[关键词] 火电厂煤烟污染分类与危害 FGD技术 PC十FGD与ACFB妒比较ACFB炉及大型化 脱硫与脱硝

    1 煤烟污染分类与危害

    火力发电厂煤粉炉燃烧后的煤烟污染大致分为三类，第一类为“本地污染”，第二
类为“越境污染”，第三类为“全球污染”。

    1.1 本地污染——火力发电厂排烟中的烟尘污染影响大气质量，促使环境条件变坏。

    1.2 越境污染——燃用燃料含硫量大于1％的煤粉炉电厂排烟中含有S0₂，对生态环境是一种慢性、叠加性的长期危害。该污染也是形成酸雨重要组成部分。酸雨对环境的污染可引起水体酸化，土壤变质，森林枯萎，农作物减产，腐蚀名胜古迹和建筑物，危害人类健康。

    1.3 全球污染——火力发电厂排烟中的C0₂会形成“温室效应”，使全球变暖，可能导致一系列灾难性后果：例如海平面将升高，使沿海地区居民及生态系列受到威胁；发生洪灾和旱灾的可能性增加；扩大热带传染病发病区；影响水份分布、土壤状况和季节变化，加剧粮食短缺；加速物种灭绝速度，地球上1／3的物种到下个世纪末将不复存
在。

    2 烟气脱硫(FGD)技术在国内选用、实践和国外新进展

    2．1 太原第一热电厂简易湿法烟气脱硫(FGD)装置的实践

    2．1．1 概述

    1992年日本政府制订了“绿色援助计划”，在能源和环境方面开始与中国、东南亚等各国实施环境保护技术转让，进行综合性的合作。作为该计划的一个项目，日本电源开发株式会社受日本通产省的委托与中国原电力工业部合作，对中国燃用高硫煤电厂设置简易脱硫装置并进行验证试验，以期推广。该项目确定在山西太原第一热电厂。12炉(1025t／h)进行。在锅炉尾部烟道上设置高速平流简易湿法FGD装置。这是针对一些国家的实际情况，以降低脱硫效率为代价换取低成本的简易性脱硫技术。

    所谓“简易”主要表现在以下几个方面：

    ①降低了脱硫剂石灰石品质的要求(包括纯度和粉粒的粒度)，以扩大原料来源(采用厂址附近石灰石矿的石灰石)和降低制粉成本；

    ②简易FGD造价约为常规湿法FGD造价的50％(常规1×300MW级约4．8亿元，简易1× 300MW级约2．4亿元)，但脱硫效率要降低约10％～15％；

    ③提高烟气平流塔内流速，缩短烟气在塔内停留时间，减少装置体积，以降低造价；

    ④采用水平卧式吸收塔，使塔体一段相当于稍为放大的烟道，可节省采用竖塔时的
上下连接烟道；

    ⑤省略烟气热交换器。

    简易湿法FGD的特点：

    ①适用于燃中高硫煤而又要求脱硫效率不高的特定燃煤电厂；

    ②系统简化，易于运行操作；

    ③使用石灰石作脱硫剂，价格低，钙利用率高；

    ④造价与运行成本均较低；

    ⑤脱硫与氧化流程合二为一，并均在吸收塔内进行；

    ⑥吸收塔内可快速将吸收液喷成雾状进行脱硫，同时还具有较高除尘性能，其后部可不设除尘器；

    ⑦在吸收塔内完全氧化吸收，副产品石膏稳定，有益于防止二次污染。

    2．1．2 简易湿法FGD的流程工艺系统

    (1)设计参数

    设计煤种含硫量按2.2％考虑，采用一套FGD装置，处理烟气量为60×10⁴Nm³/h
(相当于200Mw容量)，S0₂入口浓度为2000PPm，S0₂出口浓度为400ppm，脱硫效率为80％，耗水40m³/h。

    (2)FGD流程(参见图1)

