循环流化床CFB的脱硫技术方案
火力发电循环流化床半干法脱硫技术简介
干法、湿法脱硫技术介绍福建龙净环保股份有限公司福建龙净环保股份有限公司是我国环境保护烟气净化设备制造行业中的首家上市公司（上交所、股票代码600388），作为国家级重点高新技术企业、中国环保产业重点骨干企业的龙净环保，2001年静电除尘器及其相关电气配套产品的销售总值位居全国环保设备产品制造企业首位。
从1971年创建至今，龙净环保一直致力于环保领域大气污染净化设备静电除尘器的研究和生产，通过了国家ISO9001：2000质量体系认证，产品遍布全国三十一个省、市、自治区（包括台湾地区），并出口日本、菲律宾、印度尼西亚和越南等十多个国家和地区。
龙净环保是中国环境科学学会大气环境分会唯一作为产业代表的副主任单位，中国环保产业协会电除尘专委会执行主任委员单位、脱硫除尘委员会副理主任单位。
德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）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，就是该公司多依奇先生发明的）。
LLB于上世纪七十年代末，首创将循环流化床技术用于烟气脱硫，经过二十多年不断完善和提高，目前其烟气循环流化床干法脱硫技术居于世界领先水平。
LLB的烟气循环流化床干法脱硫技术业绩世界第一，特别是其拥有目前世界上唯一真正在运行的300MW机组的业绩。
在2001年引进德国鲁奇·能捷斯·比晓夫（LLB）公司具有世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫（CFB-FGD）和石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术许可证后，龙净环保在作为国内唯一机电一体化专业设计制造大型电除尘器、气力输送设备专业厂家的基础上，成为目前国内唯一拥有电除尘器，大型布袋除尘器，气力输送，干、湿法烟气脱硫技术研发、设计、制造、安装综合服务能力的高水平的专业环保企业。
一．烟气循环流化床（CFB－FGD）干法脱硫工艺1．工艺描述1．1工艺流程从工艺流程图表明（见图1）：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。
循环流化床烟气脱硫工艺设计 资料
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°C〜900°C）,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850C〜900C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。
CFB干法烟气脱硫技术的应用
循环流化床干法烟气脱硫技术的应用1. 概况烟气脱硫技术按脱硫产物的干湿形态，可以分为湿法、半干法、干法工艺，循环流化床烟气脱硫属于干法脱硫工艺，较多运用于国内小机组的烟气脱硫改造项目中。
南昌发电厂装机容量2×125MW，配2台420t/h燃煤锅炉，采用循环流化床干法脱硫工艺、一炉一塔脱硫装置，烟气尾部安装布袋除尘器。
该装置于2007年7月完成系统调试，8月进入试运行，脱硫效率达到85%以上,烟尘出口浓度小于50mg/Nm3，目前该脱硫装置运行稳定。
2. 工艺流程循环流化床脱硫工艺采用干态的消石灰作为吸收剂，通过二氧化硫与粉状消石灰氢氧化钙在Turbosorp反应器内发生反应，去除烟气中的SO2，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，提高烟气脱硫效率。
锅炉炉膛燃烧后的烟气通过空气预热器出口，进入静电除尘器ESP 预除尘。
经过静电除尘预除尘之后，烟气从锅炉引风机后的主烟道上引出从底部进入Turbo反应器并从上部离开。
烟气和氢氧化钙以及返回产品气流，在通过反应器下部文丘里管时, 受到气流的加速而悬浮起来,形成流化床,烟气和颗粒之间不断摩擦、碰撞,强化了气固之间的传热、传质反应。
通过向反应器内喷水,使烟气温度冷却并控制在70 ℃左右，达到最佳的反应温度与脱硫效率。
与烟气接触发生化学反应剩下的烟尘和烟气一起离开反应器并进入下游的布袋除尘器。
经过布袋除尘器净化后的烟气经增压风机和出口挡板门后排入210m高度烟囱。
工艺流程见图1 所示。
3. 设计参数3.1 煤质分析南昌电厂燃用煤种较多，矿点主要分布在萍乡、丰城、高安一带。
表1为2×125MW 机组设计燃用煤种的煤质分析结果。
3.2 设计烟气参数烟气主要参数见表2。
3.3 生石灰参数石灰成分见表3。
4. 影响脱硫效率的因素及对策4.1 反应温度运行过程中反应塔的温度变化对脱硫效率的影响较大，反应塔烟气温度越低,脱硫效率越高。
控制脱硫反应温度是通过向反应塔内喷入工艺水来调节的。
浅析大型循环流化床锅炉内脱硫工艺
