北极星环保网讯:《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）规定现有燃煤锅炉SOx、NOx的排放浓度均降低至200mg/m3以下，新建燃煤锅炉SOx、NOx的排放浓度在100mg/m3以下。现役机组必须利用现有污染物控制装置，结合运行条件优化，进一步提高脱硫脱硝效率，满足污染物排放要求。某电厂300MW循环流化床锅炉通过炉内干法脱硫和尾部增湿活化降低SOx的排放浓度，采用选择性非催化还原技术（SNCR）控制NOx的排放。本文研究如何在SOx、NOx排放达标的同时，最大限度降低脱硫脱硝成本，降低原料用量和系统的电耗，实现脱硫脱硝系统经济运行。
1、经济指标模型的建立
针对CFB锅炉脱硫脱硝工艺，建立的经济性指标主要包括石灰石粉消耗量、增湿活化喷水量、SNCR还原剂消耗量以及电消耗量等几个方面。
1．1石灰石粉及增湿活化喷水量模型的建立
该CFB锅炉脱硫工艺采用炉内脱硫和尾部增湿活化两部分。炉内脱硫剂选用石灰石（CaCO3）。
石灰石粉的消耗量主要与煤燃烧生成的SO2气体含量有关，钙硫比R计算式为
式中：M为给煤量；Sar为煤中硫分；α为石灰石纯度；T为炉内脱硫剂石灰石粉输送量。根据试验修正的石灰石计量公式：T=0.0209S转速，可以推出钙硫比与给料机转速的关系表达式为
尾部增湿活化选用水作为活化剂，活化飞灰中未反应的CaO。根据钙硫比对脱硫效率影响的试验，得出钙硫比应该设定为2~3之间的结论，由式（2）可以推出CaCO3的消耗量m（CaCO3）为
由式（3）可得燃烧相应石灰石产生的CaO质量为
理论上飞灰中剩余的CaO，即炉内未反应CaO的质量m（CaO）剩为
因此，理论上完全活化飞灰中剩余的CaO所需的喷水量M水为
1．2喷氨量模型的建立
该CFB锅炉脱硝工艺采用选择性非催化还原技术（SNCR），还原剂选用浓度为20%的浓氨水，氨水的消耗量主要与煤燃烧生成的NOx气体的含量有关，根据SNCR脱硝效率与氨氮摩尔比NSR（用K表示）的表达式ηNOx=1－exp（－hK），h为脱硝系数，易推导出如下公式：
式中：MNH3为SNCR还原剂氨水的质量；C氨水为SNCR还原剂氨水的浓度；η超重为超重力机的分离效率；K为氨氮摩尔比NSR；N′NOx为折算到标准状态、干基、6%O2下未喷氨时烟气中NOx的浓度；V为水平烟道烟气流量。
1．3耗电量模型的建立
1.3.1炉内脱硫系统耗电量模型
炉内脱硫系统的耗电量包括给料机耗电量和空压机耗电量。
（1）给料机电耗量模型。石灰石给料机额定功率为7.5kW，额定转速为1455r/min，额定电压为400V，额定电流为17A，功率因数为0.76。由于负荷不断变化，给料量也在不断变化，将给料机的电耗直接体现在给料机的给料量T上。通过采集试验数据，确定给料机的耗电模型。设给料机电耗为W给料机，则有
式中：φ为给料机耗电系数。
（2）空压机电耗量模型。炉内脱硫剂石灰石粉是由空压机产生的压缩空气送至炉膛内，因此空压机的耗电量主要用于输粉，空压机耗电量和输粉总量T之间满足定量关系，即
式中：δ为空压机耗电系数。因此，炉内脱硫系统耗电量为
1.3.2炉外脱硫系统耗电量模型
尾部增湿活化装置耗电量主要来自脱硫泵，脱硫泵的额定功率为15kW。由于增湿活化装置在脱硫过程中，喷水量不断变化，因此脱硫泵的耗电量也不固定。脱硫泵的电耗直接体现在喷水量上，通过采集试验数据，确定脱硫泵的耗电模型。尾部增湿活化电耗量设为W水，有
式中：ρ为脱硫泵的耗电系数。
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