摘 要 用流化床燃烧技术改造电站燃煤、燃油和燃气锅炉和 增容是目前国际上流化床燃烧技术应用发展的方向之一，受到世界上主要发达国家的重视。本文较为详细地介绍了美国、法国、日本、波兰、乌克兰等国利用流化床燃烧技术改造现有电站锅炉的十大示范工程。另外，对FW和B＆W锅炉公司煤粉锅炉改循环床锅炉炉型作了简要介绍。最后介绍了流化床燃烧技术改造旧锅炉在我国的应用前景。
关键词 流化床 改造 电站锅炉
1 前言
流化床燃烧技术改造煤粉锅炉和其他锅炉成为发展流化床锅炉之源。原因是许多电厂煤粉锅炉己超龄或快超龄，而汽轮发电机组及其辅助系统和设备经整修还能运行25～30年。用流化床燃烧技术将煤粉锅炉改成流化床锅炉能使电厂延长服役25～30年，而投资成本只有新建电厂的40％～60％，经济上是很有吸引力和竞争力的。第二个原因是这些煤粉锅炉均没有配烟气脱硫设备，SO2排放严重超标。若加装烟气脱硫设备造价高，又无安装空间，用流化床燃烧技术将其改成流化床锅炉能较好地解决SO2污染大气的问题。第三个原因是煤粉锅炉对煤种适用性差，不能烧劣质煤，经济效益不好。对国外煤粉锅炉改流化床锅炉，还有一个原因即旧煤粉锅炉均没有装烟气脱硝设备，NOX的排放严重超标。若加装烟气脱硝设备无论从技术上还是经济上都是不可取的，改流化床锅炉从根本上解决了NOX对大气污染问题。随着对环境标准要求的提高，对旧煤粉锅炉的命运要么关闭、提 前退役，要么用流化床燃烧技术改造成流化床锅炉，并与电厂增容（如有需要）和延长服役期结合起来。
美国、法国、日本开发流化床锅炉从改造旧电站锅炉入手，大大加速了流化床锅炉的发展。波兰和乌克兰为了使电站锅炉能烧本国劣质煤和减少燃煤发电对大气带来的严重污染，分别与Foster Whee1er和B＆W锅炉公司合作正在对旧电站煤粉锅炉进行改造。己完成的改造工程证明，用流化床燃烧技术改造电站旧煤粉锅炉有巨大的社会效益和经济效益。我国能源结构中以煤为主，锅炉燃烧效率不高、燃煤带来的污染十分严重，其情况与波兰、乌克兰十分相似。我国目前电力短缺，资金也缺乏，因此学习国外经验，用流化床燃烧技术改造电厂旧煤粉锅炉更有重大的经济效益、环境效益和社会效益。
2 美国电站锅炉改流化床锅炉示范工程
2.1 TVA(田纳西河流流域委员会）16万kW鼓泡流化床锅炉改造示范工程
TVA是美国最大的煤用户之一，有1760万kW的火电装机容量。Shawnee电厂有10台同型号的煤粉锅炉，是TVA的一个大厂。美国能源部将该厂10号煤粉锅炉改成鼓泡流化床锅炉列为示范 工程。
该工程的主要目的：
a 证实鼓泡流化床电站锅炉运行可靠性、投资成本及运行经济性；
b 作为超龄煤粉锅炉改流化床锅炉的示范工程，为美国总容量为2000万kW超龄煤粉锅炉改造作出样板；
c 证实对煤种的适应性；
d 证实大型鼓泡流化床锅炉烧高硫煤的环保性能。
锅炉主要参数：
蒸发量，500t/h；蒸汽压力，12.7MPa；蒸汽温度，539℃；再热蒸汽流量408t/h；再热蒸汽压力，3.3MPa；再热蒸汽温度，539℃。
改造后的锅炉本体由床、悬浮段和对流段三部分组成。床内布置有 蒸发受热面和部分过热器受热面，悬浮段布置有水冷壁受热面，对流段布置有过热器、再热器和省煤器受热面。床的截面积为233m2，由12个分床组成。每个分床有它的给煤点、加石灰石点和排渣气。一 个给煤点管1.67m2床面积。一个排渣点管6.69m2床面积。一个加石灰石点管1.93m2 床面积。悬浮段面积为82.5m2，高为9m。悬浮段上部为对流段，烟气流速为15m/s。布风板之上锅炉高度为31.2m。
省煤器之后水平烟道上装有多管式旋风子分离器，收集飞灰送入床内循环燃烧。不投飞灰循 环燃烧时，锅炉燃烧效率为90%。投飞灰循环燃烧、飞灰循环倍率2.5时，锅炉燃烧效率达97％，锅炉效率为88.4％。
当Ca/S=2.3、飞灰循环倍率为2.5时，锅炉炉内脱硫效率达90％。
煤的尺寸：0～12.7mm；石灰石尺寸：0～6.35mm。
采用分床压火办法，锅炉负荷可降至37．5％，负荷变化速率可达3.9MW／min。
烟气排放性能：SO2=43.2～302.7g/GJ,NOX=86.5～151.3g/GJ。