浅析大型循环流化床锅炉内脱硫工艺循环流化床（CFB）锅炉脱硫，主要原理是利用喷入炉膛的CaCO3通过高温煅烧的条件下分解成的CaO与烟气中的SO2通过化学反应最终生成CaSO4来达到锅炉脱硫的目的。
燃料煤中的硫主要是有机硫和黄铁矿硫，其中含有少量硫酸盐硫。
随着煤的加热及燃烧SO2的析出会出现明细的阶段性，其中床温和过剩空气系数是影响SO2析出的主要因素。
随着床温的升高，SO2的析出率会呈现单调的递增趋势，即过剩空气系数增大区域氧浓度越高同时SO2析出也会越多。
由此可知，燃烧温度、过剩空气系数等是影响SO2的析出率的主要因素。
1 钙硫比确定原则火力发电厂烟气中SO2的产生主要是燃料中的硫通过加热燃烧与空气中的氧气发生的化学反应。
为简化计算，一般假设85%的硫都转化为SO2，公式如下：SO2=（mg/Nm3）按照上式计算，某公司330MW CFB锅炉燃用设计煤Sar=1.17，生成的SO2浓度最高为2532mg/Nm3（设计煤质）。
SO2排放量=SO2×（1-η）=200mg/Nm3按照锅炉脱硫效率为92.1%计算，SO2排放量为200mg/Nm3。
通过锅炉运行的实际数据可以得出：Ca/S摩尔比、炉内温度的高低、石灰石的反应活性以及在炉内停留时间的长短、恰当石灰石和煤粒度，对脱硫影响较为明显，是影响循环流化床脱硫效率的主要因素。
改变石灰石品质、流化速度、床温、Ca/S摩尔比等因素将直接引起脱硫的效率的改变。
通过下图1测试结果可以看出当运行床温控制在870℃左右，通过增大Ca/S摩尔比时可以明显提高脱硫效率：当温床在860℃～880℃，Ca/S摩尔比1.3左右，脱硫效率为70%；当温床在860℃～880℃，Ca/S摩尔比为2时，脱硫效率则可达到80%以上；同样Ca/S摩尔比2.0，当运行床温控制在880℃～890℃时，脱硫效率则下降至65%左右。
由此可见，只有在床温和Ca/S摩尔比都控制在合适的数值时才能达到最佳的脱硫效果。
烟气循环流化床脱硫CFB-FGD技术简介
烟气循环流化床脱硫CFB-FGD技术简介1. 概况烟气循环流化床(CFB)脱硫技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，而且系统的烟气处理能力也比过去增大了，达到950,000Nm3/h，用于300MW机组的烟气脱硫系统。
目前，已达到工业化应用的主要有三种流程, 它们是：1.由德国Lurgi公司开发的烟气CFB脱硫技术；2.由德国Wulff公司在Lurgi技术基础上进行改进后的RCFB脱硫技术；3.由丹麦F.L.Smith公司开发的GSA烟气脱硫技术。
早在七十年代初，擅长于冶金工业工程建设的德国Lurgi公司就采用了烟气循环流化技术对炼铝设备的尾气进行处理。
八十年代中期，由于开始对环境质量的严格控制以及政府的有关法规的强行规定，德国的动力工业对烟气脱硫设备有了巨大的需求。
Lurgi公司在原来用于炼铝尾气处理的技术的基础上开发了一种新的适用于锅炉和其它燃烧设备的干法烟气脱硫工艺，即烟气循环流化床脱硫工艺。
这种工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，使吸收剂与烟气接触时间增加，一般可达30分钟以上，从而大大提高了吸收剂的利用效率。
这种工艺不但具有干法工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及脱硫副产品呈干态，因而易于处理或综合利用，而且能在很低的钙硫比的情况下(Ca/S=1.1-1.2)达到与湿法工艺相近的脱硫效率(95%)。
德国Wulff公司是一个成立较晚的设计和建造烟气CFB脱硫工程的小型企业。
它的创始人R. Graf原是Lurgi公司在烟气CFB脱硫技术开发方面的主要负责人。
脱离Lurgi公司后自建了Wulff公司，专门从事烟气CFB脱硫技术的开发工作，在Lurgi技术的基础上开发研制了一种叫做回流式烟气循环流化床的烟气CFB脱硫技术,对烟气CFB脱硫技术作了较大的改进，使之更加适用于动力工业(详见后)。
F.L.Smith公司是丹麦最大的工业企业，在水泥工业及散装物料输送机械制造方面享有很高的声誉。
循环流化床烟气脱硫技术
循环流化床烟气脱硫技术1.引言我国是以燃煤为主的国家，据统计，1995年煤炭消耗量为12.8亿吨，且逐年递增，二氧化硫的排放量达2370万吨，超过美国2100万吨的排放量，成为世界二氧化硫排放第一大国。
目前全国62%以上的城市SO2浓度超过国家环境质量二级标准，占全国面积40%左右的地区受到SO2大量排放引起的酸雨污染，因此控制SO2的污染势在必行。
1996年我国颁布的《新大气法》针对我国酸雨和SO2污染日趋加重的情况，规定对已经产生和可能产生酸雨的地区和其他SO2污染严重地区划定酸雨控制区或者SO2控制区，控制区内新建的不能燃用低硫煤的火电厂和其他大中型企业必须配套建设脱硫和除尘装置，或者采用相应控制SO2的措施；已建成的不能燃用低硫煤的企业应采取控制SO2排放和除尘措施。
