,IGCC发电技术,IGCC系统图,IGCC先通过煤气化器将煤气化成中、低值合成粗煤气；然后经净化系统将粗煤气除尘、脱硫、除杂而净化成精煤气；再经燃气轮机燃烧室燃烧产生热能并转化为有效功输出；还利用余热锅炉回收燃气轮机排气产生的过热蒸汽，以驱动蒸汽轮机再做功发电。,24,IGCC发电技术,IGCC发电的主要优点,(1)非常好的环境效益,。,飞尘几乎为零，脱硫率达,98%,，脱氮率达,90%,，,CO,2,由于效率高，其排放量亦减少四分之一，能很好的适应环境指标日益要提高的要求，是燃煤火电的主要发展方向之一。,(2),高效率，且有继续提高效率的最大潜力。,IGCC,电站的高效率主要来自联合循环发电，目前燃用天然气气轮机单循环效率已达,39%,40%,，而联合循环的效率已达,58%,，最近可望提高至,60%,左右。,(3),耗水量少。,比常规汽轮机电站少耗水,30%,50%,，使之更适用于水源紧缺的地区，特别是煤矿地区，建立坑口电站。,25,IGCC发电技术,IGCC发电的主要优点,(4)能综合利用煤炭资源，组成多联产系统。,煤种适应性广与煤化工结合成多联产系统，能同时生产电、热、燃料气和化工产品。如，易与生产甲醇、醋酸、合成气、尿素等化工过程相结合，使煤炭得到综合利用，有利于降低生产成本。,(5),燃煤后的废物处理量最少，且可综合利用。,脱硫后生成的元素可以出售，有利于降低发电成本。灰和微量金属元素熔融冷却后形成珠状渣、固化碱金属等有害物质，不仅大大减缓环境污染，而且可以用作水泥的熟料。,(6),能够利用多种先进技术使之不断完善。,随着煤的气化技术，洁净技术，燃气轮机技术和蒸汽轮机技术等的发展，都能为其发展提供强有力的技术支撑。,26,IGCC发电技术,IGCC发电的主要优点,(7)燃气燃油燃煤电厂改造的最佳方案。,当天然气和油料枯竭时，是改造燃用这些燃料的燃气,-,蒸汽联合循环的最佳方案，是现有燃煤电厂增容改造的主要途径之一。,(8),多联产无污染绿化综合产业。,IGCC,的发展历程已由煤的气化应用向其他劣质燃料（燃油厂的重质残油、石油焦和沥青、生物质、垃圾等）扩展，形成发电,/,工艺蒸汽,/,化工产品的多联产无污染绿化综合企业。,27,IGCC发电技术,发展IGCC发电技术所存在的问题,(1) 供电效率与超超临界机组的相比不具有明显优势；,(2) 机组可用率有待提高；,(3) 投资较常规发电技术偏高；,(4) 未掌握燃烧低热值煤气的燃气轮机燃烧技术；,(5) 未掌握大型(1500t/d以上)气化炉的设计和气化炉内件制造技术；,(6) 未掌握大型离心、轴流压缩机设计和制造技术；,(7) 缺乏IGCC的电站整体控制和仿真经验。,28,煤粉及链条炉改造成CFB锅炉,我国20世纪80年代建设的中小型热电厂，多采用链条炉或煤粉炉。随着煤种的变化及设备的老化，煤粉及链锅炉的许多问题亟待解决，主要表现在以下几个方面：,适应性不强,煤粉及链条锅炉负荷适应性差，调整比较困难，满足不了热、电需要。且对煤种的适应性比较差。,效率低,主要表现为燃烧效率低，热效率差，热能利用差。炉渣及飞灰含碳量较高。漏风严重，环境恶劣，灰场占地大。,故障多,制粉系统、转动部件故障率高，效率低下，水冷壁、省煤器、空气预热器、过热器等经常出现问题，常需停炉检修。并且锅炉整体漏风严重，锅炉处于正压运行，又增加了对炉体设备的损坏，形成恶性循环，机组不能安全运行。,29,煤粉及链条炉改造成CFB锅炉,用流化床燃烧技术来改造旧的煤粉锅炉、燃油锅炉和链条锅炉已成为流化床燃烧技术应用的方向之一, 其原因是：,燃料适应性强,对各类煤的燃烧适应性好，可以有效燃用褐煤，各类烟煤和无烟煤，也燃用如树皮、木屑、油页岩、石煤和石油焦等劣质燃料，同一台锅炉甚至可以同时燃用多种燃料。,经济可行性强,许多中参数旧电站已退役或即将退役，而汽轮发电机仍还能运行，如用循环流化床燃烧技术改造现有煤粉锅炉能使电厂延长服役约25年，而投资只有新建电厂的4060%，经济上是很有吸引力和竞争力的。,污染物排放少,旧锅炉尾部没有烟气净化装置，所排放的烟气中SO,2,、NO,x,严重超标，对环境造成严重污染，而CFB锅炉的低温燃烧及分级送风使NO,x,生成量少，可用石灰石作脱硫添加剂，低成本实现炉内脱硫。,30,煤粉及链条炉改造成CFB锅炉,主要改造措施,(1) 拆除链条锅炉炉排或煤粉锅炉冷灰斗, 燃烧室下延, 增加布风装置；,(2) 高温省煤器之后增加低温上排气旋风分离器；,(3) 增加流化密封送灰器；,(4) 锅炉各部分受热面视情况作适当调整。