    
    ①烟气系统——7从锅炉烟道分流出的部分烟气，经脱硫风机升压后进人吸收塔，
再经尾部的除雾器去湿后从烟囱排出。

    ②吸收与氧化系统——这是FGD的主体。在吸收塔内同时进行烟气冷却、除尘和脱硫工艺处理。进入吸收塔的烟气，经过三段由卧式布置的喷嘴沿顺流与逆流历喷出雾状的石灰石浆吸收剂的循环浆液，进行高效的气液接触，除去姻气中S0₂(呈吸收反应)。由氧化风机供给空气，通过搅拌机，使溶于浆液中的氧与S0₂进行氧化反应生成石膏。

    ③副产品处理系统——在吸收塔内已吸收的S0₂浆液，经泵送往水力旋流器浓缩成40％浓度后存于石膏浆池中，再经脱水后成为粉状石膏入库，等待销售。

    ④石灰石制备系统——来料为50mm以下的块状石灰石，经粉碎机粉碎成粒径小于Φ6mm，再经球磨机磨成石灰石粉，又经选粉机分离成100目筛余5％以下的细粉，通过输送机储于粉仓。

   ⑤制液、供液系统——由石灰石粉仓取出的石灰石细粉与水混合制成30％浓度的浆液存于石灰石浆池，根据需要再供给吸收剂循环罐。

    ⑥供、排水系统——排水量约80m³/h。

2．1．3 简易湿法FGD试验效果

    (1)在保证设计条件下，进行下列试验：

    ①脱硫性能、除尘性能、除水雾性能；

    ②吸收塔浆液PH值、气液比(L/G)变化试验；

    ③处理的烟气量变化试验。

    (2)FGD试验结果

    ①脱硫、除尘、除雾的性能测定结果

    ②吸收塔液气比(VC)变化的脱硫性能

    ③吸收塔PH值变化时的脱硫性能

④烟气量变化时的脱硫性能

2．1．4 FGD装置的运行实践

    这套试验性FGD装置，通过两年试运与两年正式运行，脱硫效率达到设计值，而且副产品——石膏有了销路，因而是成功之举。诚然在FGD运行中，曾出现一些具体问题，但已经解决。实例如下：

    (1)石灰石制备系统——由于1号埋刮板振动而使出力不足，增装了漏电保护器，解决了球磨机油箱加热器漏电问题。

    (2)吸收系统——运行初期发现有的泵进入空气，致使吸收剂循环泵和排浆泵出力不足；吸收塔内部浆液喷嘴处集有大量沉积物，经取掉支撑梁后得以解决。此外，在排浆泵出口处增设两道浆液滤网。

    (3)加热与排水系统——伴热蒸汽管需建防冻房屋，以免受冻。排水系统管线改为直排后，畅通无阻。

    2．1．5 FGD装置存在的主要问题主要问题集中在国产配套的石灰石制备系统的一些设备上。具体如下：

    (1)选粉机密封差、球磨机漏油、各泵普遍漏水、漏浆；

    (2)氧化鼓风机轴承故障原因不明；

    (3)石灰石过剩率比设计值偏大；

    (4)吸收剂中亚硫酸钙被氧化；

    (5)补给水滤网堵塞频繁，暂由改进清洗方法解决。

    2．2 寻求适应含硫煤种和合理投资的FGD方案

    2．2．1  燃用中、高硫煤(含流量在1.51％～4．02％)，单机容量在300MW及以上的电厂。

    该电厂宜对采用湿法烟气脱硫技术与采用循环流化床(CFB)锅炉进行技术经济比较，其FCD投资约为电厂总投资的12％～25％。对于单机容量为600Mw机组，一般采用湿法FGD，陕西韩城第二发电厂便是一例。

    2．2．2 燃用低、中硫煤(含硫量在0．75％～2．5％)的电厂该电厂宜采用炉内喷钙/尾部增湿活化法(HPAC法)为好。其特点及适应范围是：

    (1)适应于燃煤含硫量为0．6％～2．5％的300Mw以下机组的电厂。FGD在Ca／S为1．5～2．0采用再循环系统时，总脱硫效率为70％～90％。

    (2)该法具有一定的运行经验。在国外已正式投入商业运行，根据其经济分析，LI-FAC法的设备投资为湿法脱硫的32％，运行费用在各类脱硫方案中也最低。例如南
京下关电厂2×125Mw机组采用LIFAC法脱硫技术，其脱硫投资约为电厂总投资的6％～8％。