国家环保局要求在两控区内，要把治理措施作为当地规划的重点内容。
因此高效脱硫设备的研究开发任重道远。
2.国内外研究现状目前，国内外应用的SO2的控制途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫(即烟气脱硫)。
其中，烟气脱硫(FGD即FlueGasDesulfuration)是目前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制SO2污染和酸雨的主要技术手段。
全世界已有15个国家和地区应用了 FGD装置，其设备总装机容量相当于2-2.5 亿Kw，每年去除SO21000万吨。
据统计，1992年，全球安装了FGD装置646套，其中美国占55.3%，德国占26.4%，日本占8.6%，其余国家占9.7%。
由于上述三国大规模应用FGD装置，且成效显著，虽然近年三国电站的装机容量不断增加，但SO2 排放总量却逐年减少。
日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。
截止1990年，该装置达1900多套，总装机容量达0.5—0.6亿Kw。
目前，日本的SO2已基本得到控制。
自70年代初开始，特别是1978年美国重新修改了环境法规，否决了高烟囱排放，使FGD技术发展迅速。
CFB系列循环流化床烟气脱硫系统
CFB系列循环流化床烟气脱硫系统系统简介循环流化床烟气脱硫技术(Circulating Fluidized Bed Flue Gas Desulfurization，简称CFB-FGD)，采用消石灰或石灰作为脱硫剂。
CFB系列循环流化床烟气脱硫装置是国电南自自主开发的干法脱硫装置，该技术国电南自具有自主知识产权，循环流化床烟气脱硫技术（简称CFB-FGD），是采用消石灰或石灰作为脱硫剂，安装在空气预热器和除尘器之间。
工艺原理与工艺流程循环流化床烟气脱硫技术，在空气预热器和除尘器之间安装循环流化床系统，烟气从流化床反应器下部布风板进入反应器，与消石灰颗粒充分混合，SO2、SO3及其它有害气体，如HCl、HF等与消石灰发生反应，生成CaSO3·1/2H2O、CaSO4·1/2H2O和CaCO3等。
反应器内的脱硫剂呈悬浮的流化状态，反应表面积大，传热/传质条件很多，且颗粒之间不断碰撞、反应。
随后夹带着大量粉尘的烟气进入除尘器中，被除尘器收集下来的固体颗粒大部分又返回流化床反应器中，继续参加脱硫反应过程，同时循环量可以根据负荷进行调节。
由于脱硫剂在反应器内滞留时间长，因此使得脱硫效果和吸收剂的利用率大大提高。
另外，工业水用喷嘴喷入反应器下部，以增加烟气湿度降低烟温，从而提高了脱硫效率。
循环流化床烟气脱硫系统主要包括给料系统、反应器系统、物料循环系统、喷水系统、旁路烟道。
技术特点★ 脱硫系统流程简单、占地面积较少。
★ 脱硫工艺适用于已确定的煤种条件并适应燃煤含硫量在一定范围内可能的变动；可满足锅炉负荷从30%到120%范围内变化。
★ 系统运行费用低。
★ 采用易于取得且价廉的石灰石或消石灰作为脱硫剂，且在较低的钙硫比下(钙硫比为1.1～1.2)，脱硫效率可达90%以上，系统运行费用低。
★ 采用具有自主产权的干式消化器，保证了脱硫剂的活性。
★ 由于脱硫剂的给料及硫化产物均为干态，设备不存在腐蚀现象。
循环流化床干法脱硫工艺方案
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：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；2002年底，福建龙净通过竞标获得山西华能榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛总包合同，该项目已于2004年10月正式投入运行，2005年7月，华能国际委托东北电力科学院进行验收测试，各项技术指标均达到设计要求，使之成为中国同时也是世界上目前最大的、真正运行的300MW机组等级烟气循环流化床干法脱硫项目。
“循环流化床吸收塔（CFB-FGD）”工艺进行烟气脱硫技术
“循环流化床吸收塔（ CFB-FGD）”工艺进行烟气脱硫技术摘要：干法烟气脱硫装置所采用的技术是在引进国外先进的干法脱硫工艺循环流化床干法烟气脱硫（CFB-FGD）技术的基础上经不断完善、改进，形成了适合我国国情的干法脱硫技术，它具有结构简单、运行可靠、脱硫效率高（大于90%）、投资小的特点。
循环流化床烟气干法脱硫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唯一一种干法烟气脱硫技术。
关键词：干法烟气脱硫；循环流化床吸收塔（CFB-FGD）；烟气脱硫技术脱硫反应塔内的气固最大滑落速度是否能在不同的烟气负荷下始终得以保持不变，是衡量一个循环流化床干法脱硫工艺先进与否的一个重要指标，也是一个鉴别干法脱硫能否达到较高脱硫率的一个重要指标。