电厂原有的汽轮发电机组、凝汽器、给水加热器、水处理系统及设备、锅炉给水泵、凝结水泵、主变压器、循环水泵、引风机、布袋除尘器、烟囱和煤场被利用。新增加的带飞灰循 环燃烧的鼓泡床锅炉、再生式空气预热器、多管旋风子分离器、鼓风机、灰渣处理系统及设 备、紧急锅炉给水泵、锅炉控制系统和锅炉自用变压器。由于上述系统及设备被大修和利用 ，改造电厂的每千瓦投资为14000美元，大约为新建电厂的60%左右。该锅炉改造获得了成功 ，在电网中一直担任主力机组在运行。
2.2 黑狗电站2号10万kW煤粉锅炉改造为鼓泡流化床锅炉示范工程
黑狗电站属北美电力公司（NSP)，位于明尼苏达州的Minneapolis城南15英里的地方。该电 站有电功率为8万、10万、12万和18.5万kW的机组4台。示范工程是将电功率为10万kW的2号煤粉锅炉改为带飞灰循环燃烧的鼓泡流化床锅炉改造后的三维锅炉，示意图如图1所示。
2.2.1 2号煤粉锅炉改流化床锅炉的目的
2.2.1.1 为超龄煤粉锅炉的改造提供经验
北美电力公司有46个电站，其中39%为燃煤电站。美国在1945年到1965年安装了总容量为2000万kW的200多台煤粉锅炉，这些锅炉将达到30年 服役期而面临退役。为了延长这些锅炉的使用寿命，使电厂再服役25年，故将黑狗电站2号 煤粉锅炉改成带飞灰循环燃烧的鼓泡床锅炉，为今后200多台煤粉锅炉的改造提供样板。
2.2.1.2 证实流化床锅炉改造工程的经济性
改造工程与新建电厂投资比较如表1。从 表1中看出，带水洗烟气脱硫的新煤粉锅炉装机投资为1725美元/kW；一般常规流化床锅炉 装机 投资为1500美元/kW；煤粉锅炉改带飞灰循环燃烧的鼓泡流化床锅炉装机投资只有430～450 美元/kW。这就是说，与新建电厂相比(带烟气脱硫煤粉锅炉电厂、常规鼓泡流化床锅炉电厂 )煤粉锅炉改鼓泡流化床锅炉电厂造价只有它们的1/4左右。
2.2.1.3 寻找一种燃烧高硫煤的途径
改造工程要保证其SOX和NOX、粉尘排放性能能达到美国新的环保标准， 以解决美国中西部的酸雨问题。改造要求加石灰石脱硫，SOX的排放量减少80%；低温、分 级燃烧，NOX排放减少50%；粉尘排放达到美国新的排放标准——129.7g/(GJ.h)。
2.2.1.4 提高锅炉蒸发量
黑狗电站2号煤粉锅炉建于1954年，电功率为10万kW，设计煤种为伊利诺易高硫煤和天然气。为了减少SOX对大气的污染，不得不掺烧美国西部的低硫煤。 由于煤种改变，锅炉蒸发量下降，10万kW的机组只能带8.5万kW的负荷，锅炉效率只有86.75 %，改造之后，锅炉烧Sarpy Creek劣质烟煤，蒸发量从300t/h提高到472t/h，蒸汽温度不变，蒸汽压力从12.2MPa降为10.4MPa，机组功率从原来的8.5万kW提高到12.5万kW。表1 12.5万kW电厂装机成本比较 单位：美元/kW
 2.2.1.5 提高锅炉对燃料的适应性
改造后锅炉可烧劣质烟煤、石油焦、洗中煤等低成本煤，改善了电厂的经济性。
2.2.1.6 提高调峰能力
改造之后，采用分床压火技术，锅炉蒸发量为20%时，可维持稳定运行。
2.2.1.7 飞灰再循环燃烧
锅炉省煤器之后装多管式旋风子分离器，收集下来的飞灰通过 风力送入床内循环燃烧。当飞灰循环倍率为1.55时，烧劣质烟煤，燃烧效率可达99%。
2.2.2 黑狗电站2号煤粉锅炉主要改造的内容
从图2可以看出，黑狗电站2号煤粉锅炉主要改造内容为：
a 燃烧室下部冷灰斗拆除改造，增加布风装置，浓相床内布置埋管受热面，尾部受热面作适当调整；
b 空气预热器前装多管式旋风子分离器，其收集下来的飞灰送入床内循环燃烧；
c 拆除磨煤机及制粉系统，装置抛煤机；
d 更换鼓引风机；
e 新装再生式空气预热器；
f 电除尘器的改造；
g 部分烟道的拆除和管道及电缆的移位。
该锅炉于1986年2月启动，到1988年3月负荷带到13万kW，超过设计出力0.5万kW。其缺点是 改造后效果不太理想，不能长期连续稳定运行。
2.3 新增容改造的美国Nucla循环床锅炉示范工程
Nucla电厂于1959年建成，有三台链条锅炉和三台1.2万kW汽轮发电机组，是中参数发电厂。 该电厂由于锅炉效率低，燃料不断涨价和锅炉维修费用不断上升，到1982年已很难维持。 为了扭转亏损局面，科罗拉多约特尔(Colorado Utle)电力公司决定对Nucla电厂进行更新增 容改造。
2.3.1 更新增容改造的主要内容
