环流化床炉内脱硫毕业设计论文

河南理工大学11级毕业设计论文（说明书）摘要人类已经跨入21世纪，现在面临着实现经济与社会协调发展的重大课题，环境问题对于经济和社会的发展举足轻重。我国的煤储量居世界第一，煤炭是我国近阶段乃至相当长一段时间内最主要的能源。中国是世界上排放燃煤污染物的大国，在以后相当长一段时间内中国的大气污染仍以煤烟型为主，颗粒物和SO2已成为中国大气污染物中的主要污染物。我国烟气除尘技术方面与国外相当，但烟气脱硫脱氮技术与国外有一定差距，这种差距主要体现在运行设备的短缺及经验上的严重不足。国外的脱硫脱氮装置往往价格高，难于在我国应用推广，因此应开发适合我国的脱硫装置。炉内脱硫技术与其它脱硫技术相比，具有投资少、运行成本低等优势，非常适合我国国情，因而应该研究如何提高炉内脱硫效率。本次设计对循环流化床炉内脱硫技术进行了基本的阐述、脱硫设计计算和性能评价。文中介绍了目前脱硫技术的现状；循环流床锅炉基本资料；几种循环流化床炉内脱硫工艺的对比；脱硫设备的组成；炉内脱硫工艺的设计与计算；脱硫效益评估评价。关键词：SO2；循环硫化床炉内脱硫；性能分析与评价52AbstractMankind has entered the 21st century, now mankind faces a great task to realize the coordinated development of the economic and social, environmental problems plays an important role for economic and social development. Our countrys coal reserves in the world first, the coal is our country in recent stage and even quite a long time the main sources of energy. China is the worlds emissions coal-fired power of pollutants, after a long period of time Chinas air pollution is still predominantly, particulate matter and SO2 has become the main pollutants in the atmospheric pollutants in China.Flue gas dust removal technology in our country and abroad, but in flue gas desulfurization, denitrogenation and abroad have a certain gap, the gap is mainly reflected on the running equipment shortages and experience. Foreign desulphurization denitrification device often price is high, difficult to promote is applied in our country, therefore should be developed for the desulfurization device. Furnace desulfurization technology compared with other desulfurization technology, the advantages of low investment, low operation cost, advantages, very suitable for Chinas national conditions, so should study how to improve the desulfurization efficiency inside the furnace.The design of circulating fluidized bed furnace desulfurization technology has carried on the basic of this paper, design calculation and performance evaluation for desulphurization. This paper introduces the current situation of desulphurization technology; circulating flow bed boiler basic data; Several contrasts of the circulating fluidized bed desulfurization process in the furnace; The composition of the desulfurization equipment; The design