喷入的用于降低烟气温度的水[1]，以激烈湍动的、拥有巨大的表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分的蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动状态。
由于流化床中气固间良好的传热、传质效果[2]，绝大部分SO2得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃以上，因此排烟不需要再加热，同时系统无需采取特殊的防腐处理。
净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫除尘器[3]，再通过引风机排入烟囱。
经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣通过物料输送至脱硫灰仓内，再通过罐车运出厂外综合利用。
在循环流化床吸收塔中，Ca（OH）2与烟气中的SO2和几乎全部的SO3，HCl，HF等，完成化学反应，主要化学反应方程式如下：Ca(OH)2+ SO2=CaSO3·1/2 H2O +1/2 H2OCa(OH)2+ SO3=CaSO4·1/2 H2O +1/2 H2OCaSO3·1/2 H2O+ 1/2O2=CaSO4·1/2 H2OCa(OH)2+ CO2=CaCO3 + H2OCa(OH)2+ 2HCl=CaCl2·2H2O（～75℃）（强吸潮性物料）2Ca(OH)2+ 2HCl=CaCl2·Ca(OH)2·2H2O（＞120℃）Ca(OH)2+ 2HF=CaF2 + 2H2O（从上述化学反应方程式可以看出，Ca(OH)2应尽量避免在75℃左右与HCl 反应）具有以下工艺及结构特点：1）去除重金属、有机污染物等有害物质利用吸附剂及塔内物料的巨大比表面积，使烟气中的重金属、有机污染物（主要是二噁英（PCDD）和呋喃（PCDF））等大部分被去除。
循环流化床锅炉烟气脱硫项目技术方案
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。
循环流化床CFB的脱硫技术方案
循环流化床CFB的脱硫技术方案一、概述能源与环境是当今社会发展的两大问题，在能源利用中、矿物燃料的燃烧要排放出大量污染物。
例如、我国每年排入大气中的87%SO2、68%NO X、和60%粉尘均来于煤的直接燃烧，因此，发展高效、低污染的清洁煤燃烧技术、降低NO X和SO2的排放量是当前亟待解决的问题。
循环流化床锅炉是近二十年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染的清洁燃烧技术，其主要特点在于燃料及脱硫剂经多次循环、反复地进行低温燃烧和脱硫反应，炉内湍流运动强烈，不但能达到低NO X排放、90%的脱硫效率和较高的燃烧效率，而且具有适应性广、负荷调节性能好、灰渣易于综合利用等优点，因此，在国际上得到了迅速的商业推广。
二、循环硫化床脱硫的机理循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型脱硫技术，通常采用向炉内添加脱硫剂等，脱硫剂在燃烧的同时实现脱硫。
天然脱硫剂是一种致密的不规则结垢，主要成分是CaCO3，脱硫剂在炉内经过煅烧后分解，颗粒中CO2析出，CaCO3颗粒就会变成多孔的CaO颗粒，孔隙率和比表面积均有极大的增加，CaO颗粒中由于大量气孔的存在，以及表面积大大的增加，一方面有利于贮集反应产物，另一方面可以使反应气体穿透至颗粒内部进行反应，因此大大加速了CaO与SO2反应生成CaSO4的机会，于是原煤中的硫就被固化成为硫酸钙进入灰渣中，最后排出床层，以达到脱硫的目的。
三、循环流化床(CFB)锅炉在燃用低品质燃料方面优势1、(1)低污染排放、高效脱硫。
CFB锅炉具有炉内脱硫脱硝功能。
以低成本实现低污染排放。
由于850℃一900℃的燃烧温度正是以石灰石作为脱硫剂的脱硫反应的最佳温度区段。
在燃烧时向炉内加入适量的石灰石。
能得到90％-- 97％以上的SO 的脱硫率；同时。
较低的燃烧温度以及燃烧空气分级送人炉膛，能有效地控制NOx排放。
(2)燃料适应性广、燃烧效率高。
由于采用流态化和再循环床式燃烧，炉内循环物料量大。
循环流化床CFB半干法脱硫工艺计算程序
