1．1循环流化床燃烧技术的特点

循环流化床燃烧技术作为一种新型高效低污染清洁燃煤技术，在环保和劣质燃料利用方面显示出极大优势，具有其他燃烧技术无法比拟的优点，能够较好地解决我国锅炉煤种供应多变、原煤直接燃烧比例高等问题，并且能切实地体现其重大的经济效益、社会效益和环保效益。国际上已有几百台不同容量的循环流化床锅炉投入运行，运行状况令人满意，获得了可观的收益。循环流化床燃烧技术的主要技术特点有以下几条。

（1）循环流化床燃烧属低温及分级配风燃烧，氮氧化物排放远低于煤粉炉，采用低温和分级燃烧技术可使NO_X浓度<200uL/L。

（2）可实现在燃烧过程中直接脱硫。循环流化床锅炉燃烧温度水平在850～900℃范围内，可以直接向炉膛内加入石灰石进行炉内脱硫，脱硫效率高且技术设备经济简单，当钙硫比为1.5～2.0时，脱硫率可达90%以上，脱硫生成的CaSO4混入灰渣中，可直接加以利用，没有二次污染。

（3）燃烧稳定，燃料适应性广，燃烧制备和给料系统简单。循环流化床由于存在炽热的密相区，燃烧稳定性好，并且可燃用各种燃料，特别是其他炉型不能燃用的劣质燃料，如煤矸石、油母页岩、无烟煤、焦炭末、石油焦和高硫煤等低热值或高硫劣质燃料，以及难燃和低灰熔融性的燃料。

（4）燃烧强度高，燃烧效率高。循环流化床运行时气流速度较高，气固间发生强烈的热量和质量交换，大大强化了炉内的传热和传质过程。循环流化床内气固两相的热容量大，截面负荷可达6MW/m²。物料通过分离器多次循环返回炉内，延长了颗粒的停留和反应时间，保证了燃烧效率。

（5）排渣活性好，易于实现资源综合利用，无二次灰渣污染。

（6）负荷调节范围大，低负荷可降到30%左右。调节速度快，每分钟可达5%～10%。

循环流化床燃烧的主要缺点：炉膛高大，初期投资高，分离循环率系统较复杂，系统阻力大，自耗电高等。

1.2循环流化床燃烧技术的应用领域

循环流化床燃烧技术主要应用于SO₂和NO_X排放控制严格、燃料供应品质波动大、负荷变化频繁波动幅度大等条件下。结合技术发展和能源资源情况，我国循环流化床燃烧技术目前主要可用于清洁火力发电、热电联产、劣质燃烧利用及城市集中供热等方面。

（1）燃用高硫煤及普通火电厂

循环流化床锅炉在燃烧过程中加石灰石脱硫（如含硫2%左右的煤），其脱硫效率可达90%以上，另外由于循环流化床锅炉采用低温燃烧技术及分级配风技术，烟气中NO_X浓度可控制在250mg/m3以下，不需任何脱硝措施，不仅节约了初期投资费用，而且锅炉效率一般也与煤粉炉持平。我国硫份大于2%的中高硫煤和高硫煤约占商品动力用煤的20%左右，该技术对然用高硫煤的电厂是适用的，而且有很大的应用市场。

（2）大、中城市热电厂

即使燃煤含硫量较低，但为满足环保对电厂脱硫、脱硝的严格要求，采用循环流化床锅炉对保证低排放运行及降低投资和运行费用也是经济适用的。并且由于灰渣活性好，可直接用作建材，如铺路材料、制砖和水泥掺合料等等，因此不需要占用宝贵的土地资源建造储灰场。