and calculation of furnace desulfurization process: The desulfurization efficiency evaluation.Key words: SO2;Circulating luidized bed furnace desulfurization;Furnace desulfurization performance analysis and evaluation目 录AbstractII目 录0第一章 概述01 二氧化硫01.1二氧化硫的危害01.2二氧化硫的形成及排放情况02 国内外脱硫现状32.1 国内脱硫现状32.2 国外脱硫现状42.3脱硫方式分类52.4污染物采样与监测要求5第二章 循环流化床锅炉脱硫工艺分析72.1循环流化床内燃烧过程72.2循环流化床锅炉脱硫机理72.3影响脱硫的因素82.3.1 Ca/S摩尔比的影响82.3.2 石灰石粒度及活性的影响92.3.3 床温的影响92.3.4物料滞留时间的影响9第三章 工艺的选择113.1电子射线辐射法脱硫技术113.2 活性炭吸附法脱硫技术123.3 干法炉内喷钙脱硫技术133.4干法炉内喷钙脱硫技术工艺流程14第四章 工艺的设计与计算164.1燃料和脱硫剂164.1.1 燃料164.1.2脱硫剂174.2 锅炉性能预计184.2.1 SO2排放浓度184.2.2碳的燃尽度214.3灰平衡与灰循环倍率224.3.1循环灰量224.3.2灰平衡计算234.4脱硫工况时的物质平衡与热平衡244.4.1燃烧和脱硫的化学反应式254.4.2单位当量燃料消耗量264.4.3 可支配热量264.4.4当量灰分284.4.5 灰比换算294.4.6 底灰和飞灰含碳量换算304.4.7 当量理论空气量314.4.8燃烧和脱硫产生的烟气量33第五章 计算结果375.1 基本数据375.2 燃烧脱硫计算385.2.1 无脱硫计算时的燃烧计算385.2.2 无脱硫工况时的烟气体积计385.2.3 脱硫计算395.2.4 脱硫工况时受热面中燃烧产物的平均特性425.2.5 脱硫工况时燃烧产物焓温表43第六章 总结46参考文献49第一章 概述1 二氧化硫1.1二氧化硫的危害酸雨是困扰全球的环境问题之一。燃煤烟气中的二氧化硫是酸雨形成的主要原因，它们能引起人体中毒、植物损害、酸雨酸雾等。酸雨的危害最突出的是使湖泊变酸，水质变酸又会使河底沉积物释放出有害物质，如铅、铬等，导致水生生物死亡；酸雨还侵蚀土壤，侵蚀矿物，使重金属沿着基岩裂缝流入水体造成污染；使土壤酸化和贫瘠化，减缓农作物生长，森林植被消失，导致气候出现反常；另外酸雨还使建筑物、文物受到损害。二氧化硫是一种无色有刺激性气味的气体，对人体呼吸器官有很强的毒害。空气中二氧化硫浓度高于0.5ppm时就对人类健康有潜在性影响，达到13ppm时使人体感到明显刺激，达到10ppm刺激加剧，甚至会出现严重的支气管痉挛。二氧化硫可被吸收进入血液，对全身产生毒副作用，它能破坏酶的活力，从而明显的影响碳水化合物及蛋白质代谢，对肝脏有一定得损害。1.2二氧化硫的形成及排放情况大气中二氧化硫产生的来源有：自然界含硫矿物的分解；火山喷发；工厂排出的尾气；含硫燃料的燃烧。其中含硫燃料的燃烧占了其中很大一部分。我国的煤储量居世界第一，煤炭是我国近阶段乃至相当长一段时间内最主要的能源。中国是世界上排放燃煤污染物的大国，在以后相当长一段时间内中国的大气污染仍以烟煤型为主，颗粒物和二氧化硫已成为中国大气污染物中的主要污染物。近年来，随着国民经济的增长以及迅速发展，我国的SO2排放量连续增长，SO2的大量排放已经造成了极其严重的后果，使我国的许多地区均出现不同程度的酸雨现象，导致酸雨区不断扩大。目前已有62的城市环境空气SO2平均浓度超过国家三级标准。表1-1为2014年六月部分30万千瓦以上电力企业SO2排放量核情况表:表1-1 2014年6月30万千瓦以上电力企业SO2排放量核算情况表序号企业名称t/a1江苏南热发电有限公司2471112华能南京金陵发电有限公司2624213华能国际电力股份有限公司南京电厂340744南京华润热电有限公司1422365大唐南京发电厂1473616南京化学工业园热电有限公司1321477江苏利港电力有限公司631238江阴利港发电股份有限公司1448109江阴苏龙发电有限公司12220410江苏国信协联能源有限公司5928711国华徐州发电有限公司18039312徐州华润电力邮箱公司12290313铜山华润电力有限公司27061214徐州华鑫电力有限公司112848环境保护部有关负责人向媒体通报2014年上半年各省市自治区直辖市主要污染物排放量指标公报。结果表明，上半年全国化学需氧排放总量为1172.2万吨，同比下降2.26；氨氮排放总量122.5万吨，同比下降2.67；二氧化硫排放总量1037.2万吨，同比下降1.87；氮氧化物排放总量1099.5万吨，同比下降5.82。2003年，全国“两控区”（酸雨和二氧化硫控制区）二氧化硫排放量为1281万吨，占全国二氧化硫排放量的59.5。其中，“两控区”工业二氧化硫排放量1034万吨，比上年增加14.8，占全国工业二氧化硫排放量的57.7；生活二氧化硫排放量247万吨，占全国生活二氧化硫排放量的67.2。