循环流化床干法脱硫业主：Circulating Fluidized Bed DryScrubber项目：工艺计算technical calculation输入参数gas volume 烟气量300,000Nm^3/h工况烟气量烟气量放量10.0%烟气含 SO2 量烟气温度140℃要求出口含 SO2 量温度放量10℃要求脱硫效率CDS入口粉尘浓度 0.25g/Nm^3CaO的利用率为要求粉尘排放浓度15mg/Nm^3脱硫需要的Ca/S比为一年运行小时数7000小时取CaO的纯度为烟气喷水冷却后温度70℃消石灰含水标况烟气量计算结果计算温度150℃计算烟气量后除尘器入口含尘浓度#REF!g/Nm^3工况烟气量除尘效率#REF!则SO2排放浓度为飞灰生成量#REF!Kg/h check每小时需脱去的SO2量为石灰消化用水量 130Kg/h烟气喷水冷却水量 14,447Kg/h一年运行天数喷嘴进水管水量 21,670Kg/h脱硫需要的CaO为系统耗水量 14,577Kg/h脱硫需要的Ca(OH)2为一天消化石灰用水为 3.1t/day一天所需CaO为一年消化石灰用水为 913t/year一年所需CaO为一天需要的脱硫用水为 347t/day一天需要的Ca(OH)2为一年需要的脱硫用水为 101,128t/year一年需要的Ca(OH)2为设计：校对：日期：日期：业主：项目：主要设备选型计算脱硫塔台数1台文丘里喉口速度漏风系数 2.0%文丘里个数出口法兰标高 3.5m塔内气速底部灰斗角度60 °脱硫塔进口烟气流速出灰口宽（方形）300mm出口烟道进口烟气量141.45am^3/s出口烟气量CDS塔几何尺寸单塔截面积31.5m^2文丘里段塔截面CDS塔直径 A 6.40m文丘里段塔直径 E 出口法兰高 B2 5.6m单塔喉口总面积计算出口法兰宽 B1 5.7m喉口直径 I天圆地方高 C 3.3m文丘里喉高 J3CDS塔直段高 D16.7m文丘里之间边距入口法兰宽 F 3.7m一级缩管直径 H1入口法兰高 G 2.7m二级缩管直径 H2底部灰斗高 2.94m一级缩管高 J1文丘里出口变径 L 3.7m二级缩管高 J2塔反应段高度29.3m文丘里出口喇叭高 J4反应时间 6.51s文丘里总高 K CDS塔总高38.40mCDS塔离地高41.9m单塔重#REF!t设计：校对：日期：日期：业主：项目：消石灰仓 Ca(OH)2数量1台数量储期1天储量消石灰容重0.6t/m^3脱硫灰容重直径3m直径取锥角63度取锥角出口法兰宽400mm出口法兰宽容积利用率90.0%容积利用率所需容积20.4m^3所需容积锥体积7.7m^3锥体积直段高度 2.9m直段高度整个仓高 5.4m整个仓高仓重#REF!t仓重中间石灰仓数量0台数量储期0.5h储量消石灰容重0.5t/m^3直径直径1m所需容积所需容积0.6m^3高度高度0.7m水箱重仓重#REF!t生石灰仓数量1台系统数量储期3天数量生石灰容重 1.2t/m^3储量直径3m脱硫灰容重所需容积24.1m^3直径直段高度 3.4m取锥角仓重#REF!t出口法兰宽容积利用率所需容积锥体积直段高度整个仓高仓重中转灰仓数量0台系统数量储量0.15h数量脱硫灰容重0.6t/m^3储量循环灰量#REF!t/h脱硫灰容重直径2m直径取锥角60度取锥角出口法兰宽400mm出口法兰宽容积利用率90.0%容积利用率所需容积#REF!m^3所需容积锥体积 2.1m^3锥体积直段高度#REF!m直段高度整个仓高#REF!m整个仓高仓重t仓重日期：2022/2/24锅炉：130Tam^3/h标况烟气 -Nm^3/h800mg/Nm^3石灰石细度：90%小于44μm(325目)30.0mg/Nm^3湿法中SO3以气溶胶的形式存在，跟随性较好，将绕过喷淋层液滴直接进入烟囱,排放到大气中，在半法脱硫中中，SO3表面不会以气溶脱的形式存在，SO3可以很好的与脱硫剂反应，生成96.3%65.0%Ca(OH)2+ SO2=CaS O3.1/2H2 O+1/2H2 O1.48CaSO3.1/ 2H2O+3/2 H2O+1/2 O2=CaSO 4.2H2O80.0%量要求：石灰粉细度宜在2mm以下；加适量水后4min内温度可升高到60度(或是3min温升45度)，纯度：CaO含量>=85%.1.0%300000Nm^3/h499,231am^3/h138.68am^3/s循环倍率3630.0mg/Nm^3循环灰量#REF!Kg/hOK 沉降室效率0%248Kg/h 沉降室灰量#REF!Kg/h 沉降室灰量#REF!T/h291.7天脱硫灰容重0.6T/m^3402Kg/h 沉降室灰量#REF!m^3/h511Kg/h中转灰仓灰量#REF!T/h9.6t/day循环灰量#REF!T/h 2,813t/year排出量#REF!T/h12.3t/day3,576t/year布袋效率100%布袋收灰量#REF!T/h灰斗个数#REF!每灰斗灰量#REF!T/h日期：2022/2/24锅炉：60m/s 7个4.5m/s 14.00m/s 正方形m出口烟道正方形119.82am^3/s长方形m10.20m^2进CDS烟道截面3.23700mm 2.36m^2650mm975.0mm文丘里之间边距60.0mm75.0mm 文丘里与壁之间边距52.5mm1158mm 827.0mm 165.5mm 331.0mm 1441.0mm 2913.0mm文丘里计算日期：2022/2/24锅炉：1台9h0.6t/m^32m61度400mm80.0%#REF!m^32.2m^3#REF!m#REF!m#REF!t1台4h4.6m86.7m^35.2m#REF!t1套#5,#6炉共设两座直径为10m 的灰库，每座灰库有效贮灰容积为1860m^3，可供两炉存灰48h 。