,31,煤粉及链条炉改造成CFB锅炉,改造前后煤粉炉,32,火电厂风机、水泵变频调速节能,我国风机水泵拥有量为3700台，耗电占全国工业用电量的40%，占全国总发电量的30%。在火（热）电厂里风机水泵耗电量占厂用电的绝大部分。,我国现行的设计规范规定过大的流量、压头裕度系数均造成在线运行的风机水泵参数远大于所需，对机泵的节能改造，提高单机效率和采用调速提高系统运行效率，都可有效地大幅度节约厂用电，技术经济效益好，投资回收期短，是当前火（热）电厂节能的重要途径之一。,33,火电厂风机、水泵变频调速节能,泵与风机的工况调节,节流调节,出口端节流调节,入口端节流调节,旁路分流调节,气蚀调节,液位调节与背压调节,入口导流器调节,切割叶轮外径调节,变速调节,34,火电厂风机、水泵变频调速节能,不同调节方式下的风机耗电特性比较,35,火电厂风机、水泵变频调速节能,不同调节方式下的风机效率比较,36,火电厂风机、水泵变频调速节能,风机和泵运行时的变速节能原理,改变风机和泵转速可以改变风机和泵的性能曲线，在管路曲线保持不变情况下，使工作点改变，这种调节方式称为变速调节。当泵和风机的转速升高时，泵和风机的性能曲线上移，工作点上移，流量增加；反之，泵和风机的转速下降时，其性能曲线下降，工作点下移，流量减少，从而实现泵和风机的调节。,37,火电厂风机、水泵变频调速节能,风机和泵的变速节能原理图,变速调节时没有附加的阻力损失，调节效率高。但变速装置及变速原动机投资较大，故在中小型机组较少采用，而对于高参数、大容量电站中的泵和风机常采用变速调节。,38,火电厂风机、水泵变频调速节能,变频调速技术原理,变频调速技术的基本原理是根据电机转速与工作电源输入频率成正比的关系：,n,=60,f,( 1-,s,)/,p,式中,n,、,f,、,s,、,p,分别表示转速、输入频率、电机转差率、电机磁极对数,通过改变电动机工作电源频率达到改变电机转速的目的。,39,火电厂风机、水泵变频调速节能,变频调速的特点,变频调速过程中没有附加损耗，调速效率高；,调速范围大，特性硬，精度高；,技术复杂，造价高；,调速功率范围可从很小到数千千瓦，适用于流量需要不稳定、变化范围较大且需要经常变化的场合。,40,火电厂风机、水泵变频调速节能,风机变频调节与定速调节的能耗对比,表2 风机变频调节方案能耗,对2种方案节能情况及经济性能比较可以看出：,采用变频调节在使用寿命期内可节约,70,100,万元。,另外，风机可节约,82640kWh,，节电率,27.2,，节能效果明显。,负荷率,年运行时间/h,功率/kW,用电量/kWh,电费/万元,100,1200,30.02=60.0,72000,4.82,90,1500,27.32=54.6,81900,5.49,80,1800,24.32=48.6,87480,5.86,70,1500,22.12=44.2,66300,4.44,负荷率,年运行时间/h,功率/kW,用电量/kWh,电费/万元,100,1200,30.02=60.0,72000,4.82,90,1500,21.92=43.8,65700,4.40,80,1800,15.42=30.8,55440,3.71,70,1500,12.72=25.4,30900,2.07,表1 风机定速调节方案能耗,41,火电厂风机、水泵变频调速节能,水泵变频调速节能实例,（,国产200MW机组采用全容量调速给水泵的节电效果）,主机负荷,（MW）,给水流量,（t/h）,主机定压运行,主机滑压运行,节约功率（kW）,相对节电率（%）,节约功率（kW）,相对节电率（%）,200,616,710,14.61,950,19.69,180,535,770,17.15,1050,23.08,160,470,875,20.59,1530,36.00,140,410,950,23.93,1750,43.21,由上表可以看出，当主机采用定压运行方式时，可平均节电20%，当主机采用定-滑-定运行方式时刻平均节电30%。,42,火电厂风机、水泵变频调速节能,泵和风机采用变频调节优越性,系统运行时，泵/风机采用变频变流量系统方案，节约能源，切实可行，效果明显。,采用变频调速技术后，由于电机、风机的转速普遍下降，减少了机械摩擦，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维修费，同时也降低了风机的噪音。