酸雨控制区二氧化硫排放量为695万吨，其中，工业二氧化硫排放量620万吨，比上年增加19.2。生活二氧化硫排放量75万吨，比上年下降9.6；“二氧化硫控制区”二氧化硫排放量为586万吨，其中，工业二氧化硫排放量为414万吨，比上年增长8.8。生活二氧化硫排放量为172万吨，比上年增加4.3。“两控区”共有脱硫设施11762套，占全国脱硫设施数的59.8；废气治理设施运行费用为131.2亿元，占全国废气治理设施运行总费用的86.9；共去除工业二氧化硫611万吨，工业二氧化硫去除率37.1，高于全国平均水平7.6个百分点。表1-2为2014年6月“两控区工业”二氧化硫排放量：表1-2 “两控区”工业二氧化硫排放量 单位：万吨年度总计酸雨控制区SO2控制区20001073.2633.3439.92001904.1548.4355.72002900.9520.1380.820031034.4620.2414.2变化率14.819.28.81.3 二氧化硫的性质和形成（1）SO2的基本性质硫元素相对原子质量为32kg/kmol，在进行化学反应时可以有-2、0、+4和+6等几种键价方式出现。纯硫在常温常压下为黄色晶体，熔点约为120，沸点约为445。在燃烧过程中可以形成SO2、SO3、H2S以及CS2等物质。在燃烧烟气中排放出的SOx成分主要由燃料中的硫分经过化学反应产生，在不同的气氛条件下可以分别形成上述含硫物质。根据化学分析理论以及物质成分的分析测试得知，目前煤燃料中硫的主要成分可以分为FeS2（黄铁矿）、CaSO4、FeSO4、以及BaSO4等无机硫形式和燃料中硫的有机物成分形式，一般无机硫可以达到含硫量3070，而有机硫可以达到总含硫量3070。在燃料质量成分比例中可以达到0.211。（2）SOx的生成机理燃料中的可燃硫成分很容易在燃烧过程中转化为硫氧化物SOx，在形成的硫氧化物成分中SO2主要以单质的形式存在，SO2常常会吸附于排烟中的细小灰分颗粒上或者设备的壁面上。有资料表明，SO3在1127和空气过剩系数小于1时难以生成，超过该温度参数，则SO3的生成速度可能会急剧增加。（3）各种因素对SOx的形成的影响在循环流化床锅炉中，燃煤颗粒在床内的滞留时间以及床内温度对燃料中硫的分解和反应形成都有很大的影响。通常在1000和常压条件下，当燃料颗粒直径小于0.1mm时，燃料中的无机硫析出率达到98以上所需的时间约为180s。如果颗粒直径增大，则这一时间还要延长。而有机硫的析出与反应时间要比无机硫短。当增加空气过剩系数时，FeS2的分解速度会增加，而H2S和FeS的形成却会减少。总体而言，反应的结果可以使SOx增加。大量实验研究表明，将燃烧过程的进风进行分级送入实现分段燃烧控制，在不同的进风配比燃烧条件下可以对SOx生成过程产生影响。在空气过剩系数大于1时，煤颗粒中大部分硫可以变成硫化物并被进一步氧化成SO2，比率可以达到90以上，而H2S却很少。在空气过剩系数小于0.6以下时，燃烧过程中硫化物气态产物大部分会转化成为H2S。2 国内外脱硫现状2.1 国内脱硫现状我国大气污染较发达国家来比污染较为严重，废气排放总量处于较高水平；为了控制污染气体的排放和治理大气污染，我国在污染排放控制技术等方面开展了大量研究开发工作，并且取得了一定的成果和效果，大气污染控制与防治也取得重要进展。在“八五”、“九五”期间，国家成功研究出专款开展全球气候变化预测、影响和对策，在温室气体排放和温室效应机理、海洋对全球气候变化的影响、气候变化对社会经济与自然资源的影响等方面取得很大进展。近年来，我国环境监测能力有了很大提高，初步形成了具有中国特色的环境监测技术和管理体系，环境监测工作的进展明显。随着我国国民经济的高速发展和终合国力的不断提高，我国的环保科技研究领域也不断拓展，我国早期的环境科学研究偏重单纯研究污染引起的环境问题，而现在已经扩展到全面的研究生态系统、自然资源保护和全球性环境问题，特别是污染物的控制与预防；由工业“三废”（废水、废气、废渣）治理技术，扩展到综合防治技术，由点源的治理技术，扩展到区域性综合防治技术，并开发了无废少废的清洁生产工艺、废物资源化技术等。为控制和整治大气污染，我国在煤炭洁净加工开发技术、煤炭洁净高效燃烧技术、煤炭洁净转化技术、污染排放控制技术等方面开展了大量研究和开发，取得了许多新的成果。与此同时，我国大气污染的防治也取得重要进展，酸雨和二氧化硫控制区的污染防治工作已深入展开，“两控区”内175个地市和电力、煤炭等行业编制了二氧化硫污染防治规划，关停小火电机组198台（装机容量208万千瓦），8个省、自治区、直辖市开始限制燃煤含硫量。目前，“两控区”年削减二氧化硫排放量近80万吨，93个城市二氧化硫的浓度达到国家环境质量标准。 如果中国的燃煤电站的烟气排放要达到目前发达国家规定的水平，SO2的排放量将从每年680万吨下降至170万吨，NOx的排放量将从100下降至30，CO2也将减排2500万吨。中国控制和整治大气污染任重而道远 。目前我国脱硫技术与设备的国产化程度较小，引进往往停留在具体工程项目上，技术的消化、创新和开发能力差，进入了“引进、引进、再引进”的误区。