循环流化床的脱硫工艺

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烟气循环流化床脱硫工艺近几年发展迅速,是一种适用于燃煤电厂的新干法脱硫工艺。它以循环流化床为原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的烟气流化床，从而强化了脱硫吸收剂颗粒之间、烟气中SO2、SO3、HCl、HF等气体与脱硫吸收剂间的传热传质性能，将运行温度降到露点附近，并延长了固体物料在反应塔内的停留时间(达30～60min)，提高了SO2与脱硫吸收剂间的反应效率、吸收剂的利用率和脱硫效率。在钙硫比为1.1～1.5的情况下，系统脱硫效率可达90％以上，完全可与石灰石石膏湿法工艺相媲美，是一种性能价格比较高的干法或半干法烟气脱硫工艺。1脱硫工艺的发展与现状

20世纪70年代初，为治理炼铝设备、垃圾焚烧炉等尾气排放中的HCl、HF等有害气体，德国的LLB(LurgiLentjesBischoff)公司研究开发了专用的烟气循环流化床技术，并得到了广泛的商业应用。

20世纪80年代中期，由于环保法规和SO2排放标准的日趋严格，德国动力工业对烟气脱硫设备有了巨大的需求。为此，LLB公司在原来用于炼铝等尾气处理技术的基础上，开发了适用于电站锅炉的烟气循环流化床脱硫工艺。

经过20多年深入的研究和商用经验的积累，以及对工艺化学过程和工程实践理解的深化，烟气循环流化床脱硫技术在最近几年得到了很大的发展，不仅技术成熟可靠，而且投资、运行费用也大为降低，为湿法工艺的50％～70％。

目前，烟气循环流化床脱硫工艺已达到工业化应用的主要有3种工艺流程：

(1)德国LLB公司开发的烟气循环流化床脱硫工艺，(CFB)；

(2)德国Wulff公司的回流式烟气循环流化床脱硫工艺，(RCFB)；

(3)丹麦F.L.Smith公司研究开发的气体悬浮吸收烟气脱硫工艺，(GSA)［1］。

2工艺系统及流程

无论是LLB公司的CFB工艺、Wulff公司的RCFB工艺，还是F.L.Smith公司的GSA工艺，它们的工作原理基本相似。工艺系统主要由吸收剂制备、吸收塔、物料再循环、烟气及除尘器、副产品处置和仪表控制6个系统组成［2、3］。

2.1CFB工艺

CFB的工艺流程见图1，其主要特点是：(1)吸收剂以干态的消石灰粉从反应塔上游的入口烟道喷入，属干法脱硫工艺；(2)采用独立的烟气增湿系统，亦即增湿水量仅与反应塔出口的烟气温度有关，而与烟气中的SO2浓度、吸收剂的喷入量等无关；(3)采用部分净化烟气再循环的方式来提高系统低负荷时的运行可靠性和反应塔床料的稳定性；(4)采用机械式预除尘器。

图1典型的CFB脱硫工艺流程

2.2RCFB工艺

RCFB的工艺流程见图2。与CFB工艺相比，RCFB工艺主要在反应塔的流场设计和塔顶结构上作了较大的改进，其主要特点是：(1)反应塔内增加了扰流板和塔顶物料回流装置，强化了内循环，取消了预除尘器；(2)吸收剂以干态的消石灰粉或石灰浆液从反应塔底部喷入，属干法或半干法脱硫工艺；(3)反应塔扩散段上安装了若干个回流式压力水喷嘴，使吸收剂颗粒与水雾接触更均匀更充分；(4)烟气在塔内的停留时间长(4s以上)。

1—锅炉；2—锅炉除尘器；3—消石灰仓；4—反应塔；5—石灰浆槽；6—增湿水箱；7—脱硫除尘器；8—中间灰仓；9—集灰库；10—烟囱

图2典型的RCFB脱硫工艺流程

2.3GSA工艺

GSA工艺的工艺流程见图3。其主要特点是：(1)吸收剂以石灰浆液的形式从反应塔底部的中心喷入，属半干法脱硫工艺；(2)采用高位布置的旋风分离器作为预除尘器；(3)可在较低的趋近绝热饱和温度(ΔT=3～6℃)下运行。