a 拆除原有三台陈旧落后的中参数链条锅炉，利用其厂房场地新建一台蒸发量为420t/h的 高参数循环床锅炉。
b 新装一台7.5万kW的高参数抽汽汽轮发电机组，原有三台1.2万kW的中参数汽轮发电机 组保留，利用高参数汽轮机的抽汽推动原有三台1.2万kW中参数汽轮机发电。
c 除原有三台链条锅炉全部拆除之外，其他大多数设备和公用系统均被大修后利用。
2.3.2 改造之后取得的结果
a 电厂的容量和参数升级。电功率从3.6万kW增容至11.1万。电厂蒸汽参数从中参数提高到 高参数。电厂汽轮机热耗降低了15%。
b 可燃烧原链条锅炉不能烧的劣质煤，燃料费用降低了30%。
c 更新改造的装机成本为840美元/kW，只有新建电厂投资的一半。
d 电厂服役期延长30年。
e 锅炉排烟中的SOX和NOX含量达到了美国新的排放标准。
2.3.3 改造后的循环床锅炉运行性能
a 锅炉燃烧效率为96.9%～98.9%，锅炉效率为85.6%～88.6%。
b 当床温低于882℃、Ca/S=1.5时，脱硫效率为70%，当Ca/S=4.0时，脱硫效率为95%；当床 温为927℃、Ca/S=5.0时，脱硫效率为70%。
c 所有试验工况下，NOX的排放量都低于146mg/MJ。
d CO的含量随负荷变化而变化。当负荷在5.5～10.5万kW范围内时，CO的变化范围为73～99 ppm。
2.3.4 Nucla循环床锅炉简介
Nucla循环床锅炉为Pyroflow型，于1987年投入运行，是当时世界上最大容量的循环床锅炉 。锅炉蒸发量为420t/h，蒸汽压力为10.3MPa，蒸汽温度为540℃。锅炉由两个燃烧室组成， 燃烧室高度为33m，燃烧室总截面积为98m2。两个燃烧室的汽水系统共用一个汽包，故两 个燃烧室不能单独运行。Nucla循环床锅炉燃烧系统示意图如图3所示。
该锅炉自1987年运行以来，初三年进行了许多次试验测试，至1994年夏天，锅炉已运行了7 年。1994年对锅炉进行了重要的改进和大修。改进的目的是降低维修成本，提高运行可靠性 和年利用率。改进和大修之后，前9个月的利用率达到了88%。
2.4 Nisco10万kW热电联产循环床锅炉改造工程
Nisco西湖电厂原有两台燃烧天然气的锅炉，为了适应烧石油焦的需要，Foster Wheeler锅 炉公司设计、制造了两台10万kW的循环床锅炉，取代原有燃气锅炉。原有电厂汽轮发电机组 和有关辅助设备全部被利用。Nisco循环床锅炉示意图如图4所示。
2.4.1 Nisco循环床锅炉参数
锅炉蒸发量为374t/h，蒸汽压力为11.2MPa，蒸汽温度为541℃；再热蒸汽流量为392.8t/h ，再热蒸汽压力为3.2MPa，再热蒸汽温度为541℃。这台锅炉采用了Foster Wheeler的Intrex外部流化床热交换器。旋风子分离器收集下来的飞灰经Intrex外部流化床热交换器冷 却之后，经飞灰回送装置送入床内循环燃烧。飞灰回送装置与Intrex外部流化床热交换器、 燃烧室整装成一体。
2.4.3 Nisco循环床锅炉(带Intrex外部流化床热交换器)的特点
a 燃烧室内没有屏式受热面。
b 采用导向风帽装置的水冷布风板。
c 采用热风点火和水冷风室。
d 采用蒸汽冷却的旋风子分离器，收集飞灰。旋风子内部耐火层的厚度只有50mm左右，比 非冷却旋风子的耐火层厚度350～410mm薄许多，减少了耐火层重量和支承钢架的重量。汽冷 旋风子冷态启动时间只有4～6h，非冷旋风子冷态启动时间为12～16h。另外，汽冷旋风子 外表面温度只有54℃，减少了散热损失，有利人身安全(耐火泥高温旋风子分离器外表面温 度高达121℃)。
e 燃烧室内耐火层采用磷酸高铝耐火泥，并用不锈钢丝纤维加强，膜式管壁上还有固 定耐火泥销钉。
f维修费用低，可靠性高。
g 低污染特性：床温为871℃时，CO排放量为25.8mg/MJ、NOX排放量为258mg/MJ、粉 尘排放量为12.9mg/MJ。
该改造锅炉已达满负荷运行。
3 法国循环床锅炉改造工程
法国的能源结构以核能占优势，1975年法国电力工业中，化石燃料发电占85％，核发电只占15％；到1986年核发电跃到90％，化石燃料发电只占10％，且主要作调峰发电。尽管化石燃料发电占的份额很小，但考虑到环保要求和经济性，法国对旧煤粉锅炉改造成循环床锅炉十分重视。