（3）难燃煤及劣质燃料

对无烟煤、高灰分劣质煤、洗中煤、煤矸石、煤泥浆、油页岩、石油砂等，

采用循环硫化床锅炉可解决煤粉炉燃烧不稳、易灭火、易放炮等问题，其热效率也比煤粉炉高5%左右，因而适于无烟煤电厂、劣质煤矿电厂、油页岩电厂采用、我国目前每年生产可用于燃烧发电的劣质燃料（煤矸石、中煤、煤泥）有1亿吨左右，现有的煤矸石等堆放已成为一个不可忽视的污染源。因此，该技术应用推广价值极大。

（4）其他难燃煤

对低灰融性煤，循环硫化床锅炉可因难地燃用。因此，凡是煤粉炉难于处理的易结渣煤均宜使用循环流化床炉型。对于高灰分褐煤，循环流化锅炉燃料只需较简单制备，低温燃烧也可避免炉内沾污结渣。

（5）煤种多变用户

为保证可靠性和经济性，循环流化锅炉低温燃烧特性对煤种变化不甚敏感、适应性强的优点正是广大用户所期望的。

1.3 国外循环流化床燃烧技术的发展现状及分析

快速流化技术始于20世纪70年代初德国Lurgi公司用于三氧化二铝的焙烧工艺过程。世界上第一台循环流锅炉床，普遍认为是1979年芬兰的Ahlstrom公司开发的20t/h循环流化床锅炉。从此以后，循环流化床锅炉的研究与开发逐步得到了许多国家的重视，并且发展迅猛，各种不同容量和多种结构的循环硫化锅炉相继被研制出来并投入运作。20世纪80年代中期完成了100MW级的开发，1986年Lurgi的95.8MW的270t/h锅炉，1988年Ahlstrom的110MW的420t/h锅炉相继投运发电。20世纪90年代后期完成了300MW级的开发。如Stein公司开发的250MW级循环流化床锅炉已于1995年在法国Gardanne电厂安装运行，其后美国伊利塔诺斯州两台250MW,韩国一台225MW、波兰两台230MW循环流化床锅炉已于前几年相继安装运行。目前，更大型的500～600MW循环流化床电站锅炉的建设也正在建造之中。法国阿尔斯通公司目前已完成了600MW超临界循环流化床锅炉的全部设计图纸，法国电力（EDF）目前正在为其寻找用户。循环流化床燃烧在技术上已形成了热旋风筒、汽冷旋风筒、水冷方形旋风筒、外置式换热器、外置换热器、紧凑式外置换热器和内置换热器等几种流派。

（1）德国Lurgi型循环流化床技术

Lurgi型循环流化床锅炉的主要特征，是设置有外置流化床热交换器（EHE），将部分冷却受热面置于外部换热器中，另外在回料控制器上设有锥形回料控制阀。高温旋风分离器分离下来的高温灰一部分通过回料控制器直接进入燃烧室、另一部分通过锥形阀送入外置换热器，经外置换热器换热后再进入燃烧室，把燃烧和传热过程分来调节。根据燃料的差异，空塔速度多在4～6m/s之间，入炉燃料最大粒度多在6～10mm之间，相应的循环倍率约在30～40以上。

外置换器的成功设置，解决了锅炉炉内受热面布置空间不足和受热面磨损倾向严重等问题；运行时，通过调节燃料量和经过EHE的热灰流量，控制蒸汽温度和燃烧温度。这种调节作用在低负荷和变质负荷时尤为显著。采用分段送风燃烧，一次风经布风板送入燃烧室，二次风在风板上方一定高度送入，通过调节一、二次风比和灰流量，可保持燃烧温度的稳定，从而保证运行稳定，维持理想燃烧效率和有效控制NO_X、CO、SO₂等污染物排放。

自从1982年第一台Lurgi公司循环流化床工艺技术许可证或以其他技术合作方式设计制造Lurgi型循环流化床锅炉。其中，法国Stein公司和美国ABB-CE公司在Lurgi型循环流化床锅炉大型化开发应用方面有较显著业绩，目前最大容量的Lurgi型循环流化床锅炉为Stein公司制造，安装在德国Gardarne电厂的250MW（700t/h）锅炉。该锅炉1995年5月开始试运行，SO₂排放运行值为103mg/m³，NO_X排放运行值为230mg/m³，CO排放量运行值为8.44mg/m³.