图3典型的GSA脱硫工艺流程

3应用业绩

自1987年德国LLB公司的CFB工艺在电站锅炉投入商业运行以来，经过多年的研究和商用经验的积累，LLB、WULFF和F.L.Smith(FLS)3个公司的各种烟气循环硫化床脱硫工艺在最近几年得到了很大发展，应用业绩大大增加。

据统计：到2000年底，已建成投用的有50多套，其中LLB公司的CFB共24套、Wulff公司的RCFB共16套、FLS公司的GSA共10多套。在50MW至300MW燃煤或燃油机组中，采用此种工艺的约有21套。应用于烟气量大于30万Nm3/h最多的是LLB公司共15套，其次是Wulff公司共2套，FLS计1套。应用机组容量最大的是Wulff公司，即2000年初投入试运行的300MW燃油机组，其单塔最大处理烟气量为95万Nm3/h［5］。

4系统布置

在场地紧缺的现有机组和新建机组建设脱硫工程时，烟气循环流化床脱硫工艺是可供选用的、有效的脱硫方案之一。其主要原因是该工艺结构简单、设备布置紧凑、且可利用现有的设备如烟囱、除尘器等，占用场地仅为湿法工艺的30%～40%。

采用烟气循环流化床脱硫工艺的脱硫系统在电厂的布置方式主要有5种：

(1)反应塔布置在锅炉和锅炉/脱硫除尘器之间(指捕集锅炉原烟气中的烟尘，同时又捕集脱硫副产物)。采用这种方式时，必须新建锅炉引风机或改造现有的锅炉引风机。

(2)反应塔布置在电厂原有的锅炉除尘器的上游，在锅炉和原有锅炉除尘器之间。原有锅炉除尘器在必要时应进行改造，并新建锅炉引风机或改造现有的锅炉引风机。

(3)反应塔布置在锅炉除尘器(指捕集锅炉原烟气中烟尘的除尘器)和新建的脱硫除尘器之间，并在反应塔前增加脱硫风机；

(4)反应塔和新建的脱硫除尘器(指捕集脱硫副产物专用的除尘器)均布置在烟囱之后，并在新建的脱硫除尘器后增加脱硫风机。

(5)反应塔和新建的脱硫除尘器均布置在锅炉房的顶部，并在新建的脱硫除尘器后增加脱硫风机［4、5］。

5技术评价

5.1技术特点

(1)脱硫效率高：在钙硫比为1.1～1.5时，脱硫效率可达90%以上，是目前各种干法、半干法烟气脱硫工艺中最高的，可与湿法工艺相媲美；

(2)工程投资费用、运行费用和脱硫成本较低，为湿法工艺的50%～70%。

(3)工艺流程简单，系统设备少，为湿法工艺的40%～50%，且转动部件少，从而提高了系统的可靠性，降低了维护和检修费用；

(4)占地面积小，为湿法工艺的30%～40%，且系统布置灵活，非常适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组。

(5)能源消耗低，如电耗、水耗等，为湿法工艺的30%～50%。

(6)能有效脱除SO3、氯化物和氟化物等有害气体，其脱除效率远高于湿法工艺，达90%～99%，因而对反应塔及其下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小，可不采用烟气再热器，对现有的烟囱可不进行防腐处理，直接使用干烟囱排放脱硫烟气。

(7)对锅炉负荷变化的适用性强，负荷跟踪特性好，启停方便，可在30％负荷时投用，对基本负荷和调峰机组均有很好的适用性。

(8)对燃煤硫分的适应性强，可用于0.3%～6.5%的燃煤硫分。且应用于中低硫煤时(＜2%)，其经济性优于湿法工艺。

(9)无脱硫废水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利。

(10)脱硫后烟尘既可用静电除尘器，也可用布袋除尘器捕集。

(11)已有10多年的运行经验，工艺已成熟、可靠，且最大配套机组容量已达300MW。

(12)在脱硫吸收剂中加入少量的铁基催化剂，可脱除60%～90%氮氧化物，具有脱硫脱氮一体化的发展潜力。

5.2存在的缺点和有待解决的问题

(1)采用高品位的石灰作为吸收剂。由于发达国家石灰工业发达，易得到高质量的商品石灰，因此以石灰作为吸收剂不会有任何供应上的问题。但我国石灰的供应尚存在品位低、质量不稳定、供应量不足、供应源分布不均、价格过高等缺陷。

