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火力发电厂烟气循环流化床半干法脱硫系统设计规程1.引言烟气循环流化床半干法脱硫系统是一种常见的烟气脱硫技术，其主要原理是利用石灰浆液对烟气中的二氧化硫进行吸收和中和，从而达到脱硫的目的。
本规程旨在对烟气循环流化床半干法脱硫系统的设计进行详细的规定和要求，确保系统的安全、高效运行。
2.系统组成烟气循环流化床半干法脱硫系统主要由脱硫反应器、吸收塔、排灰装置、循环系统、浆液制备系统、废水处理系统等组成。
各个部件的设计应符合相关标准和规定，保证系统的稳定性和可靠性。
2.1脱硫反应器脱硫反应器是烟气循环流化床半干法脱硫系统的核心部件，其设计应考虑到烟气流动、固体颗粒吸附和反应等因素，保证脱硫效果和系统运行的稳定性。
2.2吸收塔吸收塔是用来将石灰浆液与烟气进行接触和反应的设备，其设计应考虑到吸收效果、塔内气液流动性能和填料选择等因素，确保烟气中的二氧化硫得到有效吸收和中和。
2.3排灰装置排灰装置用于将脱硫反应器中产生的固体废物进行处理和排放，其设计应考虑到固体废物的处理方式和排放标准，保证系统的环保性。
2.4循环系统循环系统用于将脱硫反应器中的循环床料进行回收和再利用，其设计应考虑到循环床料的输送和处理方式，保证系统的稳定性和运行效率。
2.5浆液制备系统浆液制备系统用于制备石灰浆液，其设计应考虑到石灰的制备方式、浆液的浓度和稳定性等因素，保证脱硫反应的充分和持续进行。
2.6废水处理系统废水处理系统用于处理脱硫过程中产生的废水，其设计应符合相关的环保标准和要求，保证废水排放达标并符合环保要求。
3.设计要求烟气循环流化床半干法脱硫系统的设计应符合以下要求：3.1脱硫效率要求系统设计应保证对烟气中的二氧化硫的脱除率达到环保要求的标准，保证系统的排放标准符合国家规定。
3.2设备稳定可靠系统设计应保证各个设备的稳定性和可靠性，防止因设备故障导致系统不能正常运行，从而影响脱硫效果和运行安全。
3.3运行经济性系统设计应考虑到设备的运行经济性，尽量减少能源消耗和运行成本，提高系统的经济效益。
火力发电厂烟气循环流化床半干法脱硫系统设计规程一、前言火力发电厂作为能源的重要供应者，在发展过程中也面临着环保要求的不断提高。
烟气脱硫是保护大气环境、减少硫氧化物对人体健康的影响的重要手段。
烟气循环流化床半干法脱硫技术因其具有高脱硫效率、低能耗、操作稳定等优点，逐渐受到火力发电厂的青睐。
二、烟气循环流化床半干法脱硫系统工艺概述烟气循环流化床半干法脱硫系统是采用石灰石浆液作为脱硫剂，通过在反应塔内与烟气进行接触反应，将烟气中的二氧化硫进行吸收，形成石膏。
脱硫反应后的烟气通过旋风除尘器，净化后排放到大气中。
而石膏通过脱硫废水处理系统进行处理，使其达到国家排放标准。
系统操作中，石灰石浆液通过气力输送管道输送到反应器塔中，通过旋风分离器将石膏和石灰石分离，石膏送到石膏浆液处理系统，石灰石返回到循环槽进行循环利用。
三、烟气循环流化床半干法脱硫系统主要设备及其特点1.反应器塔反应器塔是烟气循环流化床半干法脱硫系统的核心设备，主要由进气口、出口、填料层、雾化喷淋层等组成。
其主要特点包括：填料层的选择要注意填料的比表面积，容积比和对流湿度等参数；雾化喷淋层的设计要根据烟气流速、反应器的容积和石灰石浆液的流量进行合理设计。
2.旋风除尘器旋风除尘器是用于对脱硫反应后烟气中的粉尘进行除尘，其主要特点包括：结构紧凑、除尘效率高、易于维护、运行稳定等。
3.气力输送系统气力输送系统是用于输送石灰石浆液到反应器塔中，其主要特点包括：输送过程中石灰石浆液无泄漏、设备运行稳定、输送距离远等。
4.脱硫废水处理系统脱硫废水处理系统是用于对反应后产生的废水进行处理，使其达到国家排放标准，其主要特点包括：处理效率高、占地面积小、废水排放达标、运行成本低等。