法国对燃煤发电厂的有害物质排放要求如下（烟气中含氧量为6％）：SOX＝250mg/Nm3，NOX＝200mg／Nm3，粉尘=5Omg／Nm3。循环床锅炉烧煤能 达到上途要求，且有经济上的优越性。
法国电力部对不同种类锅炉发电厂的每千瓦装机容量的成本进行了比较，其结果见表2，可以看出，循环床锅炉与带烟气脱硫的煤粉锅炉和增压流化庆锅炉相比是最经济的。表2不同种类锅炉发电厂成本比较
 下面介绍法国两个循环床锅炉改造工程。
3.1 艾米路希12．5万kW煤粉锅炉改循环床锅炉工程
1957年艾米路希4号煤粉锅炉投运，烧洗煤厂洗煤泥干粉，到1987年该锅炉炉龄己有30年。洗煤泥干粉制造过程十分复杂，要经过对洗煤泥水浓缩、过滤、干燥，然后经磨煤机制成煤粉。烧洗煤泥干粉发电成本及厂用电均较高。锅炉改成循环床锅炉以后可直接烧经简单配制的洗煤泥浆（含33% 的水分），与煤粉燃烧方式相比有显著的优点。
3.1.1 锅炉设计参数
蒸发量367t/h，蒸汽温度545℃，蒸汽压力13.4MPa，再热蒸汽温度540℃，再热蒸汽 压力3.0MPa，给水温度242℃。锅炉设计燃料包括含33％水分的洗煤泥和洗煤泥干粉、煤矿 瓦斯、民用煤气。对这些燃料，可单独烧，也可混烧。不掺烧瓦斯，只烧洗煤泥浆时，锅炉 最低负荷为50％。只烧洗煤泥干粉时，最低负荷为40％。
3.1.2 洗煤泥浆和煤泥干粉的成分
洗煤泥干粉：其尺寸与煤粉锅炉的煤粉尺寸相同，低位发热量为20305.6kJ/kg，水分为8％，灰分为28％（干燥基）。
洗煤泥浆：其尺寸范围为0～3mm，小于0.45mm的细粒子占50％，低位发热量为10466.8kJ／kg，水分为33%，灰分为45％（干燥基），硫分为0.92％。
3.1.3 循环床锅炉
如图5，该锅炉只有一个燃烧室，33m高，其横截面积为8.6m×11m＝94.6m2。 燃烧 室下 部是逐渐向上扩张的，以便分级送入二次风。循环床锅炉为鲁奇型，有两个外部流化床热交 换器，两个旋风子分离器（直径为8.0m）。这个循环床锅炉装在原有锅炉的旁边，当循环 床锅炉投入运行时，切断汽轮机主汽管与原煤粉锅炉的联系，并与循环床锅炉主汽管相连接。该循环床锅炉自1990年投运以来，其运行性能和利用率都很好。
3.2 普诺旺斯25万kW煤粉锅炉改循环床锅炉
Stein Industrie锅炉公司在12.5万kW煤粉锅炉改循环床锅炉成功的基础上，进行他们的第二步计划——将普诺旺斯25万kW烧高硫煤的煤粉锅炉改成循环床锅炉，工程图见图6。
普诺旺斯25万kW电功率的4号煤粉锅炉于1967年投运，烧普诺旺斯高硫煤。法国有2000多万kW装机容量的化石燃料电厂，这些电厂中的锅炉将在2005—2020年先后超龄。为了满足法国新的、更为严格的环保要求，法国电力部选择了普诺旺斯电厂25万kW烧高硫煤的煤粉锅炉改为循环床锅炉。
3.2.1 工程背景
普诺旺斯Gardanne电厂有五台煤粉锅炉。1—3号锅炉的电功率为5.5万kW；4号锅炉电功率为25万kW，1967年投运，SO2的排放非常高；5号锅炉的电功率为60万kW，1984年投运，是四角切圆煤粉燃烧锅炉。
1990年当地政府要求到1994年以前，Gardanne电厂SO2的排放减少30％，即限制每年排放33500t，NOX的排放也要求有显著地减少。为了满足当地政府的要求，法国电力部和 煤炭部成立了一个工作组，研究决定，1～3号锅炉拆除；5号锅炉己采用炉内脱硫技术不拆 除，继续运行发电；4号锅炉改为循环床锅炉，其占地使用1、2、3号锅炉原占地。改炉的 经济性与增加烟气脱硫作了比较，并考虑到4号锅炉己运行24年，认为更新改造、延长服役 期经济上是合算的。
3.2.2 工程组织和资金筹集
新的25万kW循环床锅炉为Soprolif公司所有。资金筹集采用股份制：法国电力公司持有55％的股份，西班牙电力公司Endesa持有25％的股份，当地煤炭部门10％的股份，GEC阿尔斯通Stein Industrie锅炉公司持10％的股份。另外，该工程得到了欧洲联盟和法国政府的资助。
3.2.3 循环床锅炉改造工程介绍