(3)该法占地面积小，适合于改造现有运行的老电厂。

    2．3 发展简易脱硫除尘一体化脱硫方案。

    我国东北电网燃煤机组的燃料含硫量较低(平均为0．68％、个别大于1％)，经计算脱硫效率达到犯％即可满足环保要求，而且当地电厂多采用湿式除尘器。因此在确定FGD方案时，既要考虑到煤质特点，又要兼顾湿式除尘器。即把脱硫与除尘问题结合起来，力求全面达标。很显然，这对当前老电厂面临的环保改造具有现实意义。

  一体化的FGD方案简介：

(1)对于已配备静电除尘器的老电厂，在场地条件允许情况下，可直接采用LIFAC工艺；
(2)对于已配备湿式除尘器的老电厂，在HFAC工艺的基础上加以改造，把湿式除尘器改造成湿式脱琉设备，使之成为既除尘又脱琉的方案。该方案是以向炉膛喷钙作为一级脱硫，将烟气增湿作为二级脱硫，实现脱硫与除尘的集成，总脱硫效串可达60％～80％。该法在东北赤峰热电厂25MW老机组上采纳。其投资仅116．3万元(单位造价96.92元/KW)，年运行维护费95．6万元，脱硫成本为0.50元/kg(S0₂)。

    2．4 日本湿法FGD的新进展近几年，日本FGD主导技术的湿式石灰石—石膏法又有了新的技术进步。主要体现在扩大装置和处理能力，简化工艺系统和改善性能几个方面：

(1)开发出多种吸收塔——如常用的喷雾式、新开发的填充式、吹泡式、液柱式等；
(2)吸收塔的处理能力扩大；
(3)应用单塔系统；
(4)在吸收塔内同时进行氧化；
(5)加快烟气流速，提高吸收液浓度及增大浆液喷雾密度；
(6)脱硫装置大型化——例如1000MW级都是单塔式的塔内洗涤同时氧化系统，而且采用高浓度吸收浆和高密度喷雾浆液，使吸收塔的体积更加紧凑。有效地消除雾沫和提高烟气流速，从而提高脱硫效率。

   2．5 泰国湄莫电厂300MW级燃煤机组的湿法FGD特点该厂装机容量为2025MW，其中8号～11号为4×300Mw及新投运的12号～13号为2x 300Mw机组。这些机组燃用褐煤，排放S0₂严重污染环境。为此，于1994年由德国某公司设计了FGD装置。先按4×300Mw机组考虑，每炉一套烟气处理和S02吸收系统，每两炉共用一套石灰石浆液反应剂处理系统和一套石膏脱水系统。

    该FGD系统特点是采用了先进的双环路吸收塔。该吸收塔由两个回路组成，一个是下回路，又称喷淋回路；一个是上回路也称吸收回路。下回路系统设有两台泵，一台运行一台备用；上回路系统没有四台泵，三台运行，一台备用G吸收塔的塔体采用合金材料制作。300MW机组湿法烟气脱硫系统参见图2、双回路吸收塔工艺系统参见图3

    3 300MW机组脱硫与流化床炉的全厂性技经比较

    近几年，广西电力工业勘察设计研究院在柳州电厂2×200MW级机组可行性研究及合山电厂100Mw级机组的燃用高硫煤的410t／h技改工程可行性研究报告中，致认为火电厂老厂脱硫技术改造，应首先考虑采用ACFBC锅炉，不宜采用烟气脱硫装置。

    在煤的洁净燃烧技术中，近几年内比较实用和成熟技术有两类方案，常规电厂锅炉
+烟气脱硫(PC+FCD)，常压循环流化床(ACFB)锅炉。

    1999年国家已批复引进一台300MW级1025t／h的ACFB锅炉装于四川白马电厂作为示范工程。这样就为国产大型ACFB锅炉创造了仿造条件。

    3．1 比较条件

    3．1．1 假定燃煤含硫量为3％，灰份为30％，挥发份为13％，低位发热量为19．35MJ／kg(4622kcd／kg)。以新建一台300Mw的W型火焰煤粉锅炉配置烟气脱硫(PC十FGD)装置与一台300MW常压循环流化床燃烧锅炉(ACFBC)进行分析比较。

