电力环保技术动态及发展趋势
第一节 主要脱硫技术发展以及现状介绍
主要脱硫技术介绍
一、氨回收法脱硫技术及其优势
1、完全资源化——变废为宝、化害为利。
氨回收法脱硫技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为硫铵、磷铵、硝铵等化肥或硫酸、液化二氧化硫等化学品（一般副产硫铵，也可根据电站当地的条件副产其它产品），不产生二次污染，是一项真正意义上的将污染物全部资源化的技术。
2、脱硫成本随煤的含硫量增加而下降——可使用高硫煤发电、脱硫费用低。
因为氨回收法脱硫是回收法，副产高附加值的产品，可使氨增值，所以氨回收法脱硫的运行费用小（一般在450元/吨SO2、0.01元/kwh以下），且随脱除硫的量的增加而降低的。故电厂利用价格低廉的高硫煤，既大幅度降低发电成本，又降低了脱硫费用，一举两得。
3、装置阻力小——方便锅炉系统配置，节省运行电耗。
利用氨法脱硫的高活性，液气比只有1～1.5L/m3（常规湿法脱硫技术的液气比需8-15 L/m3），脱硫塔的阻力为850Pa左右，无加热装置时包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在1000Pa左右；配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也仅是1250Pa左右。因此，氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力，大多无需新配增压风机；系统阻力较常规脱硫技术节电50%以上。另，液气比的大幅度下降，使循环泵的功耗降低了近70%。
4、工艺节能优化——能效高，设备费用低
一般湿法脱硫皆需将烟气降温到50-60℃，脱硫后再热升温到70℃以上。再热的方式多为GGH换热器，因温差小传热速度低，GGH的体积都较大，既占地又需高额投资。而氨回收法利用工艺特点，把进脱硫岛的温度高的烟气热量用于副产品的浓缩，而烟气的再热用蒸汽作热源，这样传热的温差高传热面积可大大减少，再热器的占地缩小了60%以上，设备费节省了75%以上，阻力下降了60%以上，节约了脱硫增压风机或原锅炉引风机的电耗，脱硫岛的总电耗占发电容量的1%以下。
5、脱硫装置可靠——运行方便、高效。
氨法为气液两相反应，反应物活性强，具有较大的化学反应速率，脱硫剂及脱硫产物皆为易溶性的物质，装置内脱硫液皆为澄清的溶液无积垢无磨损。所以，氨法更容易实现PLC、DCS等自动控制，操作控制简单易行；脱硫效率可稳定在90%以上（有特别要求时可稳定在95%以上）。其次，氨法采用了先进的重防腐技术选用可靠的材料和设备，使装置可靠性高达98.5%，日常维护量少，装置的年维检费仅需总投资的2-3%。
6、装置配备设备少——占地小，利于总图布置
氨回收法脱硫装置无需原料预处理工序，脱硫副产产物的生产过程相对也较简单，装置总配置的设备在30台套左右；且处理量较少（每吸收1吨二氧化硫只产生2.1吨的硫酸铵），设备选型无需太大。脱硫部分的设备占地与锅炉的规模相关，75t/h—1000t/h的锅炉占地在150m2—500m2左右；脱硫液处理即硫铵工序占地与锅炉的含硫量有关，但相关系数不大，整个硫铵工序正常占地在500m2内。与常规的脱硫技术比较，占地节省50%以上。
7、既脱硫又脱硝——提前控制NOx的排放，适应环保更高的要求
氨法脱硫的吸收剂是氨，氨对NOx同样具有吸收作用，另外脱硫过程中产生的亚硫铵对NOx还有还原作用，所以氨法脱硫的同时也可实现脱硝的目的。氨回收法脱硫技术一般脱硝效率在60%以上，经强化后可近90%，有利于电厂控制NOx的排放，适应环保更高的要求，避免了二次投资。
二、宁波东方开发DS脱硫技术
为实现我国到2005年酸雨控制区和二氧化硫控制区二氧化硫排放量比2000年减少20%的目标，国家制定了严格的二氧化硫排放标准，并对相关企业污染物排放进行限定管理。然而目前国内脱硫市场大多引进国外技术装备，建设和运行费用较高，加快脱硫技术及设备的国产化步伐，已成为二氧化硫污染治理关键问题之一。从宁波东方环保设备有限公司获悉，该公司研制、拥有自主知识产权的DS二氧化硫烟气治理技术效率高、投入少，一台主体脱硫设备的价格仅为国外进口设备的一半，在保证脱硫效果的基础上，大大降低了脱硫成本。
据了解，宁波东方DS二氧化硫烟气治理技术脱硫率达95%以上，并因地制宜，实现了以废治废、变废为宝，即采用工业废盐、盐碱土等碱性物料作脱硫吸附剂。脱硫后的物料被用作肥料及用于土壤改良，克服了传统石灰石-石膏法治理二氧化硫后产生大量石膏及排放二氧化碳的弊端，为我国有效治理二氧化硫污染提供了新的解决方案。
这项从研制到产业化历经10年的脱硫技术获得了5项国家发明专利和2项实用新型专利，并被国家环保总局列为重点推荐环保实用技术。日前河南三门峡惠能热电有限责任公司与宁波东方签订了110MW容量机组烟气脱硫工程合作协议，将采用DS二氧化硫烟气治理技术，并以BOT模式运营。
该技术的核心是全新的二氧化硫烟气吸收塔——DS多相反应器，这是目前国内自主开发的整体采用高分子材料制造且烟气处理量较大的二氧化硫烟气吸收塔，该技术可用于所有产生二氧化硫烟气污染的
行业。DS多相反应器与现有的其他类型吸收塔相比，具有以下优点：设计空塔流速高，气液实行顺流运行，不仅减少了塔体磨损、简化了结构，还提高了反应效率，特别是塔内不设任何形式的喷头，采用浆液直接注入方式。此外，采用特殊工程塑料的DS多相反应器一次整体成型，摒弃了常规内置衬胶和玻璃鳞片防腐过程，免去了一年一度的防腐维护。
三、干式循环流化床烟气脱硫技术
清华同方股份有限公司推出干式循环流化床烟气脱硫技术。该技术是清华大学独立开发的自有产权技术，其技术特点是在锅炉尾部利用循环流化床技术进行烟气脱硫，已获得国家专利。
该技术以锅炉飞灰作循环物料，反应器内固体颗粒浓度均匀，固体内循环强烈，气固混合、接触良好，气固间传热、传质十分理想。向反应器内喷入消石灰浆液，使浆液得以附着在固体颗粒表面，造成气液两相间极大的反应表面积；固体物料被反应器外的高效旋风分离器收集，再回送至反应器，使脱硫剂反复循环，在反应器内的停留时间延长，从而提高脱硫剂的利用率，降低运行成本；通过向反应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸汽分压下的饱和温度，提高了脱硫效率。该技术的干态脱硫副产物容易处理，反应器不易腐蚀、磨损，技术简单，节省投资。反应系统中的粉煤灰对脱硫反应有催化作用。
主要技术参数和经济指标：
干式循环流化床烟气脱硫技术是一种高效率的烟气脱硫技术。当燃煤含硫量为2%，钙硫比为1.1时，脱硫率可达85%以上。在钙硫比适当增加的情况下，脱硫率将达90%以上。它的初投资少，运行费用低，脱硫成本约0.52元/公斤二氧化硫。脱硫产物呈干态，可以用于盐碱地的改造。
干式循环流化床烟气脱硫技术的适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，从35吨/小时的锅炉到300MW的锅炉都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。
四、RFD型旋流水膜脱硫除尘技术
1、技术原理：
烟气由进气管从底部切向进入吸收塔，在离心力的作用下烟尘颗粒甩向塔壁，被水膜捕集，部分SO2也被水膜吸收；经过第一级净化的烟气在特制导流吸收板的作用下使烟气呈螺旋上升，在吸收板上使自上而下的浆液形成喷射鼓泡层，烟气和浆液逆流接触，烟尘依靠惯性碰撞、淋洗和凝并等作用被浆液进一步捕集，二氧化硫在喷射鼓泡过程中被浆液二次吸收。除尘脱硫后的烟气经除雾后由出气管排出。当浆液pH值降到设计值（6.0-7.0）时，由排渣口把渣液放到沉淀池或灰水分离器，再把吸收剂加入到循环池中。
2、技术特点：
本技术属于湿法脱硫除尘。它是在麻石水膜除尘器基础上研制开发而成的，它充分考虑了我国中小型燃煤锅炉特点，企业经济承受力和对环保的现实要求，它吸收了麻石水膜除尘器经久耐用，除尘效果较好，使用方便等优点，经过改进吸收器内部结构，强化了气液接触，不仅提高了除尘效率，而且具有很高的脱硫效率，使之成为集消烟、除尘、脱硫于一体的实用技术，其综合性能大大优于现有麻石水膜除尘器，是中小型燃煤锅炉理想的烟气净化技术。其特点可归结为：
应用领域：主要应用于2-75t/h锅炉的烟气除尘脱硫。
技术水平：该技术已通过部级鉴定，达到国内领先水平。
推广应用情况：该技术已在山东、浙江、湖南等地得到广泛推广应用。
3、技术特征：
（1）集消烟、除尘、脱硫为一体，工艺结构简单，浆液闭路循环，可充分利用飞灰、锅炉废水的脱硫容量，达到以废治废的目的；
（2）采用特制吸收板强化了气液接触效果，提高了除尘脱硫效率；
（3）具有耐腐蚀、耐磨损、占地面积小、投资运行费用低、建设工期短、操作简便等优点；投资比普通麻石水膜除尘器高20-50%，脱硫成本约为0.20-0.35元/kgSO2；
（4）设备主体外壳可用麻石垒砌，也可用钢板制作；
（5）除尘脱硫效果好，除尘效率为90%-98%，脱硫率可根据用户调节（50%-90%），烟气处理后各项指标达到国家环保要求（GB13271-91）；
（6）阻力较小，一般小于1600Pa，无需更换现有风机；
（7）除雾效果好，系统运行稳定可靠。
五、燃煤锅炉化学脱硫技术
研制的燃煤锅炉化学脱硫技术基本上不需复杂的装置，只需要简单的喂料机构，运行费用随煤含硫量的增加而增加，一般在10%～15%之间。
六、半干法烟气脱硫系统
1、半干法脱硫工艺
（1）介绍
1997年ABB低投资烟气脱硫（FGD）技术方面的开发工作得到了广泛的报道。这种技术将低投资与优良的性能巧妙地结合，是针对亚洲和东欧的新兴市场开发的。