另外，石灰对人体有一定的危害，因此采用石灰作为吸收剂必须保证系统有良好的密封性和安全措施，否则会给电厂的安全文明生产和工业卫生达标带来困难。

(2)脱硫副产品的综合利用。本工艺的脱硫副产品中含有一定量的亚硫酸钙。亚硫酸钙的化学性能不稳定，在自然环境下会逐渐氧化为硫酸钙，同时体积会增大，将有可能影响原粉煤灰的综合利用。如要保持原粉煤灰的综合利用，则脱硫系统必须布置在锅炉除尘器之后，且必须增设用于捕集脱硫副产品的脱硫除尘器。

目前，国内外对脱硫副产品的综合利用已积累了不少经验，新的利用途径也正在开发之中。

(3)系统的压力降较大(1500～2500Pa)。一般现有电厂引风机的压头裕量难以克服如此大的压降，需要增加新的脱硫风机。高的压力损失还将使得运行费用有所增加。

(4)反应塔的压力降波动较大。由于反应塔内大量物料不断地湍动，因此反应塔的压力降有较大波动，对锅炉炉膛负压的稳定性有一定影响。如将脱硫增压风机设置在脱硫系统上游，可适当减小影响［2、3］。

6经济评价

以新建100MW燃煤机组、脱硫设备全部考虑进口为基础，对CFB、RCFB和GSA3种烟气循环流化床脱硫工艺与石灰石石膏湿法抛弃工艺的经济比较见表1。

表14种脱硫工艺经济比较的基本参数

项目CFBRCFBGSA湿法抛弃

机组容量/MW100100100100

处理烟气量万/Nm3·h-145454545

燃煤硫分/%3333

钙硫比≤1.30≤1.30≤1.20≤1.05

脱硫效率/%90909090

反应塔出口温度/℃70～7570～757070～75

循环灰量/kg·Nm-3111/

电耗/(kW·h)·h-14804505401550

水耗/t·h-120202945

吸收剂消耗/kg·h-13452345231864696

设计寿命/a20202020

年运行时间/h6500650065006500

表2列出4种脱硫工艺的5个主要经济指标，即工程总投资、单位容量投资、年运行成本、寿命期内脱除SO2的成本和因脱硫增加电价的具体数值。由表2可见，在机组容量、燃煤状况、脱硫效率等技术参数基本相同的情况下，3种烟气循环流化床脱硫工艺的经济性基本相同，且均优于石灰石石膏湿法抛弃工艺［5］。