,应用变频调速后，电机可以软起动，起动电压降减小，大幅度减小了对电网的冲击。,3,1,2,43,节油点火技术,电力行业是我国五大高耗油行业之一，火力发电厂启、停炉及低负荷稳燃所耗用的油量十分巨大。,一台600MW锅炉调试用油量定额约为60008000L。每次停炉后启动用油量约为300t，按每年停炉3次计算，启动耗油约为900t。,随着我国电网容量增加，电网峰谷差不断扩大，尤其是近年来电网负荷逐步达到平衡，在低谷阶段，大容量机组被迫低负荷运行或频繁启停调峰。这大大增加了电站锅炉点火及稳燃用油。为了节省点火和助燃用油，已经提出多项节油措施。,44,根据燃烧理论，如“三高区理论” ，保证着火。,各种特点的煤粉燃烧器(,稳燃技术,),改进燃油点火系统,节油点火技术,节油技术的演变,45,煤粉火炬的稳燃技术,Why? 关系运行经济性和安全性。,煤粉火炬的稳定性，首先要稳定地着火。,煤粉空气混合物较难着火，无烟煤、贫煤以及其他劣质煤，或者在低负荷运行时。,为了提高低挥发分煤的着火稳定性和低负荷运行时着火、燃烧的稳定性，过去常用的办法就是投油助燃。,46,原理上的措施：,敷设燃烧带；,热风送粉和高热风温度；,低的一次风率和一次风速；,减小煤粉颗粒细度；,控制锅炉最低运行负荷；,以上措施效果有限！,采用性能良好的燃烧器。,47,理论和实践表明：,要使煤粉火炬稳定地着火，须在一次风喷口出口附近形成局部,“,三高区,”。,煤粉在区内被迅速加热、升温，很快析出挥发分并着火燃烧，煤粉火炬就得以稳定。,具体措施：,高温,：在燃烧器出口附近增大回流区和回流量。,高煤粉浓度,：浓淡分离。降低着火热、NO,高的氧浓度,：适当高,传统技术往往NOx生成较高！,48,图5-44 煤粉浓缩的几种方式,（a） 煤粉旋风分离浓缩；(b) 管道转弯分离浓缩；,（c）百叶窗锥形轴向分离浓缩；(d) 旋流叶片分离浓缩,49,美国CE的WR燃烧器，全名直流式宽调节比摆动燃烧器，主要是为提高低挥发分煤的着火稳定性和在低负荷运行时着火、燃烧的稳定性而设计的。,图5-45 WR燃烧器的煤粉喷嘴,(a) 一次风煤粉喷嘴结构图；(b)V型扩流锥；(c)波浪形扩流锥,1阻挡块；2喷嘴头部；3扩流锥；4水平肋片；5一次风管；6燃烧器外壳；7入口弯头,50,51,W形火焰燃烧方式,FW,首创，脱胎于,U,形火焰燃烧方式，故又称取,U,形火焰燃烧方式。适合于低挥发分（劣质烟煤、贫煤和无烟煤）的煤。,特点：,卫燃带、空气逐步送入、行程长、烟所转弯,问题：,高NOx排放,52,以上技术存在问题：,低负荷稳燃能力有限；,NOx生成及排放较高；,点火及低负荷时仍需投油。,53,节油点火技术,电站锅炉常用节油点火技术,等离子点火,高温空气点火,中频加热点火,小油枪点火,微油点火,节省点火和助燃用油,无油点火技术,省油点火技术,54,节油点火技术,等离子点火技术,55,节油点火技术,等离子点火工作原理,等离子点火装置利用直流电流在介质气压大于0.01MPa的条件下通过阴极和阳极接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体，其温度可达6000K。流经等离子火炬中心区的煤粉在极短的时间内迅速着火燃烧，为其它煤粉的燃烧提供稳定的高温热源，并最终使煤粉全部点燃形成稳定的燃烧火炬，达到锅炉点火启动的目的。,56,节油点火技术,等离子体直接点火技术,57,节油点火技术,等离子点火系统组成,等离子点火系统是由,等离子燃烧器,、,等离子点火器,、,电源控制柜,、,隔离变压器,、,控制系统等,组成。,58,节油点火技术,等离子点火特点,经济,环保,高效,简单,采用等离子点火技术维护费仅是使用重油点火时费用的15,20%,。,由于点火时不使用燃油，电除尘装置可以在点火初期,投入，因此减少了点火初期排放大量烟尘对环境的污染 。,等离子体中所含的大量化学活性粒子，如原子(C、H、,O)、原子团(OH、H,2,、O,2,)离子(O,2-,、H,+,、OH,-,)和电子等，,可加速热化学转换，,促进燃料完全燃烧。,电厂可以单一燃料运行，简化了系统，简化了运行方式。,59,阴极棒易烧损,引弧不稳定,维护量大、设备比较复杂、投资成本和运行费用高、,劣质煤应用效果差等,节油点火技术,等离子点火存在问题,60,传统大油枪，8001800kg/h,小油枪，100kg/h左右,微油点火采用的小油枪，2060t/h,节油点火技术,点火油枪的发展变化,61,节油点火技术,微油点火技术,62,节油点火技术,微油点火工作原理,利用高能气化油枪，使微量的油(3050kg/h)燃烧，并形成温度很高的油火焰(16001800)。