采用这种脱硫技术，不管燃料中的含硫量是多少，脱硫效率都有可能达到90%以上，此外，该系统适合于已有项目的改造，它的占地面积小。干法烟气脱硫技术常被忽略的一个主要特点是它在不增加投资的情况下提高了除尘效率。从干法烟气脱硫系统排出的烟气可不经加热，通过已有的烟囱排出。
（2）半干法工艺过程
半干法工艺是利用含有石灰（氧化钙）的干燥剂或干燥的消石灰（氢氧化钙）吸收二氧化硫的，这两种吸收剂都可使用，也可以使用含适当碱性的飞灰。
任何干法烟气脱硫工艺中，关键的控制参数都是反应区内，即反应器及其后的除尘器内的烟气温度。在相对湿度为40%至50%时，消石灰活性增强，能够非常有效地吸收二氧化硫。烟气的相对湿度是利用给烟气内喷水的方法提高的。在传统的干法烟气脱硫工艺中，水和石灰是以浆液的状态（不论是否循环）注入烟气的，但水分布在粉料微粒的表面，水在其中的含量仅占百分之几。这样，吸收剂的循环量比传统干法烟气脱硫要高得多。即，用于蒸发的表面积非常大。进入烟气的粉料的干燥时间非常短，所以它可以采用比传统喷雾干燥技术小得多的反应器。提高了烟气的相对湿度，足以在典型的干法脱硫操作温度或高于饱和温度10℃～20℃（实践中这一温度范围是65℃～75℃）激活石灰吸收剂二氧化硫。
水在增湿搅拌机中加入吸收剂，然后才注入烟气。半干法技术的独到之处是所有的循环吸收剂都要在搅拌机中增湿，这样做，可以最大限度的利用循环吸收剂。经过活化和干燥之后，烟气中干燥的循环粉料在高效的除尘器，最好是袋式除尘器中被分离出来，进入搅拌机，补充石灰也是在这里加入的。注入搅拌机的水量要保证恒定的烟出口温度。控制系统以烟气的出入口温度为基础，以烟气量为辅助，采用前馈信号控制，并有反馈微调。出口的SO2也采用类似的方法进行控制：入口和出口的SO2浓度加上烟气流量决定石灰的加入速率。副产品收集在除尘器灰斗内，当达到回斗的最高料位时，副产品溢流排出。
半干法工艺的主要特点：高循环率、干燥迅速、反应器尺寸小、反应剂的利用率高：
半干法工艺的特点是循环率高，这意味着最高限度地利用了反应剂。如上所述，高循环率获得很大的表面积，供水分迅速蒸发，这使得半干法工艺采用的反应/干燥器比采用喷雾干燥技术的干法烟气循环系统的反应器小得多。
此外，在半干法工艺中，也尽可能少采用复杂的专用设备：不采用高速旋转雾化器：也不采用需要压缩空气的双流体喷嘴。在搅拌机内搅拌循环物料和反应剂消耗的电力比传统干法烟气净化系统的相应电耗要低得多。对比可知，旋转喷雾器和双流体喷嘴比半干法的搅拌机复杂得多。采用搅拌机而不采用旋转喷雾器或喷嘴的另一个重要的优点是，所有需要操作人员关照的社备都安排在接近地面的高度，与除尘器公用外罩。这种安排在降低造成价的同时也为维修带来了便利，此外，本系统也没有需要特殊泵的浆液输送系统，水是直接加入搅拌机的。高循环率使系统中循环的都是干物料。由于没有冲击装置内表面的浆液存在，也就不存在烟道接垢的可能。
2、持续的发展
（1）半干法+静电除尘器
有一些情况下，最好用静电除尘器作为半干法的除尘器。对这种组合已作了一些
研究与发展，包括空气动力学模拟
研究，中试和实际化学机理
研究。
试验表明，采用静电除尘器的半干法的脱硫效率要低几个百分点，准确的差值与实际运行条件有关：SO2浓度，氯化物含量等。旧厂改造时，采用静电除尘器的半干法很有用。已有的静电除尘器可作为半干法+静电除尘器的一部分。许多情况下，可能需要增加收尘面积，但是，由于粉尘的比电阻在半干法中大大降低，也许已有的静电除尘器已能完全满足要求。
如果采用静电除尘器，半干法装置的配置应与采用袋式除尘器时有所不同。反应器应作为静电除尘器的入口烟道的组成部分。这就是说，循环飞灰要送回到静电除尘器的入口。飞灰要经过搅拌机后，才能分布到反应器通道里。
（2）用于循环流化床锅炉的半干法
将半干法用于循环流化燃烧器（FBC）的工作处于中试阶段。过程原理直接利用FBC的灰作为半干法 系统的吸收剂。这样，仅把少量的石灰注入FBC对付部分硫份。石灰在FNC的温度下，不仅能够去除硫份，它本身也能烧成CaO。这样形成的CaO混合在FBC灰内，再在半干法的除尘器中被分离出来。FBC灰在半干法内循环的过程中，石灰因在半干法搅拌机内加水而活化，这说明无需给半干法系统内加额外的碱。活化通过半干法内反复地增湿/干燥循环完成，有因系统内的大量循环而增加。
由于部分硫份已在燃烧的过程中被捕集，随后的半干法装置的作用仅仅是“收尾”，以便将排放量限制在极低的水平。测试结果表明，这一原理是可行的。实验过程中，灰在半干法实验装置入口处加入烟气中。
将FBC的脱硫能力与半干法结合，可使脱硫率达到95%以上，应该注意到，将部分脱硫能力移到系统末端，注入FBC的石灰量会减少，FBC的燃料热利用率可更高。
众所周知，将石灰加入FBC会产生大量的灰渣，因为要求的脱硫效率提高了。所以，要保持低排放量，这种结合的配置实在是效率高、成本低的方案；而其主要因素即半干法的独有特点，是对FBC灰进行过程中活化。
七、燃煤烟气喷钙脱硫成套技术
喷钙脱硫成套技术主要由炉内喷射钙基吸着剂脱硫和尾部水合固硫两部分组成，在炉膛烟温900～1200℃区域内喷入石灰石粉，CaCO3受热分解生成高活性CaO与CO2，炉内脱硫率一般为20%～40%；炉内尚未反应的CaO随烟气流至尾部增湿水合反应器中，与喷入的水雾接触，生成Ca（OH）2，并进一步与烟气中剩余的SO2反应生成CaSO4，可将系统脱硫率提高到80%以上。具体化学反应为：
炉内：CaCO3→CaO+CO2
CaO+SO2+1/2O2→CaSO4
炉后：CaO+H2O→Ca（OH）2
Ca（OH）2+SO2+1/2O2→CaSO4+H2O
该技术主要特点：
（1）能以合理的钙硫比得到中等甚至较高的脱硫率；
（2）与其他方法相比，工艺流程简单，占地面积小，费用最低；
（3）既适用于新建大型电站锅炉及中小型工业锅炉，又适用于现役锅炉脱硫技术改造；
（4）既适用于燃中低硫煤（油），也可用于燃高硫煤（油）烟气脱硫；
（5）吸着剂为石灰石等钙基物料，资源分布广泛，储量丰富且价格低廉，脱硫产物为中性固态渣，无二次污染；
（6）石灰石粉料的制备、输送、喷水雾化增湿等技术环节都是火电厂经常使用的成熟技术，易于掌握，无需增加运行人员；
（7）整个脱硫系统可单独操作，解列后不影响锅炉的正常运行。
脱硫除尘技术发展与应用现状
一、烟气脱硫技术进展
燃煤锅炉烟气脱硫途径通常可分为三种：（1）燃烧前脱硫，如机械浮选法、强磁分离法等；（2）燃烧中脱硫，如炉内喷钙以及采用CFBC等；（3）燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），这是当今世界上普遍采用的方法。而烟气脱硫按反应产物的物质形态（液态、固态）可分为湿式、半干式和干式三种，湿法烟气脱硫技术占85%左右，其中石灰石石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；喷雾干燥脱硫技术约占8.4%；吸收剂再生脱硫法约占3.4%；炉内喷射吸收剂及尾部增湿活化脱硫法约占1.9%；其它烟气脱硫形式有电子束脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫等。由于对环境保护的日益重视和大气污染物排放量的更加严格控制，我国新建大型火电厂和现役电厂主力机组必须安装相应的烟气脱硫装置以达到国家环保排放标准。
就我国的烟气脱硫技术而言，西南电力设计院早在80年代就完成了旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的
研究，并在四川白马电厂建立了处理烟气量为70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法脱硫工业试验装置，1991年正式移交生产运行。“八五”期间电力部门在有关部门的支持下进行了华能珞璜电厂2台360MW机组石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、山东黄岛电厂旋转喷雾干燥法烟气脱硫、山西太原第一热电厂高速水平流简易石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、南京下关电厂2台125MW机组的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、四川成都热电厂电子束烟气脱硫、深圳西部电厂300MW机组海水脱硫等不同工艺的中外合作示范项目或商业化试点脱硫项目。国家经贸委在《“九五”国家重点技术开发指南》中确定了燃煤电厂脱硫主要技术开发内容有（1）石灰/石灰石洗涤法脱硫技术；（2）喷雾干燥法脱硫技术；（3）炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫技术；（4）排烟循环流化床脱硫技术，这给我国烟气脱硫技术的
研究与开发指明了方向。其中湿式石灰/石灰石洗涤法脱硫技术已经由国家电力公司引进国外技术消化吸收并形成国产化；喷雾干燥法脱硫技术我国通过多年的
研究和试验已基本掌握设计、制造100MW机组烟气脱硫技术的实力。
纵观当今烟气脱硫技术的现状，目前世界上大机组脱硫以湿法脱硫占主导地位，选用湿法脱硫装置的机组容量占总数的85%，但湿法脱硫一次性投资昂贵、设备运行费用较高。随着经济的发展，发展中国家的环保形势越来越严重，为适应这些国家脱硫市场的需要，许多国家都在致力开发高效干法脱硫技术。本文简单介绍目前有广泛市场前景的几种干式烟气脱硫技术，结合这些脱硫方法的特点和我国特别是上海地区的实际情况，提出并着手
研究开发高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫，并建立国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台。