该工程是在原1、2、3号锅炉的占地上新安装一台25万kW的循环床锅炉。循环床 锅炉有一个非常大的燃烧室，其截面积为11．5m×l4.8 m=170.2m2。燃烧室下部为一个裤衩形流化床，裤衩上部燃烧室截面积为11.5m×7.4m =85.1m2。有四个旋风子高温分离器，直径为7.4m，布置在炉子的两侧。每个分离 器下有一个外部流化床热交换器，其中两个外部流化床热交换器内布置有 中温过热器，用来控制床温；另外两个外部流化床热交换器内布置有低温过热器和最后一级 再热器，用来控制再热蒸汽温度。管式空气预热器用来加热一次风；回转式空气预热器用来 加热二次风。原有锅炉的大多数设备，如蒸汽管道、给水系统、冷水塔和原煤仓被利用。
锅炉设计参数如下：
蒸发量，700t/h；蒸汽压力，16.3MPa；蒸汽温度，565℃；再热蒸汽压力，3.75MPa；再热蒸汽温度，565℃；再热蒸汽流量，651t/h；锅炉效率，90.5%。
锅炉的燃煤特性：
燃用电厂附近Gardanne煤矿生产的高硫煤。该煤为次烟煤，具有高的挥发份。燃煤尺寸为0～10mm，尺寸小于1mm的煤粒为50%。典型的燃煤特性如下：水分11％～14％；灰分28％～32％（灰中CaO占57％）；碳40%；氮0.97％；硫3.68% ;低位发热量14775kJ／kg。
该锅炉还可掺烧当地炼油厂生产的高硫渣油，其承担的负荷可占一半。渣油特性如下：水分0.4％；灰分0.O7％；碳85％；氮0.92%；硫高到4.5％；低位发热量38050～39980k J/kg。
该锅炉的排放性能（烟气中含氧6％）：
SO2≤400mg/Nm3（Ca/S比＜3，97%的脱硫效率）；NOX≤250mg/Nm3；粉尘≤50mg/Nm3。
法国电力部门有10台这种容量的锅炉，该锅炉的改造成功对这些锅炉的前途有很大的
影响。
3.2.4 投资分配
整个工程耗资2.3亿美元，装机耗资920美元／kW。投资分配如下：
锅炉和有关附属设备，69％；电气设备，8％；建筑和钢结构，15％；汽轮机整修和其他，8％。
这台25万kW、当今世界上最大的循环床锅炉己开始运行。它的成功将为同等容量煤粉锅炉的改造树立一个样板，另外将开辟一个40～60万kW循环床锅炉的未来。
4 日本竹原（Takehara）35万kW常规流化床锅炉改造
日本电力动力发展公司（EPDC）于1987年3月正式投运了5万kW电功率的带飞灰燃尽床的常规流化床锅炉。该锅炉装在日本的Wakamutsu，到1990年己运行了16000h，己进行了6种煤的燃烧试验。试验结果表明：锅炉效率达到了88．6%～91.3%；SOX的排放值为5～50ppm，NOX为60～300ppm，粉尘排放为1～3mg/Nm3。燃烧室由一个主 床和一个飞灰燃尽床组成。主床是一个双层床结构，上层床有6个分床，下层床有8个分床， 其中包括两个点火床。主床流化速度为1.5m／s。飞灰燃尽床有4个分床。采用分床压火办法。最低锅炉负荷可达25%。
在5万kW带飞灰燃尽床的常规流化床锅炉（鼓泡床锅炉）成功的基础上，日本电力动力发展公司于1989年计划将竹原（Takehara）热力发电厂的2号36万kW的燃油锅炉改成烧煤的常规流化床锅炉，并于同年开始建造，见图7。
该锅炉结构形式与上述5万kW的流化床锅炉相同，燃烧室由一个主床和三个飞灰燃尽床组成。主床是一个双层床结构，上层床有6个分床，下层床有9个分床。燃烧室为塔形变截面布置。
锅炉设计参数：
蒸发量为1115t/h，蒸汽压力为17.3MPa，蒸汽温度为571℃；再热蒸汽温度为541℃，再热蒸 汽压力为3.18MPa；排烟温度为140℃，SOX排放浓度小于160ppm，Ca/S＞5，NOX排放浓度小于300ppm；主床燃烧温度为760～860℃；飞灰燃尽床温度为980℃；锅炉燃烧效率为98%。
原电厂3号锅炉的接收、装卸和输送煤设备被利用，2号燃油锅炉的烟囱被利用，原有的海水 冷却的进口和后部设备被利用。
该锅炉已于1995年6月底并网发电，成为世界上最大的电站流化床锅炉。
5 波兰特降(Turon)电站23.5万kW Pyrlflow循环床锅炉改造
波兰的电力工业与我国有十分相似之处：
a 波兰电力80%来自于燃煤发电，其发电用煤主要是无烟煤和褐煤。波兰天然气少，没有石油；
b 燃煤发电的有害气体和粉尘造成对波兰大气的污染是很严重的。来自于电厂的粉 尘排放1989年达1～1.2百万t，占整个粉尘排放的30%～35%；来自于电厂的SO2的排放1989 年达2.8～3.0百万t，占整个排放的70%；来自于燃煤电厂的NOX的排放达0.6～0.65百万t ，占整个排放的40%～45%；