四、设计规程1.设计依据根据国家《烟气污染物排放标准》等相关标准，结合火力发电厂的实际情况，确定系统的设计参数和工艺流程。
2.脱硫效率系统设计应保证脱硫效率达到国家标准要求，并对脱硫效率进行动态监测，确保系统运行稳定、可靠。
循环流化床综合脱硫工艺方案1、关于循环流化床循环流化床是八十年代发展起来的新一代燃煤流化床锅炉，具有高效和低污染的特点：*床内具有很大的热容量，床内混合好，燃料适应性强，包括劣质燃料的良好适应性；*循环流化床的运行温度为830℃∽875℃，适应燃料燃烧过程脱硫，可降低so2的排放；*循环流化床采用低温分段送风燃烧，使燃烧在低的过量空气系数下运行，由炉底到炉顶的燃烧气氛从还原性气氛过度到氧化性气氛，有效降低了nox的生成与排放；*循环流化床内高的循环物料，强化传热锅炉负荷适应范围广，能40%负荷下保持额定蒸汽参数。
影响脱硫效果的显著因素有：流化床温度、脱硫剂的数量。
流化床温度对脱硫效果的影响，主要体现在反应的温度特性上。
当温度低于750℃时，石灰石不再进行煅烧分解反应，脱硫反应几乎不在进行。
而当温度高于1000℃时，硫酸盐将开始分解，不能达到固硫的效果。
所以，根据反应的温度特性及实际运行实践，流化床床层温度以825℃∽875℃为宜。
当流化床温度超出该温度范围时，脱硫效果将大幅度降低。
脱硫剂的数量用钙硫摩尔比表示：。
随着ca/s比的增加，脱硫效果增加。
对于循环流化床锅炉，ca/s=2.0时，一般可达到90%的脱硫效率。
煤中含硫量低时，脱硫效率相对下降。
使用石灰石或石灰脱硫，每脱出一个摩尔的硫，相应释放出一个摩尔的二氧化碳。
因此，应追求低钙硫比下的高脱硫效率，避免消除二氧化硫污染的同时，加剧二氧化碳的污染。
循环流化床达到∽90%脱硫效率适宜的条件[1]为：钙硫比：不小于2；床层温度：830℃∽875℃；石灰石粒径：0∽2.0mm。
2、问题的提出当钙硫比大于2时，除尘灰中含有大量的氧化钙，并随除尘灰一起排放，造成脱硫剂的浪费；过多的使用脱硫剂，会增加二氧化碳的排放，增加大气额外的污染。
因此，建议：采用低于2.0的钙硫比（如1.2），炉内燃烧脱除部分二氧化硫，炉后通过烟气脱硫工艺再进一步利用脱硫剂脱出部分二氧化硫，达到所期望的脱硫效果。
附件一循环流化床干法脱硫工艺描述1.循环流化床干法脱硫系统（CFB－FGD）概述CFB－FGD烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人---世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization，简称CFB-FGD），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。
该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW。
简要介绍如下：发展历史德国鲁奇能捷斯（LLAG）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式——多依奇公式，就是该公司的工程师多依奇先生发明的）。
LLAG在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。
LLAG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）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。
LLAG公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD）的应用业绩已达150多台套，居世界干法脱硫业绩第一位。