该高温火焰首先使一小部分煤粉温度迅速升高，着火燃烧。然后已经着火燃烧的煤粉与更多煤粉混合并点燃它们，从而实现煤粉的分级燃烧，能量的逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量，节省了大型电站锅炉点火用油。,63,节油点火技术,微油点火系统组成,微油点火系统主要由,微油燃烧油枪,、,高压风系统,、,燃油系统,、,壁温监测,、,火检系统,等组成。,64,节油点火技术,微油点火燃烧器,微油气化油枪燃烧形成的火炬，在煤粉燃烧器内形成温度梯度极大的局部高温火核，使进入一级燃烧室的浓相煤粉通过油燃烧火炬时，煤粉颗粒温度急剧升高、破裂粉碎，并释放出挥发分迅速着火燃烧；,然后由已经着火燃烧的浓相煤粉在二级燃烧室内与稀相煤粉混合并点燃稀相煤粉，实现煤粉的逐步燃烧，燃烧能量逐级放大，达到点火并稳定煤粉燃烧的目的。,微油点火燃烧器工作原理示意图,65,节油点火技术,微油点火燃烧器,比大油枪点火大大减少煤粉燃烧所需引燃能量，满足了锅炉启、停及低负荷稳燃的需求。,周界冷却风用于保护喷口安全，防止结焦烧损，并补充后期燃烧所需氧量。,66,节油点火技术,微油点火特点,节油显著,稳燃性好,安全可靠,初投资少,实现电站锅炉以煤代油冷炉点火，节油率95%以上。,具有超低负荷稳燃能力。,自动控制，灭火保护，油煤火焰双重火检，燃烧器,壁温实时监测。,对煤质、风速、煤粉浓度等参数变化适应能力强。,适应性强,维护量小,系统结构简单，维护工作量极小。,综合运行成本仅为原燃油费用的20%，但是初投资,费用比等离子点火技术少一半以上。,67,磨损,烧损,结渣,节油点火技术,微油点火存在的主要问题,68,近年来，对微油点火技术有众多研究和应用。,已有多项专利，百度一下，很多；,存在问题也很多,研究方面：,方法：数值模拟或实验,内容：小油枪；内腔燃烧室；煤种等,诸多研究文章。,微油点火技术现状,节油点火技术,69,扬长避短，,开发设计了670t/h炉的微油点火燃烧器，特点有三,：,开合式曲线回转内腔燃烧室,（,防止磨损、烧损、结渣,）,流线体煤粉浓缩环,（,低阻高效,）,雾化气化小油枪,（,内混式气泡雾化,）,微油点火技术,本校的研究与设计,70,微油点火技术,燃烧器本体示意图,71,二次风,浓缩环,一级燃烧室,二级燃烧室,微油点火技术,燃烧器本体图,72,内腔,燃烧器内腔设计目的是在内腔入口区域内形成合适的3T区域，即在点火区造成,较高的温度环境,、,较强的湍流强度,、,足够的孕育着火时间,，使一次风煤粉与燃油火炬高温烟气强烈混合，得到加热，并具有一定的点火时间。,微油点火技术,Turbulence,湍流度,3T,Temperature,温度,Time,时间,73,1.曲线回转体,强化点火；,防结焦、烧损,低阻,2.可开合,防磨损,低阻,微油点火技术,内腔（一级）燃烧器,74,燃烧器采用曲线回转壳体作为燃油火炬点燃煤粉的内腔燃烧室，具有如下特点：,首先，曲线壳体内腔使流动混合强烈。燃油火炬、煤粉、空气湍动强，混合快，着火迅速。,其次，有利于防止结渣、烧损。通过两相流动研究，优化腔内流场，控制燃油火炬与浓相气流的射流混合，使混合位置适当，减缓高温火焰对腔壁的直接冲击。,再者，强化高温下的辐射传热对煤粉气流的加热作用。由于曲线回转壳体的几何特点，此内腔将火焰辐射热，聚焦于距入口适当距离的煤粉高浓度区，有利于加快煤粉的吸热着火。,还有，曲线回转壳体外形接近流线体，迎风阻力小。,微油点火技术,曲线回转壳体,75,浓缩环曲线壳体内腔二级燃烧室，从几何形体上分几段，但通过几个几何体的配合，使煤粉的点燃无明显分级。,通过优化组合内部几何结构，构成合理的气固流场。流线型浓缩环产生适当的高浓度煤粉区域；曲面内腔将燃油火炬高温区与煤粉高浓度区准确配合；点燃的煤粉形成火核，通过对流、湍流扩散、辐射向周围传播。,曲面内腔之外的一次风粉轴向进入，流动平滑，新鲜的煤粉和空气逐渐混入燃烧区；一方面保护已燃火焰逐渐强大，避免造成切入处突然的吸热降温，另一方面腔内流动阻力减小。,从初始少量煤粉着火，到一次风粉整体燃烧，器内燃烧逐渐扩大增强，无分级跃变，避免着火升温过程中的主体温度突升突降，燃烧波动。