    国家污染物排放规定，SO₂最高允许排放浓度为1200mg／Nm³，取700mg／Nm³；N0x
最高允许排放浓度为650mg／Nm³，烟尘最高允许排放浓度为200mg／Nm³。

    3.1．2脱硫设计方案 
(1)300MW级的PC十FCD方案 
①煤粉炉采用亚临界参数，出力为1025t／h.W型火焰炉、配以先进可靠的燃烧器和双进双出球磨机正压直吹式制粉系统，锅炉效率设计值为90．85％。
②烟气脱硫(FGD)装置采用湿法石灰石、石膏工艺，参照国内华能珞璜电厂FGD经验，部份关键设备进口，其他由国产设备配套。

(2)300MW级的ACFB锅炉方案——可提供的厂商有波兰F．W公司与法国斯坦因公司。

(3)可提供300MW级ACFB锅炉与常规煤粉炉的炉型。

表1 可提供炉型的技术特点

煤烟污染、脱硫与大型循环流化床锅炉技术（2）

王佩璋 [山西省电力勘测设计院 ] 2003-07-25

4．3．4 背景

    法国普罗旺斯电厂的AC阳项目，经过技术、经济、环保三方面比较，尤其是可靠性和经济性论证，特别是由该国艾米路希电厂125朋W常压循环流化床锅炉成功运行业绩所证实，才确定本项目采用了ACFB炉。争论的焦点依然是采用高效率的湿式PGD技术还是AC四，使得使用当地高硫煤，又能达到欧洲环保标准。

    4．4 大型ACFB锅炉的技术细节

    4．4．1 五种等级大型ACFB锅炉的结构特点见表9。

    4．4．2 ACFB锅炉本体的流体动力特性
(1)概述

    ACFB锅炉炉膛内流体动力特性很复杂，至今仍没有被完全了解。唯炉膛内存在着底部密相区和上部稀相区的观点已被普遍接受。一般以炉膛二次风引入截面以下为密相区，以上为稀相区。密相区的主要动力源是一次风，床料大部分储存于该区；稀相区的动力源主要来自返料系统的L型闻立管处的鼓风，燃料的大部分燃烧及吸收剂的脱硫反应均在稀相区内进行和完成。

    (2)循环流化床的流体外部循环与内部循环

     在循环流化床锅炉炉膛内，稀相区床是在一定固体颗粒循环倍率(Cs)下运行的。试验研究表明，当固体颗粒循环倍率较高时，湍流床转化为稀相区床时的气体速度也较大，反之亦然。但当气体速度小于某一临界值时，不管固体颗粒循环倍率如何变化，稀相区床都不可能形成。若把这一速度临界值定义为稀相区床的形成速度，称作输送速度并U表示。当气体速度大于输送速度时，稀相区床同时进行着固体颐粒的两种循环，一种是经气固分离器、返料系统L型阀形成的环形运动称作外部循环；另一种是固体颗粒在稀相区床核心部分的向上或向下运动以及床横截面上的横向运动组成的复杂的内部循环。试验表明，内部循环比外部循环强烈得多，其循环倍率约为外部循环倍率的2．5～3．5倍。内部循环的主要动力来源于一次风。因此，当气体速度小于输送速度时，就无法形成标志着稀相区床特征的内部循环，更不可能形成稀相区流化床。

    (3)密相区床与稀相区床的特征
①密相区床特征
在底部密相区接近于鼓泡床，该区内气固两相混合剧烈，由于布风系统，给煤、返料系统及底部区域的结构形状等因素的影响，会使固体颗粒浓度和气体浓度分布的不均匀。颗粒被扬析离开密相区后，经很短的过
渡区进入具有核心--边壁区段的流动结构的稀相区。稀相区的流动结构会受炉膛出口结构二次风、短形截面及其角落膜式水冷壁附近的颗粒再分布、炉膛尺寸等因素的影响。
②稀相区床特征
a．根据流体动力学特征，稀相区床是介于湍流床与气力输送之间的一种气固流动状态。
b．对于通常采用的具有因体颗粒筛分特性的稀相区床，其气体速度大致在7～12m/s，固体颗粒容积份额约0．1～0．04，在这样的气固两相连续流中，有一定量的固体颗粒作向上或向下的聚集运动，使稀相区床呈现出固体粒子的不均匀悬浮特性，从而使稀相区床悬浮密度在炉膛的纵向和横向分布产生差异。
c．造成固体颗粒悬浮密度纵向分布特征的主要因素是在床南方向上存在的输送梯度。造成稀相区床空隙串横向分布特点的主要原因是在床的横向截面上，固体颗粒存在横向运动及固体颗粒在床中的内部循环。