由于技术、管理、经济和环境意识等多方面的原因以及缺乏相应政策的推动，大部分技术尚停留在中试甚至小试阶段，仅有的几项经过中试应用的技术还未能大范围推广。国内自行开发的脱硫工艺多应用于冶金、石化、化工等行业，在大型火电厂脱硫技术的研究上，缺乏拥有自主知识产权的大型脱硫设备及关键技术与发达国家相比，我国的脱硫研究比较落后，且进展缓慢。2.2 国外脱硫现状国外烟气脱硫研究始于1850年，经过多年的发展，至今为止，世界上已有2500多套FGD装置，总能力已达200000MW，处理烟气量 ，每年可脱二氧化硫近10MT，这些装置的90%在美国、日本和德国。日本是世界上最早大规模应用烟气脱硫技术（Flus Gas Desulfurization，简称FGD）装置的国家，FGD数量最多的是化工、垃圾焚烧、造纸、纺织和电力等行业，其中电力行业的处理能力最大。日本FGD使用的烟气脱硫工艺主要采用湿法和回收法，其中湿法石灰石/石膏法约占总容量的一半，其次是亚铵法、双碱法。80年代以来，日本对美国、德国及发展中国家出口了大量的FGD装置和技术。日本的三菱重工、川崎重工、日立造船、巴威、日立、千代田、石川岛播磨重工、荏原等公司先后向中国介绍了多种脱硫工艺，其中包括湿法石灰石石膏法、喷气沸腾简易脱硫法、高速平流湿法炉内喷钙加湿活化法、气悬浮体吸收法、旋转喷雾法、电子束加氨脱硫法等等。近年来由于燃料结构的改变，原子能、太阳能的应用，使得烟气脱硫设施有减少的趋势。在美国由于否决了高烟囱排放的环境法规，使FGD技术取得很大进展。从20世纪70年代初开始使用湿式石灰石灰石工艺，至今得到应用的脱硫工艺主要有：石灰/石灰石法、碳酸钠法、双碱法、石灰碳酸钠法、氧化镁法等，其中湿法石灰石/石灰法占90以上，其次是双碱法和碳酸钠法。80年代以来，为了降低基本投资和运行费用，积极研究及开发了喷雾干燥烟气脱硫和炉内直接喷射石灰石烟气脱硫技术。例如：E-SOx和ADVACAT技术。美国应用脱硫技术特点是：优先使用脱硫率高、技术成熟的湿式工艺、抛弃法占的比重大、积极开发多种多样的脱硫工艺。德国起步要比美国和日本晚，但由于制定了严格的环保法规促使了FGD的发展，德国联邦防污染法规定，热功率300 MW(相当于电功率120 MW的电厂)以上的大型燃烧装置释放的烟气中 的含量不得超过 ，烟气中的硫含量须低于燃料含硫量的15。如今德国的火电厂在政府和法庭的干预下严格执行这一法规，且关键性的监测设备如CEMS、DAS等均要取得认证并接受政府部门的检查。德国FGD技术可分为添加剂法、湿式法和干式法3种，湿式法在电厂中的采用率为最高，达到86，干法和半干法占11.27 。2.3脱硫方式分类这些技术按脱硫工艺与结合点可分为三大类：即燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。 燃烧前脱硫包括洗煤、煤气化、液化或者利用电磁、微波技术和生物技术对煤进行脱硫，前五种方法只能脱去煤中的无机硫，不能从根本上解决SO2的污染问题。而生物脱硫技术占地太大，时间长，无法连续生产，尚在研究阶段。 燃烧中脱硫技术包括炉内喷钙，循环硫化床锅炉添加石灰石燃烧等技术(CFB)，LIFAC和LIMB技术等，还有的使用先进的喷燃器或者改变燃烧状况等等。燃烧后脱除即烟气脱除，这是目前控制燃煤锅炉有害物最有效的办法， 20世纪60年代以来发展迅速，各种思路和研究不断涌现。常见的烟气脱硫工艺有：石灰石石膏法、韦尔曼洛德法(WellmanIJ0fd法)、旋转喷雾于燥法(SDA法)、海水脱硫法、荷电干式喷射吸收法(CDSI法)、电子束照射法(EBA法)、脉冲电晕等离子体法(PPCT法)以及最近成为研究热点的微波催化法。2.4污染物采样与监测要求（1）对企业排放废气的采样，应根据监测污染物的种类，在规定的污染物排放监控位置进行，有废气处理设施的，应在该设施后监控，在污染物排放监控位置须设置规范的永久性测试孔、采样平台和排污口标志。（2）新建企业和现有企业污染物排放自动监控设备的要求，应按有法律和污染源自动监控管理办法的规定执行。（3）污染物排放自动监控设备通过验收并正常运行的，应按照HJ/T 75和HJ/T 76的要求，定期对自动检测设备运行监督考核。（4）对企业污染物排放进行监测的采样方法、采样频次、采样时间和运行负荷等要求，按GB/T 16157和HJ/T 397的规定执行。（5）对火电厂大气污染物的监测，应按照HJ/T 373的要求进行监测质量保证和质量控制（6）企业应按照有关法律和环境监测管理办法的规定，对排放状况进行监测，并保存原始监测记录。（7）对火电厂大气污染物排放浓度的测定采用表13所列的方法标准。