CFB-FGD烟气脱硫、脱硝、调质
CFB-FGDCFB-FGD（循环流化床烟气脱硫技术）工艺是八十年代末由德国鲁奇（LURGI）公司首先提出的一种新颖的干法脱硫工艺。
这种工艺的创新之处在于，它以循环流化床原理为基础，使吸收剂在反应器内多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，从而大大提高了吸收剂的利用率。
它不但具有一般干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及副产品可以综合利用等，而且能在钙硫比很低（Ca/S=1.1～1.2）的情况下达到与湿法脱硫工艺相当的脱硫效率，即95%左右。
CFB－FGD技术目前已在国外发展地非常成功。
如在德国Borken 电厂100MW电站锅炉上（烟气量为620000m3/h）已经有了多年的稳定运行时间和经验，并在许多中小锅炉上得到应用。
CFB-FGD脱硫工艺由吸收剂添加系统、吸收塔、再循环系统以及自动控制系统组成（见图1）。
烟气从流化床下部布风板进入吸收塔，与消石灰颗粒充分混合，SO2、SO3及其他有害气体如HCl和HF与消石灰反应，生成CaSO3·1/2H2O、CaSO4·1/2H2O和CaCO3。
反应产物由烟气从吸收塔上部携带出去，经除尘器分离，分离下来的固体灰渣经空气斜槽送回循环床吸收塔，灰渣循环量可以根据负荷进行调节。
吸收剂的再循环延长了脱硫反应时间，提高了脱硫剂的利用率。
工艺水用喷嘴喷入吸收塔下部，以增加烟气湿度降低烟温，使反应温度尽可能接近水露点温度，从而提高脱硫效率。
CFB-FGD工艺的吸收剂可以用生石灰在现场干消化所得到的氢氧化钙（Ca(OH)2）细粉，由于制得的消石灰颗粒已经足够细，可以满足脱硫要求，因此无须再磨，既节省了购买球磨机等大型设备的投资费用，又减少了能耗，降低了运行费用。
该工艺是一种干法流程，所以也不象湿法、半干法工艺需要为数众多的贮存罐、易磨损的浆液输送泵等复杂的吸收剂制备和输送系统，用简单的空气斜槽就可以输运，大大简化了工艺流程。
该工艺的副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品类似，主要成分有飞灰、CaSO3、CaSO4以及未反应的吸收剂等、加水后会发生固化反应，固化后的屈服强度可达15-18N/mm2，渗透率约为3×10-11，压实密度为1.28g/cm3,强度与混凝土接近，渗透率与黏土相当，因此适合用于矿井回填、道路基础等方面。
cfb脱硫技术方案
cfb脱硫技术方案--- 脱硫技术方案 ---脱硫技术方案是针对燃煤发电厂等高硫煤燃烧设备的尾气中含有较高二氧化硫（SO2）的情况而设计的。
该技术方案旨在减少二氧化硫的排放，以降低大气污染对环境和人类健康的影响。
一、研究背景随着全球能源需求的不断增加，以及煤炭在能源生产中的重要地位，大量的煤炭燃烧导致了大量的二氧化硫排放。
二氧化硫是造成酸雨和大气污染的主要原因之一。
因此，采取有效的脱硫技术，将二氧化硫排放控制在合理范围内，成为了迫切的需求。
二、技术原理CFB（循环流化床）脱硫技术方案是目前应用最广泛、最成熟的脱硫技术之一。
该技术利用循环流化床的特殊结构和工作原理，将煤粉与石灰石或石膏混合燃烧，通过循环流化床内的气固反应，使煤燃烧产生的二氧化硫与石灰石或石膏发生化学反应生成硫酸钙，从而实现脱硫目的。
三、工艺流程1. 排渣系统燃煤过程中，产生大量的灰渣，为了保证燃烧效率和脱硫效果，需要通过排渣系统将灰渣及时排除。
排渣系统由悬浮燃烧装置、床渣分离器和排渣器组成，确保床内渣粒的平衡。
2. 循环流化床系统循环流化床系统是CFB脱硫技术方案的核心部分。
通过循环流化床内的均质悬浮和快速混合作用，实现床内气固两相流动的平衡，并提供良好的反应条件，以保证脱硫效果。
3. 石灰石预处理系统石灰石是脱硫过程中所需的主要原料之一。
石灰石需要进行粉碎、干燥等预处理，以提高反应效率和利用率。
4. 二氧化硫吸收系统二氧化硫吸收系统主要由吸收塔和吸收液循环系统组成。
在此系统中，二氧化硫与石灰石或石膏进行充分接触和反应，形成硫酸钙。
5. 石灰石制备系统石灰石制备系统是将脱硫废料（硫酸钙）处理、脱水、干燥，将其转化为再生石灰石，以实现资源的循环利用。
四、技术优势1. 高效脱硫：CFB脱硫技术具有高脱硫效率、高脱硫率的特点，可以将煤炭中的二氧化硫排放量降低到国家标准以内。
2. 产物资源化：通过对脱硫废料的处理，可以得到再生石灰石等有用产物，实现资源的循环利用，降低资源浪费。
HCFB烟气脱硫技术简介