表9 锅炉结构特点表

    4．4．3 ACFB锅炉的燃烧特性与系统
(一)燃烧特性
(1)循环流化床锅炉的燃烧特点是采用中温燃烧，一般床温控制在850℃左右。送入布风板下的一次风量是用来流化床粒，而二次风是沿着炉墙从不同高度送入称作分级送风，床内惰性热物料在任何时候都占全部床内固体物料的97％。98％，床内的含碳量只占1．95％～2．18％，因而可以将燃烧温度控制在850℃～900℃范围内而保证稳定和高效的燃烧。

    由于床内98％以上惰性热物料的巨大热容量以及流态化燃烧过程，使得燃烧热强度增大，其炉膛截面热强度可达3～8Mw／m²(300Mw机w型煤粉炉为4．71Mw／m²)，炉膛容积热强度可达1．5～2Mw／m²，是煤粉炉的8～11倍。

    流态化的燃烧是以高扰动、固体粒子强烈混合以及没有固定床面和物料循环系统为其特征，被烟气携带床料经气固分离器后，返回床内继续燃烧。物料的这种多次循环和炉膛内固体粒子剧烈碰撞混合，提高了
燃烧效率。
(2)循环流化床锅炉的炉内燃烧设备--主要由燃烧室、高温气固分离器、细灰返送装置组成，有的还有外置式换热器。
①燃烧室--以二次风口为界，下部为还原燃烧区(密相区)，上部为氧化燃烧区(稀相区)，在还原燃烧区布置有燃料、石灰石、循环灰进口。燃烧室底部有布风板，其作用使一次风均匀地送人炉膛。
②高温气固分离器、细灰返送装置及外置式换热器见后面所述。
(3)循环流化床锅炉的炉内燃烧过程, ①煤粒在循环流化床内燃烧将依次经历如下过程：
a.干燥和加热--历时约0-3s，加热速串可达100-1000℃／min；
b．挥发份析出和燃烧--历时约10-15S；
c，膨胀和一次破碎--在挥发份析出过程中发生；
d．焦炭燃烧和二次破碎、磨损--这一过程比较复杂。

    上述过程有时并不依次发生，更多时候是前一个过程还没结束，后一过程已经开始。其中，最为复杂的是焦炭的燃烧过程。焦炭的燃烧可能有三种典型工况。
工况1：传质速率远高于化学反应速率，一般发生在小煤粒(约小于100μm)的燃烧过程和循环流化床锅炉的启动过程中。
工况2：传质速率与化学反应速率相当，此工况常见于循环流化床锅炉燃烧室内的某些中等颗粒焦炭的燃烧过程中。
工况3：传质速率远低于化学反应速率，常见于大颗粒焦炭的燃烧过程中，这种燃烧情况又称扩散控制燃烧。
②燃烧过程中煤颗粒尺寸的变化循环流化床锅炉燃烧室内煤颗粒尺寸在燃烧过程中不断减小是该炉与化工领域内的普通循环流化床反应器之间的重大差别。新鲜煤粒在炉内所经历的一次破碎、二次破碎及磨损过程，是煤颗粒尺寸变化的主要原因。一次破碎是煤的挥发分在析出过程中，煤粒内部压力增大所致。二次破碎是
在焦炭燃烧过程中，焦炭内部小孔增多，连接力下降所致。颗粒与颗粒之间的机械作用而产生粉末(其粒径通常小于100μm)的过程称为磨损。细煤粒及磨损所形成的粉末构成循环流化床锅炉最主要的机械未完
全燃烧热损失。