（90年代初，全世界还只有LLAG公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。
目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。
）2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让LLAG公司的CFB-FGD技术；2002年底，福建龙净通过竞标获得山西华能榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛总包合同，该项目已于2004年10月正式投入运行，2005年7月，华能国际委托东北电力科学院进行验收测试，各项技术指标均达到设计要求，使之成为中国同时也是世界上目前最大的、真正运行的300MW机组等级烟气循环流化床干法脱硫项目。
循环流化床烟气脱硫工艺课件一、引言目前，空气质量污染已经成为了人们普遍关注的热门话题。
其中，烟气是造成大气污染的重要因素之一。
近年来，针对烟气的排放，人们不断地研究新的治理技术，其中，循环流化床烟气脱硫工艺成为了最受关注的一种。
a.流化床反应器的基本原理循环流化床烟气脱硫工艺是在流化床反应器的基础上开展的。
所谓流化床，即指在一定的流体动力学条件下，将固体颗粒物打破平衡状态，使之呈现出类似于流体的特性。
利用这一原理，可以有效地将气体和固体分离。
流化床反应器的特点是：在反应过程中，反应床内的颗粒物可以随着气体流动而自由移动，从而保持了反应床内混合物的均匀度和适应性。
b.烟气脱硫的基本原理烟气脱硫技术的基本原理是利用一定的化学反应来将烟气中的污染物去除。
在循环流化床烟气脱硫工艺中，采用了比较常见的湿法脱硫技术。
具体来说，将氧化钙或氢氧化钙作为脱硫剂，添加在烟气中，与气体中的气体反应，从而形成新的固体物质，如硫酸钙等。
这种新产生的固体物质会被循环流化床带到上游，进入脱硫反应器中进行二次反应，将硫酸钙分解为硫醇和水蒸汽。
脱硫后的烟气经过处理后可以安全地排放到大气中。
循环流化床烟气脱硫的基本流程主要包括：烟气进入循环流化床，与脱硫剂进行反应，脱除烟气中的污染物，经过后续的水洗处理后，将脱硫后的烟气排放到大气中。
a.高效性与传统的烟气排放治理技术相比，循环流化床烟气脱硫技术具有更高的效率。
在脱硫反应器中，脱硫剂可以充分地与烟气中的污染物反应，使其实现彻底去除，从而降低了空气中的污染物含量。
b.灵活性由于循环流化床烟气脱硫技术适用于不同种类的燃料和不同种类的烟气，因此，其灵活性更强。
换句话说，即使处理不同来源的烟气，在具体的操作过程中，同样可以采用循环流化床烟气脱硫技术进行治理。
c.安全性循环流化床烟气脱硫技术具有更好的安全性。
在烟气处理过程中，循环流化床反应器内部的高温、高压状况与烟气形成的压力，确保了反应器内部具有极高的稳定性，从而降低了由于待处理烟气导致的安全隐患。
循环流化床燃煤锅炉烟气脱硫的工艺设计摘要：本文针对热电厂烟气脱硫工艺技术改造进行分析，针对2X30 t/h循环流化床燃煤锅炉的现状以及脱硫要求，并结合我国烟气脱硫技术现状，选用石灰石一石膏法作为该发电厂的烟气脱硫工艺。
基于此，本文就针对循环流化床燃煤锅炉烟气脱硫的工艺设计进行具体研究。
关键词：循环流化床；燃煤锅炉；烟气脱硫；工艺设计1设计原则第一，设计需满足的经济性要求：应根据系统所需的以及要求来选择烟气脱硫处理的工艺，并尽可能减少项目实施以及运行的费用。
所应用的技术应先进且合理，要根据生产的所需的进行选择以及设计，在保证经济合理的前提下，还要尽可能运用先进的科技避免二次污染。
脱硫系统运行时不会干扰锅炉的正常工作，并能够在设计前提下，达到二氧化硫的排出量达标。
