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中国循环流化床锅炉的发展：从低压到超临界周一工（上海电气电站集团， 上海 201100）摘 要：回顾了循环流化床锅炉在我国的发展历程，介绍了循环流化床锅炉国外发展情况，总结了发展超临界循环流化床锅炉的技术可行性，分析了发展超临界循环流化床锅炉应注意问题。关键词：循环流化床锅炉 超临界 发展 技术Development of CFB Boiler in China from low pressure boiler to supercritical boilerZhou Yigong(Shanghai Electric Power Generation Group, Shanghai 201100, China)Abstract: This paper reviews the development history of the CFB boilers in China, briefly introduced the condition of CFB boiler in the international market, discussed the feasibility of developing supercritical CFB boiler, and analyzed problems which might counter in supercritical CFB boiler.Key words: CFB boiler; supercritical; development; technology 0. 前言经过二十多年的发展，中国循环流化床锅炉不仅在技术上有了长足的进步，而且在容量和参数等级上一直稳步提高。大致上讲，我国循环流化床锅炉技术的发展可分为以下几个时期：二十世纪六十年代末至八十年代初为鼓泡床沸腾炉时期，八十年代中期以后进入循环流化床锅炉时期，其中：二十世纪八十年代中期为低压发展时期，典型容量为10t/h、20t/h，典型参数为1.25MPa/400；二十世纪八十年代后期为中压发展时期，典型容量为35t/h、75t/h，典型参数为3.82MPa/450；二十世纪九十年代初期为中压完善化时期，典型容量为75t/h、130t/h（25MW），典型参数仍为3.82MPa/450；二十世纪九十年代中期为高压发展时期，典型容量为140t/h（30MW）、220t/h（50MW），典型参数为9.8MPa/540；二十世纪九十年代后期为高压大型化时期，典型容量为410t/h（100MW），典型参数仍为9.8MPa/540；二十一世纪头十年初期为超高压中间再热发展时期，典型容量为440t/h（135MW），典型参数为13.7MPa/540/540；二十一世纪头十年中期为亚临界发展时期，典型容量为1025t/h（300MW），典型参数为17.4MPa/540/540。预计二十一世纪头十年后期将进入超临界发展时期，典型容量将为1900t/h（600MW），典型参数为26.2MPa/566/566。1. 循环流化床锅炉技术特点循环流化床锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉技术，它的工作原理是：将煤破碎成010mm的颗粒后送入炉膛，同时炉膛内存有大量床料（炉渣或石英砂），由炉膛下部配风，使燃料在床料中呈“流态化”燃烧，并在炉膛出口或过热器后部安装气固分离器（一般均采用旋风分离器），将分离下来的固体颗粒通过回送装置再次送入炉膛燃烧。循环流化床锅炉的运行特点是燃料随床料在炉内多次循环，这为燃料提供了足够的燃烬时间，使飞灰含碳量下降。对于燃用高热值燃料，运行良好的循环流化床锅炉来说，燃烧效率可达9899，相当于煤粉燃烧锅炉的燃烧效率。循环流化床锅炉具有良好的燃料适应性，一般燃烧方式难以正常燃烧的石煤、煤矸石、泥煤、油页岩、低热值无烟煤以及各种工农业垃圾等劣质燃料都可在循环流化床锅炉中有效燃烧。