c 煤在波兰能源生产中占78%，每年生产1.8亿t煤。但与发达国家相比，波兰的人均电能是 低的，工业产品的能耗是非常高的；
d 随着波兰市场经济的发展，对电能需要日渐增加。
5.1 特隆23.5万kW循环床锅炉改造的目的
5.1.1 达到波兰的环境标准(波兰环境标准与西欧一致)
波兰有54个大电厂和230个小电厂，总装机容量为3205万kW。特隆电厂有10台锅炉，总装机 容量为200万kW，是波兰的第二大电厂。为了使特隆电厂的有害气体和粉尘的排放达到西欧 的环境标准，他们的计划包括，将单台机组功率为20万kW的1～6号煤粉锅炉改为单台机 组功率为23万kW的循环床锅炉；拆除7号锅炉；对最新的8、9、10号锅炉增加烟气脱硫装 置；1号、2号煤粉锅炉已有30年炉龄，首先将其改成循环床锅炉。
5.1.2 扩大锅炉容量
随着锅炉接近25～30年的设计使用寿命，设备的利用率和锅 炉效率下降，而维修费用急剧增加。面对特隆电厂的这种局面，只有关闭机组扩大容量的翻 新改造两种选择。煤粉锅炉改循环床锅炉之后，其容量从20万kW 扩大到23.5万kW。
5.1.3 延长锅炉的服役期
像特隆这样的锅炉，经改造成循环流化床锅炉后，其设备 性能和烟气中有害气体的排放量均能达到当代先进锅炉的水平，并能再延长服役期25年。
5.1.4 解决人口就业问题
特隆电厂燃用当地产的褐煤，锅炉经改造之后，延长服役期25年，对维持当地煤矿的开工，解决大量煤矿工人和电厂工人的就业有十分重要的作用。
5.1.5节约投资
利用低污染的循环流化床燃烧技术改造特隆电厂旧煤粉锅炉成循环床锅 炉，除降低污染、延长服役期、扩大容量和有利当地经济的发展和繁荣之外，还有投资省的 优点，与新建电厂相比每千瓦装机的费用只有新建电厂的40%～60%。
5.2 特隆电厂旧煤粉锅炉改造工程将带来的好处
a 能满足烟气中有害气体的排放，达到西欧的排放标准，有巨大的环境效益。
b 大大提高机组的年利用率、可靠性、减少了锅炉运行费用和维修费用，有显著的经 济效益。
c 增大了锅炉蒸发量。
d 原有锅炉的基础和钢架及某些辅助设备被利用，千瓦装机容量的投资只有新建电厂 的40%～60%，这对资金紧缺的国家是十分有吸引力的。
e 改造锅炉的工期比新建电厂的工期短得多，一般2年半即可。
f 波兰急需要加入欧洲联盟，而欧洲联盟首先要求波兰电厂烟气中的有害气体和粉尘 达到西欧的排放标准。特隆电厂位于波兰南部与德国、捷克接壤的地区、该地区由于有较多 的电厂，污染十分严重，被欧洲联盟称为“黑三角”地区。特隆电厂旧煤粉锅炉的改造对波 兰早日加入欧洲联盟有十分重要的作用。
5.3 特隆电厂循环床锅炉的设计参数
蒸发量，667t/h；蒸汽压力，13.7MPa；蒸汽温度，540℃；再热蒸汽流量，597.6t/ h；再热蒸汽压力，2.52MPa；再热蒸汽温度，540℃；给水温度，242.4℃；锅炉效率，90% ～90.5%；设计燃料，褐煤，高位发热量为9759.3kJ/kg，NOX=85ppm，SO2=47.2ppm，粉尘=50mg/Nm3。
5.4 特隆循环床锅炉及电厂的改造
特隆电厂的改造包括：将两台20万kW的煤粉锅炉拆除，利用原锅炉房面积、基础和部分钢 架，设计制造两台23万kW的循环床锅炉；安装两台汽轮发电机组；更新电厂控制系统； 其他附属设备的更新。
特隆电厂23万kW循环床锅炉改造工程是原Pyropower公司转让技术，由波兰Fakop锅炉制造厂 制造，技术转让费2.04百万美元。
循环床锅炉的燃烧系统是典型的Pyroflow炉型。该锅炉的汽水系统如图8所示。汽水系统有 如下特点，自然循环锅炉；燃烧室全膜式水冷壁结构；燃烧室内布置有第一和第二级管 屏式过热器；尾部烟道内从上到下布置有第二级再热器、第三级过热器、第一级再热器 和过热汽包墙管及省煤器；再热蒸汽采用蒸汽旁路控制系统；尾部烟道最下部布置有一 次风和二次风空气预热器。
该锅炉改造工程仅利用原有锅炉房及其基础和一半钢结构。锅炉岛的附属设备经大修或改造 之后被利用。另外，电厂的其他设施，如煤处理设备、冷水塔、灰处理设备、维修车间等 继续使用。
ABB公司提供新的汽轮发电机组、新的控制室和某些附属设备。另外，还负责对继续利用的 某些附属设备的改造。
6 乌克兰两个电站煤粉锅炉改造