1、炉内喷钙及尾部增湿润活化脱硫技术
LIFAC（Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium）烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉，并配合采用锅炉尾部烟道增活化反应器，使未反就的CaO通过雾化水进行增湿活化的烟气脱硫工艺。目前世界许多厂商
研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺最为典型，并于1986年首先投入商业性运行。
LIFAC工艺主要包括以下几个子系统：
（1）石灰石粉系统 包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。
（2）水利化反就器系统 包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。
（3）脱硫灰再循环系统 包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。
（4）烟气再热系统 包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。
LIFAC脱硫工艺的基本原理如下：
炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850～1150度（摄氏）烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%～50%。
活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%～60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。
由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10～15度（摄氏）加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。
整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1+（1-η1）η2，一般为60%～85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%～2.5%的煤种、容量为50～300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。
2、新型一体化脱硫技术
NID技术是瑞典ABB公司80年代初开发的新颖脱硫技术，借鉴了旋转雾干燥法的脱硫原理又克服了使用制浆系统的种种弊端，既具有干法的廉价、简单等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰的2*125MW样板机上运行成功，进一步拓展了它在欧洲的垃圾焚烧、煤粉炉及其它工业炉中的脱硫市场份额，迄今已有10套装置在欧洲各国运行。
NID烟气脱硫系统，从锅炉或除尘器排出的未经处理的热烟气，经烟气分布器后进入NID掇应器，与增湿的可自由流动的灰和石灰混合粉接触，其中的活性组份立即被子混合粉中折碱性组份吸收，同时，水分蒸发使烟气达到有效吸收SO需要的温度。对烟气的分布、混合粉的供给速率及分布和增湿用水量进行有效控制，可以达到最佳期脱硫效率。经处理的烟气进入除尘器（布袋除满面春风器或静电除尘器）除去其中的粉尘，再经引风机排入烟囱。除尘器除掉的粉尘经增湿后进入NID反应器，灰斗的灰位计控制副产品的排出。
NID系统可以采用生石灰（CaO）或消石（Ca（OH）作为吸收剂。采用生石灰时，生石灰要在一体式的消化器中消化。如果采用消石灰，则不需提供石灰消化器。加入NID系统的水量取决于进入和排出NID反应器的烟气温度差（即喷水降温量）。温差越大，需要蒸发的水量也越大。一般情况下，吸收效率和石灰石利用率与离开反应器的烟气的相对湿度有关。出口温度低限受最终产物的输送特性限制，最佳状态是将“接近温度”保持在15～20度（摄氏）。
增湿润搅拌机是NID工艺的主要部件之一，增湿搅拌机根据控制出口烟气温度和SO脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。培湿搅拌机独特的设计，保证在搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一层几μm的水膜，从而增大了酸性气体与碱性粉料的接触表面。大面积的密切接触保证了吸收剂和SO之间几乎是瞬间的高效反应，所以可以将反应器的体积保持在最小。二氧化硫与氢氧化钙反应生成容易处理的亚硫酸钙/硫酸钙。
NID技术的显著特点有：
（1）NID工艺取消了喷雾干燥工艺中制浆系统，实行CaO的消化及循环增湿一体化设计，克服了单独消化时出现的漏风、堵管等问题，而且消化时产生的蒸汽都能利用，增加了烟气的湿度，对脱硫有利。
（2）鉴于其它干法、半干法工艺脱硫剂利用率不高的问题，此工艺实行脱硫灰多次循环，循环倍率高达30～50倍，使脱硫剂的利用率提高到95%以上，大大降低了运行成本。
（3）脱硫效率高，当Ca/S=1.1时，脱硫效率确保大于80%，当Ca/S=1.2～1.4时，脱硫效率可达90%～99%。
（4）整个装置结构紧凑、占用空间小，投资少，约为湿法脱硫投资的1/3，而且运行成本较低。
（5）脱硫无需烟气再加热。
3、循环流化床烟气脱硫技术
循环流化床烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低的优点，因此非常适合发展中国家使用，正引起掳来越多国家的重视。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有德国的Lurgi公司CFB、德国Wulff公司的RCFB（Reflux Fluidized Bed）和丹麦FLS.moljo公司的GSA（Gas Suspension Absorber）系统，美国已将此项技术纳入其洁净煤计划中.我国清华大学煤高效低污染燃烧国家重点实验室做了400m/h烟气量的机理性实验
研究工作.此项技术在国外已基本成熟，但我国对这项技术的掌握还不具备完全工业化的条件，还有许多尚待解决的问题，需进一步地
研究.
循规蹈矩环流化床烟气脱硫技术主要是根据循环流化床的工作原理，使吸收剂在流化床反应来实现脱硫的一种方法.整个循环流化床烟气脱硫系统由石灰浆制备系统\脱硫反应系统和收尘引风系统组成，包括石灰贮仓化灰槽、灰浆泵、水泵、活化反应器、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。GSA系统工艺流程，从锅炉或焚烧炉出来的烟气进入活化反应器，与雾化的石灰浆混合，反应器内的石灰浆在干燥过程中与烟气中SO及其它酸性气体进行中和反应。烟气经旋风分离器分离粉尘后进入静电除尘器或布袋除尘器，符合排放标准的清洁烟气经烟囱排放到大气中。含有脱硫灰和未反应完全的石灰石的流化床床料在旋风分离器中分离，其中99%的床料经调节器速螺旋装置送回反应器中循环，只有大约1%的床料作为副产品脱灰排出系统。脱硫灰的循环可以最大限度地利用石灰浆和脱硫灰，减少了新鲜石灰的用量。
循环流化床烟气脱硫技术的主要控制参数有床料循环倍率、流化床床料浓度、烟气及脱硫吸收剂在反应器及旋风分离器中停留时间、反应器内操作温度、钙硫比、脱硫效率等。
利用循环流化床作为脱硫反应器的最大优点是，可以通过喷水将床温控制在最佳期反应温度下，达到最好的气固紊流混合并不断暴露出未反应消石灰的新表面，而通过固体物料的多次循规蹈矩环使脱硫剂具有很长的停留时间，从而大大提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。因此，循环流化床烟气脱硫能够处理高硫煤的脱硫，并且Ca/S在1.1～1.5之间时，脱硫效率可达90%～97%以上。与湿法烟气脱硫相比，具有系统简单、造价较低，而且运行可靠，所产生的最终固态产物易于处理等优点。因此，循环流化床烟气脱硫技术是一项具有广泛应用前景的脱硫技术。
二、烟气脱硫技术与应用
我国烟气脱硫控制技术的
研究始于60年代，科研院所和高等院校相继进行了干法、湿法和半干法等烟气脱硫
研究。原国家科委“七五”、“八五”和“九五”的脱硫专项金费支持，使烟气脱硫
研究取得一些进展。目前我国自行开发的烟气脱硫工程，尚处在小试、中试阶段，离工业化、产业化还有一些距离。
1、旋转喷雾干法烟气脱硫中试
1983年，在四川白马电厂处理烟气量3500Nm3/h小型试验装置基础上，进行70000Nm3/h中试装置。经过近一年的调试和2000小时连续运转考查，使得以石灰为脱硫剂处理高硫煤（硫含量为3.5%）烟气，在钙硫比为1.4时脱硫率约为80%。该工艺过程是：脱硫剂喷入吸收塔，与烟气中的SO2发生反应，生成固体灰渣，固体灰渣在塔内下落时不断干燥，最终形成干燥固体粉尘，一部分在塔内分离排出，另一部分随烟气进入电除尘器除去。该工艺流程包括：吸收剂制备，吸收剂浆液雾化，接触混合反应，液滴蒸发与SO2吸收和废渣排出。该技术存在的主要技术问题是：高速旋转喷头磨损大、影响雾化质量、易形成结垢及浆液输送泵不耐久等。
1987年在北京市橡胶六厂6.5t/h锅炉上引出部分烟气，建立处理2000Nm3/h烟气量的试验装置，开展工艺试验。
Ca（OH）2浆液的雾化后，与烟气充分混合反应。脱硫装置包括干燥吸收塔、高速离心喷雾机、气流分布器和产物收集器。干燥吸收塔的直径为2m、高5m，高速离心喷雾机转速为17000—27200r/min，浆液流率为50kg/h。