由于其物料循环量是可调节的，所以循环流化床锅炉具有良好的负荷调节性能和低负荷运行性能，能适应调峰机组的要求。同时，循环流化床锅炉具有优越的环保性能。循环流化床锅炉作为一种新型高效低污染燃煤技术，在国内外已得到广泛应用。回顾循环流化床锅炉在我国的发展历程，分析循环流化床锅炉在我国获得发展的内在原因，对探索我国循环流化床锅炉的发展道路是非常重要的。2. 循环流化床锅炉在国外的发展循环流化床工艺的历史可追溯到二十世纪二、三十年代的一些实验台研究成果，随后，循环流化床工艺在化学工业和冶金工业上得到了广泛应用。将循环流化床工艺应用于煤燃烧设备的设想最早产生于二十世纪六十年代，十多年后，芬兰奥斯龙（Ahlstrom）公司的20t/h循环流化床锅炉（1979年）和德国鲁奇（Lurgi）公司的50t/h循环流化床锅炉（1981年）相继投运，标志着作为煤燃烧设备的循环流化床锅炉诞生了。在随后的二十多年中，循环流化床锅炉因其燃料适应性广（可燃用几乎所有的煤种以及石油焦、油页岩等特殊燃料，甚至工、农业垃圾和城市垃圾）、低NOX排放（通过低温燃烧和分级送风，NOX排放仅为煤粉燃烧锅炉的1/31/4，甚至更低）、炉内脱硫（低温燃烧和多次循环使脱硫剂利用率大大提高，在Ca/S比为1.82.5时，脱硫效率可达90%以上，脱硫经济性很好）、负荷调节比大（可达45:1，不投油最低稳燃负荷可达30%B-MCR以下）、燃料制备系统简单（采用两级破碎，破碎至010mm左右即可，不需要磨煤设备）、灰渣综合利用性能好（灰渣处于中温活性区，可做水泥填料，也可用于稀有金属的提取）等优点，表现出了旺盛的生命力，它不仅在中小型锅炉的商业竞争中占有了相当的市场份额，并且在技术日趋成熟的同时，迅速向大型燃煤锅炉的商业市场迈进。1995年11月，采用鲁奇循环流化床工艺，由法国通用电气阿尔斯通斯坦因工业公司（GASI）设计、制造的法国普罗旺斯（Provence）电站250MW循环流化床锅炉投入商业运行。普罗旺斯电站的成功投运成为大型循环流化床锅炉发展史上的一个里程碑。它不仅解决了循环流化床锅炉大型化过程中的很多技术问题，更重要的是，它为循环流化床锅炉大型化工作的进一步开展增加了信心，包括制造商的信心和用户的信心。随后，世界各主要循环流化床锅炉制造商都开始了300350MW等级的产品开发工作，目前，阿尔斯通（ALSTOM）公司、福斯特惠勒（Foster Wheeler）公司的300350MW亚临界循环流化床锅炉均已投运，并开始了更大容量（400800MW）的超临界压力参数的超大型循环流化床锅炉的研究和产品开发工作。2003年初，福斯特惠勒公司在波兰签订的460MW超临界循环流化床锅炉的供货合同，目前，该锅炉的安装工作已基本完成。这台锅炉的运行状况将成为世人关注的下一个焦点。3. 我国循环流化床锅炉的发展历程3.1 鼓泡流化床锅炉的研究开发二十世纪六十年代末，我国开始了鼓泡流化床锅炉（沸腾炉）的研究和产品开发工作，从七十年代初起，4t/h、6.5t/h、10t/h、20t/h、35t/h、65t/h、130t/h鼓泡流化床锅炉相继投运。至八十年代初，我国投运的鼓泡流化床锅炉数量已接近3000台。在鼓泡流化床锅炉的研究和产品开发工作中，研究者们解决了许多难题，摸索出了许多经验，研究了燃烧特性、传热问题、磨损问题、膨胀问题、密封问题、材料选择，摸清了工艺流程，为后来循环流化床锅炉的开发提供了十分宝贵的经验。但是，我国鼓泡流化床锅炉的研究和产品开发工作是有教训需要总结的。首先，在燃料的定位上，局限在煤矸石、油页岩等高灰燃料上，这就限制了技术的进一步发展，并使磨损问题显得非常突出；其次，在容量上，除了少数几台130t/h容量外，大量的是小型锅炉，几乎没有考虑过向更大容量等级发展的问题；第三，在控制上，鼓泡流化床锅炉的自动控制问题一直没有引起过重视；第四，在技术发展还不成熟时，没有遵循科学研究的规律，一哄而上，在暴露出比较多的问题后，又没有能进行科学的研究和总结，耐心地找出解决问题的方法和措施，一哄而下。