,微油点火技术,无级点燃煤粉,76,本设计由风量计算可知一次风截面积为2.92 m,2,，又由于采用44布置，那么每个燃烧器的一次风出口截面积就是2.92/16为0.1825 m,2,，应选用一次风管的直径为485mm。,根据一次风出口截面积0.1825 m,2,，可采用450406的矩形喷口尺寸。同时由于燃烧器内部需要一定尺寸圆角处理以防结渣，会直接影响喷口面积，所以在原有空间允许范围内适当增加尺寸。,二次风作为边界冷却风来冷却壁面，这样有利于保护一次风管。二次风速选定为45m/s。,微油点火技术,燃烧器外部尺寸计算,77,通过数值模拟计算，优化结构，在得到,合适的浓缩率条件下，,尽量减小阻力；,保证较小的浓淡风比。,微油点火技术,煤粉浓缩环的研究与设计,78,煤粉浓缩器的性能指标为：浓淡两部分的浓淡风比、煤粉浓缩器的阻力系数、浓缩率。,各项参数定义如下:,（1）浓淡风比Ra,Ra=Q,1,/Q,2,Q,1,中心空气流量，m,3,/s；Q,2,周边空气流量，m,3,/s,（2）阻力系数,p=,u,0,2,/2,p进出口静压差，Pa；u,0,截面平均气体速度，m/s,（3）浓缩率R,R=C,0,/C,1,C,0,中心气流煤粉浓度，kgcoal/kgair,C,1,进口气流煤粉浓度，kgcoal/kgair,微油点火技术,煤粉浓缩器的主要性能指标,79,参数之间相互关联；比较不同的组合的性能，以获得更好的组合结构。,（1）浓缩环个数、倾角、长度,（2）重叠度、阻挡比和间距,包括浓缩环出口到内腔入口的距离,（3）浓缩环截面形状,微油点火技术,煤粉浓缩器的优化,80,微油点火技术,流线型浓缩环颗粒浓度,81,微油点火技术,直线型浓缩环颗粒浓度,82,微油点火技术,浓缩环：流线型与直线型的气体流场比较,流线型气体流场,直线型气体流场,83,内混式压缩空气雾化,内气外液,最佳的喷口前收敛角；适当的混合室长度,文丘里管式的平流配风器,微油点火技术,气泡雾化小油枪设计,84,喷嘴,雾化机理,微油点火技术,气泡雾化小油枪设计,85,内腔燃烧室煤粉浓度计算：,得到煤粉浓度为0.54 kgcoal/kgair 。,浓缩环浓缩系数R=2，,因此在小油枪点火口处的煤粉浓度为1.08 kgcoal/kgair 。,内腔燃烧室煤粉着火热计算：,得到内腔气粉着火热为1078.4 kJ/kgh。,内腔燃烧室燃煤量计算：,能被点燃并且燃烧的燃煤量为0.097 kg/s，约为350kg/h 。,微油点火技术,小油枪燃油量与内腔燃煤量,86,微油点火技术,煤粉气流着火热,87,给定小油枪使用的为0#柴油,低位发热量Q,0,= 42900 kJ/kg,小油枪出力为20 kg/h,煤粉着火温度为800 ,着火热为1078.4 kJ/kgh,计算可得能点燃的煤粉为477.3 kg/h,。,微油点火技术,点燃煤量,88,微油点火技术,平流配风器，文丘里管,89,1. 点火杆 2.油枪 3.套筒 4.安装板 5.油枪气缸,6.雾化气电磁阀 7.吹扫电磁阀 8.燃油电磁阀,9.控制柜 10.压缩气电磁阀 11.计算机 12.点火杆气缸,微油点火技术,油枪的管路连接,90,微油点火技术,小油枪的燃油与供风,91,除氧器余热回收,锅炉给水的除氧通常采用热力除氧方式。在机组运行中，有相当多的蒸汽随着废气排至大气中，导致能源的浪费和环境的污染。如果能将这部分具有低位热能的蒸汽有效回收利用，不仅可以减少对环境的热污染还能为企业带来可观的经济效益。,一种是安装换热器,利用除氧器乏汽的热量加热除盐水或其他生产生活用水；,另一种是利用热泵技术提升低压乏汽参数，从而将除氧器的乏汽进行充分回收。,两种回收方式,除氧器排气收能器,92,低压省煤器技术,1 背景,2 工作原理,3 布置方案及优缺点,4 经济性评价,5 腐蚀与磨损,6 优化方法,7 交大新技术（优化及气水换热器设计软件）,8 计算实例,93,低压省煤器技术,在电力生产中，锅炉排烟温度过高一直是困扰人们的一个难题，由此而产生的电力用煤浪费的数量极其可观。,1台400 th超高压锅炉排烟温度每上升15 20，锅炉效率就下降1，标准煤耗上升34 gkWh，每年浪费标准煤3000多吨。,国内火电厂排烟温度一般在120 140左右，燃用高硫燃料的电厂，其排烟温度达150左右。有的甚至高达200，根据计算，排烟温度每降低10锅炉效率可提高0.5% 0.7%。,因此，采用不同降低排烟损失的技术，力求降低排烟温度，尽可能的回收排烟废热是一项很迫切的工作。