Ca（0H）2由生石灰在消化槽制成，烟气入口温度为150℃.被处理的S02浓度为1000-2000ppm。当钙硫比为1.2—1.8时，脱琉率为66%-79%。
3、湖北松木坪电厂“烟气先水洗再用活性炭脱硫”的中试
用含碘0.5%的活性炭为脱硫剂，填装在并列的4座填充脱疏塔中，烟气通过脱硫塔时，SO2被活性炭吸附并催化氧化成硫酸。入口SO2浓度大于3000PPm，出口SO2浓度小于350Ppm，脱硫率为88%。该技术的缺点是：催化剂碘的流失量太大和稀硫酸浓缩太耗能。
4、四川豆坝电厂5000Nm3/h烟气磷铵肥料脱硫中试
1983年至1985年西安热工
研究所与四川环保科研所合作进行3m3/h小试，确定了该法的基本工艺流程。1986年磷铵肥法烟气脱琉被遴选为国家“七五”重点攻关计划，并在四川豆坝电厂建成5000Nm3/h中试装置。在连续运行2000h后.经国家组织的成果验收确认，该工艺流程合理可行。中试时SO2浓度为1600-2700Ppm的烟气，总脱硫效率为95%，磷矿粉萃取率为90%，获得副产品复合肥料数十吨。
5、喷钙脱硫成套技术与示范工程
在贵阳市贵州轮胎厂一台20t/h燃炉进行试验。碳酸钙粉用气动输送方式送至主料斗，然后由高压空气鼓风机将粉料喷入锅炉炉膛。在炉内高温作用下，碳酸钙分解成氧化钙，同时部分氧化钙与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙和硫酸钙；未反应的氧化钙与水生成Ca（OH）2，进一步与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。脱琉后的烟气经引风机从烟囱排出。当Ca/S=1.5时，系统脱硫率达80%，钙利用率为53.3%。
6、旋流饭塔烟气脱硫工程
浙江大学化工系环境工程教研室用废电石渣桨吸收低浓度SO2的技术，不仅为烟气脱硫提供了廉价的原料，又可解决乙炔生产厂家的废渣处理问题，达到“以废治废”的目的。浙大与杭州铁路分局合作，为一台六吨锅炉设计建成φ1500旋流板塔烟气脱硫防尘装置，处理气量近2000Nm3/h，1987年5月建成后经过一年多的运行，效果良好。
旋流塔板是一种具有多片倾斜叶片、以便通过它的气流产生旋转运动的喷射型塔板，具有气、液负荷高、压降低、操作弹性宽、运转周期长（不易堵塞）、结构简单等特点，适合于湿式烟气脱硫。在湿式钙法烟气脱硫系统中PH的控制是很重要的。PH值不仅影响脱硫率，而且对整个系统避免腐蚀、结垢，保持正常运行有密切关系。PH值大于6，脱硫率在55%以上。考虑到腐蚀、结垢等问题，实际操作时pH值控制在6.8为宜。PH值降低对脱硫有影响。电石渣桨液的喷淋密度对脱硫率有一定影内。喷淋密度范围在20-40m3/m2h，其全塔压降约50mmH20，脱硫率达75%。电石渣桨液浓度范围为2.4%-8.5%（w1）。电石渣浆液中添加己二酸和金属化台物，如MgO，能提高脱硫率，延长浆液吸收时间，并能缓冲PH值，防止结垢。结垢对脱硫设备危害很大，可使系统压降增大，引起管路堵塞，加速设备腐蚀，甚至使控制仪表失灵，影响正常操作。加有机酸使pH值<5，垢层可逐步溶解。
7、脉冲放电烟气脱硫工业化试验技术
本项目是国家自然科学基金重点项目。其基本原理是：在气体中进行脉冲放电，可产生大量的自由基，利用这些活性物质与SO2反应实现烟气脱硫处理。产生这些活性物质的原因，是由于电场加速的电子与气体分子碰撞，气体分子被激发而电离。当含有的SO2的烟气通过脉冲电晕放电场时，SO2与这些活性物质发生一系列化学反应，最终被去除。“脉冲电晕等离子体烟气脱硫技术”得到科技部支持。
三、烟气脱硫技术的重大突破
由清华大学组织实施的14000吨南宁市冶炼厂烟气脱硫工程日前通过国家环保总局组织的科学技术成果鉴定，这标志着具有我国自主知识产权的烟气脱硫技术的成熟，打破了我国大中型烟气脱硫只能依靠国外技术的窘迫局面。
这项国内首创且在南宁市成功应用的两极液柱喷射烟气脱硫技术，有效解决了冶炼厂烟气量变化范围大、二氧化硫浓度高的问题，脱硫效率在95%以上，达到国际先进水平。项目实施后，每年减少南宁市二氧化硫排放量14000多吨，削减南宁市二氧化硫排放三分之一，区域大气环境得到很大改善，同时通过对含硫烟气回收利用，每年可生产石膏4万多吨，经济效益明显。
烟气脱硫技术是我国目前急需的关键技术。中国工程院院士、能源与环境专家介绍，酸雨的发展速度十分惊人。酸雨的形成主要与二氧化硫的排放有关，燃煤电厂、燃煤锅炉和冶炼企业是工业企业的主要二氧化硫污染源。目前我国大型火电厂和冶炼企业烟气脱硫应用还处于起步阶段，正在运行或计划安装的脱硫装置基本采用国外的技术。到2010年，我国约有4.5亿千瓦的火电装机容量需要安装烟气脱硫装置，投资超过200亿元人民币。
四、干法烟气脱硫进入市场
达到较高的环保要求。因此现在火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。
炉后烟气脱硫工艺种类较多。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺。在国际上，湿法脱硫工艺也大约占据了80%的市场分额。
烟气循环流化床脱硫工艺在近几年才得到迅速发展，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。
德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司作为该技术的最早发明者，在上世纪70年代初，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）用于工业烟气脱硫，是世界上惟一拥有循环流化床干法脱硫成熟技术的公司。
福建龙净环保股份有限公司（龙净环保）于2002年在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。2003年底，华能国际电力有限公司决定在缺水地区的山西华能榆社电厂二期工程2×300MW机组上，尝试采用干法脱硫工艺，为今后其他缺水地区火电厂的脱硫，探索出一条新路。由于在世界上尚无300MW机组及以上的煤粉炉成功应用过干法脱硫工艺，因此，华能国际在经过对CFB-FGD（烟气循环流化床干法脱硫技术）、NID（一体化烟道脱硫技术）、RCFB-FGD（内循环烟气循环流化床脱硫技术）三种脱硫的招标和多次反复的比较后，最终华能国际为其下属榆社电厂的
2×300MW机组选择配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的烟气循环流化床干法脱硫、除尘系统。这一项目是目前世界上最大同时也是配套火电机组容量最大的干法脱硫装置。
虽然湿法脱硫工艺技术上比较成熟，但业内人士也注意到，湿法脱硫工艺的系统复杂，存在投资较大、占地面积大等缺点，一直以来中国的烟气脱硫走什么道路，是业内人士普遍关注的问题。因而，所有的干法烟气脱硫项目，包括像山西榆社电厂2台
300MW机组，这样世界上最大容量的干法烟气脱硫项目都必然会引起大家的重视和形成某种期待。有人士甚至这样告诉记者，由于国内一些已投运的干法脱硫系统运行不甚理想，因此业内对干法烟气脱硫的应用前景怀有疑虑。山西榆社电厂此次两台300MW机组干法脱硫系统能否成功运行关系到这种工艺能否在国内电厂的推广应用。
干法脱硫目前在中国，乃至世界上占有较小的市场分额，这是历史原因造成的。实际上，现在欧洲湿法脱硫技术一统天下的局面正在发生变化。爱尔兰在加入欧盟以后，开始上脱硫设施，现在上马的基本都是干法脱硫项目。在欧洲，使用干法脱硫要比湿法脱硫大约节省一半成本，但是干法脱硫的推广使用需要一定的时间来被市场接受。
目前，我国十分重视二氧化硫的治理，要求2005年全国硫的排放量要比2000年减少20%。自2004年1月1日新修订的《火电厂大气污染物排污标准》正式实施后，最近又制订了一系列诸如火电厂同步安装脱硫设施、提高脱硫电厂上网电价、提高排放收费标准、重点排放
行业试行排放许可证制度等，使排放治理工作取得了成效。
前段时间湖南某电厂、贵阳电厂又先后因为违规而遭到重罚。这些举措都表明，国家对火电厂排污治理越来越重视。电力
行业行动起来后，那些高效、低能耗、低成本的脱硫技术必然受到青睐。市场是最具有决定权的，谁适应了市场的需要，谁就必然走在市场的前端。受到国家
产业政策的大力扶持，电力环保尤其是烟气脱硫产业正面临着巨大的发展机遇，有专家指出，未来3～5年火电厂的烟气脱硫产业将迎来高速成长期。怎样迎接这个成长期，脱硫
行业须做好准备。
五、电厂脱硫关键技术与设备国产化目标
1、烟气脱硫国产化目标
烟气脱硫国产化目标分四步考虑：
至2001年末，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程，湿法烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程，编制国产化实施方案。
至2003年末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺，湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程，并具备相应的设计能力。
至2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化。
至2010年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计，设备国产化率达到95%以上。
2、烟气脱硫技术与设备国产化的主要内容
我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硫工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。但不论采取哪一种工艺，都必须考虑脱硫技术和设备国产化的问题，并要结合依托工程，加快国产化进程。