3.2 小型循环流化床锅炉的研究开发1981年，国家科委下达了“煤的流化床燃烧技术研究”课题，标志着我国循环流化床锅炉的研究和产品开发工作正式启动。随后，中国科学院工程热物理研究所、清华大学、浙江大学、东南大学、华中理工大学、东北电力学院、西安热工研究院、哈尔滨工业大学、上海电站设备成套设计研究所等都先后开始进行研究工作。1984年，中国科学院工程热物理研究所建造了热功率2.8MW的循环流化床燃烧试验装置，标志着流化床燃烧技术的研究完成了从理论研究和冷态试验研究向热态试验研究的一次飞跃。八十年代中期起，大批中小型锅炉制造厂与研究院所合作，进行了循环流化床锅炉的产品开发工作。以下是几个标志性容量的投运情况：1985年，吉林锅炉厂在东北电力学院动力系投运了10t/h内循环流化床锅炉；1987年，开封锅炉厂在开封中药厂投运了10t/h循环流化床锅炉；1988年，济南锅炉厂在明水化肥厂投运了35t/h循环流化床锅炉；1989年，江西锅炉厂在清华大学热电厂投运了20t/h循环流化床锅炉；1992年，杭州锅炉厂在浙江省嵊县发电厂投运了75t/h循环流化床锅炉（以上除两台安装在两所院校内的是采用各自院校的技术外，其它几台均采用中国科学院工程热物理研究所技术）。到九十年代中期，投入运行的75t/h以下容量的循环流化床锅炉已有近200台。这一时期投运的小容量循环流化床锅炉也暴露出了很多问题。主要问题是出力不足、主汽温度低、磨损严重、自动化水平低、配套辅机故障率高等。后经过“完善化工程”，解决了一些问题，提高了机组可用率，但是，75t/h以下容量循环流化床锅炉的总体技术水平仍然没有达到理想的效果。这一时期循环流化床锅炉的总体技术水平之所以徘徊不前，主要有两个原因：一是尽管有多家研究单位从事循环流化床锅炉的研究工作，但缺乏统一的组织、管理和分工，研究工作在同一水平上不断重复，缺乏深层次开发的能力；二是研究工作和产品开发没有能有机地结合起来，大多数研究成果不能直接甚至间接为产品开发服务。3.3 中等容量循环流化床锅炉的研究开发九十年代中期，我国三大锅炉制造企业（上海锅炉厂有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司、东方锅炉（集团）股份有限公司）分别在前期技术积累的基础上引进国外技术或与国外合作生产了220t/h循环流化床锅炉，并与九十年代中后期成功投运。具有代表性的机组有：东方锅炉（集团）股份有限公司生产的浙江宁波中华纸业公司220t/h循环流化床锅炉，哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的浙江协联热电有限公司220t/h循环流化床锅炉，上海锅炉厂有限公司生产的重庆爱溪电厂220t/h循环流化床锅炉。这些机组尽管在投运初期都存在一些问题，但经过不断调试和改进运行方式，大多基本达到了设计要求，更为重要的是，这些机组的成功投运整体提升了我国循环流化床锅炉技术水平，使循环流化床锅炉技术在中等容量燃煤锅炉商业市场的竞争中站住了脚跟。九十年代中后期，有一件事对我国循环流化床锅炉的发展产生了重要影响，就是四川高坝电厂410t/h高温高压循环流化床锅炉的成功投运。高坝电厂410t/h循环流化床锅炉是购买原芬兰奥斯龙公司的产品，燃用西南地区无烟煤。这台锅炉的成功投运一方面证明了在我国运行较大容量循环流化床锅炉是可行的，另一方面也证明了循环流化床锅炉可以适应我国无烟煤的燃烧特点。九十年代末期，随着我国对环境问题的日益重视，以及电力工业产业结构调整，大批老机组面临技术改造的具体情况，国家产业政策向循环流化床锅炉倾斜，循环流化床锅炉得到了很好的发展机遇。1999年起，以河北保定电厂450t/h、石家庄电厂410t/h循环流化床锅炉公开招标为起点，100MW高温高压循环流化床锅炉开始进入国内市场；2000年起，以河南开封电厂、新乡电厂440t/h循环流化床锅炉公开招标为起点，135150MW超高压中间再热循环流化床锅炉开始进入国内市场。