（2）芬兰Ahlstrom公司Pyroflow型循环流化床锅炉

Pyroflow型循环流化床锅炉，结构系统相对比较简单，耐用，占地少。采用高温旋风分离器作为物料分离收集器，炉膛出口烟气携带的固体颗粒绝大部分被高温旋风分离器分离后作为循环灰经气力控制的自平衡式U形阀，从循环灰管送回炉膛底部密相区，循环倍率高。冷却受热面完全置于流态化燃烧室中，足够量的颗粒回送返混并均匀分布于炉膛中，保证了颅内传热，也起到了控制炉膛温度的作用。一次风从炉底布风装置送入，约占总风的60%，二次风在炉膛下部锥段以两个或三个不同高度送入，少量（1%～2%）高压空气 经回料机构送入炉膛。锥段以下基本为湍流床，以上形成快速床。在上升气流的作用下，床内颗粒充满整个炉膛温度。根据燃料的不同，稀相区烟气空塔速度在4～6m/s之间，入炉燃料粒度在7mm以下。

第一台商业化Pyroflow型循环流化床锅炉热功率为15MW，1979年在奥斯龙总公司一家轧钢厂投运。我国在四川内江引进安装了一台410t/h（100MW）Pyroflow型循环流化床锅炉，锅炉测试热效率为90.79%，性能试验SO₂排放值为684mg/ m³，（钙硫比为2.219），NO_X排放值为78mg/m³，CO排放量值为211mg/m³.

目前，已有数十台发电功率在100～250MW的Pyroflow型循环流化床锅炉在运行，其中一些已有十多年额成功运行经验。最大容量的Pyroflow型循环流化床锅炉安装在波兰Turow电厂，发电功率为235MW（665t/h），该锅炉1998年投运。

    （3）美国FM型循环流化床锅炉

FM型循环流化床锅炉带有半分隔墙的单炉膛和整体式再循环热交换器（Intrex），解决了受热面布置问题。蒸汽冷却式旋风分离器布置简单、外形尺寸小、用料省、重量轻、安装方便、维护量小，并且烟气处理能力加大，分离器中的膜式壁增加了受热面积，降低散热损失，提高锅炉效率。采用的水冷式风板并具有导向喷嘴，有助于粗颗粒床料和排渣口移动，防止粗斜存积过多而影响流化质量。锅炉运行温度一般控制在850～900℃，炉膛下部为密相区，上部是稀相区，可以使粒度较粗的燃料和脱硫剂，在相对较低的空塔速度下，仍能保持物料的良好流化。

（4）德国Circofluid型循环流化床锅炉

Circofluid型循环流化床锅炉采用半塔式布置，二次风口以上布置蒸发受热器、屏式过热器、对流过热器、省煤器等，炉膛出口烟温降至400℃左右。采用中温（400℃左右）旋风分离器，简单紧凑，没有床斜在分离器内发生燃烧的危险，且加速启动时间。不用EHE，旋风分离器分出物料部分（或分部）返回主床，部分排入灰坑，由煤质及负荷决定。采用较低的运行风速（2～5m/s）循环倍率不太高。

1.4国内循环流化床燃烧技术的发展现状及分析

在“八五”期间，我国完成了75t/h循环流化床锅炉的开发与应用，同时安排了220t/h循环流化床锅炉的开发，以及引进技术的国产化，特别是通过75t/h循环流化床锅炉完善化工程，极大地推动了这一容量的循环流化床锅炉的完善及推广应用，实现了产业化，全面地提高了循环流化床燃烧技术水平。目前已有300多台75t/h循环流化床锅炉正在运行。在“九五”期间，国家安排了125MW（410t/h）级的循环流化床锅炉的方案设计研究工作，形成了具有自主知识产权的技术方案。目前正在进行130t/h、220t/h、410t/h容量级循环流化床锅炉示范，这些循环流化床锅炉燃用不同燃料，并且分布很广。我国自主知识产权的第一台130t/h和240t/h循环流化床锅炉均已于2000年分别在甘肃窑街矿区、山西振兴集团投入运行，现已有近10台130t/h锅炉和2台240t/h中压锅炉投入运行。引进或引进技术分包生产锅炉20多台，其中全套引进的1台100MW（410t/h，9.8MPa，540℃）和分包生产的有13台220t/h锅炉也已投入运行。