乌克兰从前苏联分离出来之后，在从计划经济向市场经济过渡时期，电力工业 遇 到了很大困难。苏联解体之前，乌克兰50%的电力来自燃油和天然气的电站，22%来自于燃 煤 电站，28%来自于核电厂和其他电厂。乌克兰的油资源很少，天然气的资源几乎已用完。为 了维持这些热电站的运行，其油和天然气必须依赖于从俄罗斯和前苏联成员国按世界市场价 进口。由于缺乏美元，来自于燃油、燃天然气的电厂的发电减少了20%，造成电力极度 紧张。乌克兰有大量的煤炭资源，但煤的质量差。有大量的高灰分(36%)、低挥发分(3%～5%)的 无烟煤；有大量的高水分(53%)、高灰分(30.8%干燥基)、高硫分(3.7%干燥基)的褐煤。对这两种煤常规煤粉锅炉烧起来很困难。
乌克兰85%的燃用化石燃料的锅炉超过了20年炉龄，机组中的一半至少是30年炉龄了，超过了它们的使用寿命。在乌克兰燃煤锅炉中，没有一台锅炉有脱硫、脱硝设备，低效率的水膜 除尘器使粉尘的排放浓度很高，紧凑的厂房布置使在这些电厂中加烟气脱硫、脱硝设备是不 可能的。另外，这些到了年龄的和超龄的、工况条件很差的锅炉，再耗大量资金来加装污染 控制设备是没有效益的。
1-省煤器进口联箱 2-省煤器中间联箱 3-省煤器出口联箱 4-到汽包连接管 5-下降管 6-供水管 7-燃烧室下联箱 8-燃烧室9-燃烧室上部侧联箱 10-燃烧室上部联箱 11-上升管 12-到对流烟道联箱连接管 13-对流烟道上部侧联箱14-对流烟道下部前后联箱 15-对流烟道上部前联箱 16-对流烟道顶部联箱 17-一级过热器进口联箱 18-一级过热器出口联箱19-到二级过热器联箱(减温器)连接管 20-减温器(二级过热器进 口联箱) 21-二级过热器出口联箱 22-到三级过热器进口联箱(减温器)连接管 23-减温器 (三级过热器进口联箱) 24-主蒸汽联箱 25-来自于汽轮机蒸汽管 R1-再热器Ⅰ进口联箱R2-再热器旁路 R3-再热器Ⅰ出口联箱 R4-再热器Ⅱ进口联箱 R5 -再热器Ⅱ出口联箱 EH-再热器 SH-过热器
图8 特隆23.5万kW循 环床锅炉汽水系统
B&W公司设计的内循环床锅炉(IR-CFB)具有两级分离，布置十分紧凑，能适合对旧煤粉锅炉 的改造。这种具有两级分离器的循环床锅炉的粒子收集效率等于或大于一个旋风子分离器的 循环床锅炉的收集效率，被他们称为第三代的循环床锅炉设计，很适合对乌克兰煤粉锅炉的 改造。这种内循环床锅炉结构紧凑，运行可靠，且成本低廉。
乌克兰大多数煤粉锅炉是烧无烟煤，炉龄一般已达20～40年。随着煤的开采深度增加，无烟 煤的质量变差。煤的灰分平均从15%增加到了32%，硫分也增加了；发热量从22273.4kJ/kg 降低到18409kJ/kg；挥发分减少到3%～5%，不用油或天然气助燃锅炉就不能维持设计蒸发量 。
乌克兰能源部正在与美国B&W锅炉公司合作将两个电厂的煤粉锅炉改成循环床锅炉，以 达到保持环境和烧劣质煤的目的。
6.1 乌克兰Kharkov GRES-2电厂煤粉锅炉改循环床锅炉
乌克兰Kharkov GRES-2电厂有两台5万kW的TΠ-230型自然循环煤粉锅炉和四台5万kW的TΠ-2 30型直流锅炉。该改造工程是将1956年投运的9号直流锅炉改成循环床锅炉。
改造设计煤种为乌克兰高灰无烟煤。其工业分析和元素分析结果如下：
工业分析：M=10%；V=4%；FC=36%；A=36。
元素分析：C=49.6%；H=1.0%；O=1.5%；N=0.5%；S=1.4%；A=36%；M=10%；高位发热量为170 27.4kJ/kg。
锅炉设计参数：蒸发量230t/h；蒸汽温度为510℃；蒸汽压力为9.8MPa；给水温度215℃；排 烟温度为149℃；煤消耗量37.2t/h；石灰石消耗量为4.13t/h；锅炉效率为86%。
锅炉的排放特性：NOX的排放从800mg/Nm3减少到123mg/Nm3；SO2的排放量从4.24g/Nm3降到394mg/Nm3；原有水膜除尘器达不到粉尘排放标准，故改为电气除尘器或布袋除尘器，粉尘排放将从4.5mg/Nm3降到50mg/Nm3。
改造前后的锅炉布置示意图如图9和图10所示。从图9看出，TΠ-230型煤粉锅炉采用外 煤 仓布置方式，其除尘采用水膜除尘器。我国现有一些50年代前苏联援助建设的大多数5万kW 机组的锅炉，都属这种布置形式。从图10看出，改造后的循环床锅炉采用的是B&W锅炉公司 的第三代循环床技术——两级飞灰分离和循环燃烧。图中黑色部分为原有建筑框架和设备。 具体改造方案如下：