③循环流化床锅炉的炉内燃烧区域从燃烧的观点来看，循环流化床锅炉燃烧室内存在三个燃烧区域：
a．燃烧室下部燃烧区域(二次风口以下)；
b．燃烧室上部燃烧区域(二次风口以上)
c.高温气固分离器。
    新鲜的煤粒以及从高温分离器收集的末燃烬的焦炭粒被送人燃烧室下部区域，该区域的风量约占总风量的40％-80％，一般处于还原性气氛。为防止金属管壁腐蚀，受热面用耐火泥覆盖。燃烧室上部区域由于二次风加人而处于富氧燃烧状态。床料颗粒在此进行内循环，大部分燃烧发生在该区域。在高温气固分离器中，氧浓度很低，焦炭粒子停留时间很短，燃烧份额很小。但可燃气体(挥发分、C0等)常常在此区域内燃烧。
(二)燃烧系统--以引进410t／hACFB炉为例加以说明ACFB锅炉的燃烧系统包括炉内燃烧子系统、煤和石灰石给料子系统、烟风子系统、除灰渣子系统、启动燃烧器及床枪子系统及其控制子系统等六个子系统。燃烧系统如图6所示。

(1)ACFB锅炉的炉内燃烧子系统，如上所述。
(2)煤和石灰石给料子系统
    原煤经过两级破碎成为粒径小于7mm的颗粒存于细煤仓，然后经过刮板给煤机、链式给煤机再由螺旋给煤机和旋转阀送人裤衩形回料密封装置。
    石灰石经过两级破碎的最大粒径为700μm的石灰石粉被送至石灰石仓，再经螺旋给料机用气力输送至裤权形回料槽中。在此，煤、石灰石和循环灰混合后进入燃烧室。
(3)烟风子系统--ACFB锅炉使用风机种类多、台数多且压力高。一、二次风采用了各自独立的风系统。
①一次风系统--一次风由两台离心式风机(46．07Nm³／s,19591Pa)供给，并依次经过暖风器(启动或低负荷时使用)、空气预热器加热后进入燃烧室下部的风室，最后经5441个猪尾巴形风嘴，进入燃烧室，以
流化物料并使燃料初步燃烧。
②二次风系统--二次风也由离心式风机(28．73Nm³／s，9850Pa)供给，并依次经过暖风器(启动或低负荷时使用)、空气预热器加热后在炉膛不同的高度进入燃烧室，以利燃料燃烬和实现分级送风燃烧。一、二
次风的设计配比为60：40。
烟气系统--采用两台引风机
(4)除灰渣子系统
①除渣系统--底灰被冷却后进人水冷绞龙，进一步冷却至190℃经刮板链式输送机把底灰送至提升机再送入灰库。
②除灰系统--细灰从静电除尘器等(67．26Nm³／s，6726Pa)将烟气经静电除尘器后，排向大气。
④烟气再循环系统--为了冷却排入底灰冷却器的底灰，该炉设计有烟气再循环系统。采用烟气的目的是防止氧气在底灰冷却器内发生燃烧和结焦。该系统由一台离心式风机(11．4Nm³／S，17600Pa)把引风机出口的部分烟气抽回送入底灰冷却器冷却底灰。利用排灰的热量，把底灰冷却至约300℃，使水冷绞龙能较可靠的工作。
⑤高压风系统--高压风用于使裤形回料密封装置中的回料流化流动并返回燃烧室。此系统采用一台罗茨风机(1．64Nm³／S，60000Pa)运行，另一台备用。灰斗下部通过气力输送至灰库。细灰可于排也可湿排。
②冷灰再循环系统--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。
    该系统是把电除尘器Bl电场的部分细灰用仓泵经双通阀门送入再循环灰斗，再由螺旋卸灰机排出并由一次风送人燃烧室。
(5)启动燃烧器及床枪子系统
①启动燃烧器--该炉配备了5只启动燃烧器，用来在锅炉冷态启动时提高床温；
②床枪--床枪共11支。当给煤中断时用来承担炉负荷；
⑧热烟气发生器--设有两台，在锅炉启动时用来升温。
(6)ACFB锅炉的控制子系统
    该炉的控制系统要求高于煤粉炉。这是由于该炉设置有床内的物料循环，增加了石灰石、灰循环及底灰控制系统等的原因。该炉的控制系统选用智能自动化系统(I/A‘S)。此控制系统是1987年由美国FOXBOR0公司研究开发的一种先进的开放性工业控制系统，为新一代集散控制系统。

