1、脱硫系统简介
广西百色银海发电有限公司有2台2×150MW机组配华西能源股份有限公司生产的DG480/13.73-II5循环流化床锅炉，每台炉设计有一个有效容积为450吨的石灰石粉仓，配置一套石灰石粉气力输送系统，输送容量为15t/h，石灰石粉经过计量和给料，然后进入气力输送管线，分3路从炉膛前墙进入炉膛，实际运行中达不到设计出力，或当系统设备故障或给料机卡塞，难以满足SO2达标排放，从而采用从卸煤槽掺配石灰石颗粒进行一级脱硫。
2014年为了满足新的排放标准，公司进行烟气脱硫改造，增加了炉外脱硫系统，采用一炉一塔的石灰石—石膏湿法烟气脱硫，吸收塔入口SO2含量设计为5000mg/Nm3，从而形成了卸煤槽掺配石灰石颗粒脱硫—炉外烟气脱硫—炉内喷石灰石粉脱硫—三级脱硫运行模式。
2、影响循环流化床锅炉脱硫效率的因素
2.1钙硫（Ca/S）摩尔比的影响
钙硫（Ca/S）摩尔比是影响脱硫效率和SO2排放的主要因素，随着Ca/S的增加，脱硫效率在Ca/S低于2.5时增加较快，达到3后脱硫效率趋于平稳，因此，过量地投入石灰石粉或颗粒不但不能更多地提高脱硫效率，反而会增加灰渣物理热损失等不利影响。
2.2床温影响
在脱硫过程中，床温主要影响了脱硫剂的反应速度，固体产物分布及孔隙堵塞特性，从而影响脱硫效率和脱硫剂的利用率。一般较理想的是兼顾脱硫和燃烧的运行温度为830——930℃。
2.3粒度的影响
脱硫剂和燃料粒度及其粒径分布对脱硫效率有较大影响，较小的石灰石颗粒，脱硫效果也较好，但粒度过小或太易磨碎的石灰石会以飞灰形式增大逃逸量，因此石灰石粉粒径不宜小于100微米。通常情况下，石灰石粒径要求为0——1.5毫米，平均100——500微米。石灰石颗粒粒径要求≤3毫米，从化验结果来看，80%以上≤3毫米，对应脱硫效率约等于60%，即石灰石颗粒利用率约60%。
2.4氧浓度的影响
床内氧浓度水平及分布主要与过剩空气系数，是否为分段燃烧、给料方式，炉膛压力及给料点分布有关，正常的过剩空气系数范围下氧浓度的变化对脱硫影响不大，但过剩空气系数过低时将影响脱硫效率。
3、运行中出现问题
（1）由于公司是综合利用机组，煤种复杂，因此有三种脱硫运行。高负荷或掺配高硫煤运行时，单独使用任何一种方式脱硫均难以满足新的环保排放标准，且在机组运行中，必须投入炉外脱硫系统运行，至少保持两台浆液循环泵运行。
（2）投入炉内喷石灰石粉脱硫需要使用厂用压缩空气，压缩空气压力低，影响气力输粉。当空压机系统除湿效果不好时，压缩空气带水，石灰石粉吸湿较大，压缩空气跟石灰石粉混合后极易结块，造成输送不畅，甚至输粉管堵塞，炉内脱硫效率波动大，则会造成锅炉燃烧不稳定，SO2排放波动大。
（3）卸煤槽掺配石灰石颗粒过多时，锅炉床温下降，主汽温度降低，如掺配石灰石颗粒过少时，需投入炉内喷石灰石粉，造成锅炉燃烧不稳定，SO2排放波动大。
4、入炉煤含硫量与烟气SO2测算
入炉煤含硫量与烟气中的SO2含量有对应关系。燃料在燃烧时一般有80%以上的硫分转化为气体排放到烟气中，剩余部分与炉渣以固态的形式排出。根据烟气中SO2浓度的感念和给定燃料的元素分析数据，及烟气SO2浓度计算公式可得出如下分析：