,低压省煤器,是利用锅炉排烟余热、节约能源的有效措施之一，并颇具特色。,94,低压省煤器技术,低压省煤器装在锅炉尾部，结构与一般省煤器相仿，其水侧联结于汽轮机回热系统的低压部分，由于内部流过的工质不是高压给水，而是凝结水泵供出的低压凝结水，其水侧压力较低，故称低压省煤器。,95,低压省煤器技术,1., ,5.优化设计,特点,工作原理,4.无负面影响,3.适应性强,2.换热自由,1.布置灵活,低压省煤器具有可独立布置于尾部,烟道之外，布置十分灵活；,其换热量取决于经济排烟温度而不,受空间的约束；,运行中低压省煤器的排烟温度可进,行调节，以适应煤种的变化；,低压省煤器所增加的换热量不影响,锅炉的其它受热面；,由于低压省煤器的加热水源可取自,不同的抽汽级，故实现优化设计的,空间很大。,低压省煤器系统通常从某个低压,加热器引出部分或全部凝结水，,送往锅炉尾部的低压省煤器。,凝结水在低压省煤器内吸收,排烟热量，降低排烟温度，,而自身却被加热、升高温度后,再返回低压加热器系统。,低压省煤器将排挤部分汽轮机的,回热抽汽，在汽轮机进汽量不变,的情况下，该排挤抽汽将从抽汽口,返回汽轮机继续膨胀做功。因此，,在燃料消耗量不变的情况下，,可以多获得电功，,提高了装置的经济性。,96,低压省煤器技术布置方案,串联系统,并联系统,97,串联低压省煤器系统,优点：流经低压省煤器的水量最大，在低压省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低压省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。,缺点：凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加。对于旧电厂的改造，往往会因凝结水泵压头不足而需要更换。,98,并联低压省煤器系统,优点：可以不必更换凝结水泵。因为低压省煤器绕过一、两个低压加热器，所减少的水阻力，足以补偿低压省煤器及其联结管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利，除此之外可以方便地实现余热梯级开发利用。,缺点：低压省煤器的传热温压将比串联系统低，因为分流量小于全流量，低压省煤器的出口水温将比串联时高。,99,低压省煤器技术经济性评价,低压省煤器的热经济性可借助,等效热降法,加以分析，把低压省煤器在锅炉尾部吸收的排烟热量视为余热利用，将给定量分析带来很大的方便。,首先，锅炉排烟既当余热利用，则锅炉效率将不受低压省煤器的影响而保持不变。即锅炉的排烟热损失，始终以低温预热器出口烟温为准，不涉及其后的低压省煤器。,其次，排烟余热经低压省煤器回收利用与热系统，是一个标准的外部纯热量进入系统的问题，用等效热降分析其经济性极为简便。,100,低压省煤器技术经济性评价,串联式低压省煤器系统,串联式低压省煤器将使装置热经济性相对提高,由此看出，串联式低压省煤器的热经济效益取决于,低压省煤器的单位工质热负荷,q,d,和,第,j,级加热器的抽汽效率,j,的大小。,101,低压省煤器技术经济性评价,串联式低压省煤器系统,热经济效益,愈高,排烟余热利用,程度愈充分,排烟冷却程度,愈充分,低压省煤器,热负荷,q,d,愈大,排烟余热利用,程度降低,低压省煤器,出口烟温提高,第,j,级加热器,抽汽效率,j,愈大,热经济效益,愈高,排烟余热利用,能级愈高,低压省煤器,进水温度提高,最佳进水温度,102,低压省煤器技术经济性评价,并联式低压省煤器系统,典型的能量梯度开发、多级利用的系统！,就余热利用而言，这是一种最佳的利用形式；,就系统而言，它充分利用了热系统拥有多能级的特点，简单而又自然地实现了排烟余热的多级梯度开发利用。,当然，这样的系统也要付出一定代价，比如，这种系统的热交换温压将小于串联式系统，传热面积要增大。因而，应由技术经济比较确定其实施方案。,103,低压省煤器技术经济性评价,并联式低压省煤器系统,并联式低压省煤器使装置热经济性相对提高,由此看出，并联式低压省煤器的热经济效益取决于,低压省煤器的单位工质热负荷,q,d,和,低压省煤器热量利用的平均抽汽效率,jp,的大小。,q,d,jp,104,低压省煤器技术经济性评价,并联式低压省煤器系统,类似于串联式低压省煤器系统，存在最佳进水温度，即,最佳引水位置,。同时还有一个,最佳分水流量,的问题。