1.5我国循环流化床锅炉的效益和评价

以我国手台通过部委级鉴定的75t/h循环流化锅炉（嵊县热电厂75t/h百叶窗分级循环流化床锅炉）为例，显示循环流化床锅炉的典型效益，并且与35t/h链条炉做如下对比。

（1）运行小时数

75t/h百叶窗分级循环流化锅炉从1993年点火启动以来，经过30多项技术改进措施，锅炉结构更加完善，性能日趋成熟，锅炉年利用小时数逐年增加，1995年度创造了年运行7645.19h，一次连续最长运行时间达4340.11h的好成绩。

（2）运行经济性

运行经济性对比

燃烧系统及分离系统改造，特别是布风板下沉300mm、二次分离由百叶窗改为卧式旋风筒、一次分离采用波纹加倒钩的高效SiC分离片后，加，分离装置捕捉细颗粒能力进一步增加，分离效率提高，循环量进一步增加，料层运行高度增及炉渣可燃物大幅度下降，煤耗逐步下降。厂用电率高一直是循环流化床一大缺点。针对这一情况，通过挖潜，采用双套风机，高负荷采用双套风机运行，低负荷采用单套风机运行，有效地减少低负荷风机空载损失，使厂用电率下降。

（3）经济效益、社会效益

①调峰

1992年采用循环流化床锅炉以来，利用循环流化床低负荷运行性能好、20%～100%负荷下能正常运行的优势和抽凝式汽轮机电负荷调峰幅度大的特点，在保证供热的前提下，全年上网电量中低谷电量不足总电量的15%。电厂调峰能力进一步增强，社会效益日趋明显，使企业效益也有明显提高。

②利用劣质煤

循环流化床由于具有煤种适应性广这一最大优势，对于我国南方缺煤区具有较大的适应性。燃用煤种挥发分低，热值低，灰分高，煤价仅为链条炉燃用煤价格的80%左右，原煤消耗比链条炉低200g/（Kw·h）以上。

③灰渣综合利用

循环流化床灰渣综合利用价值高，灰渣是优质的水泥掺合料，飞灰可作墙体材料掺合料。

2．煤的洁净发电

中国燃煤电厂排放的SO₂和NO_X数量是所有燃煤锅炉中站绝对多数。因而电厂的洁净燃烧对改善我国大气环境具有举足轻重的作用。目前绝大多数电厂都采用煤粉锅炉燃烧，而目前国内电厂燃烧煤质量好坏不一，有些缺煤地区则常用高硫煤作为电厂燃料，如广西合山电厂就用当地合山矿区的高硫贫煤（St，d>5%）最为唯一燃料，重庆铬璜电厂也用当地松藻的高硫煤作为燃料，经洗选后该矿区的电煤平均硫份仍在2.78%左右。华北和华东地区的不少电厂还常用炼焦煤洗煤厂的中煤（St，d也多在1%～2%以上）作为燃料，为了减排SO₂，因而许多电厂都需要设有烟气脱硫装置，如铬璜电厂的烟气脱硫设备就从国外引进。但由于烟气脱硫成本较高，因而不少电厂的烟气脱硫装置也是时开时停，对改善大气环境的作用还不明显。所以为了使电厂做到洁净燃烧，凡是燃烧硫份大于1%的电厂必须安装烟气脱硫设备。兹将电厂的烟气净化脱硫技术综述于后。