为适应这样的发展形势，哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进了德国EVT公司（现阿尔斯通公司德国部）的135MW循环流化床锅炉技术，上海锅炉厂有限公司引进了阿尔斯通公司美国部（原ABB-CE公司）的135MW循环流化床锅炉技术，东方锅炉（集团）股份有限公司也在原来引进福斯特惠勒公司100MW高温高压循环流化床锅炉技术的基础上自行开发了135MW超高压中间再热循环流化床锅炉技术。同时，无锡锅炉厂、济南锅炉厂、武汉锅炉厂等中型锅炉制造企业也开始涉足135150MW超高压中间再热循环流化床锅炉市场。现已投运的100MW高温高压循环流化床锅炉四十多台，已投运的135150MW超高压中间再热循环流化床锅炉一百台以上。从投运的情况看，以华能济宁电厂2台440t/h中间再热的循环流化床锅炉为例，该机组2002年3月开工，2003年6月21日，锅炉首次整套启动，2003年7月4日11日顺利完成168小时满负荷试运行考核，锅炉各个部分的运行参数与设计参数吻合，达到预期要求。在168小时运行期间，锅炉完全断油燃煤，主保护投入率100，主要仪表投入率100，平均负荷率98，最高瞬时负荷150MW。华能济宁电厂运行数据表明：锅炉负荷、过热蒸汽温度和压力、再热蒸汽温度和压力、喷水量、炉膛温度和排烟温度等性能指标全部达到设计值，不投油稳燃负荷低于30%B-MCR，冷渣器运转正常，飞灰含碳量仅4.24%（合同要求小于8%）。尤其值得一提的是，机组自动化投用率为100%，实现了全过程自动控制。外方调试人员对此给予极高评价，认为即使与国际上同类型机组相比，这些产品的总体性能和质量指标也是最好的，达到国际领先水平。3.4 亚临界循环流化床锅炉的研究开发1997年，原国家计委牵头，原电力部、原机械部共同参与四川高坝发电总厂白马电厂300MW亚临界循环流化床锅炉设备采购、技贸结合工作。在购买300MW亚临界循环流化床锅炉的同时，引进200350MW亚临界循环流化床锅炉的设计、制造技术。经过多年的谈判，法国ALSTOM公司中标，并与2003年3月签定了设备采购和技术引进合同。上海锅炉厂有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司、东方锅炉（集团）股份有限公司同时参与了技术引进，并于2004年7月完成技术培训工作。同时，电力设计规划院与华东电力设计院、东北电力设计院、西北电力设计院、西南电力设计院、中南电力设计院、华北电力设计院一起进行了锅炉岛设计的技术引进，并同期完成技术培训工作。白马电厂300MW亚临界循环流化床锅炉已与2006年初投产发电，并已通过了性能考核试验。结果表明，各项性能参数完全达到合同要求，具体数据如下：序号项目单位数值1锅炉效率%93.292SO2mg/Nm35503NOXmg/Nm390.744供电煤耗g/kwh348.25发电煤耗g/kwh3216可用率%93.47脱硫效率%94.78飞灰可燃物%49底渣可燃物%210Ca/S1.67目前，三大锅炉制造企业已有超过50台300MW亚临界循环流化床锅炉的定单，其中云南开远电厂（哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造）、云南小龙潭电厂、内蒙古蒙西电厂（上海锅炉厂有限公司设计、制造）、秦皇岛电厂（东方锅炉（集团）股份有限公司设计、制造）的300MW亚临界循环流化床锅炉均已投运，且运行效果总体良好。以最早投运的国产化项目云南开远电厂为例，从运行状况看，克服了白马电厂频繁发生的冷渣器出渣不畅、炉内翻床等运行故障。