    4．4．4 ACFB锅炉的传热特性
(1)概述
    循环流化床传热是一个极其复杂的过程，其复杂性不仅在于该过程同时涉及到导热、对流、辐射三种基本传热方式，而且传热过程也受同时存在的燃烧过程、流动过程及诸多运行操作参数的强烈影响。循环流化床内的传热涉及气体与颗粒、颗粒与颗粒之间的传热及床层与换热表面之间的传热。而床层与换热表面之间的传热主要为床层与床壁面之间传热。由于在循环流化床内气因之间混合剧烈，气体与颗粒、颗粒与颗粒之间能在瞬间达到热平衡，从而一般只考虑床层与换热表面之间的传热。
(2)传热机理
    循环流化床床层与壁面间的传热是近壁处颗粒或颗粒团非稳定导热、气体对流传热、辐射传热共同作用的结果。一般认为：近壁处颗粒或颗粒团非稳定导热是传热的主要部分；在高温和床内颗粒的浓度较低时
辐射换热也占相当份额；而气体对流比例相对来说要小得多，若运行于较低气流速度与床内颗粒浓度很高时，其作用皆可忽略不计。有的学者认为：炉膛中固体颗粒浓度是影响传热的最主要因素，随后是床温和换热表面的纵向长度。
(3)循环流化床锅炉的传热系数K值
    K值经实验而得，一般K值在100～200w／m².℃之间，且其值主要随着床内固体颗粒浓度变化而变化。

    4．4．5 ACFB锅炉的脱硫与影响因素
(1)脱硫机理
    流化床燃烧的床内加钙(石灰石)脱硫是近几年来迅速发展并被广泛应用的一种经济脱琉方式。其脱硫机理是用给料机将石灰石送入炉膛内，在炉膛内燃烧后达800～850℃左右热解生成Ca0和CO₂与燃煤燃烧中释放出功S0₂及H₂S反应生成CaS0₄达到脱硫的目的。具体反应式如下：
CaCO₃  →CaO+CO₂ -179 MJ/mol  (1)
    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CaO颗粒，成为具有多孔的结构，与床内燃煤中硫分燃烧生成的S0₂气体发生反应：
CaO+SO₂+1/20₂ →CaS0₄+500MJ/mol
    使Ca0变成CaS0₄即达到脱琉目的。但是生成的CaS0₄密度较低，容易堵塞石灰石的细孔，使S0₂分子不能深人到多孔性石灰石颗粒内部，所以，Ca0在脱硫反应中只能大部分被利用。现用床内脱硫实际所需的Ca的摩尔数与理论上需要的Ca的摩尔数之比为Ca／S来表征该石灰石在流化床炉膛内的脱硫性能。

(2)影响脱硫因素
①Ca／S比的影响当Ca／S比增加时，脱硫效率提高。但对不同炉型要达到一定的脱硫效率，其Ca／S比是不同的。例如脱硫效率欲达90％时，对ACFB炉的Ca／S比为1．8-2．5，对增压流化床(PFBC)炉为1．5-2．0。
②床温对脱琉性能的影响
    床温对脱硫效率有较大影响。因为脱硫反应有其最佳的化学反应温度为股5-850℃，超过此温度，脱硫效率下降。经多方面综合考虑结果，床温选择一般对燃用高挥发分煤时选为850℃左右，燃用低挥发分煤时为900℃。
②石灰石粒度的影响 
    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CaS0₄,由于CaS0₄的分子量比Ca0大得多，所以颗粒外表面被CaS0₄层阻止了S0₂与颗粒中心区域Ca0进一步反应，降低了脱硫性能；若石灰石颗粒太细(如小于75Pm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。
综上所述，石灰石颗粒粒径选在0．2-1.5mm为宜。
④燃煤含硫量对脱硫性能的影响
    对循环流化床锅炉而言，脱硫是在炉内进行的。燃煤本身的含硫量对脱硫效率影响不大，但对作为脱硫剂的石灰石有影响。
    例如对高硫煤，其烟气中S0₂的浓度就高，石灰石与S0₂的反应速度较快；若为低硫煤，反应速度较慢，此时需要的Ca／S比就大，消耗石灰石数量也多，才能保证该炉的脱硫效率。