表24种脱硫工艺的主要经济指标及比较

项目CFBWCFBGSA湿法抛弃

工程总投资/万元3500340038005802

单位容量投资/元·(kWh)-1350340380580.2

年运行费用/万元1079103910981766

寿命期内脱除SO2的成本/元·t-1714.9688.4727.51170.1

脱硫增加电价/元·(kWh)-10.00830.00800.00850.0140

工程总投资或单位容量投资0.6030.5860.6551

脱除SO2的成本或脱硫增加电价0.6110.5880.6221

由表2可见，烟气循环流化床脱硫工艺的工程投资和脱除SO2的成本均为湿法抛弃工艺的60%～70%。几种脱硫工艺所用脱硫吸收剂见表3。

表3几种脱硫工艺所用脱硫吸收剂比较及吸收剂喷入形态

脱硫吸收剂

工艺吸收剂喷入形态比较

CFBCaO干消化有效CaO>85%，T60(30min，以干消化后的

石灰粉Ca(OH)2粉喷入反应塔入口烟道。

RCFBCaO干消化有效CaO>85%，T60(30min，以干消化后

石灰粉的Ca(OH)2粉喷入反应塔。

GSACaO石灰有效CaO为90%，3min内温升大于40℃，

浆液以湿消化后的石灰浆液喷入反应塔。

湿法CaCO3石灰纯度(90%，颗粒细度为小于61μm95%

抛弃石浆液通过。

7在我国的应用前景

根据我国脱硫专家对烟气循环流化床脱硫技术发展的跟踪研究，认为它是一种较适合我国国情的脱硫工艺。其脱硫效率高、投资低、占地面积小的特点，使它既适用于新建机组的脱硫工程，更适用于现有机组的脱硫改造工程；既适用于燃用高硫煤的机组，更适用于我国大量的燃用中低硫煤的机组；既适用于中小型燃煤机组，也适用于大容量燃煤机组；而且在脱除SO2的同时，通过添加一定的催化剂，还能脱除氮氧化物。是值得并广泛推广应用的脱硫工艺之一。

目前，我国云南小龙潭发电厂引进FLS公司的GSA工艺已在1台100MW燃煤机组上投入运行，WULFF公司的RCFB工艺也在广州恒运集团公司的1台200MW机组上开始建设，LLB公司正与有关公司商谈，拟在1台300MW的燃煤机组上建设CFB脱硫工艺。可以预见：随着我国脱硫市场的拓展，今后几年内，将有更多的电厂在100～300MW的现有机组或新建机组上建设脱硫工程，烟气循环流化床脱硫工艺是具有强大竞争力的脱硫工艺之一，因而具有广阔的应用前景.

烟气循环流化床脱硫工艺近几年发展迅速,是一种适用于燃煤电厂的新干法脱硫工艺。它以循环流化床为原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的烟气流化床，从而强化了脱硫吸收剂颗粒之间、烟气中SO2、SO3、HCl、HF等气体与脱硫吸收剂间的传热传质性能，将运行温度降到露点附近，并延长了固体物料在反应塔内的停留时间(达30～60min)，提高了SO2与脱硫吸收剂间的反应效率、吸收剂的利用率和脱硫效率。在钙硫比为1.1～1.5的情况下，系统脱硫效率可达90％以上，完全可与石灰石石膏湿法工艺相媲美，是一种性能价格比较高的干法或半干法烟气脱硫工艺。

1脱硫工艺的发展与现状

20世纪70年代初，为治理炼铝设备、垃圾焚烧炉等尾气排放中的HCl、HF等有害气体，德国的LLB(LurgiLentjesBischoff)公司研究开发了专用的烟气循环流化床技术，并得到了广泛的商业应用。

20世纪80年代中期，由于环保法规和SO2排放标准的日趋严格，德国动力工业对烟气脱硫设备有了巨大的需求。为此，LLB公司在原来用于炼铝等尾气处理技术的基础上，开发了适用于电站锅炉的烟气循环流化床脱硫工艺。

经过20多年深入的研究和商用经验的积累，以及对工艺化学过程和工程实践理解的深化，烟气循环流化床脱硫技术在最近几年得到了很大的发展，不仅技术成熟可靠，而且投资、运行费用也大为降低，为湿法工艺的50％～70％。

目前，烟气循环流化床脱硫工艺已达到工业化应用的主要有3种工艺流程：

(1)德国LLB公司开发的烟气循环流化床脱硫工艺，(CFB)；

(2)德国Wulff公司的回流式烟气循环流化床脱硫工艺，(RCFB)；

(3)丹麦F.L.Smith公司研究开发的气体悬浮吸收烟气脱硫工艺，(GSA)［1］。

2工艺系统及流程

无论是LLB公司的CFB工艺、Wulff公司的RCFB工艺，还是F.L.Smith公司的GSA工艺，它们的工作原理基本相似。工艺系统主要由吸收剂制备、吸收塔、物料再循环、烟气及除尘器、副产品处置和仪表控制6个系统组成［2、3］。

2.1CFB工艺

CFB的工艺流程见图1，其主要特点是：(1)吸收剂以干态的消石灰粉从反应塔上游的入口烟道喷入，属干法脱硫工艺；(2)采用独立的烟气增湿系统，亦即增湿水量仅与反应塔出口的烟气温度有关，而与烟气中的SO2浓度、吸收剂的喷入量等无关；(3)采用部分净化烟气再循环的方式来提高系统低负荷时的运行可靠性和反应塔床料的稳定性；(4)采用机械式预除尘器。