从性能考核数据看，各项指标达到合同要求，并且不低于白马电厂的性能，具体数据见下表：序号项目单位数值1锅炉效率%93.262SO2mg/Nm33953NOXmg/Nm31394厂用电率%8.35脱硫效率%94.36飞灰可燃物%37底渣可燃物%0.58Ca/S2.23.5超临界循环流化床锅炉的前期研究工作在300MW亚临界循环流化床锅炉成功开发的同时，600MW超临界循环流化床锅炉的研究工作已经起步。早在“十五”期间，国家高技术研究发展计划（863计划）就将超临界循环流化床锅炉列入了研究课题，进行了一部分可行性研究和概念设计工作。随着300MW亚临界循环流化床锅炉的成功投运，超临界循环流化床锅炉的产品开发工作正式启动，目前，科技部已将“超临界循环流化床”列入“十一五”国家科技支撑计划，国家发改委也将于“十一五”期间启动600MW超临界循环流化床锅炉示范工程。清华大学、西安热工研究院、中国科学院工程热物理研究所等多个科研院所参与了600MW超临界循环流化床锅炉的研究课题，且三大锅炉制造企业均已完成了600MW超临界循环流化床锅炉的技术设计方案。4. 循环流化床锅炉在我国得以发展的原因二十多年来，循环流化床锅炉在我国能得到较快的发展，究其原因，主要与我国煤资源及动力用煤特点、我国燃煤污染状况以及循环流化床锅炉在燃烧及环保上的优势有关。4.1 我国煤资源及动力用煤的基本情况在一次能源中，我国煤炭资源最为丰富，探明的保有量已超过10，000亿吨，居世界第三位，估计在地下深1500米以内的煤炭资源总量约40，000亿吨。在保有的煤炭储量中，烟煤占70以上，褐煤占14，无烟煤占14。我国探明的石油资源为70多亿吨，其中可采储量仅16亿吨，已探明的天然气资源3130亿立方米。煤炭占我国化石燃料总储量的95以上。丰富的煤炭资源和我国历史、经济等方面的条件相结合，形成了我国能源结构中以煤为主的格局。并且，在今后相当长的时间内，这种以煤为主的能源结构不会有大的变化。我国煤炭的一个重要特点是高硫煤占相当比例，含硫量大于1的高硫煤占25以上。从地理情况看，自北向南煤的含硫量呈逐渐增高的趋势，高硫煤主要分布在四川、贵州、广西、山东、陕西等省区。高硫煤分布的另一个特点是随着矿井向深层的开采，含硫量越往下越高。全国燃煤发电的用煤量占煤炭总产量的60%以上，所以燃用高硫煤是不可避免的。全国30%以上的发电用煤是高硫煤。4.2 燃用高硫煤的危害高硫煤燃烧导致大量SO2排放。SO2是大气污染的重要元素之一。SO2的污染属于低浓度、长期污染的性质，对生态环境是一种慢性、叠加性的长期危害。SO2对人类健康有很大影响，它通过呼吸系统进入人体，引起或加重呼吸器官的疾病，甚至导致死亡。SO2还是形成酸雨的重要组成部分。可能引起雨酸化的物质有硫化物类、氮化物类及氯化物类。我国酸雨以硫酸为主，占80以上，带有大气SO2污染的明显特征。西南地区是我国燃用高硫煤的主要地区，也是我国的主要酸雨分布区。酸雨被称为“空中死神”，它对水生生态系统、农业生态系统、森林生态系统、建筑物和材料、人体健康等方面均有危害。在联合国系统中期环境方案中，酸雨被列为“最重大关健问题”之一。我国酸雨的分布具有明显的区域性，主要分布在长江以南，以主要工业城市为中心，形成几个酸雨区：以重庆、贵阳为代表的西南酸雨区（这一地区是我国酸雨最严重的地区，也是酸雨出现的高频区，中心部分的PH年均值曾达到为4.3）；以柳州、广州为代表的华南酸雨区；以长沙、南昌为代表的华中酸雨区；以福州、厦门为代表的沿海酸雨区；以杭州、温州为代表的沪杭酸雨区；以青岛为中心的胶东半岛酸雨区。近年来，燃煤电厂SO2的年排放量不断增长，其排放量占全国总排放量三分之一以上。要控制我国酸雨的发展，就必须实现燃煤电厂脱硫和SO2排放总量控制。如果SO2的排放处于失控状况，则酸雨趋势将会恶化。4.3 NOX的排放和危害NOX也是燃煤电站排放的主要污染物。煤燃烧生成的NOX主要是NO（占NOX总数的95左右）和NO2（占N0X总数的5左右），另外，还有少量的N2O、N2O3、N2O4 和N2O5。N0X对人类和环境的危害是相当大的。4.3.1 毒性大NO和NO2都是有毒气体，NO2毒性更大，是NO的45倍。它们很容易和血液中的血色素结合，使血液缺氧，引起中枢神轻麻痹症。