国产化包括设计技术与设备两方面的内容。首先必须实现设计技术的国产化，如引进国外设备的，必须同时引进设计技术，并要消化吸收和创新。其次是设备的国产化，应区分已实现国产化的设备、可以实现国产化的设备和短期内需要引进设备的三种不同的情况，其国产化率要达到规定的要求。
（1）设计技术
国产化的关键在于掌握烟气脱硫的设计技术。只有实现烟气脱硫设计国产化，才能按市场规则选用更多质量优良、价格合理的国产脱硫设备，才有资格、有能力对脱硫工程实行总承包，承担全部技术责任，推动烟气脱硫国产化的进程。
烟气脱硫设计技术国产化主要包括以下内容：
A、设计参数的选取
B、工艺计算
C、吸收塔结构设计（没有吸收塔的，要考虑反应器的结构设计）
D、工艺设备选型和成套
E、设备布置
F、控制系统设计
G、调试技术
H、施工安装标准和技术规范
I、工程管理和验收
G、运行和检修规程
（2）烟气脱硫设备国产化
脱硫设备按其国产化难易程度，可分为三类：第一类是目前可以国产化的设备；第二类是目前已具备条件开发的设备；第三类是目前仍需进口的设备。以石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺为例，其分类情况如下表所示：
对于第一类设备，应抓紧优选生产厂家，明确技术要求，落实项目，成套供应，并采取限制进口的措施和政策，严格控制该类设备的进口；对于第二类设备应组织技术力量集中攻关，国家应设立专项攻关资金，确保在2003年底前用于脱硫工程；对于第三类设备宜适当引进技术在国内生产，争取在2005年底前大部分可用于脱硫工程。
脱硫设备基本情况：
目前可以国产化的设备
风机类：脱硫干风机、强制氧化用罗茨风机、仪用空压机、密封用离心风机等；
泵类：一般泥浆泵（衬胶或合金钢渣浆泵）、工艺水泵等；
吸收塔、箱罐及钢结构类；
物料输出送设备类：斗式提升机、皮带输送机、螺旋输送机、埋刮板输送机等；
除尘设备；
定量给料类：计量式皮带给料机、园盘给料机；
制粉设备类：干式球磨机、湿式球磨机、雷蒙磨、MPS磨等；
烟气换热器：翅管式热交换器、热管式热交换器；
防腐内衬：橡胶、鳞片树脂；
烟道膨胀节；
高、低压变压器；
高、低压配电柜及就地配电柜；
不间断电源；
直流电系统；
DCS控制系统；
一般检测、采样一次元器件：压差检测仪、烟气温度计、料位计、PH计、烟气流量检测仪等；
橡胶内衬管、复合材料管、合金钢管；
一般阀门；
支吊架；
采暖通风设备；
通讯设备；
高、低压电缆和控制用电缆；
目前已具备条件开发的设备（在研制开发成功之前，若脱硫工程急需，可考虑进口）
大容量耐腐耐磨泥浆泵；
高气密性的双层挡板门；
高效水力旋流分离器；
真空皮带脱水机及附属设备；
压力雾化喷嘴；
除雾器；
烟气换热器：回转式换热器、强制热媒水循环式热交换器；
搅拌设备；
特大容量的脱硫干风机、强制氧化用大流量高压离心风机；
脱硫DCS系统控制软件；
目前仍需进口的设备
脱硫湿风机；
重要的检测、采样一次元器件：进、出口SO2检测仪、烟尘检测仪、浆液浓度计、浆液流量计等；
关键部位阀门；
第二节 脱硝技术及动态
一、几种脱硝技术介绍
1、低过量空气燃烧
使燃烧过程尽可能在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可以抑制NOx的生成。这是一种最简单的降低NOx排放的方法。一般可降低NOx排放15-20%。但如炉内氧浓度过低（3%以下），会造成浓度急剧增加，增加化学不完全燃烧热损失，引起飞灰含碳量增加，燃烧效率下降。因此在锅炉设计和运行时，应选取最合理的过量空气系数。
2、空气分级燃烧
基本原理是将燃料的燃烧过程分阶段完成。在第一阶段，将从主燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的70-75%（相当于理论空气量的80%），使燃料先在缺氧的富燃料燃烧条件下燃烧。此时第一级燃烧区内过量空气系数α<1，因而降低了燃烧区内的燃烧速度和温度水平。因此，不但延迟了燃烧过程，而且在还原性气氛中降低了生成NOx的反应率，抑制了NOx在这一燃烧中的生成量。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的其余空气则通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口OFA（over fire air）——称为“火上风”喷口送入炉膛，与第一级燃烧区在“贫氧燃烧”条件下所产生的烟气混合，在α>1的条件下完成全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分两级供入炉内，故称为空气分级燃烧法。
这一方法弥补了简单的低过量空气燃烧的缺点。在第一级燃烧区内的过量空气系数越小，抑制NOx的生成效果越好，但不完全燃烧产物越多，导致燃烧效率降低、引起结渣和腐蚀的可能性越大。因此为保证既能减少NOx的排放，又保证锅炉燃烧的经济性和可靠性，必须正确组织空气分级燃烧过程。
若用空气分级燃烧方法改造现有煤粉炉，应对前墙或前后墙布置燃烧器的原有炉膛进行改装，将顶层燃烧器改作“火上风”喷口，将原来由顶层燃烧器送入炉膛的煤粉中形成富燃料燃烧，从而NOx生成。可降低15-30%。新设计的锅炉可在燃烧器上方设"火上风"喷口。
3、燃料分级燃烧
在燃烧中已生成的NO遇到烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时，会发生NO的还原反应，反应式为：
4NO+CH4=2N2+CO2+2H2O
2NO+2CnHm+（2n+m/2-1）O2=N2+2nCO2+mH2O
2NO+2CO=N2+2CO2
2NO+2C=N2+2CO
2NO+2H2=N2+2H2O
利用这一原理，将80-85%的燃料送入第一级燃烧区，在α>1条件下，燃烧并生成NOx。送入一级燃烧区的燃料称为一次燃料，其余15-20%的燃料则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区，在α<1的条件下形成很强的还原性气氛，使得在一级燃烧区中生成的NOx在二级燃烧区内被还原成氮分子，二级燃烧区又称再燃区，送入二级燃烧区的燃料又称为二次燃料，或称再燃燃料。在再燃区中不仅使得已生成的NOx得到还原，还抑制了新的NOx的生成，可使NOx的排放浓度进一步降低。
一般，采用燃料分级可使Nox的排放浓度降低50%以上。在再燃区的上面还需布置“火上风”喷口，形成第三级燃烧区（燃尽区），以保证再燃区中生成的未完全燃烧产物的燃尽。这种再燃烧法又称为燃料分级燃烧。
燃料分级燃烧时所使用的二次燃料可以是和一次燃料相同的燃料，例如煤粉炉可以利用煤粉作为二次燃料。但目前煤粉炉更多采用碳氢类气体或液体燃料作为二次燃料，这是因为和空气分级燃烧相比，燃料分级燃烧在炉膛内需要有三级燃烧区，这合行燃料和烟气在再燃区内的仪时间相对较短，所以二次燃料宜于选用煤粉作为二次燃料，也要采用高挥发分易燃的煤种，而且要磨得更细。
在采用燃料分级燃烧时，为了有效地降低NOx排放，再燃区是关键。因此需要
研究在再燃区中影响Nox浓度值的因素。
4、烟气再循环
目前使用较多的还有烟气再循环法，它是在锅炉的空气预热器前抽取一部分低温烟气直接送入炉内，或与一次风或二次风混合后送入炉内，这样不但可降低燃烧温度，而且也降低了氧气浓度，进而降低了NOx的排放浓度，。从空气预热器前抽取温度较低的烟气，通过再循环风机将抽取的烟气送入空气烟气混合器，和空气混合后一起送入炉内，再循环烟气量与不采用烟气再循环时的烟气量之比，称为烟气再循环率。
烟气再循环法降低NOx排放的效果与燃料品种和烟气再循环有关。经验表明，烟气再循环率为15-20%时，煤粉炉的NOx排放浓度可降低25%左右。NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加。而且与燃料种类和燃烧温度有关。燃烧温度越高，烟气再循环率对NOx降低率的影响越大。
电站锅炉和烟气再循环率一般控制在10-20%。当采用更高的烟气再循环率时，燃烧会不稳定，未完全燃烧热损失会增加。另外采用烟气再循环时需加装再循环风机、烟道，还需要场地，增大了投资，系统复杂。对原有设备进行改装时还会受到场地的限制。
烟气再循环法可在一台锅炉上单独使用，也可和其它低NOx燃烧技术配合使用，可用来降低主燃烧器空气的浓度，也可用来输送二次燃料。需进行技术经济比较。
5、低NOx燃烧器
煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统中的关键设备。不但煤粉是通过燃烧器送入炉膛，而且煤粉燃烧所需的空气也是通过燃烧器进入炉膛的。从燃烧的角度看，燃烧器的性能对煤粉燃烧设备的可靠性和经济性起着主要作用。从NOx的生成机理看，占NOx绝大部分的燃料型NOx是在煤粉的着火阶段生成的，因此，通过特殊设计的燃烧器结构以及通过改变燃烧器的风煤比例，可以将前述的空气分级、燃料分级和烟气再循环降低NOx浓度的大批量用于燃烧器，以尽可能地降低着火氧的浓度适当降低着火区的温度达到最大限度地抑制NOx生成的目的，这就是低NOx燃烧器。低NOx燃烧器得到了广泛的开发和应用，世界各国的大锅炉公司，为使其锅炉产品满足日益严格的NOx排放标准，分别开发了不同类型的低NOx燃烧器，可达到NOx降低率一般在30-60%。
6、煤粉炉的低NOx燃烧系统
为更好地降低NOx的排放量和减少飞灰含碳量，很多公司将低NOx燃烧器和炉膛低NOx燃烧（空气分级、燃料分级和烟气再循环）等组合在一起，构成一个低低NOx燃烧系统。
