水电之家讯：1 前言
流态化技术自从Winkler煤气发生炉验证后，鼓泡流化床便成为重要的化工反应装置。在燃烧领域的应用，始于上世纪50年代。此后的20年，发展为循环流化床(CFB)，德国鲁奇(Lurgi)公司第一个申请了循环流化床的专利。
我国是国际上最早开展流化床燃烧技术研究开发的国家之一。1965年建成第一台燃烧油页岩的工业鼓泡流化床锅炉以来，流化床煤燃烧技术很快在全国得到推广，数量位居世界之首;80年代以后，我国开展循环流化床燃烧技术研制，发展迅速;在1980~1990年的起步学习认识阶段，发展了大约50台35~75t/h的循环流化床锅炉，但是限于当时的认识水平，对循环流化床锅炉技术流程的理解还是基于鼓泡流化床的知识;1991~2000年，开始掌握了循环流化床锅炉设计理论、设计导则，生产了200余台75~130t/h循环流化床锅炉，尽管这些进步当中还存在相当程度的模仿和经验性，但是有的单位已经形成了比较完整的设计理论体系，在大量的经验的基础上，总结了循环流化床锅炉的基本原理和定量计算;2000~2005年，与国外技术交汇，学会放大技术，实现了400~1025t/h超高压、亚临界一次再热循环流化床锅炉国产化。引进的300MW亚临界循环流化床锅炉，已经有10余台正式投入商业运行。与此同时，开发了以简约型布置为代表的完全自主知识产权的300MW亚临界循环流化床锅炉，2008年投入运行，效果良好。国内技术的循环流化床锅炉的可用率、可靠性、效率已经达到国际先进水平，普遍优于引进技术。
截至目前，简约型布置300MW亚临界循环流化床锅炉已经彻底占领国内市场。世界上第一台600MW超临界循环流化床锅炉也在神华国能(神东电力)集团成功商业运行，标志着我国在循环流化床燃烧技术领域达到了国际领先水平。
我国是世界上拥有循环流化床锅炉最多的国家，积累了大量的设计、制造、运行经验在50~300MW容量范围内，已经实现了对引进技术的再创新。我国目前循环流化床锅炉发电容量已经超过70GW，在煤电市场占有举足轻重的地位。
2 CFB 燃烧技术的工艺特点分析
2.1 CFB燃烧的工艺过程分析
循环流化床是能形成流态化的一种装置，它由带有布风板的提升管、分离器和分离物料回送装置构成的。有的循环流化床锅炉还在分离器与返料装置之间设置一个低速流化床换热器。但是在提升管内的流化状态则因固体物料的性质及流化风速的不同而不同。在循环流化床燃烧中，它的流化状态必须是快速床态。如果偏离了快速床状态，将导致传热、燃烧等一系列问题，影响到床温的控制和带负荷能力。
快速床状态下，其核心特征是颗粒的团聚。当床料的密度在8~10kg/m3时，床内细颗粒就会团聚成大粒子团。这些团聚的粒子团由于重量增加体积加大，有较大的自由沉降终端速度，在一定的气流速度下，大粒子团不是被吹上去，而是向着边壁区运动，在近壁区逆着气流沿着炉墙向下运动。
这些团聚的粒子团在沿着炉墙下流的过程中，气/固间产生较大的相对速度，然后被上升的气流打散成细颗粒，细颗粒又再被气流带动从炉膛中心向上运动，在上升的过程中又再聚集成粒子团，再沿着四周炉墙沉降下来，形成一个固体颗粒的内循环。这种内循环量一般比通过分离器形成的外循环量要高一个数量级以上。这种粒子团不断聚集、下沉、吹散、上升又再聚集所形成的这一内循环的物理过程，使循环流化床内发生强烈的热量和质量交换，有效地延长了颗粒在炉膛中的停留时间，显著地提高了焦炭颗粒和CaO颗粒在燃烧室中的停留时间，为燃烧效率和脱硫效率的提高提供了良好的条件。
因此，循环流化床燃烧的宏观表现为流化中颗粒的循环，客观上为燃烧提供更长的时间，而不是循环燃烧。从这个意义来看，CFB锅炉循环燃烧的理解是不准确的。
2.2 CFB燃烧的特点
由于CFB燃烧过程中的流动特征，决定CFB燃烧具有其显著的特点。
CFB中有大量的高温惰性床料，燃料进入床内的着火能够及时快速提供着火需要的热量，因此即使是挥发分极低的燃料，也能保证顺利着火，因此CFB锅炉的燃料适应性极广，几乎可以燃烧一切种类的燃料并达到很高的燃烧效率，包括高灰分、高水分、低热值、低灰熔点的劣质燃料，如泥煤、褐煤、油页岩、炉渣、木屑、洗煤厂的煤泥、洗矸、矸石等，以及难于点燃和燃尽的低挥发分燃料，如贫煤、无烟煤、石油焦等。这一特点对于神华集团而言是极为重要的，使得煤炭开采和洗选加工副产的废物可以规模化经济利用。
受制于灰熔点的限制，CFB的运行温度不宜过高，因此从燃烧的角度来看是低温燃烧。借鉴鼓泡床燃烧过程中添加石灰石炉内脱硫的特色，在燃烧过程中直接向床内加入石灰石或白云石，可以脱去在燃烧过程中生成的SO2，考虑到温度对脱硫效率的影响，床温一般在850℃~890℃之间，根据煤中含硫量的大小投入一定的石灰石量，可达到90%以上的脱硫效率，合理控制床温、过量空气系数、循环系统的性能、石灰石的粒度及其反应活性，可以将锅炉的原始排放控制在100mg/Nm3以内。
由于此脱硫过程主要设备是石灰石粉的制备和输送，其脱硫的初投资比较小;脱硫运行的主要消耗的石灰石粉，而没有水耗，电耗仅增加厂用电0.2个百分点，因此运行成本相对于湿法脱硫而言更为经济。大量的运行实践表明，脱硫成本不超过0.7分/(kWh)，运行也比较简单。
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