NO2还对呼吸器官粘膜有强烈的刺激作用，引起肺气肿和肺癌。此外，NO2对人体的心脏、肝脏、肾脏和造血组织等都造成损害。4.3.2 破坏臭氧层在臭氧层中存在以下反应： NOO3 NO2O2 NO2O NOO2即在有NO存在时，O3不断变成O2，使臭氧越来越少，从而减弱了对紫外光幅射的屏蔽作用，对地面生成造成危害。4.3.3 形成光化学烟雾和酸雨 NO2在阳光照射下会和大气中的其它污染物发生一系列连锁反应，形成毒性很大的光化学烟雾。另外，NOX与SO2和粉尘共存，在粉尘中重金属元素的催化作用下，可生成毒性很大的硝酸或硝酸盐气溶液，形成酸雨。4.3.4 煤粉燃烧锅炉解决污染物排放问题在技术上和经济上的局限性煤粉燃烧锅炉也采取了很多措施，试图降低SO2和NOX的排放，主要有煤粉燃烧的低NOX燃烧器、炉内喷钙脱硫和尾部烟气脱硫、脱硝技术。4.3.4.1 低NOX煤粉燃烧器低NOX煤粉燃烧器有很多种，主要有以一次风浓淡分离为主要特征的WR燃烧器、PM燃烧器和以控制一、二次风混合为特征的同心反切圆燃烧系统等。其宗旨是控制燃烧温度以减少热力型NOX生成和分级燃烧以减少燃料型NOX生成。目前，燃用烟煤的低NOX煤粉燃烧器可控制NOX排放至400600mg/Nm3（尽管一些研究报告的数据更低些，但实炉测试的数据基本处于这一范围），并可保证较高的燃烧效率（99左右）。但是，低NOX煤粉燃烧器在无烟煤燃烧上有很大的局限性，因为无烟煤着火困难，所以在燃烧器设计上必须以满足尽快着火为第一准则，而这与控制NOX生成在本质上是矛盾的。目前，无烟煤煤粉燃烧器的NOX排放大都在1100mg/Nm3左右，仍不能满足环保控制要求。4.3.4.2 煤粉燃烧的炉内喷钙脱硫煤粉燃烧的炉内喷钙脱硫是将CaO或Ca(OH)2在适当的温度区域（900左右）喷入炉内，与SO2反应，生成CaSO4，以达到脱硫的目的。它的系统简单，设备投资较少，但脱硫效率不高，在Ca/S比为23.5时，脱硫效率仅50%左右。因为炉内喷钙的脱硫效率不高，在工业应用上也还存在一些技术问题，所以应用得不多。从发展看，它不能满足逐渐提高的排放控制要求，生存空间将越来越小。4.3.4.3 煤粉燃烧锅炉的尾部烟气脱硫、脱硝技术尾部烟气脱硫（FGD）是将煤燃烧产生的烟气中的SO2用化学方法吸收。尾部烟气脱硫有干式、半干式和湿式三类，很多种工艺流程，脱硫剂有NaOH、KOH、CaO、Ca(OH)2、Na2CO3及海水等多种。根据工艺流程的不同，它们的设备投资、运行费用、脱硫效率、适用规格有所不同。湿式脱硫效率最高，可将SO2 排放控制在200mg/Nm3以下，但投资也最大。尾部烟气脱硫是一种实用化、工业化脱硫方式，在发达国家已有比较广泛的应用。我国在新建机组上已全面推广应用。但总的来说，其设备投资巨大，运行费用高。烟气脱硝有选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）两大类，其原理是加氨（NH3）使NOX还原，生成N2。烟气脱硝技术可使NOX排放控制在100mg/Nm3以下，但其价格昂贵，发电成本高。我国在这方面的工作刚刚起步。另外，还有烟气同时脱硫脱硝的电子束法，具称它能同时去除SO 2和NOX，无排水，副产品可用作农业用化肥 (NH4)2SO4，NH4NO3。目前该产品还处于试验论证阶段，要进入工业化应用还有很长的路要走，经济性问题也有待进一步验证。4.3.5 循环流化床锅炉的技术优势在环保性能方面，循环流化床锅炉因其是低温燃烧（燃烧温度850900），且有较大的二次风率（4050%），所以对降低NOX的排放非常有利，NOX排放一般均可降至250mg/Nm3以下。同时，循环流化床锅炉可向炉内加入石灰石脱硫。非常有利的是，炉内脱硫反应的最佳温度（825850）正好与燃烧温度基本相同，并且，石灰石随床料多次循环，提高了利用率。在Ca/S比为1.82.5时，脱硫效率可达90%以上。