表1-3大气污染物排放浓度测定采样方法标准序号污染物项目方法标准名称方法标准编号1烟尘固定污染源排气中颗粒物测定与奇台污染物采样方法GB/T161572烟气浓度固定污染源排放烟气黑度的测定 林格曼烟气黑度图法HJ/T3983二氧化硫固定污染源排气中SO2的测定 碘量法HJ/T56固定污染源排在其中SO2的测定 定点位电解法HJ/T57固定污染源废气SO2的测定 飞分散红外吸收法HJ 6294氮氧化物固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法HJ/T 42固定污染源排气中氮氧化物的测定HJ/T 435汞极其化合物固定污染源废气汞的测定 冷原子吸收分光光度法HJ 543第二章 循环流化床锅炉脱硫工艺分析2.1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：颗粒在高温床料内加热并干燥；热解及挥发份燃烧；颗粒膨胀及一级破碎；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850900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。2.2循环流化床锅炉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850900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。 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：SH2SHSSOSO2 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：CaCO3CaO + 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 O2CaSO4 + 500 MJ/mol 使CaO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，CaO在脱硫反应中只能大部分被利用。2.3影响脱硫的因素 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CaS摩尔比、床温、物料滞留时间、石灰石粒度、石灰石脱硫活性等。2.3.1 Ca/S摩尔比的影响当CaS比增加时，脱硫效率提高。CaS比的改变可由控制石灰石的加入量来实现。，随着石灰石加入量的增大，烟气中的SO2排放量逐步降低，趋势变缓，Ca的利用率下降。因此CaS比存在经济性问题，一般经济CaS比在1.52.5之间。（脱硫效率以在线监测仪的烟气SO2排放量平均数据表示，排放量越小，则脱硫效率越高。）2.3.2 石灰石粒度及活性的影响石灰石粒度对床内脱硫反应工况具有重大的、甚至是决定性的影响。如果石灰石颗粒太粗，其发生反应后，在颗粒表面形成CaSO4，由于CaSO4的分子量比CaO大得多，所以颗粒外表面被CaSO4层阻止了SO2与颗粒中心区域CaO进一步反应，降低了脱硫性能；若石灰石颗粒太细(如小环保于75m的颗粒)，则不能被气固分离器捕捉送回炉膛，使石灰石不能充分利用。一般地，石灰石颗粒粒径选在0.2-1.5mm为宜。石灰石的脱硫反应活性，受地质特性和物理特性决定，如石灰石的钙含量和其它成分含量、煅烧后的孔隙结构、破碎特性、地质年龄等。应通过试验，测定石灰石的活性指数，从而确定筛选矿区，不采购不明石灰石。2.3.3 床温的影响床温对脱硫效率有较大影响。脱硫率在较高或较低床温下明显下降。因为脱硫反应有其最佳的化学反应温度，约为860880左右，偏离最佳反应温度时，脱硫效果下降。电站CFB锅炉床温一般控制在880900，并不在最高脱硫范围内，这有两方面原因：一是床温高，锅炉燃烧效率高；二是石油焦的挥发份少，着火温度高达500550，燃烬所需温度亦较高。所以选择这一运行温度范围是统和考虑的结果。2.3.4物料滞留时间的影响床料在炉膛内滞留时间越长，硫的燃烧、CaO 与SO2的有效反应时间就越长，脱硫效率越高。影响物料滞留时间的因素一般有：流化风速，循环倍率，石油焦造粒及碳黑掺烧，电除尘飞灰回燃循环等等。（1） 流化风速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；并由于整个稀相区物料浓度的增加而增加该区脱硫剂浓度，提高了脱硫剂的利用率，脱硫效率增高。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，从而降低脱硫效率。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） 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。同时使稀相区的物料浓度增高，增加了石油焦在炉膛内与床料碰撞的概率，提高石油焦在炉膛内的停留时间，从而使脱硫效率升高。（3） 石油焦造粒及碳黑掺烧的影响所谓造粒，就是将粉料石油焦，掺加一定比例的飞灰和粘结剂，聚集成4mm左右的粒焦。这实际上使飞灰中30左右的CaO得到了回用，提高了石灰石的利用率。但这部分的CaO由于表面孔隙被CaSO4堵塞，使SO2不能充分地深入到CaO颗粒内部，脱硫性能相对较差。另一方面，随着粒径增大，石油焦的着火点温度将明显提高，延长了石油焦颗粒在高温床料内加热干燥、热解及挥发份燃烧的时间，石油焦的硫份燃烬更加充分，与石灰石充分反应后，脱硫率增高。（4）电除尘飞灰回燃循环的影响锅炉新增电除尘飞灰回燃循环系统，将锅炉尾部电除尘器一电场收集的飞灰送回J阀回料腿，进入锅炉炉膛的密相区，实现循环燃烧。