,热经济效益,降低,低压省煤器热量利用,平均抽汽效率降低,流经并联式低压省煤,器的凝结水份额增加,热经济效益,提高,低压省煤器,热负荷提高,低压省煤器,出口水焓降低,最佳分水流量,105,低压省煤器技术腐蚀与磨损,由于低压省煤器布置在锅炉烟道最末端，处于烟气温度最低区段，是锅炉尾部容易产生低温腐蚀的区域。因此，在低压省煤器的设计、系统联结、参数选择上都应当特别注意防止产生腐蚀和堵灰。,有限腐蚀,热力防腐,106,低压省煤器技术腐蚀与磨损,热力防腐方法,建立在金属腐蚀速度曲线的,第低腐蚀区,。,从设备的热力性质和系统的联结上给予考虑，由低温腐蚀的推理可知，只要保证低温受热面金属壁温高出烟气酸露点温度10左右，就能避免产生低温腐蚀，堵灰也将得到改善。,实现方法：在热力系统上选择一个比烟气露点温度高10左右的地点，作为低压省煤器进水的水源引出点。,优点：防腐效果较佳。,缺点：大幅度降低锅炉排烟温度，使排烟余热充分利用存有困难。,107,低压省煤器技术腐蚀与磨损,有限腐蚀的低压省煤器系统,建立在金属腐蚀速度曲线的,第低腐蚀区,。,把低压省煤器置于壁温小于105、但高出烟气中水蒸汽饱和温度25区间。金属壁温在这个区间的腐蚀速度0.2mm/a，这是可以接受的腐蚀速度。,优点：,低压省煤器的传热温压很大，可以大大缩小省煤器的受热面，减少金属消耗量。并可以大幅度降低锅炉排烟温度，充分利用排烟余热，大大提高低压省煤器的经济效果。,缺点：,处于第低腐蚀区的低压省煤器，其工作区间较狭小，联结方式和参数选择的余地很小，一般以串联方式为好。,108,低压省煤器技术优化方法,加装低压省煤器一方面能降低机组煤耗，另一方面需要考虑设计、制造、安装和钢材等固定资本的投入及运行和检修维护费用，需要对改造项目作全面的技术经济分析以做到最优设计使经济效益最大化。,同时，低压省煤器系统的设计参数庞杂，不仅涉及锅炉的热力数据及结构特性，还涉及复杂的汽轮机回热加热系统。因此，靠一般的经验分析或挑选若干方案进行计算已经无法全面优化低压省煤器的系统设计。,109,低压省煤器技术优化方法,目标函数,年节煤量,最大,引风机新增,电耗最小,给水泵新增,电耗最小,投资费用,最小,110,低压省煤器技术优化方法,约束条件,烟气流速约束,管子壁厚约束,肋片厚度约束,制造费用约束,分流水量约束,低压省煤器出口水温约束,水侧阻力约束,引风阻力约束,111,低压省煤器技术交大新技术,2,3,4,5,适用性强,功能完善,参数可调,易扩展,界面友好，操作简便,能够对不同型式的间壁式对流换热器进行设计。管型包括光管、膜式管、鳍片管、圆形或方形横肋管、螺旋鳍片管和标准铸铁肋片管；热流体和冷流体分别为烟气和水，或者水和空气；流动形式为顺流或逆流；管束的布置方式为顺列布置或错列布置。,软件能对烟气、空气以及水侧的阻力特性进行计算。,用户可对换热器的特征尺寸进行任意调整，直到设计出满意的换热器。,用户可以选择软件中固有的材质参数对换热器进行材质设计，也可以自行添加新材质。,1,换热器设计软件,112,低压省煤器技术交大新技术,换热器设计软件截图,113,低压省煤器技术交大新技术,换热器设计软件截图,114,低压省煤器技术交大新技术,换热器设计软件计算结果截图,115,低压省煤器技术计算实例,换热器设计实例,分别设计了管束类型为光管、膜式管、圆形横肋管的20号碳钢的换热器和标准铸铁肋片管式换热器。,管束顺列布置，管子规格为32x3,对于光管和圆形横肋管，纵向截距s,1,和横向截距s,2,均为45mm。对于膜式管，s,1,=45mm，s,2,=50mm（膜式管对纵向节距有要求，s,1,/d的值在1.45和3.5之间，s,2,取为45mm时不合要求）。烟气自上向下横向冲刷蛇形管，水在蛇形管内自下向上流动，形成逆流型式。铸铁肋片管型号采用已定型生产的标准化尺寸1000-1.6-50，横向截距和纵向截距均为120mm。,分析了换热器型式对耗钢量、体积、烟气流速的影响。,116,低压省煤器技术计算实例,换热器型式对换热器耗钢量的影响,在同一炉型下，碳钢圆形横肋管换热器的耗钢量最小，标准铸铁肋片管换热器的耗材量最大，光管和膜式管耗钢量居中。随锅炉额定功率的增大，不同类型换热器耗钢量之间的差距增大。,117,低压省煤器技术计算实例,换热器型式对换热器体积的影响,在同一炉型下，碳钢圆形横肋管换热器的体积最小，标准铸铁肋片管换热器的体积最大，光管和膜式管体积居中。随锅炉额定功率的增大，不同类型换热器体积的差距也增大。