第二，脱硫塔出口烟温控制在55℃左右，脱硫系统装置漏风率在1%以下（承包方建设范围内的烟风系统）。
保证硫的去除率>98%工况下，脱硫剂、工艺水、电耗量等物耗应不超过保证值。
第三，在锅炉40%--110%额定负荷时，整套装置能正常稳定连续运行，并有一定的裕量。
承包方提供脱硫及相关系统各部分的设计阻力，整个脱硫系统烟气总阻力（自现引风机出口至水平水泥烟道或烟囱入口）控制在1500 Pa以内。
2循环流化床燃煤锅炉烟气脱硫工艺2.1硫的去除率高、燃料一的适应广循环流化床在运行的过程中能够使设备内部的气一固以及固一固发生非常均匀棍合，并且如果使用的为非常难以着火的燃料的话，进入到循环流化床之后同样能够和内部的床料发生很快的接触混合，并且被加热到燃料泊勺着火温度，同时不会引起循环流化床内部床层温度的明显下降。
此时，循环流化床燃烧锅炉就能够通过不所需的添加其他辅助燃料的方式来使所有燃料的燃烧。
所以，循环流化床形式的锅炉能够燃烧基本上大部分的煤（如泥煤、烟煤、无烟煤），同时还包含了焦炭、煤歼石、油页岩等燃料。
2.2燃烧的效率很高燃料在循环流化床锅炉里边的的燃烧效率一般都能够达到在98度左右，相同清况下是高于鼓泡流化床锅炉，能够和其他高效率的锅炉相比。
1、前言循环流化床燃烧是指炉膛内高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触，同时大量高温颗粒从烟气中分离后重新送回炉膛的燃烧过程。
循环流化床锅炉的脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，与石油焦中的硫份反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。
较低的炉床温度（850°C〜900°C）,燃料适应性强，特别适合较高含硫燃料，脱硫率可达80%〜95%，使清洁燃烧成为可能。
2、循环流化床内燃烧过程石油焦颗粒在循环流化床的燃烧是流化床锅炉内所发生的最基本而又最为重要的过程。
当焦粒进入循环流化床后，一般会发生如下过程：①颗粒在高温床料内加热并干燥；②热解及挥发份燃烧；③颗粒膨胀及一级破碎；④焦粒燃烧伴随二级破碎和磨损。
符合一定粒径要求的焦粒在循环流化床锅炉内受流体动力作用，被存留在炉膛内重复循环的850C〜900C的高温床料强烈掺混和加热，然后发生燃烧。
受一次风的流化作用，炉内床料随之流化，并充斥于整个炉膛空间。
床料密度沿床高呈梯度分布，上部为稀相区，下部为密相区，中间为过渡区。
上部稀相区内的颗粒在炉膛出口，被烟气携带进入旋风分离器，较大颗粒的物料被分离下来，经回料腿及J阀重新回入炉膛继续循环燃烧，此谓外循环；细颗粒的物料随烟气离开旋风分离器，经尾部烟道换热吸受热量后，进入电除尘器除尘，然后排入烟囱，尘灰称为飞灰。
炉膛内中心区物料受一次风的流化携带，气固两相向上流动；密相区内的物料颗粒在气流作用下，沿炉膛四壁呈环形分布，并沿壁面向下流动，上升区与下降区之间存在着强烈的固体粒子横向迁移和波动卷吸，形成了循环率很高的内循环。
物料内、外循环系统增加了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，使燃料可以反复燃烧，直至燃尽。
循环流化床锅炉内的物料参与了外循环和内循环两种循环运动，整个燃烧过程和脱硫过程就是在这两种形式的循环运动的动态过程中逐步完成的。
3、循环流化床内脱硫机理循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，石油焦和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。
石灰石在850C〜900C床温下，受热分解为氧化钙和二氧化碳。