该系统有以下三个优点：a提高碳的燃烬率；b提高石灰石的利用率；c调节床温，使其保持在最佳的脱硫温度下。第三章 工艺的选择 近年来，干法脱硫技术也发展了多种工艺，下面介绍几种典型工艺进行比较选择。3.1电子射线辐射法脱硫技术电子射线辐射法是日本荏原制作所在1970年着手研究，1972年又与日本原子能研究所合作，确立的该技术作为连续处理的基础。1974年荏原制作所处理重油燃烧废气，进行了1000Nm3/h规模的试验，探明了添加氨的辐射效果,稳定了脱硫脱硝的条件，成功地捕集了副产品和硝铵。80年代由美国政府和日本荏原制作所等单位分担出资在美国印第安纳州普列斯燃煤发电厂建立了一套最大处理高硫煤烟气量为24000Nm3/h地电子束装置，1987年7月完成，取得了较好效果，脱硫率可达90以上，脱硝率可达80以上。现日本荏原制作所与中国电力工业部共同实施的“中国EBA工程”已在成都电厂建成一套完整的烟气处理能力为300000Nm3/h的电子束脱硫装置，设计入口SO2浓度为1800ppm，在吸收剂化学计量比为0.8的情况下脱硫率达80，脱硝率达10。该法工艺由烟气冷却、加氨、电子束照射、粉体捕集四道工序组成，其工艺流程图如图2所示。温度约为150左右的烟气经预除尘后再经冷却塔喷水冷却道60 70左右，在反应室前端根据烟气中SO2及NOx的浓度调整加入氨的量，然后混合气体在反应器中经电子束照射，排气中的SO2和NOX受电子束强烈作用，在很短时间内被氧化成硫酸和硝酸分子，被与周围的氨反应生成微细的粉粒（硫酸铵和硝酸铵的混合物），粉粒经集尘装置收集后，洁净的气体排入大气。该技术的脱硫、脱氮反应大致可分为三个过程进行，这三个过程在反应器内相互重叠，相互影响：1、在辐射场中被加速的电子与分子/离子发生非弹性碰撞，或者发生分子/离子之间的碰撞生成氧化物质和活性基团。2、活性基团与气态污染物发生反应。3、硫酸铵和硝酸铵的生成。该工艺能同时脱硫脱硝，具有进一步满足我国对脱硝要求的潜力；系统简单，操作方便，过程易于控制，对烟气成分和烟气量的变化具有较好的适应性和跟踪性；副产品为硫铵和硝铵混合肥，对我国目前硫资源缺乏、每年要进口硫磺制造化肥的现状有一定的吸引力，但在是否存在SO2污染物转移、脱硫后副产物捕集等问题上有待进一步讨论。另外厂耗电力也比较高。3.2 活性炭吸附法脱硫技术采用固体吸附剂吸附净化SO2是干法净化含硫废气的重要方法。目前应用最多的吸附剂是活性炭，在工业上应用已较成熟。其方法原理为：活性炭对烟气中SO2的吸附过程中及有物理吸附又有化学吸附，当烟气中存在着氧气和水蒸气时，化学反应非常明显。因为活性炭表面对SO2与O2的反应有催化作用，反应结果生成SO3，SO3 易溶于水而生成硫酸，从而使吸附量比纯物理吸附时增大许多。吸附SO2 的活性炭，由于其内、外表覆盖了稀硫酸，使活性炭吸附能力下降，因此必须对其再生。再生的方法通常有洗涤再生和加热再生两种，前者是用水洗出活性炭微孔中的硫酸，再将活性炭进行干燥；后者是对吸附有SO2 的活性炭加热，使炭与硫酸发生发应，使H2SO4还原为SO2，富集后的SO2可用来生产硫酸。其工艺流程为：对活性炭再生的方法不同，其反应的工艺流程也不同，一般采用加热再生法流程和洗涤再生法流程。洗涤再生法是用水洗出活性炭微孔中的硫酸，再对活性炭进行干燥。加热再生法是对吸附SO2 的活性炭进行加热，使炭与硫酸发生反应，将H2SO4又还原为SO2，富集后的SO2可用来生成硫酸。该方法的优点是吸附剂价廉，再生简单；缺点是吸附剂磨损大，产生大量的细炭粒被筛出，再加上反应中消耗掉一部分炭，因此吸附剂成分较高，所用设备庞大。3.3 干法炉内喷钙脱硫技术干法炉内喷钙脱催化脱硫技术属于干法脱硫，又叫固硫技术，喷入的脱硫剂活性石灰石粉剂又名固硫剂。所以，路内喷钙脱硫又名炉内燃煤固硫技术，是目前国内脱硫市场比较成熟且应用较为广泛的技术之一。传统的炉内喷钙可以脱除烟气中20%30%的SO2，国内外的深入研究表明，在炉内喷钙处于最优状态下，炉内脱硫率一般只能达到30%40%。其原因是受到客观因素的制约，如吸收剂的粒度、比表面积、加入量、加入方式、烟气温度、烟气与吸收剂的混合程度、接触反应时间、温度等等。在炉内喷钙技术中要进一步提高脱硫率的方法之一是在锅炉后部喷水增湿，使炉内未与SO2反应的CaO被水硝化成为Ca(OH)2，低温下可再次与SO2反应生成CaSO3以提高SO2削减率和吸收剂利用率。该工艺技术要增加增湿活化塔及其附属设备和控制系统，可以将脱硫率提高到约75%，但增加了投资和占地面积，也提高了运行成本。在炉内喷钙的基础上提高脱硫率另一方法是改进吸收剂的性能来提高吸收剂对SO2的吸收率，以提高脱硫率。在喷钙脱硫过程中，引入催化技术，包括下述三种作用：在钙基脱硫剂中加入少量的助剂提高CaO的空隙率，使其变得膨松有利于SOX扩散到NOX内部；在钙基脱硫剂中加入微量催化剂，可起到催化及氧化作用，使SO2转化为更容易被CaO吸收的SO3；在CaSO4表面覆盖一层极薄的复合盐化物，以延缓CaSO4重新热解，以提高固硫率。这种技术最大的优点就是不需要增加大的附加设备和加大占地面积，对现有锅炉不用改造，工艺简单、一次性投资少、运行费用低、操作方便等优点。根据燃煤锅炉的应用证明，在锅炉转向室之前，符合炉内喷钙脱硫的反应温度11001200。