图1典型的CFB脱硫工艺流程

2.2RCFB工艺

RCFB的工艺流程见图2。与CFB工艺相比，RCFB工艺主要在反应塔的流场设计和塔顶结构上作了较大的改进，其主要特点是：(1)反应塔内增加了扰流板和塔顶物料回流装置，强化了内循环，取消了预除尘器；(2)吸收剂以干态的消石灰粉或石灰浆液从反应塔底部喷入，属干法或半干法脱硫工艺；(3)反应塔扩散段上安装了若干个回流式压力水喷嘴，使吸收剂颗粒与水雾接触更均匀更充分；(4)烟气在塔内的停留时间长(4s以上)。

1—锅炉；2—锅炉除尘器；3—消石灰仓；4—反应塔；5—石灰浆槽；6—增湿水箱；7—脱硫除尘器；8—中间灰仓；9—集灰库；10—烟囱

图2典型的RCFB脱硫工艺流程

2.3GSA工艺

GSA工艺的工艺流程见图3。其主要特点是：(1)吸收剂以石灰浆液的形式从反应塔底部的中心喷入，属半干法脱硫工艺；(2)采用高位布置的旋风分离器作为预除尘器；(3)可在较低的趋近绝热饱和温度(ΔT=3～6℃)下运行。

图3典型的GSA脱硫工艺流程

3应用业绩

自1987年德国LLB公司的CFB工艺在电站锅炉投入商业运行以来，经过多年的研究和商用经验的积累，LLB、WULFF和F.L.Smith(FLS)3个公司的各种烟气循环硫化床脱硫工艺在最近几年得到了很大发展，应用业绩大大增加。

据统计：到2000年底，已建成投用的有50多套，其中LLB公司的CFB共24套、Wulff公司的RCFB共16套、FLS公司的GSA共10多套。在50MW至300MW燃煤或燃油机组中，采用此种工艺的约有21套。应用于烟气量大于30万Nm3/h最多的是LLB公司共15套，其次是Wulff公司共2套，FLS计1套。应用机组容量最大的是Wulff公司，即2000年初投入试运行的300MW燃油机组，其单塔最大处理烟气量为95万Nm3/h［5］。

4系统布置

在场地紧缺的现有机组和新建机组建设脱硫工程时，烟气循环流化床脱硫工艺是可供选用的、有效的脱硫方案之一。其主要原因是该工艺结构简单、设备布置紧凑、且可利用现有的设备如烟囱、除尘器等，占用场地仅为湿法工艺的30%～40%。

采用烟气循环流化床脱硫工艺的脱硫系统在电厂的布置方式主要有5种：

(1)反应塔布置在锅炉和锅炉/脱硫除尘器之间(指捕集锅炉原烟气中的烟尘，同时又捕集脱硫副产物)。采用这种方式时，必须新建锅炉引风机或改造现有的锅炉引风机。

(2)反应塔布置在电厂原有的锅炉除尘器的上游，在锅炉和原有锅炉除尘器之间。原有锅炉除尘器在必要时应进行改造，并新建锅炉引风机或改造现有的锅炉引风机。

(3)反应塔布置在锅炉除尘器(指捕集锅炉原烟气中烟尘的除尘器)和新建的脱硫除尘器之间，并在反应塔前增加脱硫风机；

(4)反应塔和新建的脱硫除尘器(指捕集脱硫副产物专用的除尘器)均布置在烟囱之后，并在新建的脱硫除尘器后增加脱硫风机。

(5)反应塔和新建的脱硫除尘器均布置在锅炉房的顶部，并在新建的脱硫除尘器后增加脱硫风机［4、5］。

5技术评价

5.1技术特点

(1)脱硫效率高：在钙硫比为1.1～1.5时，脱硫效率可达90%以上，是目前各种干法、半干法烟气脱硫工艺中最高的，可与湿法工艺相媲美；

(2)工程投资费用、运行费用和脱硫成本较低，为湿法工艺的50%～70%。

(3)工艺流程简单，系统设备少，为湿法工艺的40%～50%，且转动部件少，从而提高了系统的可靠性，降低了维护和检修费用；

(4)占地面积小，为湿法工艺的30%～40%，且系统布置灵活，非常适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组。