气流使石油焦、石灰石颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃料烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。
为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰等送回燃烧室参与循环利用。
按设计，II电站CFB锅炉钙硫比达到1.97时，脱硫率可达90%以上。
高硫石油焦在加热到400C就开始有硫份析出，经历下列途径逐步形成SO2，即硫的燃烧过程：S--f H2S--f HS--f SO--—SO2硫的燃烧需要一定的时间，石油焦床内停留时间将影响硫的燃烧完全程度，其随时间同步增长。
同时床温对硫的燃烧影响很大，硫的燃烧速率随床温升高呈阶梯增高。
以石灰石为脱硫剂在炉膛内受高温煅烧发生分解反应：△CaCO3--—CaO+CO2-179MJ/mol上式是吸热反应。
由于在反应过程中分子尺寸变小，石灰石颗粒变成具有多孔结构的CaO颗粒，在有富余氧气时与床内石油焦的析出硫分燃烧生成的S02气体发生硫酸盐化反应：CaO+SO2+1/2O2--f CaSO4+500MJ/mol使Ca0变成CaSO4即达到脱硫目的。
但是生成的CaSO4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。
4：影响脱硫的因素与清洁燃烧控制影响脱硫的因素有许多，一部分属于设计方面的因素，诸如给料方式的不同会有不同的脱硫效果；炉膛的高度影响脱硫时间等。
另一部分属于运行方面的因素，如Ca/S摩尔比、床温、物料滞留时间、石灰石粒度、石灰石脱硫活性等，本文仅从运行角度，对II电站CFB锅炉的脱硫工艺进行研究分析。
4.1：Ca/S摩尔比的影响当Ca/S比增加时，脱硫效率提高。
由于II电站CFB锅炉燃烧用高硫石油焦的硫含量基本上为4%〜4.5%,所以，Ca/S比的改变可由控制石灰石的加入量来实现。
通过对在线仪表的数据采集分析，从图1可以发现，随着石灰石加入量的增大，烟气中的SO2排放量逐步降低，趋势变缓，Ca的利用率下降。
因此Ca/S比存在经济性问题，一般经济Ca/S比在1.5〜2.5之间。
II电站CFB锅炉设计Ca/S比控制在1.97。
实际运行中，还可以用石灰石输送风压比照石灰石加入量，目前石灰石输送风压PT650A/B控制在20KPa左右。
（脱硫效率以在线监测仪的烟气SO2排放量平均数据表示，排放量越小，则脱硫效率越高。
）4.2:石灰石粒度及活性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75p m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。
一般地，石灰石颗粒粒径选在0.2-1.5mm为宜。
II电站的石灰石粒径控制设计指标是D50=550p m。
所谓D50，指的是通过50%的物料质量的筛网的尺寸，即物料平均粒径。
也就是说，II电站的石灰石平均粒径为550p m。
石灰石经二级破碎机制粉，在正常运行中不进行粒度的改变调整。
石灰石的脱硫反应活性，受地质特性和物理特性决定，如石灰石的钙含量和其它成分含量、锻烧后的孔隙结构、破碎特性、地质年龄等。
应通过试验，测定石灰石的活性指数，从而确定筛选矿区，不采购不明石灰石。
4.3：床温的影响床温对脱硫效率有较大影响。
从图2床温与脱硫关系曲线可以看出，脱硫率在较高或较低床温下明显下降。
因为脱硫反应有其最佳的化学反应温度，约为860°C〜880°C左右，偏离最佳反应温度时，脱硫效果下降。
电站CFB锅炉床温一般控制在880C〜900C，并不在最高脱硫范围内，这有两方面原因：一是床温高，锅炉燃烧效率高；二是石油焦的挥发份少，着火温度高达500C〜550C，燃烬所需温度亦较高。