C。而且大容量锅炉炉膛截面积大，相对来说，比一般小容量工业锅炉喷入固硫剂更容易扩散更有利于与烟气充分混合。大容量锅炉由于喷入的固硫剂量相对较大，安装的喷嘴也多，固硫剂喷入炉内后充满度也比小容量锅炉要好的多。循环流化床脱硫（CFBFGD）技术是20世纪80年代后期由德国Lur-gi公司首先研究开发的。整个循环流化床脱硫系统由石灰制粉系统、脱硫反应系统和收尘引风系统三部分组成，循环流化床烟气脱硫的主要化学反应如下： CaO+SO2+2H2OCaSO32H2O （3-1） CaSO32H2O+0.5 O2CaSO42H2O （3-2）同时也可以脱除烟气中的HCI和HF等酸性气体，反应为： CaO+2HCI+H2OCaCI2+2H2O （3-3）CaO+2HF+H2OCaF2+2H2O （3-4）循环流化床烟气脱硫的主要优点是脱硫剂反应停留时间及锅炉负荷变化的适应性强。由于床料有98%参与循环，新鲜石灰在反应器内停留时间累计可达到30min以上，提高了石灰利用率。反应器内烟气流速可在1.836.1m/s范围内变化，可以满足锅炉负荷从30%100%的范围内变化。但是目前循环流化床烟气脱硫系统只在较小规模电厂锅炉上得到应用，尚缺乏大型化的应用业绩。综上所诉，基于本次课题所要达到的脱硫效率和基本资料，再结合实际情况，选择干法炉内喷钙脱硫技术。3.4干法炉内喷钙脱硫技术工艺流程干法炉内喷钙脱硫技术简单工艺流程为：脱硫剂密闭罐车把脱硫剂送到原料仓前，利用车载输送系统将脱硫剂加入到粉料仓中，粉料仓内设有放粘附内衬和流化加热装置，高低料位计和连续料位计；固硫剂通过喷射系统射入到炉膛内。固硫剂由可调速的旋转给料阀或仓螺体出口连接喷射器，借助罗茨风机压头，把固硫剂送到喷嘴，通过助吹风作用形成一定速度、旋流强度和扩散角喷入炉膛1050。C 1150。C的区域内；固硫剂进入到炉膛内，与燃料煤燃烧产生的烟气发生反应，起到脱硫效果；烟气首先进入旋风除尘器，进行一级除尘，把大分子颗粒的炉渣经炉渣排放系统排入到灰渣仓内；把洁净烟气输入到二级除尘器旋风除尘器，进行进一步的除尘，把细小的颗粒除掉，最终的清洁烟气通过引风机的作用经烟囱排入到大气中；其具体工艺流程图如下图所示：第四章 工艺的设计与计算4.1燃料和脱硫剂循环流化床锅炉燃料、脱硫剂和床料的颗粒尺寸，都是重要的运行参数，直接影响燃料和脱硫剂的利用以及大气污染物的排放浓度。与煤粉锅炉对煤粉细度有要求一样，循环流化床锅炉对燃料和脱硫剂的颗粒尺寸也有一定的要求。只有达到这些要求，才能使循环流化床锅炉运行安全、经济和可靠。4.1.1 燃料从燃烧技术上说，循环流化床锅炉可以燃烧几乎所有的燃料。相当多的燃料在试验台或投运机组上已经燃烧过，有着很多的经验可以借鉴。（1）给煤粒度循环流化床锅炉通常以煤作为主燃料。加入炉膛的煤，与空气混合燃烧后成为灰。部分灰从炉膛底部排出，称为底灰，其典型粒度大于500；其余部分灰飞出炉膛，进入分离器，小于切割粒度d99的灰粒飞出分离器，进入尾部烟道，继而飞离锅炉机组，称为飞灰；粗灰飞典型粒度为50100，细灰飞典型粒度小于50，平均粒度d50在20以下；大于d99的灰粒，被分离器捕集，经回粒器送回炉膛再燃烧，这部分灰称为循环灰，其典型粒度d50为50100。循环灰因为参与对炉膛膜式水冷壁的传热，因而对循环流化床锅炉尤为重要。为了确保循环流化床锅炉性能，除了对给煤最大粒度有限制外，更重要的是，要求给煤中应有足够的粒度相当于循环灰粒度的煤，即100500的煤粒占总给煤量的4060。循环流化床锅炉的给煤粒度分布，由下列因素决定：满足空气煤粒混合和燃烧的要求。使炉膛中床料纵向和横向热交换良好，达到燃烧温度均匀。使炉膛膜式水冷壁传热系数达到设计值。满足分离器或热交换器（EHE）的灰量输送。飞灰的来源，除了给煤中的细颗粒外，还与有的煤燃烧时发生爆裂有关。国外推荐的循环流化床锅炉给煤粒度汇总见表4-1：表4-1循环流化床锅炉给煤粒度煤种燃料的收到基灰分Aar/最大粒度/mmd50/mm75m的颗粒的质量分数/褐煤10102020129.581.520.951.60.81.2689烟煤/次烟煤1010202065.550.610.50.80.4250.65111214无烟煤202043.50.810.750.951010石油焦50.812油页岩60.541.26（2）给煤水分为了防止破碎机内细颗粒煤粒结块、筛网堵塞以及落煤管或煤斗中搭桥，应对给煤水分加以限制。若采用重力给煤或机械碎煤，煤的表面水分含量宜低于810。若采用风扇式碎煤机，用热风或烟气进行干燥时，煤的表面水分允许达到10。4.1.2脱硫剂在燃烧高硫煤时，循环流化床锅炉需要加入脱硫剂进行炉内脱硫，以便使SO2排放浓度达到排放标准。用作脱硫剂的有：石灰石（CaCO3）、石灰（CaO）、白云石（CaCO3MgCO3）和含有一定量CaO或Ca（OH）2的油页岩。从经济角度来说，大都采用石灰石作脱硫剂。当采用白云石或含有少量MgCO3的石灰石作脱硫剂时，其中MgCO3在炉膛内煅烧成的MgO量很少，通常不予考虑。脱硫剂需要量与下列因素有关：脱硫剂成分（CaCO3含量）脱硫剂粒度脱硫剂反应特性脱硫剂爆裂特性脱硫剂在炉膛内的停留时间炉膛燃烧温度燃料含硫量所需的脱硫效率（1） 脱硫剂粒度循环灰粒度分布与炉膛流化速度和分离器对各颗粒的分离效率有关。