7、液态排渣炉的低NOx燃烧
目前旋风炉、切向燃烧液态炉和U型火焰液态炉仍有大量设备在运行。现代化的大型液态排渣炉主要是采用U型火焰燃烧方式。在不采取降低NOx的措施时，其Nox排放值一般均超过2000mg/Nm3，所以近年电站煤粉炉多倾向于固态排渣沪。其主要降低NOx的措施有：
（1）采用WS型低NOx燃烧器，并采用再循环烟气和一次风或二次风混合以使着火区成为富燃料燃烧区，可使NOx降低25%。
（2）增设三次风。当采用烟气再循环并取三次风份额为20%时，锅炉的NOx排放量可降至1000mg/Nm3以下。
（3）使用细颗粒煤粉
8、层燃炉降低NOx排放的方法
我国使用最普遍的层燃炉是链条炉。链条炉燃料层燃烧过程本身存在着类似于空气分级燃烧的特点，其NOx排放比煤粉炉低得多，在450mg/Nm3以下。可以采用适用于煤粉炉的低NOx燃烧技术。如采用低过量空气系数，可降低20%；如在除尘器后将再循环烟气引入炉膛内，可降低20%；采用燃料分级燃烧时，可降低50%。
二、炭法烟气脱硫脱硝技术
1、新型炭法（NACP）烟气脱硫脱硝技术
新型炭法（Novel Activated Carbon Process，NACP）烟气脱硫脱硝技术采用新型炭材料、新型脱硫脱硝设备和新型脱硫脱硝工艺，是在国家自然科学基金、国家科技攻关和四川省重点科技项目等支持下，我国自主开发的新脱硫脱硝技术。
2、技术原理
利用开发的多种新型炭材料的各自特点，充分利用其物理、化学特性，通过过程优化与集成，提高效率，降低系统阻力与能耗，在“脱硫、脱硝”或“脱硫-脱硝”过程中实现“吸附-催化”、“吸收-吸附-催化-分离”的有效耦合，高效经济地实现脱硫脱硝过程，并回收利用资源。
3、技术特点
（1）新型炭材料，如纤维状、球状、整体式块状等多种新型炭材料的应用及表面特性与材料结构的优化。
（2）新型炭脱硫脱硝反应器 耦合式多功能反应器。
（3）新型炭法脱硫脱硝工艺 耦合式脱硫脱硝、“吸附、催化”工艺
（4）流程短、设备少、效率高
（5）经济高效、可适应于脱硫脱硝不同工艺要求
三、我国引入脱硝SCR技术
SCR（选择性催化还原）脱硝技术是指在催化剂的存在下，还原剂（无水氨、氨水或尿素）与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。
SCR脱硝技术与其它技术相比，脱硝效率高，技术成熟，是工程上应用最多的烟气脱硝技术。SCR系统的脱硝效率约为80～90%。
化学反应原理
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO+4NH3→5N2+6H2O
2、SCR系统组成
SCR脱硝系统由三个子系统组成：SCR反应器及辅助系统，氨储存及处理系统，氨注入系统。
SCR工艺流程：还原剂 （氨） 用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中反应，去除NOx。
3、SCR技术参数
（1）脱硝效率
脱硝效率=（NOx入口-NOx出口）/NOx入口
（2）氨氮摩尔比NSR（ Normalized Stoichiometric Ratio）
NSR=NH3摩尔数/NOx摩尔数
（3）还原剂额定消耗量
额定负荷下，每小时还原剂的消耗量
（4）最大NH3逃逸量
经过脱硝反应器后残留在烟气或飞灰中未反应的还原剂氨
（5）空速SV（h-1）
烟气流量与催化剂体积之比
（6）催化剂寿命
催化剂从开始使用到需要更换的累计运行时间
4、还原剂的选择
5、催化剂
（1）催化剂分类
SCR催化剂可以根据原材料、结构、工作温度、用途等标准进行不同的分类。
按原材料催化剂分为铂系列、钛系列、钒系列及混合型系列。最初的催化剂为铂系列催化剂，由于铂系列催化剂价格昂贵，对灰分要求高，在电厂烟气SCR脱硝技术中已停用。目前的SCR催化剂一般为使用TiO2载体的V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物。催化剂的这些主要成分占99%以上，其余微量组分对催化剂性能也起到重要作用。所有催化剂成分的具体含量均为催化剂厂商的保密值。
按结构催化剂分为板式、波纹式和蜂窝式。板式催化剂为非均质催化剂，以玻璃纤维和TiO2为载体，涂敷V2O5和WO3等活性物质，其表面遭到灰分等的破坏磨损后，不能维持原有的催化性能，催化剂再生几乎不可能。波纹式催化剂为非均质催化剂，以柔软纤维为载体，涂敷V2O5和WO3等活性物质，催化剂表面遭到灰分等的破坏磨损后，不能维持原有的催化性能，催化剂再生不可能。蜂窝式催化剂属于均质催化剂，以TiO2、V2O5、WO3为主要成分，催化剂本体全部是催化剂材料，因此其表面遭到灰分等的破坏磨损后，仍然能维持原有的催化性能，催化剂可以再生。全世界大部分燃煤发电厂（95%）使用蜂窝式和板式催化剂，其中蜂窝式催化剂由于其强耐久性、高耐腐性、高可靠性、高反复利用率、低压降等特性，得到广泛应用。从目前已投入运行的SCR看，75%采用蜂窝式催化剂，新建机组采用蜂窝的比例也基本相当。
按载体材料催化剂分为金属载体催化剂和陶瓷载体催化剂；陶瓷载体催化剂耐久性强、密度轻，是采用最多的催化剂载体材料。此外，陶瓷载体的主要成分为董青石，高岭土中蕴藏着丰富的茵青石原料，在我国有丰富的资源，价格相对较低。
按工作温度催化剂分为高温型和低温型。高温型催化剂以TiO2、V2O5为主要成分，适用工作温度为280～400℃，适用于燃煤电厂、燃重油电厂和燃气电厂。低温型催化剂以TiO2、V2O5、MnO为主要成分，适用工作温度为>180℃，已用于燃油、燃气电厂，韩国进行了燃煤电厂的工业应用试验。
按用途催化剂分为燃煤型和燃油、燃气型。燃煤和燃油、燃气型催化剂的主要区别是蜂窝内孔尺寸，一般燃煤>5mm，燃油、燃气<4mm。
（2）催化剂成分
V2O5，WO3，TiO2，其他.
（3）催化剂性能要求
适应温度范围广；NOx去除率高；SO2抵抗力强；SO2/SO3转化率低；对灰分及热冲击力的抵抗力强；压力损失（阻力）低。
四、流态化吸收法烟气脱硫脱硝除尘技术
流态化吸收法烟气脱硫脱硝除尘技术，是在充分吸取国外先进脱硫除尘技术的基础上，根据我国国情开发出的一种脱硫脱硝除尘效率高，投资省，运行费用低的新型脱硫脱硝除尘技术，它能够同时去除烟气中的硫氧化物、氮氧化物和粉尘颗粒，同时还能够吸收HCl，HF等酸性气体，具有广阔的发展前景。本技术的开发获得了江苏环保局科技基金和东南大学热能所科技基金的资助。
技术原理：将烟气喷射到石灰石浆液中，同时鼓入氧化空气，使脱硫产物变成稳定的硫酸钙。烟气中的SO2先溶于H2O形成亚硫酸，然后再电离、氧化变成SO42-。石灰溶于水后变成Ca（OH）2，电离后产生Ca2+，最后Ca2+与SO42-结合产生CaSO4×2H2O的沉淀物，主要反应如下：
SO2+H2O=H2SO3
H2SO3 = H++HSO3-
HSO3 = H++SO32-
HSO3- +1/2O2 = HSO4-
HSO4- = H++SO42-
CaCO3+2H+ = Ca2++CO2+H2O
Ca2++SO42-+2H2O = CaSO4× 2H2O
气流通过泡沫层后，烟气中的粉尘颗粒也会发生凝并、沉降而最终除去。
脱硝过程中使用脱硝添加剂（MnAm），主要反应如下：
MnAm+NO+1/2O2 NO…MnAm…O
NO…MnAm…O MnAm+NO2
NO2+Ca（OH）2+H2O=Ca（NO3）2+H2O+NO
工艺流程：向锅炉尾部烟气喷入雾化水滴，使烟气降温，同时颗粒长大，然后将烟气喷射进入石灰石浆液中，在液层上部形成一流态化鼓泡层，在此区域内实现脱硫脱硝除尘。脱硫脱硝除尘后的烟气通过高效低阻惯性分离器除去泡沫后经引风机由烟囱排出。反应塔下部通入空气使脱硫反应产物CaSO3完全氧化成稳定的CaSO4。反应塔和配浆池内设有搅拌器。石灰与水在配浆池内调成均匀的浆液后由浆液泵送至泡沫层或流化层。浆液中加入脱硫脱硝添加剂。从反应塔排出的浆液经沉降池沉降后，清液送入配浆池循环使用，废渣可作水泥掺和料、筑路材料和建材。
技术特点和应用领域：
技术特点
1、脱硫、脱硝、除尘、除沫和氧化在同一设备中进行，可大大减小设备尺寸。设备整体性好，安装简便。
2、烟气通过流态化泡沫层，增加了气液扰动，脱硫、脱硝和除尘效率高。同时，由于泡沫的比表面积大，对消烟很有帮助。
3、高效、低阻惯性除沫器能确保烟气含水率低，有利于烟气排放和扩散。
4、与传流湿法脱硫相比，省去了浆液的循环喷雾，浆液循环量小，大大降低了运行过程中的动力消耗。
5、全系统阻力低。
6、能满足不同时期和不同地域的排放要求，适应较广泛的负荷变化。
第三节 国外流化床燃烧技术改造经验介绍及启示
一、美国电站锅炉改流化床锅炉示范工程
（一）VA（田纳西河流流域委员会）16万kW鼓泡流化床锅炉改造示范工程
TVA是美国最大的煤用户之一，有1760万kW的火电装机容量。Shawnee电厂有10台同型号的煤粉锅炉，是TVA的一个大厂。美国能源部将该厂10号煤粉锅炉改成鼓泡流化床锅炉列为示范工程。
该工程的主要目的：
A、证实鼓泡流化床电站锅炉运行可靠性、投资成本及运行经济性；
B、作为超龄煤粉锅炉改流化床锅炉的示范工程，为美国总容量为2000万kW超龄煤粉锅炉改造作出样板；
C、证实对煤种的适应性；
D、证实大型鼓泡流化床锅炉烧高硫煤的环保性能。
锅炉主要参数：
蒸发量，500t/h；蒸汽压力，12.7MPa；蒸汽温度，539℃；再热蒸汽流量，408t/h；再热蒸汽压力，3.3MPa；再热蒸汽温度，539℃。