,118,低压省煤器技术计算实例,换热器型式对换热器烟速的影响,在烟气侧阻力接近上限值的条件下，同一炉型碳钢圆形横肋管换热器的烟速最大，光管和膜式管烟速一样，均最小，标准铸铁肋片管换热器烟速居中。这是因为圆形横肋管的横向截距和纵向截距比铸铁肋片管小，导致烟气侧的流通面积较小，而且肋片管的烟气阻力较光管小，所以圆形横肋管的烟气流速可以设计的很大，烟气侧的对流冷凝换热系数大，传热效果好。,119,低压省煤器技术计算实例,换热器设计综合,肋片管的受热面积较光管大的多，可以使圆形横肋管换热器高度小，体积小，钢耗量也小。但碳钢的耐腐蚀性较差，使用寿命短，而铸铁换热器具有耐酸和氧腐蚀的优点。因此综合考虑，在较小的额定功率下可考虑采用铸铁肋片管式换热器，在较大负荷下，应该采用碳钢圆形横肋管换热器。,低压省煤器设计同时也要考虑到具体的热力系统，综合考虑系统效率的提高和整体经济效益，采用科学的优化方法设计出经济可靠的换热器。,120,电厂减排技术,1 脱硫技术,2 脱硝技术,3 除尘技术,4 火电厂废水处理技术,5 燃煤CO,2,减排技术,6 灰渣利用技术,121,脱硫技术,7 增湿灰循环法(NID),脱硫技术,6电子束照射法,2 旋转喷雾干燥法(SDA),8 移动床活性炭吸附法,4 流化床燃烧脱硫,5 回流式循环流化床烟气脱硫,1 湿式石灰石(石灰)-石膏法烟气脱硫,3 炉内喷钙与尾部增湿活化(LIFAC),9 海水脱硫,122,脱硫技术,1 湿式石灰石(石灰)-石膏法烟气脱硫,123,脱硫技术,1 湿式石灰石(石灰)-石膏法烟气脱硫,该技术采用石灰石(CaCO,3,)或石灰(CaO)浆液作洗涤剂，在反应塔(吸收塔)中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO,2,。,主要工艺流程为：,烟气经除尘器除去粉尘后进人吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO,2,与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落人沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。,124,脱硫技术,2 旋转喷雾干燥法(SDA),125,脱硫技术,2 旋转喷雾干燥法(SDA),旋转喷雾干燥法以石灰作为脱硫剂，首先将石灰消化制成消石灰浆，然后利用快速离心喷雾机将消石灰浆液喷射成极其细小且均匀分布的雾粒，吸收剂雾粒与热烟气接触，与SO2反应后生成一种固体反应物。由于烟气的加热，脱硫反应物将干态排出，最后连同飞灰一起被除尘器收集。收集下的固体灰渣一部分排人配浆池循环利用，一部分外排。,126,脱硫技术,3 炉内喷钙与尾部增湿活化(LIFAC),127,脱硫技术,3 炉内喷钙与尾部增湿活化(LIFAC),在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca(OH),2,，用以脱除烟气中的SO,2,。脱硫率一般为70%80%。,128,脱硫技术,4 流化床燃烧脱硫,把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧。流化形成湍流混合条件，从而提高了燃烧效率。固硫剂固硫减少了SO,2,的排放，循环流化床锅炉的脱硫率可达90，且其脱硫投资和运行费用较低，对锅炉负荷变化适应性强。同时由于较低的燃烧温度(830900,)使NO,x,生成量大大减少。随着CFBC锅炉容量的增大，不仅可以代替部分小锅炉，而且逐渐代替电站煤粉炉。,129,脱硫技术,5 回流式循环流化床烟气脱硫,130,脱硫技术,5 回流式循环流化床烟气脱硫,该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它的干粉或浆液作为吸收剂。烟气从吸收塔(即流化床)底部进入，吸收塔底部为一组文丘里布气管，烟气流经时被加速，并与很细的吸收剂颗粒相混合，互相剧烈摩擦，形成流化床。在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的SO,2,反应，从而脱除了烟气中的SO,2,。,脱硫后带有大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，