所以选择这一运行温度范围是统和考虑的结果。
4.4：物料滞留时间的影响床料在炉膛内滞留时间越长，硫的燃烧、Ca0与S02的有效反应时间就越长，脱硫效率越高。
影响物料滞留时间的因素一般有：流化风速，循环倍率，石油焦造粒及碳黑掺烧，电除尘飞灰回燃循环等等。
4.4.1：流化风速的影响一次风系统提供循环流化床所必需的流化风。
增加流化风速，实际上增加了物料的携带速度，从而使循环回料量增加，相应的延长了脱硫剂在炉膛内的停留时间；并由于整个稀相区物料浓度的增加而增加该区脱硫剂浓度，提高了脱硫剂的利用率，脱硫效率增高。
但如果一次风速太大，使炉膛出口烟气速度超过旋风分离器的捕捉速度，造成循环回料量减少，从而降低脱硫效率。
在运行中，可通过调节风流量、一、二次风配比等,达到调节流化风速的目的。
4.4.2:循环倍率的影响循环倍率指单位时间内通过床料回送装置返回炉膛的床料量与锅炉投入固体物料量的质量比。
循环倍率越大，脱硫效率越高。
因为循环延长了石灰石在床内的停留时间，提高了脱硫剂的利用率。
同时使稀相区的物料浓度增高，增加了石油焦在炉膛内与床料碰撞的概率，提高石油焦在炉膛内的停留时间，从而使脱硫效率升高。
图3为循环物料量与烟气SO2排放量关系。
循环物料量的主要控制手段为：控制石灰石的加入量及石灰石的粒径，调整一、二次风比率，控制石油焦粒径，控制J阀的工作状态，控制合适的炉膛上部差压、保证炉膛内有足够的细颗粒等。
4.4.3：石油焦造粒及碳黑掺烧的影响II电站于2001年1月，在2#CFB锅炉上做了3天的掺烧30%造粒石油焦试验，原目的是研究飞灰碳含量的变化情况。
所谓造粒，就是将粉料石油焦，掺加一定比例的飞灰和粘结剂，聚集成4mm左右的粒焦。
这实际上使飞灰中30%左右的Ca0得到了回用，提高了石灰石的利用率。
但这部分的Ca0由于表面孔隙被CaS04堵塞，使SO2不能充分地深入到Ca0颗粒内部，脱硫性能相对较差。
另一方面，随着粒径增大，石油焦的着火点温度将明显提高，延长了石油焦颗粒在高温床料内加热干燥、热解及挥发份燃烧的时间，石油焦的硫份燃烬更加充分，与石灰石充分反应后，脱硫率增高。
目前II电站锅炉在石油焦中掺烧5%左右的碳黑。
碳黑来自合成氨装置，水份比较大，经掺和一定量的底灰粘结，使底灰中40%左右的CaO得到了回用。
由于CaO与碳黑中的H20反应生成Ca(OH)2,其与S02的结合能力比CaO强，因此，比较造粒石油焦与掺烧碳黑，后者的脱硫效果更佳。
4.4.4：电除尘飞灰回燃循环的影响II电站1#CFB锅炉新增电除尘飞灰回燃循环系统，将锅炉尾部电除尘器一电场收集的飞灰送回J阀回料腿，进入锅炉炉膛的密相区，实现循环燃烧。
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。
4.4.5:效果II电站的两台循环流化床锅炉运行中的烟气S02排放量在400ppm左右，(标准状态烟气中1ppm的S02体积浓度等于2.86mg/Nm3质量浓度)，约为1144mg/Nm3。
国家排放控制标准为1200mg/Nm3〜1800mg/Nm3，工艺控制标准为1500mg/Nm3。
4、总结随着社会和国家对环境保护的日益重视，以及公司HSE管理的不断深入，SO2排放控制标准将逐步向世界先进国家靠拢，达到400mg/Nm3。
由此可以看到明显的差距，CFB锅炉的清洁燃烧工作任重道远，需要为之不断的努力。
综上所述，CFB锅炉的燃烧脱硫控制，关键是增大石灰石的添加量及加大物料的循环利用程度，提高Ca/S 比。
同时加强重视对床温、流化风速、物料粒径、石灰石脱硫活性等因素的选取、调整、控制，通过对这些因素的优化组合，提高循环流化床锅炉的脱硫效率，达到清洁燃烧的目的，净化空气，实现最大程度的不破坏环境。