式中：Cso2为干烟气中SO2浓度，mg/Nm3；Car为燃料的收到基含碳量，%；Nar为燃料的收到基含氮量，%；Sar为燃料的收到基含硫量，%；α为过量空气系数（过剩空气系数α=21/（21-O)（O代表烟气中的含氧量，%）；V0为理论空气量，Nm3/kg。由计算公式：
式中：Har为燃料的收到基含氢量，%；Oar为燃料的收到基含氧量，%。
从以上曲线来看，燃煤含硫量与烟气SO2浓度曲线基本成直线，斜率为k=1838.43，直线方程为：
经过计算，得出烟气SO2浓度与入炉煤含硫量关系如下表：
5、脱硫成本测算
单位烟气量脱硫综合成本包括石灰石、石膏及燃煤损耗，但不含浆液泵运行成本。根据入炉煤含硫量不同，可分别测算脱硫塔及炉内SO2脱除率不同，测算单位烟气量（1Nm3/h的烟气）的脱硫综合成本。脱硫综合成本=炉外用石灰石粉成本+炉内用石灰石颗粒成本+掺配石灰石颗粒对煤耗增加的成本-炉外石膏费用。
其中石灰石粉、石灰石颗粒CaCO3含量92%，石膏含量92%，炉外脱硫效率96.5%，石膏按60元/吨销售，炉内脱硫Ca/S=2.1，炉外Ca/S=1.03。以110MW作为测试工况，可从以下表格体现出来。
通过对80——120MW和130——150MW工况对比分析：发现在含硫量为2.42时经济运行方式基本相同，即尽可能提高脱硫塔进口SO2浓度至5000——5800mg/Nm3运行，锅炉脱除SO2浓度为1200——2000mg/Nm3，既可满足达标排放，又能使得脱硫系统经济运行。
6、优化运行
（1）对石灰石粉及石灰石颗粒成分及粒度进行严格验收，一般脱硫石灰石粉粒径为100——300微米。石灰石颗粒粒径要求80%以上≤3mm，石灰石粉易于吸潮，因此堆积时间不宜太长，尽量用多少购多少。
（2）辅控班根据入厂煤的热值、含硫量，按入炉煤含硫量≤2.5%进行配煤。
（3）辅控运行人员根据机组负荷自行调整卸煤槽#3或#4叶轮给煤机变频器的频率来调整石灰石颗粒的给量。机组负荷≤120MW时，叶轮给煤机变频器的频率调整为4Hz，机组负荷≥120MW时，叶轮给煤机变频器的频率调整为5Hz，可以满足吸收塔入口的SO2含量为5000——5800mg/Nm3。
（4）石灰石粉气力输送系统管路保持运行状态，旋转给料机处于备用状态，主控监盘人员定时对石灰石送粉管路进行吹扫，保证随时可用。
（5）锅炉床压维持5——7kPa，维持冷渣器正常运行，适当增加二次风量，控制氧量为2.0——3.0%，维持锅炉床温温度为830——930℃。
（6）脱硫班从吸收塔浆液浓度、PH值控制，进浆时机选择及浆液循环泵运行方式调整，达到参数控制稳定；当发现吸收塔进口SO2浓度为5500mg/Nm3并有上升趋势时，应增启浆液循环泵运行或通知主控班投入炉内石灰石系统以增加炉内脱硫，确保达标排放。
（7）运行方式保持卸煤槽掺配石灰石颗粒进行一级脱硫，炉外烟气脱硫进行二级脱硫，炉内喷石灰石粉脱硫作为补充的三级脱硫。
7、结束语
银海发电公司2×150MWCFB锅炉脱硫系统，经过不断的改造、优化三级脱硫运行方式后，可以使排放中的SO2排放浓度控制在≤300mg/Nm3以下，NOX排放浓度在30——80mg/Nm3运行，达到国家新的排放标准要求，脱硫经济最佳，并且对锅炉燃烧没有太大的影响，锅炉的脱硫效率大于95%，体现了CFB锅炉的高效脱硫效率和低氮氧化物排放的优点。更多环保新闻，请关注
（）。