只要炉膛流化速度和分离器对各颗粒的分离效率基本不变，则所规定的石灰石粒度分布对所有的循环流化床锅炉都是相同的。由此可见，石灰石粒度由循环灰粒度分布曲线来确定。太细，分离器不能捕集，造成未反应的CaO损失增加；太粗，CaO表面积减少，不能及时与SO2起反应，造成CaCO3利用率下降。加入粒度合适的石灰石颗粒，会增大循环灰量和石灰石在炉膛内的循环停留时间。当循环灰量不足，炉膛温度上升，高于脱硫最佳温度时，会影响SO2排放浓度。因此，合适的石灰石和燃料粒度是确保足够的循环灰量的前提。在燃烧低灰分燃料，如石油焦时，其床料主要由CaO和CaSO4组成，这时合适的石灰石粒度对炉膛温度的影响就显得更加重要。（2） 脱硫剂水分石灰石易吸潮，在管道和料斗中易产生堵塞和搭桥，尤其是在采用气力输送时，石灰石表面水分不应大于2。4.2 锅炉性能预计4.2.1 SO2排放浓度循环流化床锅炉，在燃烧含硫煤时，二氧化硫原始排放浓为 （4-1） 式中： SO2原始排放浓度，mg/m3； 煤的收到基硫分，； 1kg煤完全燃烧产生的烟气量，m3/kg，见锅炉机组热力计算标准方法。SO2原始排放浓度超过最高允许排放浓度时，必须加入石灰石脱硫，其反应式（按1kgCaCO3或1kgCaSO4计算）为CaCO3CaOCO2 1781.5kJkg （4-2） CaOSO20.5O2CaSO4 3673.5kJkg （4-3） 脱硫效率为 （1-/ ）100 （4-4）式中：脱硫效率，； SO2最高允许排放浓度，mg/m3，见锅炉大气污染物排放标准GB132712001； SO2原始排放浓度，mg/m3，见式（41）。影响脱硫效率的因素有：煤的硫分，在燃烧过程中SO2的释放速率和SO2的分压力脱硫剂成分、反应性和颗粒粒度分布燃烧时颗粒收缩率炉内流动特性炉膛截面烟气速度损耗率烟气和颗粒停留时间炉膛平均温度旋风分离器平均温度过量空气系数旋风分离器对各颗粒的分离效率灰浓度脱硫剂再循环炉膛几何形状石灰石入点位置和数量一次风、二次风比二次风位置脱硫效率主要与钙硫摩尔比、石灰石反应性和炉膛温度有关。在相同工况下，不同的so2与所需的钙硫摩尔比的关系为 （4-5）式中：m钙硫摩尔比； 脱硫效率，；A 燃煤自脱硫能力系数；K石灰石脱硫性能系数，除与石灰石反应性能有关外，还与煤中含硫量有关；试验证明：炉膛燃烧温度为850左右时，可获得最大脱硫效率。低于此温度，因煅烧不足，CaO生成量少，脱硫效率迅速下降。高于此温度，因CaO烧枯，脱硫效率也会很快下降；同时CaSO4热分解，又还原成SO2和CaO，于是，SO2排放浓度随炉膛温度增加而迅速增加。如前所述，炉膛温度低于900时，循环流化床锅炉可能产生另一个环境问题，即N2O排放。此外，在燃烧反应性差的煤时，燃烧效率和脱硫效率也是相互矛盾的，必须综合其利弊，以确定合适的炉膛温度。表4-2为循环流化床锅炉已达到的SO2排放浓度值燃料Sar/so2/mgm-3钙硫摩尔比so2/无烟煤0.060.03528.398.31.82.37390烟煤2.00.7331.724.62.55.59094褐煤0.90.8602245.72.34.48094木材0.112.30904.2.2碳的燃尽度碳的燃尽度，也就是燃烧效率，主要与燃煤的反应性、燃烧温度和灰循环倍率有关。在试验机组上，由于灰循环倍率很大，所以测得的燃烧效率一般要高于商业机组。影响燃烧效率的因素有：煤的成分给煤粒度分布煤在释放挥发分时爆裂焦炭燃烧速度，或焦炭反应性颗粒在燃烧时的收缩率炉内流动特性炉膛截面烟气速度损耗率烟气和颗粒停留时间炉膛平均温度旋风分离器平均温度过量空气系数旋风分离器对各颗粒的分离效率灰循环倍率炉膛几何形状给煤点位置和数量一次风、二次风比二次风位置国外已投运的商业机组测得的碳燃尽度汇总表4-3燃烧条件Ione电厂Flenshurg电厂Scott Paper电厂Westwood电厂韩国东海电厂旋风分离器导涡管无无有有有燃煤褐煤烟煤无烟煤无烟煤无烟煤Aar/2815256133.6飞灰再循环有有无无无炉膛温度/821849857960950飞灰含碳量/0.310.91.410.0底灰含碳量/0.22.41.51.5碳燃尽度/99.69995.896.094.64.3灰平衡与灰循环倍率灰平衡是进行锅炉机组热力计算的关键数据之一，循环流化床锅炉也不例外。循环流化床锅炉中，进入炉膛的煤燃烧成灰，一部分从炉膛底部排出，称为底灰。一部分飞出炉膛，进入分离器，其中小于切割粒径d99的灰飞出分离器，进入尾部烟道，飞离锅炉，成为飞灰；而大于切割粒径d99的灰，被分离器分离下来，经回料器返回炉膛再燃烧，称为循环灰。应当指出：由于燃烧，粒子间碰撞和磨耗，以及粒子与分离器壁面之间的磨耗，使大的灰粒在逐渐减小，当小于切割粒径d99时，这部分循环灰又成为飞灰。由于循环灰量随时在变化，增加了确定各部分灰的份额的难度。虽然如此，当循环流化床锅炉运行稳定后，在某一段时间内，既灰达到平衡时，还是可以确定各部分灰的份额的，并可由此计算循环灰焓和烟气中飞灰浓度。必须指出，灰循环倍率不是认为选取的，它主要取决于分离器效率和飞灰份额。4.3.1循环灰量循环灰量是设计、运行