3、脱硫塔出口烟温自动控制： 根据反应塔顶部处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量。以确保反应器内的温度处于最佳反应温度范围内。喷水量的调节方法一般采用回水调节阀，通过调节回流水压来调节喷水量，使原烟气温度降低到70-75℃左右，这个温度大约高于烟气露点温度15℃到20℃。 4、烟气再循环控制： 根据锅炉负荷控制净烟气再循环量，以确保反应器反应塔喉风速在规定范围内。
脱硫率
1
云南小龙潭发电厂6＃锅炉100MW
85%
已运行
2
大同二电＃6机组烟气复合脱硫脱氮200MW
85%
已运行
3
吉林四平热电有限公司＃3炉烟气脱硫工程100MW
92%
已运行
4
江苏宜兴灵谷电厂1#炉60MW
92%
已运行
5
国电靖远电厂2#炉 200MW
90%
已运行
6
江苏宜兴灵谷电厂2#炉60MW
92%
已运行
7
国电靖远电厂4#炉200MW
92%
已运行
8
辽化热电厂#1炉 100MW
4、计算机控制设备 控制站：为了实现机组启停及数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、以及顺序控制系统（SCS）。在脱硫控制室，运行人员通过FGD-DCS操作员站的LCD实现对脱硫系统的启/停运行的控制、正常运行的监视和自动调整以及设备异常与事故工况的处理，每台锅炉的脱硫装置配备有单独的计算机控制站。 5、电气供电设备 为了保证脱硫系统设备转机、控制系统、设备检修、厂房照明的供电，每台锅炉脱硫系统配备有单独的电源供电柜；对于控制系统及主要用于调整的设备（计算机控制柜、电动调整门、电磁阀、流量控制阀等设备）实现两路供电系统，一路为工作电源供电系统，路为保安供电系统,保证工作电源失去供电后，以上设备能够正常操作。
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循环流化床CFB的脱硫技术方案
一、概述
能源与环境是当今社会发展的两大问题，在能源利用中、矿物燃料的燃烧要排放出大量污染物。
例如、我国每年排入大气中的87%SO2、68%NO X、和60%粉尘均来于煤的直接燃烧，因此，发展高效、低污染的清洁煤燃烧技术、降低NO X和SO2的排放量是当前亟待解决的问题。
循环流化床锅炉是近二十年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染的清洁燃烧技术，其主要特点在于燃料及脱硫剂经多次循环、反复地进行低温燃烧和脱硫反应，炉内湍流运动强烈，不但能达到低NO X排放、90%的脱硫效率和较高的燃烧效率，而且具有适应性广、负荷调节性能好、灰渣易于综合利用等优点，因此，在国际上得到了迅速的商业推广。
二、循环硫化床脱硫的机理
循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型脱硫技术，通常采用向炉内添加脱硫剂等，脱硫剂在燃烧的同时实现脱硫。
天然脱硫剂是一种致密的不规则结垢，主要成分是CaCO3，脱硫剂在炉内经过煅烧后分解，颗粒中CO2析出，CaCO3颗粒就会变成多孔的CaO颗粒，孔隙率和比表面积均有极大的增加，CaO颗粒中由于大量气孔的存在，以及表面积大大的增加，一方面有利于贮集反应产物，另一方面可以使反应气体穿透至颗粒内部进行反应，因此大大加速了CaO与SO2反应生成CaSO4的机会，于是原煤中的硫就被固化成为硫酸钙进入灰渣中，最后排出床层，以达到脱硫的目的。
三、循环流化床(CFB)锅炉在燃用低品质燃料方面优势
1、(1)低污染排放、高效脱硫。
CFB锅炉具有炉内脱硫脱硝功能。
以低成本实现低污染排放。
由于850℃一900℃的燃烧温度正是以石灰石作为脱硫剂的脱硫反应的最佳温度区段。
在燃烧时向炉内加入适量的石灰石。
能得到90％-- 97％以上的SO 的脱硫率；同时。
较低的燃烧温度以及燃烧空气分级送人炉膛，能有效地控制NOx排放。
(2)燃料适应性广、燃烧效率高。
由于采用流态化和再循环床式燃烧，炉内循环物料量大。
蓄热量大，燃料易着火，因此这种炉型能适应无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤、泥煤、煤矸石、石油焦、纸渣、木屑、垃圾等几乎所有的固体燃料。
燃烧效率通常达97．5％一99．5％。
(3)调峰能力强，负荷调节快。
CFB锅炉蓄热量大，炉内存有大量的850℃-900℃的固体颗粒，燃料在炉内处于强烈紊流燃烧状态。
燃烧稳定。
一般不投油最低稳燃负荷可达30％-35％
2、煤燃烧过程SO2的析出煤中的硫以四种形态存在，即黄铁矿硫(FeS2)、硫酸盐(CaSO4·2H20.FeSO4·2H2O)、有机硫(CxHySz)和元素硫。
其中黄铁矿硫、有机硫和元素硫占煤中硫份的90％以上。
是可燃硫，硫酸盐硫是不可燃硫。
煤在燃烧过程中。
所有的可燃硫都在受热过程中从煤中释放出来。
黄铁矿硫在300℃时即开始失去硫份，形成黄铁矿和赤铁矿。
黄铁矿硫的大量分解则在650 ℃以上。