因此，循环流化床锅炉是一种有发展前途的燃煤锅炉型式，它在燃煤锅炉的商业竞争中占有一席之地是必然的。5. 我国循环流化床锅炉的市场分析从我国电力发展的总量分析，从2007年到2020年间，平均每年要新增火电装机容量26002800万千瓦。我国含硫量大于1%的高硫煤占25%以上，也就是说，在每年新增火电装机容量中有近700万千瓦的燃料为高硫煤。与煤粉燃烧锅炉尾部烟气脱硫相比，循环流化床锅炉在脱硫经济性和脱硫能力的综合性能上占有优势。以燃用高硫煤的机组有75%选择循环流化床锅炉计算，2007年到2020年的十五年间每年将有500万千瓦以上的大型循环流化床锅炉的市场。另一方面，目前我国燃用无烟煤的煤粉锅炉的NOX排放为1100mg/Nm3左右，尚不能满足排放控制要求，而燃用无烟煤的大型循环流化床锅炉NOX排放可控制在150mg/Nm3以下。随着环保标准执行力度的加大，大型循环流化床锅炉在燃用无烟煤的电站锅炉中也会占领部分市场。目前大量新机组是建于煤矿附近的坑口电厂，燃料以洗煤厂副产品洗中煤、煤矸石、洗煤泥为主，由于燃料的特殊性，循环流化床锅炉几乎是它们唯一的选择。炼油行业的副产品石油焦、煤化工行业的煤制油油渣、氮肥行业的造气炉渣都是循环流化床锅炉的燃料，且只能在循环流化床锅炉内燃烧，这也是循环流化床锅炉的一部分市场。由于循环流化床锅炉能够解决我国燃煤锅炉存在的包括环境问题在内的诸多现实问题，中国已成为循环流化床锅炉最大的商业市场。6. 超临界循环流化床锅炉的技术可行性循环流化床锅炉是否适用超临界蒸汽参数的问题，学术界长期存在争论。反对者认为，对超临界锅炉来说，就水冷壁安全性而言，本生型螺旋管圈是最好的选择，这一结构适合于煤粉炉但不适合于循环流化床锅炉，因为螺旋管圈结构在循环流化床锅炉内磨损会相当严重。但是，在使用垂直管水冷壁能解决水动力安全性的前提下（采用西门子技术的低循环倍率的本生型垂直管水冷壁就能较好地解决水动力安全性问题），与煤粉炉相比，循环流化床锅炉还是有一些更适合超临界参数的特性：由于循环流化床锅炉炉膛内的温度比煤粉炉低得多，因此炉膛内的热流比煤粉炉低。在超临界直流锅炉中，由于工质的质量流量较低而温度却很高，水冷壁的冷却能力是一个重大问题，而循环流化床锅炉炉内较低的热流密度降低了对水冷壁冷却能力的要求。循环流化床锅炉炉膛内固体浓度和传热系数在炉膛底部最大，随炉膛高度的增加而逐渐减小，所以热流曲线的最大值出现在炉膛底部附近。这个特性可以使炉膛内高热流密度区域刚好处于工质温度最低的炉膛下部区域，从而避免了煤粉炉炉膛内热流曲线的峰值位于工质温度较高的炉膛上部区域这一矛盾。因此，循环流化床锅炉炉内热流分布曲线比较有利于水冷壁金属温度的控制。循环流化床锅炉的低温燃烧使得炉膛内的温度水平低于一般煤灰的灰熔点，再加上炉膛内较高的固体颗粒浓度，所以水冷壁上基本没有积灰结渣，保证了水冷壁的吸热能力。7. 发展超临界循环流化床锅炉应注意的几个问题7.1 发展速度不宜过快进入二十一世纪以来，我国在引进技术消化吸收的基础上先后发展了600MW超临界、660MW超超临界、1000MW超超临界煤粉炉机组和300MW亚临界循环流化床锅炉机组，且发展速度极其迅猛，往往是第一台尚未投运就已跟进了几十台的定单，客观上也没有发生重大的、颠覆性的技术问题。但是，这种发展模式不适用于超临界循环流化床锅炉。应该看到，以上提及的这些机组所用的炉型在国外都是成熟的技术并已有较多的使用业绩，我们是在引进技术的基础上设计、制造的，且第一台产品大多以外方设计为主，甚至有些第一台产品的性能都是由外方保证的，因此可以说基本不存在大的技术风险。然而，600MW超临界循环流化床锅炉的开发情况有所不同，目前全世界仅有一台定单且还没有正式投运，炉型的技术特点与国内正在自主开发的炉型也有很大不同，可以借鉴的直接经验有限，因此自主开发的技术风险不可低估。我们认为比较适宜的做法是先上一小批（34台）示范机组，在示范机组投运经验总结的基础上再较大规模地投入商业市场。7.2 示范机组的燃料选择长期以来，循环流化