锅炉｜循环流化床和它的下一代
电力百科第 28 期：流化床
1 循环流化床锅炉简介
循环流化床中， 燃烧室、分离器及返料器组成主循环回路。燃料燃烧产生的灰分及脱硫石灰石在系统中累积，在燃烧室下部形成鼓泡床或湍流床， 上部形成快速床。
下部的大量热物料为燃料着火提供足够的热源， 因此对燃料要求比较宽松。流化过程气固混合强烈， 降低了燃烧或脱硫化学反应的传质阻力， 加速了反应速度。
在800~900 ℃条件下， 燃烧比较稳定， 加入石灰石颗粒， 石灰石中的碳酸钙可以分解成高孔隙率的氧化钙， 进而吸收燃烧产生的二氧化硫； 此温度下氮氧化物的生成量显著下降， 另外， 低温燃烧形成的多孔灰颗粒对重金属有很强的吸附能力， 烟气中重金属排放低。
2 增压循环流化床锅炉
2.1 增压流化床燃煤联合循环的原理
增压流化床燃煤联合循环是以一个增压的(1.0 ～ 1.6 MPa)流化床燃烧室为主体, 以蒸汽、燃气联合循环为特征的热力发电技术。
增压流化床联合循环燃烧系统一般是将煤和脱硫剂制成水煤浆, 用泵将其注入流化床燃烧室内(或用压缩空气将煤粉吹入燃烧室内), 空气经压力风室, 从布风板吹入炉膛, 使燃料流化、燃烧, 并在流化床燃烧室中部流入二次风使燃料燃尽。
流化床内燃烧温度一般在850 ～ 920℃。炉膛出口的高温高压烟气除尘后驱动燃气轮机, 使燃气轮机带动发电机发电。同时, 锅炉产生的过热蒸汽进入汽轮机, 带动发电机发电。其基本系统如图1所示。
2.2 增压流化床燃煤联合循环的特点及问题
(1)增压循环流化床锅炉取消了受热面埋管, 增加了自由空间的受热面;取消了床料储罐和料层控制装置, 增加了分离器和回料器。所以可以认为, 增压循环流化床联合循环和鼓泡型增压流化床联合循环相比价格基本相同或更少。
(2)出口烟温较鼓泡增压流化床高, 由于炉膛内温度分布均匀, 且在炉膛的下部没有布置受热面, 因此, 在满负荷至低负荷(40%)的范围内均可以维持炉膛出口烟温的设计值。
(3)增压循环流化床锅炉炉膛容积热强度和截面热强度也高于增压鼓泡流化床, 表1给出了几种燃烧方式的炉膛截面热强度的数据。
从表1可知, 增压流化床截面热强度远大于煤粉炉和常压流化床锅炉。增压循环流化床锅炉截面热强度也远大于增压鼓泡流化床锅炉。压力容器截面积更小, 占地面积更少。
(4)在增压鼓泡流化床锅炉运行时, 燃烧所需的全部空气都经布风板进入炉膛, 过量空气系数为1.2 ～ 1.3。而在增压循环流化床中, 可以采用分级配风方式, 床层的过量空气系数在0.6 ～0.7, 能使NOx进一步降低。
(5)负荷调节性好。在增压循环流化床锅炉中, 可以通过调节一、二次风配比改变炉膛传热,从而进行负荷调节, 不需要改变炉膛内固体物料量。同时, 增压循环流化床锅炉保温物料量和耐火防磨材料用量较少。因此, 其负荷调节速度较快, 启、停时间较短。
2.3 增压循环流化床锅炉的基本结构
增压循环流化床锅炉主体结构由压力壳及位于压力壳内的流化床燃烧室、旋风分离器、回料器等组成。
蒸发受热面由炉膛内的水冷壁组成,过热器和再热器布置在炉膛内, 过热蒸汽采用两级喷水减温。由于不具备对再热蒸汽的其他调节手段, 所以对再热蒸汽也采用喷水减温。此外,还有再热蒸汽启动旁路系统。
增压循环流化床锅炉布风板风速为5 m/s, 与常压循环流化床锅炉大致相当。
3 第二代增压循环流化床联合发电技术
增压流化床联合循环的研究开发已经取得了很大的成绩, 但在技术上仍存在其局限性。为了克服增压流化床燃煤联合循环动力装置中燃气轮机入口温度较低(850 ～ 920℃)的问题, 提出了第二代增压循环流化床联合循环发电技术。
在这个系统中, 主要增压了一个增压气化装置, 将原煤分解为煤气和焦炭, 焦炭送入增压流化床燃烧锅炉作为原料, 经过净化的煤气被送入燃气轮机的前置式燃烧室, 与来自增压流化床燃烧锅炉的热烟气混合并提高温度后送入燃气轮机做功发电。图3为增压循环流化床燃煤联合循环装置燃烧部分示意图。
与第一代增压流化床联合循环相比, 第二代增压流化床联合循环的效率相对提高15% ～ 20%(从第一代的39% ～ 41%提高到44% ～ 47%)。增压流化床联合循环前置燃烧室的高温燃烧对降低CO, N2O和碳氢化合物的排放具有重要意义。
因此, 第二代增压流化床联合循环具有更优良的环保性能。
4 增压流化床锅炉整体化发电技术
基于富氧燃烧技术提出的燃煤增压流化床锅炉整体化发电的概念, 仍然采用富氧燃烧与烟气再循环方式。
当整体系统压力提高到6.0 ～8.0 MPa, 锅炉排烟中的水分凝结温度会提高到167 ～ 222 ℃。因此, 可以采用锅炉排烟冷凝器,将原本无法利用的水分低温凝结热量变成了有利用价值的较高温度的凝结热量。
如果在火力发电的蒸汽动力循环系统中利用这部分烟气水分凝结热量加热锅炉给水, 部分代替加热锅炉给水的汽轮机抽汽, 可使汽轮机的输出增加约8%。
另一个突出的优点是CO2 的液化工艺大大简化, 因为, 对应的6.0 MPa的烟气压力, 其对应的CO2 凝结温度只有20 ～ 25℃ (见图4)。
在环境温度下(20℃)回收液态CO2 , 比常压富氧技术采用的工艺节约了大量的电能。由于烟气中的水分已经凝结, 锅炉的排烟损失较常压富氧燃烧进一步降低, 锅炉效率可以提高到94% ～ 96%。
同时再循环回到炉膛的烟气也被脱去了水分, 烟气中的大部分灰分也会随水分被除去, SO2 与SO3也被同时除去, 不必设置烟气脱湿净化设备, 大大简化了富氧燃烧设备与系统。
由于系统全过程整体增压, 提高了锅炉热效率, 增加了汽轮机的输出功率及机组热效率, 减少了CO2 冷却压缩液化的电能消耗, 因此可以部分抵消系统增压所增加的功率消耗, 降低捕获CO2 的成本。
参考文献：王彦彦, 盛金贵, 霍志红,等. 增压流化床燃煤联合循环技术特点及环保特性[J]. 电力科学与工程, 2010, 26(6):38-43.
岳光溪, 吕俊复, 徐鹏,等. 循环流化床燃烧发展现状及前景分析[J]. 中国电力, 2016, 49(1):1-13.
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