有机硫在煤加热至400 ℃时即开始大量分解，首先分解为中间产物(主要是H2S)，而后在遇氧气和其他氧化性自由基时逐步被氧化为SO 。
在炉膛的高温条件下存在氧原子或在受热面上有催化剂时，一部分SO 会转化成SO 。
通常生成的SO 只占SOx的0．5％一2％左右，相当于1％2％的煤中硫份以SO 的形式排放出来。
此外，烟气中的水份会和SO 反应生成硫酸(H2SO4)气体。
硫酸气体在温度降低时会变成硫酸雾，而硫酸雾凝结在金属表面上会产生强烈的腐蚀作用。
排人大气中的SO 由于大气中金属飘尘的触媒作用而被氧化生成SO，，大气中的SO 遇水就会形成硫酸雾。
烟气中的粉尘会吸收硫酸而变成酸性尘。
硫酸雾或酸性尘被雨水淋落就变成了酸雨。
以
上煤燃烧过程可能产生的硫氧化物。
如SO 、硫酸雾、酸性尘和酸雨等。
不仅造成大气污染，而且会引起燃煤设备的腐蚀。
3、脱硫机理分析
循环流化床锅炉的脱硫是在燃烧室中加入脱硫剂来实现，最常使用的脱硫剂是钙基脱硫剂，如石灰石(CaCO3，)、白云石(CaCO3MgCO3)。
4、脱硫效率控制循环流化床锅炉的运行控制系统主要包括床温控制、给煤量控制、床高控制、补充床料量控制、脱硫剂控制等。
许多因素的变化不是孤立的，它们所带来的影响直接或间接地改变了锅炉的运行状况，影响脱硫效率。
现结合某电厂的实际情况来说明。
4．1 Ca／S与脱硫效率的关系运行实践表明：Ca／S摩尔比是影响脱硫效率和SO 排放的首要因素。
燃用低硫煤时，烟气中SO 的浓度低，石灰石与SO 反应速度慢，消耗石灰石量相对较大，需要Ca／S摩尔比的浓度就高。
随着Ca／S增加，脱硫效率增加。
床温控制在850℃左右时，当Ca／S=I．7时，脱硫效率仅为83．8％；当Ca／S=2．2时，脱硫效率为87％；而当Ca／S=2．5时。
脱硫效率达到了9O．5％，SO 的排放浓度为171．8xlO~,低于国家规定的排放标准
4．2 床温与脱硫效率的关系锅炉床温将直接影响到锅炉的着火、稳燃、燃尽程度。
床温主要改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布及孔隙堵塞特性，从而改变脱硫效率和脱硫剂的使用，在运行时床温控制应考虑：在该温度下灰不会软化；保证锅炉的燃烧效率较高、脱硫剂使用较少、脱硫效果较高：NOx排放较低．当床温低于800℃时，石灰石煅烧生成CaO的速度减慢，减少了可供反应的表面积．脱硫率下降。
床温低于750℃时，脱硫反应几乎不再进行。
当床温大于870℃，CaO内部分布均匀的小晶粒会逐渐融合为大晶粒。
温度越高，晶粒越大。
单位质量内晶粒数量减少，CaO的比表面积下降。
直接影响脱硫率。
床温低于850℃时，N20排放很高。
锅炉床温控制在850℃～900℃能够确实保证锅炉的燃烧效率较高、经济工况下运行及有效地提高锅炉的脱硫效率且NOx排放较低。
4．3 粒度与脱硫效率的关系：煤粒送入循环流化床内迅速受到高温物料及烟气的加热。
首先是水份蒸发，接着是煤中的挥发份析出并燃烧以及焦炭的燃烧。
其间还伴随着发生煤粒的破碎、磨损等现象。
大量实验表明了挥发份的析出燃烧过程与焦炭燃烧过程有一定的重叠。
由于循环流化床内煤粒燃烧是一个错综复杂的过程。
要十分精确地定量描述整个燃烧过程还很困难。
按保守估计，新投入的煤粒主要受周围灼热床料的辐射加热．粒径为6 mm 的球形石煤颗粒投入到床温为900℃的流化床层中。
其表面达到800℃需21．2 s，粒径为2 mm的球形石煤粒子。
其表面和中心达到800℃分别需8.48 s和10.8 s 一般筛网直径在0～8mm的石煤颗粒平均当量直径为2 mm左右。
其表面和中心温度达到800℃所需时间分别为8.48 s和10.8 s左右。
给煤粒径大不仅不利于燃烧，也不利于脱硫；粒径过小或煤中细粒份额太大也会使脱硫效率下降。
石灰石颗粒在送入循环流化床内燃烧初期时，比表面积增加很快。
燃烧后期，比表面积增加较少小颗粒石灰石在床中的反应速度通常大于大颗粒的反应速度。
在炉内的停留时间短。
石灰石粒径控制在0～2 mm平均100～500 um 内，对NOx的刺激作用也越小，脱硫效率越高。
太细的石灰石粒径易以飞灰的形式逃逸，反之，脱硫效率降低。
4．4其他如氧浓度、分段燃烧、床内风速、SO2在炉膛内停留时间长短、负荷变化、炉膛压力等对脱硫效率均有影响，通常，过量空气系数1．1～1．25，SO2在炉膛内停留时问不少于3～14 S但不能过长。
另外．还有如循环倍率的影响，循环倍率越大．脱硫效率越高．因为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。
5、结论
通过实验及运行说明，循环流化床锅炉在运行时，石灰石与煤同点给入，石灰石粒径严格控制在0.1～1 mm的范围内、Ca／S比控制在1．5～2．5的范围内、床温控制在850℃～900℃左右、提高物料的循环倍率．脱硫效率可以达到90％以上，完全可以达到国家排放标准。