改造后的锅炉本体由床、悬浮段和对流段三部分组成。床内布置有蒸发受热面和部分过热器受热面，悬浮段布置有水冷壁受热面，对流段布置有过热器、再热器和省煤器受热面。床的截面积为233m2，由12个分床组成。每个分床有它的给煤点、加石灰石点和排渣气。一个给煤点管1.67m2床面积。一个排渣点管6.69m2床面积。一个加石灰石点管1.93m2床面积。悬浮段面积为82.5m2，高为9m。悬浮段上部为对流段，烟气流速为15m/s。布风板之上锅炉高度为31.2m。
省煤器之后水平烟道上装有多管式旋风子分离器，收集飞灰送入床内循环燃烧。不投飞灰循环燃烧时，锅炉燃烧效率为90%。投飞灰循环燃烧、飞灰循环倍率2.5时，锅炉燃烧效率达97%，锅炉效率为88.4%。
当Ca/S=2.3、飞灰循环倍率为2.5时，锅炉炉内脱硫效率达90%。
煤的尺寸：0～12.7mm；石灰石尺寸：0～6.35mm。
采用分床压火办法，锅炉负荷可降至37.5%，负荷变化速率可达3.9MW/min。
烟气排放性能：SO2=43.2～302.7g/GJ，NOx=86.5～151.3g/GJ。电厂原有的汽轮发电机组、凝汽器、给水加热器、水处理系统及设备、锅炉给水泵、凝结水泵、主变压器
循环水泵、引风机、布袋除尘器、烟囱和煤场被利用。新增加的带飞灰循环燃烧的鼓泡床锅炉、再生式空气预热器、多管旋风子分离器、鼓风机、灰渣处理系统及设备、紧急锅炉给水泵、锅炉控制系统和锅炉自用变压器。由于上述系统及设备被大修和利用，改造电厂的每千瓦投资为14000美元，大约为新建电厂的60%左右。该锅炉改造获得了成功，在电网中一直担任主力机组在运行。
（二）黑狗电站2号10万kW煤粉锅炉改造为鼓泡流化床锅炉示范工程
黑狗电站属北美电力公司（NSP），位于明尼苏达州的Minneapolis城南15英里的地方。该电站有电功率为8万、10万、12万和18.5万kW的机组4台。示范工程是将电功率为10万kW的2号煤粉锅炉改为带飞灰循环燃烧的鼓泡流化床锅炉改造后的三维锅炉，示意图如图1所示。
1、2号煤粉锅炉改流化床锅炉的目的
北美电力公司有46个电站，其中39%为燃煤电站。美国在1945年到1965年安装了总容量为2000万kW的200多台煤粉锅炉，这些锅炉将达到30年服役期而面临退役。为了延长这些锅炉的使用寿命，使电厂再服役25年，故将黑狗电站2号煤粉锅炉改成带飞灰循环燃烧的鼓泡床锅炉，为今后200多台煤粉锅炉的改造提供样板。
改造工程与新建电厂投资比较如表1。从表1中看出，带水洗烟气脱硫的新煤粉锅炉装机投资为1725美元/kW；一般常规流化床锅炉装机投资为1500美元/kW；煤粉锅炉改带飞灰循环燃烧的鼓泡流化床锅炉装机投资只有430～450美元/kW。这就是说，与新建电厂相比（带烟气脱硫煤粉锅炉电厂、常规鼓泡流化床锅炉电厂）煤粉锅炉改鼓泡流化床锅炉电厂造价只有它们的1/4左右。
改造工程要保证其SOx和NOx、粉尘排放性能能达到美国新的环保标准，以解决美国中西部的酸雨问题。改造要求加石灰石脱硫，SOx的排放量减少80%；低温、分级燃烧，NOx排放减少50%；粉尘排放达到美国新的排放标准——129.7g/（GJ.h）。
黑狗电站2号煤粉锅炉建于1954年，电功率为10万kW，设计煤种为伊利诺易高硫煤和天然气。为了减少SOx对大气的污染，不得不掺烧美国西部的低硫煤。由于煤种改变，锅炉蒸发量下降，10万kW的机组只能带8.5万kW的负荷，锅炉效率只有86.75%，改造之后，锅炉烧Sarpy
Creek劣质烟煤，蒸发量从300t/h提高到472t/h，蒸汽温度不变，蒸汽压力从12.2MPa降为10.4MPa，机组功率从原来的8.5万kW提高到12.5万kW。
改造后锅炉可烧劣质烟煤、石油焦、洗中煤等低成本煤，改善了电厂的经济性。
改造之后，采用分床压火技术，锅炉蒸发量为20%时，可维持稳定运行。
锅炉省煤器之后装多管式旋风子分离器，收集下来的飞灰通过风力送入床内循环燃烧。当飞灰循环倍率为1.55时，烧劣质烟煤，燃烧效率可达99%。
2、黑狗电站2号煤粉锅炉主要改造的内容
黑狗电站2号煤粉锅炉主要改造内容为：
A、燃烧室下部冷灰斗拆除改造，增加布风装置，浓相床内布置埋管受热面，尾部受热面作适当调整；
B、空气预热器前装多管式旋风子分离器，其收集下来的飞灰送入床内循环燃烧；
C、拆除磨煤机及制粉系统，装置抛煤机；
D、更换鼓引风机；
E、新装再生式空气预热器；
F、电除尘器的改造；
G、部分烟道的拆除和管道及电缆的移位。
1986年2月启动，到1988年3月负荷带到13万kW，超过设计出力0.5万kW。其缺点是改造后效果不太理想，不能长期连续稳定运行。
（三）新增容改造的美国Nucla循环床锅炉示范工程
Nucla电厂于1959年建成，有三台链条锅炉和三台1.2万kW汽轮发电机组，是中参数发电厂。该电厂由于锅炉效率低，燃料不断涨价和锅炉维修费用不断上升，到1982年已很难维持。为了扭转亏损局面，科罗拉多约特尔（ColoradoUtle）电力公司决定对Nucla电厂进行更新增容改造。1、更新增容改造的主要内容
A、拆除原有三台陈旧落后的中参数链条锅炉，利用其厂房场地新建一台蒸发量为420t/h的高参数循环床锅炉。
B、新装一台7.5万kW的高参数抽汽汽轮发电机组，原有三台1.2万kW的中参数汽轮发电机组保留，利用高参数汽轮机的抽汽推动原有三台1.2万kW中参数汽轮机发电。
C、除原有三台链条锅炉全部拆除之外，其他大多数设备和公用系统均被大修后利用。
2、改造之后取得的结果
A、电厂的容量和参数升级。电功率从3.6万kW增容至11.1万。电厂蒸汽参数从中参数提高到高参数。电厂汽轮机热耗降低了15%。
B、可燃烧原链条锅炉不能烧的劣质煤，燃料费用降低了30%。c更新改造的装机成本为840美元/kW，只有新建电厂投资的一半。
D、电厂服役期延长30年。
E、锅炉排烟中的SOx和NOx含量达到了美国新的排放标准。
改造后的循环床锅炉运行性能
A、锅炉燃烧效率为96.9%～98.9%，锅炉效率为85.6%～88.6%。
B、当床温低于882℃、Ca/S=1.5时，脱硫效率为70%，当Ca/S=4.0时，脱硫效率为95%；当床温为927℃、Ca/S=5.0时，脱硫效率为70%。
C、所有试验工况下，NOx的排放量都低于146mg/MJ。dCO的含量随负荷变化而变化。当负荷在5.5～10.5万kW范围内时，CO的变化范围为73～99ppm。
Nucla循环床锅炉简介
Nucla循环床锅炉为Pyroflow型，于1987年投入运行，是当时世界上最大容量的循环床锅炉。锅炉蒸发量为420t/h，蒸汽压力为10.3MPa，蒸汽温度为540℃。锅炉由两个燃烧室组成，燃烧室高度为33m，燃烧室总截面积为98m2。两个燃烧室的汽水系统共用一个汽包，故两个燃烧室不能单独运行。
该锅炉自1987年运行以来，初三年进行了许多次试验测试，至1994年夏天，锅炉已运行了7年。1994年对锅炉进行了重要的改进和大修。改进的目的是降低维修成本，提高运行可靠性和年利用率。改进和大修之后，前9个月的利用率达到了88%。
（四）Nisco10万kW热电联产循环床锅炉改造工程
Nisco西湖电厂原有两台燃烧天然气的锅炉，为了适应烧石油焦的需要，FosterWheeler锅炉公司设计、制造了两台10万kW的循环床锅炉，取代原有燃气锅炉。原有电厂汽轮发电机组和有关辅助设备全部被利用。
1、Nisco循环床锅炉参数
锅炉蒸发量为374t/h，蒸汽压力为11.2MPa，蒸汽温度为541℃；再热蒸汽流量为392.8t/h，再热蒸汽压力为3.2MPa，再热蒸汽温度为541℃。这台锅炉采用了Foster
Wheeler的Intrex外部流化床热交换器。旋风子分离器收集下来的飞灰经Intrex外部流化床热交换器冷却之后，经飞灰回送装置送入床内循环燃烧。飞灰回送装置与Intrex外部流化床热交换器、燃烧室整装成一体。
2、Nisco循环床锅炉设计燃料
石油焦，石油焦成分如下：C=79.4%，H=3.31%，N=1.61%，S=4.47%，A=0.27%，O=0%，M=10.6%，高位发热量为31311.7kJ/kg。
石油焦尺寸为0～6mm。
3、Nisco循环床锅炉（带Intrex外部流化床热交换器）的特点
A、燃烧室内没有屏式受热面。
B、采用导向风帽装置的水冷布风板。
C、采用热风点火和水冷风室。
D、采用蒸汽冷却的旋风子分离器，收集飞灰。旋风子内部耐火层的厚度只有50mm左右，比非冷却旋风子的耐火层厚度350～410mm薄许多，减少了耐火层重量和支承钢架的重量。汽冷旋风子冷态启动时间只有4～6h，非冷旋风子冷态启动时间为12～16h。另外，汽冷旋风子外表面温度只有54℃，减少了散热损失，有利人身安全（耐火泥高温旋风子分离器外表面温度高达121℃）。
E、燃烧室内耐火层采用磷酸高铝耐火泥，并用不锈钢丝纤维加强，膜式管壁上还有固定耐火泥销钉。
F、维修费用低，可靠性高。
G、低污染特性：床温为871℃时，CO排放量为25.8mg/MJ、NOx排放量为258mg/MJ、粉尘排放量为12.9mg/MJ。
该改造锅炉已达满负荷运行。
二、法国循环床锅炉改造工程
法国的能源结构以核能占优势，1975年法国电力工业中，化石燃料发电占85%，核电只占15%；到1986年核发电跃到90%，化石燃料发电只占10%，且主要作调峰发电。尽管化石燃料发电占的份额很小，但考虑到环保要求和经济性，法国对旧煤粉锅炉改造成循环床锅炉十分重视。
法国对燃煤发电厂的有害物质排放要求如下（烟气中含氧量为6%）：SOx=250mg/Nm3，NOx=200mg/Nm3，粉尘=5Omg/Nm3。循环床锅炉烧煤能达到上途要求，且有经济上的优越性。
法国电力部对不同种类锅炉发电厂的每千瓦装机容量的成本进行了比较，可以看出，循环床锅炉与带烟气脱硫的煤粉锅炉和增压流化庆锅炉相比是最经济的。
（一）艾米路希12.5万kW煤粉锅炉改循环床锅炉工程
1957年艾米路希4号煤粉锅炉投运，烧洗煤厂洗煤泥干粉，到1987年该锅炉炉龄己有30年。洗煤泥干粉制造过程十分复杂，要经过对洗煤泥水浓缩、过滤、干燥，然后经磨煤机制成煤粉。烧洗煤泥干粉发电成及厂用电均较高。锅炉改成循环床锅炉以后可直接烧经简单配制的洗煤泥浆（含33%的水分），与煤粉燃式比有显著的优点。
