4．4．6ACFB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／hCFB锅炉的性能试验

内江发电总厂410t／hCFB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/hCFB锅炉性能试验技术指标

序号

名称

单位

设计值

测试值

1

最大连续蒸发量

t/h

410

410

2

蒸汽温度

℃

540

540

3

蒸汽压力

MPa

9.8

9.8

4

锅炉效率

90.70

90.79

5

最低不投油稳燃负荷

t/h

126（为410的30.7）

108～126

6

负荷调节

/min

7

7

7

床温

℃

830～870

830～870

8

SO₂

mg/Nm₃

700

684

9

NOx

mg/Nm₃

200

78

10

CO

mg/Nm₃

250

211

4.4.8内江发电厂410t/hCFB炉运行特点

（1）高温灰料的循环流动是CFB炉最大运行特点：

(2)该炉带负荷能力强，负荷调节范围大；
(3)该炉低负荷调峰能力强，在不投油时，最低稳燃负荷可控制在126t/h及以下；
(4)自动化程度高，该炉启停及燃烧调节均实现计算机全程控制；
(5)高效脱硫，当投放石灰石并有效控制床温在850℃时，S02排放量可达到设计值，脱硫效率达到90％以上；
(6)运行床温控制在830-870℃范围内，并采用了分级送风，N0x排放量能控制在设计范围之内。

4．4．9ACFB锅炉在运行、调试中出现的问题与对策
(1)ACFB炉调试中的改进内江发电总厂410t／hCFB炉为芬兰AhlstNm公司设计制造的Pymnow型单汽包自然循环、常压循环流化床(ACFB)锅炉，1996年调试中设备改进如下：
①增加一套电场灰再循环系统；
②二次风系统改造。通过这两项技术改进，才使该炉达到锅炉效率保证值。
(2)ACFB炉运行中出现的问题与对策以内江发电总厂410t／hCFB炉为例来说明。
①高温回料腿下的膨胀节经常烧坏，51起该炉频繁停炉和压低负荷运行。于1997年9月将原纤维膨胀节改为不锈钢膨胀节，并增加了冷却风，才使运行正常；
②石灰石给料系统投运不正常，石灰石破碎系统压缩空气无干燥装置，造成料仓和管道经常出现堵塞结块现象。现已增设了压缩空气系统冷冻式干燥装置；
③二次风机设计容量偏小，二次风系统设计不合理。经二次风机增容改造和二次风喷口扩大处理，才改善了送风条件。
④分散控制系统(DCS)容量偏小，经常死机，现已进行了DCS升级；
⑤底灰冷却系统设计容量偏小，投石灰石脱硫时造成底灰冷却器排灰温度高且易堵塞，水冷绞龙的磨损也较严重，对校核煤种的适应性更差。但该系统受现场空间限制改造比较困难，其不足之处应作为今后的教训；
⑥细灰可燃物居高不下--芬兰方采取的措施：加大了二次风口，在原B1电场灰再循环的基础上增加了一套灰再循环系统，把A1电场灰返送进燃烧室进行复燃LX及优化燃烧、组织合理的炉内流体动力工况，才降低了可燃物，但仍比设计值高一些

4．5ACFB锅炉大型化的几个关键问题

4．5.1ACFB炉的受热面布置(见图7)

(1)国外锅炉制造厂对不同炉型采用不同措施。
①德国Lurd型CFB炉从第一自100MW级起，就采用外置换热器，以解决大型ACFB炉的受热面布置。
②美国Fosbrwheete公司对大型ACFB炉采用了整体式再循环换热器。
上述两种炉型都是在其外置换热器布置过热器和再热器，以解决在炉内燃烧布置不下受热面问题。
②芬兰Ah1strom公司，采用在燃烧室上部布置O形和翼片式管屏过热器、再热器受热面或部分蒸发受热面。在400Mw；600MW级的CFB炉燃烧室内还．需布置全高度分隔式受热面。

4．5．2600MW级的ACFB锅炉方案

(1)美国FW公司对超临界压力的ACFB炉设计了不同的分离技术和受热面布置。
①第一方案：采用自然循环的亚临界压力CFB锅炉，气因分离器采用水冷或汽冷的旋风分离器，燃烧室上部布置Ω形和翼片式管屏过热器，裤权式燃烧室。这是对全球已投运的最大的250MW级CFB炉的设计发展。
②第二方案：采用自然循环的亚临界压力CFB锅炉或超临界压力的直流CFB锅炉的设计。取消旋风分离器，采用紧凑型水冷分离器，构成锅炉的汽水循环回路；为解决燃烧室内布置受热面问题，采用C-HEX换热器作为第二级过热器，另外，在燃烧室下部整装有第一级过热器。
(2)法国Stein公司在普罗旺斯电厂250Mw级CFB炉上进行热模试验和在艾米路希电厂125MW级CFB炉的燃烧室内测量了沿燃烧室壁的热流和湿度分布，为炉内换热器的制造设计提供数据。该公司设计的600MW级CFB炉的炉膛尺寸深15m、宽25m，旋风筒数目与直径为6xΦ9m。

该公司基于循环流化床燃烧室上部的“环核流动”模型提出了沿燃烧室壁下流的粒子，在其变截面处引入一个炉内的流化床式换热器。此换热器可以和锅炉本体管道装成结构紧凑或便于安装的单独结构。其
优点如下。
①在满负荷时粒子的循环量增加，炉内换热器的温度水平提高，换热器受热面积减少；
②由于粒子循环量增加，锅炉不投油最低负荷还可降低；
②炉内换热器受热面积的布置可采用并联形式：
④炉内换热器与燃烧室底部之间床粒的循环将改善燃烧室底部的流化质量；
③炉内换热器与燃烧室底部之间的返料管道为增多锅炉给料点提供了条件。

4．5．3ACFB锅炉大型化的发展方向
(1)AC四锅炉大型化不仅仅解决高硫煤的污染问题，而且还有煤粉炉无法燃用的劣质燃料以及焚烧垃圾。
(2)ACFB锅炉大型化为燃煤联合循环发电提供条件和可行技术。
⑦如图4所示，常压循环流化床带部分气化(碳化炉)的联合循环发电系统；
②增压循环流化床联合循环发电技术的发展为流化床燃烧技术找到了一条新的发展途径。
(3)大型循环流化床技术可成为我国火电脱硫发展方向1994年4月，国家电力公司在循环流化床锅炉示范基地--四川内江发电总厂高坝电厂举行现场交流会。来自国家计委、国家经贸委和全国电业系统10家单位的100多位领导、专家，就大型循环流化床技术的发展进行了深入研讨。通过高坝电厂410t／hACFB炉投运后在经济和环保方面所取得的良好效益，表明循环流化床技术能够达到电力可持续发展和电力结构调整的
要求，从而能解决我国火电对大气的严重污染问题。关于循环流化床锅炉的投资问题，代表们最为关注。通过论证，循环流化床锅炉的投资较常规锅炉加姻气脱硫装置的投资略少，而且目前在我国已经具备了一定的
技术和人才储备，实现大型化和国产化以降低投资，从而为循环流化床技术在火电建设中的广泛应用开创了广阔的前景。