(5)能源消耗低，如电耗、水耗等，为湿法工艺的30%～50%。

(6)能有效脱除SO3、氯化物和氟化物等有害气体，其脱除效率远高于湿法工艺，达90%～99%，因而对反应塔及其下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小，可不采用烟气再热器，对现有的烟囱可不进行防腐处理，直接使用干烟囱排放脱硫烟气。

(7)对锅炉负荷变化的适用性强，负荷跟踪特性好，启停方便，可在30％负荷时投用，对基本负荷和调峰机组均有很好的适用性。

(8)对燃煤硫分的适应性强，可用于0.3%～6.5%的燃煤硫分。且应用于中低硫煤时(＜2%)，其经济性优于湿法工艺。

(9)无脱硫废水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利。

(10)脱硫后烟尘既可用静电除尘器，也可用布袋除尘器捕集。

(11)已有10多年的运行经验，工艺已成熟、可靠，且最大配套机组容量已达300MW。

(12)在脱硫吸收剂中加入少量的铁基催化剂，可脱除60%～90%氮氧化物，具有脱硫脱氮一体化的发展潜力。

5.2存在的缺点和有待解决的问题

(1)采用高品位的石灰作为吸收剂。由于发达国家石灰工业发达，易得到高质量的商品石灰，因此以石灰作为吸收剂不会有任何供应上的问题。但我国石灰的供应尚存在品位低、质量不稳定、供应量不足、供应源分布不均、价格过高等缺陷。

另外，石灰对人体有一定的危害，因此采用石灰作为吸收剂必须保证系统有良好的密封性和安全措施，否则会给电厂的安全文明生产和工业卫生达标带来困难。

(2)脱硫副产品的综合利用。本工艺的脱硫副产品中含有一定量的亚硫酸钙。亚硫酸钙的化学性能不稳定，在自然环境下会逐渐氧化为硫酸钙，同时体积会增大，将有可能影响原粉煤灰的综合利用。如要保持原粉煤灰的综合利用，则脱硫系统必须布置在锅炉除尘器之后，且必须增设用于捕集脱硫副产品的脱硫除尘器。

目前，国内外对脱硫副产品的综合利用已积累了不少经验，新的利用途径也正在开发之中。

(3)系统的压力降较大(1500～2500Pa)。一般现有电厂引风机的压头裕量难以克服如此大的压降，需要增加新的脱硫风机。高的压力损失还将使得运行费用有所增加。

(4)反应塔的压力降波动较大。由于反应塔内大量物料不断地湍动，因此反应塔的压力降有较大波动，对锅炉炉膛负压的稳定性有一定影响。如将脱硫增压风机设置在脱硫系统上游，可适当减小影响［2、3］。

6经济评价

以新建100MW燃煤机组、脱硫设备全部考虑进口为基础，对CFB、RCFB和GSA3种烟气循环流化床脱硫工艺与石灰石石膏湿法抛弃工艺的经济比较见表1。

表14种脱硫工艺经济比较的基本参数

项目CFBRCFBGSA湿法抛弃

机组容量/MW100100100100

处理烟气量万/Nm3·h-145454545

燃煤硫分/%3333

钙硫比≤1.30≤1.30≤1.20≤1.05

脱硫效率/%90909090

反应塔出口温度/℃70～7570～757070～75

循环灰量/kg·Nm-3111/

电耗/(kW·h)·h-14804505401550

水耗/t·h-120202945

吸收剂消耗/kg·h-13452345231864696

设计寿命/a20202020

年运行时间/h6500650065006500

表2列出4种脱硫工艺的5个主要经济指标，即工程总投资、单位容量投资、年运行成本、寿命期内脱除SO2的成本和因脱硫增加电价的具体数值。由表2可见，在机组容量、燃煤状况、脱硫效率等技术参数基本相同的情况下，3种烟气循环流化床脱硫工艺的经济性基本相同，且均优于石灰石石膏湿法抛弃工艺［5］。

表24种脱硫工艺的主要经济指标及比较

项目CFBWCFB