4．4．6 ACFB锅炉的脱硝与影响因素
(1)脱硝机理
    燃煤在燃烧过程中产生的氮氧化物主购要有一氧化氮(NO)和二氧化氮(N0₂)，这两者统称为氮氧化物(N0x)。此外，还有少量的氧化二氮(N₂0)产生。至于氮氧化物的生成量与排放量、燃煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件密切相关。
    燃煤在燃烧过程中生成的NOx有三两类型，其中以燃料型N0x(它是燃料中含有”氮化合物在燃烧过程中热分解氧化而生成d的)为主，约占N0x总生成量的60％～80％。烟气中的NOx排放浓度最终取决：的生成反应和P₄0的还原反应的综合必须指出，由于循环流化床锅炉的燃烧温度一般控制在850℃左右，属低温燃烧方式，其NOx的排放浓度可控制在200～300mg/Nm₃；。这在燃煤设备中属最低者，粉炉是无法相比的。 
(2)影响脱硝的因素 
    影响脱硝因素有：煤种特性--煤中氮量、挥发分量、燃烧温度、炉膛内反应区中烟气的气氛、燃料及燃料产生在火焰高温区和炉膛内的停留时间等。
(3)氧化二氮(N₂0)的生成
①N₂0和燃料型N0x一样，也是从日料中含有氮化合物转化生成的，它的生成过程和燃料型NOx的生成和还原密切相知N0的存在是生成N₂0的必要条件。同时焦炭表面附着的N也会在一定条件下通过多相反应生成N₂0。
②N₂0的生成机理，目前有不同的观点。在流化床燃烧条件下，当有氧场合点炭表面上的N和NO反应，生成N₂0是最主要的，可能占到N₂0总量的50％；在无论场合，由焦炭N直接氧化生成N20占20％尽总之，由焦炭N转化为N₂0占到70％。
③循环流化床锅炉，由于固体床料分秒于整个炉膛，因而在整个炉膛内部存在N₂0的生成反应。N₂0的浓度随着炉膛高度的增加而很快增加。
(4)影响N₂0的生成因素
①温度影响--燃煤燃烧时反应温度对N₂0的生成起着决定性作用。在正常燃料温度为850℃时流化床炉的N₂0排放浓度可达250ppm，当温度达900℃后，N₂0浓度却下降。
②烟气中氧浓度影响--烟气中氧浓度越高，生成的N₂0浓度随之升高。
③停留时间的影响--在800-850℃温度范围内停留时间越长，N₂0浓度越高，但随着温度升高，停留时间对N₂0影响越：来越小。
④煤种的影响--因为煤种不同，其挥发分中H含量V-H与挥发分中N含量V-N的比值不同，对N₂0生成浓度影响很大。

    4．4．7 中国内江发电总厂引进的410t／h CFB锅炉的性能试验

    内江发电总厂410t／h CFB锅炉是目前世界上先进的循环流化床锅炉之一。它由以下六个部分设备组成：
(1)布风装置、快速流化床
(2)高温旋风分离器
(3)细灰再循环设备
(4)炉膛中部“O”管辐射受热面
(5)省煤器、管式空气预热器
(6)静电除尘器及气力除灰设备。
    该炉燃用四川省东部地区的南川无烟煤，煤的含硫量为3％～4％，脱硫剂采用内江当地的石灰石，燃烧后Ca0含量为83％。
    按照中芬双方的商务合同，则U电力试验研究院对该炉按德国DIN-1942标准的要求，制定了性能试验大纲并进行了性能考核试验。首次性能试验结果表明，该炉的锅炉效率未能达到合同保证值，经对部分设备
与系统进行改造，又进行了第二次性能试验。其结果表明，锅炉效率、污染物排放值及最低不投油带负荷等指标均达到了合同保证值要求，参见表10。

表10 内江发电厂410t/h CFB锅炉性能试验技术指标