1、锅炉设计参数
蒸发量367t/h，蒸汽温度545℃，蒸汽压力13.4MPa，再热蒸汽温度540℃，再热蒸汽压力3.0MPa，给水温度242℃。锅炉设计燃料包括含33%水分的洗煤泥和洗煤泥干粉、煤矿瓦斯、民用煤气。对这些燃料，可单独烧，也可混烧。不掺烧瓦斯，只烧洗煤泥浆时，锅炉最低负荷为50%。只烧洗煤泥干粉时，最低负荷为40%。
2、洗煤泥浆和煤泥干粉的成分
洗煤泥干粉：其尺寸与煤粉锅炉的煤粉尺寸相同，低位发热量为20305.6kJ/kg，水分为8%，灰分为28%（干燥基）。
洗煤泥浆：其尺寸范围为0～3mm，小于0.45mm的细粒子占50%，低位发热量为10466.8kJ/kg，水分为33%，灰分为45%（干燥基），硫分为0.92%。
3、循环床锅炉
该锅炉只有一个燃烧室，33m高，其横截面积为8.6m×11m=94.6m2。燃烧室下部是逐渐向上扩张的，以便分级送入二次风。循环床锅炉为鲁奇型，有两个外部流化床热交换器，两个旋风子分离器（直径为8.0m）。这个循环床锅炉装在原有锅炉的旁边，当循环床锅炉投入运行时，切断汽轮机主汽管与原煤粉锅炉的联系，并与循环床锅炉主汽管相连接。该循环床锅炉自1990年投运以来，其运行性能和利用率都很好。
（二）普诺旺斯25万kW煤粉锅炉改循环床锅炉
SteinIndustrie锅炉公司在12.5万kW煤粉锅炉改循环床锅炉成功的基础上，进行他们的第二步计划——将普诺旺斯25万kW烧高硫煤的煤粉锅炉改成循环床锅炉。
普诺旺斯25万kW电功率的4号煤粉锅炉于1967年投运，烧普诺旺斯高硫煤。法国有2000多万kW装机容量的化石燃料电厂，这些电厂中的锅炉将在2005—2020年先后超龄。为了满足法国新的、更为严格的环保要求，法国电力部选择了普诺旺斯电厂25万kW烧高硫煤的煤粉锅炉改为循环床锅炉。
1、工程背景
普诺旺斯Gardanne电厂有五台煤粉锅炉。1—3号锅炉的电功率为5.5万kW；4号锅炉电功率为25万kW，1967年投运，SO2的排放非常高；5号锅炉的电功率为60万kW，1984年投运，是四角切圆煤粉燃烧锅炉。
1990年当地政府要求到1994年以前，Gardanne电厂SO2的排放减少30%，即限制每年排放33500t，NOX的排放也要求有显著地减少。为了满足当地政府的要求，法国电力部和煤炭部成立了一个工作组，
研究决定，1～3号锅炉拆除；5号锅炉己采用炉内脱硫技术不拆除，继续运行发电；4号锅炉改为循环床锅炉，其占地使用1、2、3号锅炉原占地。改炉的经济性与增加烟气脱硫作了比较，并考虑到4号锅炉己运行24年，认为更新改造、延长服役期经济上是合算的。
2、工程组织和资金筹集
新的25万kW循环床锅炉为Soprolif公司所有。资金筹集采用股份制：法国电力公司持有55%的股份，西班牙电力公司Endesa持有25%的股份，当地煤炭部门10%的股份，GEC阿尔斯通Stein
Industrie锅炉公司持10%的股份。另外，该工程得到了欧洲联盟和法国政府的资助。
3、循环床锅炉改造工程介绍
该工程是在原1、2、3号锅炉的占地上新安装一台25万kW的循环床锅炉。循环床锅炉有一个非常大的燃烧室，其截面积为11.5m×l4.8m=170.2m2。燃烧室下部为一个裤衩形流化床，裤衩上部燃烧室截面积为11.5m×7.4m=85.1m2。有四个旋风子高温分离器，直径为7.4m，布置在炉子的两侧。每个分离器下有一个外部流化床热交换器，其中两个外部流化床热交换器内布置有中温过热器，用来控制床温；另外两个外部流化床热交换器内布置有低温过热器和最后一级再热器，用来控制再热蒸汽温度。管式空气预热器用来加热一次风；回转式空气预热器用来加热二次风。原有锅炉的大多数设备，如蒸汽管道、给水系统、冷水塔和原煤仓被利用。
锅炉设计参数如下：蒸发量，700t/h；蒸汽压力，16.3MPa；蒸汽温度，565℃；再热蒸汽压力，3.75MPa；再热蒸汽温度，565℃；再热蒸汽流量，651t/h；锅炉效率，90.5%。
锅炉的燃煤特性：燃用电厂附近Gardanne煤矿生产的高硫煤。该煤为次烟煤，具有高的挥发份。燃煤尺寸为0～10mm，尺寸小于1mm的煤粒为50%。典型的燃煤特性如下：水分11%～14%；灰分28%～32%（灰中CaO占57%）；碳40%；氮0.97%；硫3.68%；低位发热量14775kJ/kg。
该锅炉还可掺烧当地炼油厂生产的高硫渣油，其承担的负荷可占一半。渣油特性如下：水分0.4%；灰分0.O7%；碳85%；氮0.92%；硫高到4.5%；低位发热量38050～39980kJ/kg。
该锅炉的排放性能（烟气中含氧6%）：SO2≤400mg/Nm3（Ca/S比<3，97%的脱硫效率=；NOx≤250mg/Nm3；粉尘≤50mg/Nm3。
法国电力部门有10台这种容量的锅炉，该锅炉的改造成功对这些锅炉的前途有很大的影响。
4、投资分配
整个工程耗资2.3亿美元，装机耗资920美元/kW。投资分配如下：
锅炉和有关附属设备，69%；电气设备，8%；建筑和钢结构，15%；汽轮机整修和其他，8%。
这台25万kW、当今世界上最大的循环床锅炉己开始运行。它的成功将为同等容量煤粉锅炉的改造树立一个样板，另外将开辟一个40～60万kW循环床锅炉的未来。
三、日本竹原35万kW常规流化床锅炉改造
日本电力动力发展公司（EPDC）于1987年3月正式投运了5万kW电功率的带飞灰燃尽床的常规流化床锅炉。该锅炉装在日本的Wakamutsu，到1990年己运行了16000h，己进行了6种煤的燃烧试验。试验结果表明：锅炉效率达到了88.6%～91.3%；SOx的排放值为5～50ppm，NOx为60～300ppm，粉尘排放为1～3mg/Nm3。燃烧室由一个主床和一个飞灰燃尽床组成。主床是一个双层床结构，上层床有6个分床，下层床有8个分床，其中包括两个点火床。主床流化速度为1.5m/s。飞灰燃尽床有4个分床。采用分床压火办法。最低锅炉负荷可达25%。
在5万kW带飞灰燃尽床的常规流化床锅炉（鼓泡床锅炉）成功的基础上，日本电力动力发展公司于1989年计划将竹原（Takehara）热力发电厂的2号36万kW的燃油锅炉改成烧煤的常规流化床锅炉，并于同年开始建造。
该锅炉结构形式与上述5万kW的流化床锅炉相同，燃烧室由一个主床和三个飞灰燃尽床组成。主床是一个双层床结构，上层床有6个分床，下层床有9个分床。燃烧室为塔形变截面布置。
锅炉设计参数：
蒸发量为1115t/h，蒸汽压力为17.3MPa，蒸汽温度为571℃；再热蒸汽温度为541℃，再热蒸汽压力为3.18MPa；排烟温度为140℃，SOx排放浓度小于160ppm，Ca/S>5，NOx排放浓度小于300ppm；主床燃烧温度为760～860℃；飞灰燃尽床温度为980℃；锅炉燃烧效率为98%。
原电厂3号锅炉的接收、装卸和输送煤设备被利用，2号燃油锅炉的烟囱被利用，原有的海水冷却的进口和后部设备被利用。
该锅炉已于1995年6月底并网发电，成为世界上最大的电站流化床锅炉。
四、对中国的旧煤粉锅炉的改造启示
我国五十年代至七十年代投运的12.5万kW以下的机组装机总容量大约为8000万kW，为美国、法国的4倍，其中，中、低参数的机组容量约为2000万kW，高参数的容量约为6000万kW。绝大多数锅炉为煤粉锅炉，这些锅炉的运行现状如何和下一步如何处理是很值得重视的。
1、旧煤粉锅炉的运行现状及影响
A、设备陈旧、落后，运行事故多，检修、维护费用高，锅炉效率低，浪费燃料。
B、对煤种适应性差，不能烧劣质煤。
C、采用低效率的水膜除尘器，烟囱冒浓烟，粉尘对大气污染十分严重。1990年排入大气的1300万t粉尘中，820万t来自于煤的燃烧，占63%。
D、燃烧器性能差，燃烧产物中NOx的排放浓度为发达国家的4～5倍。1990年排入大气的400万tNOx中，270万t来自于煤的燃烧，占67.5%，对大气带来了严重污染。
E、均无烟气脱硫装置，煤中的含硫经燃烧后全部排入大气。1990年排入大气中的SO2达1500万t，其中1350万t来自于煤的燃烧，占84.9%。无控制的SO2的排放给大气带来严重污染。现在我国PH值小于5.6（通常作为酸雨的判断标准）的降雨面积在近8年中有大大增加，从175万km2扩大到280万km2，占我国领土面积的29%。
F、锅炉负荷调峰能力差，不能适应大范围的调峰要求。
G、灰、渣含碳量高，综合利用程度低，要求不断扩大灰渣场，占用土地面积。
2、我国面临的电力形势
目前我国大部分地区存在电力短缺的现象。我国能源结构中，煤炭能源占75%。白天与黑夜的峰谷差越来越大。这样一个局面短期内还不可能改变。另外，发展新电厂，特别是发展核电、水电又遇到资金短缺和建设周期长的限制。再有，发展常规燃煤发电，对大气环境将带来污染。这样一个形势也是许多发展中国家，如波兰、乌克兰所面临的。
3、我国旧煤粉锅炉的改造方向
循环流化床燃烧技术是一种商业化了的燃烧技术，用它来将煤粉锅炉改成循环床锅炉是我国旧煤粉锅炉的主要方向之一。我国引进的410t/h、220t/h的循环床锅炉有数台，这些锅炉或多或少地存在一些问题。引进一台循环床锅炉与我国将一台同容量的旧煤粉锅炉改成循环床锅炉相比，前者投资要翻两番。考虑到我国电力短缺和资金不足的情况，我们认为，在新建电厂的同时，不可忽视对8000万kW装机容量的旧煤粉锅炉的改造。美国、法国、日本、波兰和乌克兰等国旧电站锅炉改循环床锅炉的经验值得我们借鉴。目前，我国的各种形式循环床燃烧技术能用来改造旧煤粉锅炉。华中理工大学煤燃烧国家重点实验室开发的下排气分离器循环床燃烧技术对改造我国的旧煤粉锅炉是适宜的。
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