a 用B&W循环床锅炉取代原有煤粉锅炉，利用原有锅炉房及其基础和部分钢结构，将锅 炉 房提高8.9m。
b 将引风机移位，并将水膜除尘器改为电气除尘器。
比较图9和图10可看出，用B&W第三代循环床技术改造旧煤粉锅炉烧褐煤是比较适宜的。
1-煤粉燃烧室 2-磨煤机 3-煤仓 4-水膜除尘器 5-引风机 7-烟囱
图9TΠ-230型煤粉锅炉布置
6.2 乌克兰Alexandriangol电厂160t/h循环床锅炉改造
Alexandriangol电厂于1950年建成，有五台烧褐煤的煤粉锅炉，蒸发量为100t/h，其中三台 锅炉的压力为4MPa，另外两台为9MPa。锅炉设备已老化，维修费用高，锅炉效率低 ，污染严重，急需更换。
美国B&W锅炉公司为该电厂新设计了两台160t/h蒸发量的烧褐煤的两级飞灰分离的循环床锅 炉。第一级飞灰分离器用槽型分离器，装在燃烧室出口处。第二级飞灰分离器采用多管旋风 子分离器，收集下来的飞灰用气力输送至燃烧室循环燃烧。这种燃煤循环床锅炉称为B&W第 三代循环床锅炉。新设计的160t/h蒸发量的循环床锅炉其参数如下：蒸汽温度为440℃，蒸汽压力为4MPa；给水温度为150℃；排烟温度为149℃；锅炉效率为71.7%。锅炉的布置如图 11所示。另外，B&W锅炉公司还将为该厂扩建两台同类型的160t/h蒸发量的循环床锅炉。 这样原有的旧锅炉最后能全部关闭，汽轮发电机组及其他辅助设备经大修之后，电厂能再服役25～30年。
1-燃烧室 2-槽型分离器组 3-多管旋风子分离器 4-煤仓 5-给煤机 6-床灰冷却器 7-管式空气预热器 8-鼓风机9-原有输煤皮带机 10-原有煤仓 11-电气除尘器 12-引风机 13-烟囱 14-飞灰回送系统
图10改造后的循环床锅炉布置
乌克兰褐煤的工业分析、元素分析的结果如下：
工业分析：M=53%；V=19.1%；FC=13.4%；A=14.5%。
元素分析：C=21.9%；H=2.8%；O=5.6%；N=0.5%；S=1.7%；A=14.5%；M=53%；高位发热量为1 0014.7kJ/kg。
B&W锅炉公司的第三代循环床燃烧技术将为乌克兰旧锅炉的改造，利用劣质煤和改善十分严 重的环境污染作出贡献。
7 FW和B&W锅炉公司设计的煤粉锅炉循环床锅炉炉型
六十年代和七十年代投运的10万kW容量以下的煤粉锅炉如今面临几个严重的问题：运行问题 多； 维修、运行成本高；锅炉效率低；煤种适应性差；污染严重且没有增加烟气净化设备的场地 。有些锅炉关 闭较合理，而有些锅炉由于各方面的原因采取翻新改造较为合理。FW和B&W锅炉公司为此专 门设计了煤粉锅炉改循环床锅炉的炉型。
7.1 FW锅炉公司的煤粉锅炉改循环床锅炉炉型
该炉型已在美国黑狗电站煤粉锅炉改循环床锅炉中采用，参看图1。
该炉型的主要技术改造措施如下：
a 改造煤粉锅炉燃烧室下部；
b 加装流化床布风装置；
c 改造燃料制备和燃料入炉方式；
d 燃烧室和尾部受热面的调整改造；
e 省煤器后装多管式旋风子分离器，收集的飞灰送入炉内循环燃烧；
f 更换鼓风机。
7.2 B&W锅炉公司的煤粉锅炉改循环床锅炉炉型
B&W的炉型已被正在改造当中的乌克兰230t/h和160t/h循环床锅炉采用，参见图10和图11 。
该炉型的主要特点如下：
a 采用了两级飞灰收集和循环燃烧。第一级由两组槽型分离器组成；第二级为省煤器 后的多管式旋风子分离器。
b 燃烧室、水平烟道及尾部受热面均需作部分改造和调整。
8 中国的旧煤粉锅炉的改造方向
我国五十年代至七十年代投运的12.5万kW以下的机组装机总容量大约为8000万kW ，为美国、法国的4倍，其中，中、低参数的机组容量约为2000万kW， 高参数的容量约为6000万kW。绝大多数锅炉为煤粉锅炉，这些锅炉的 运行现状如何和下一步如何处理是很值得重视的。
1-燃烧室 2-槽型分离器组 3-对流管束 4-管式空气预热器 5-多管旋风子除尘器 6-飞灰回送系统 7-省煤器8-第一级空气预热器 9-鼓风机 10-床灰冷却器 11-给煤机 12-煤仓 13-风室 14-槽型分离器灰斗 15-过热器
图11乌克兰160t/h烧褐煤循环床锅炉
8.1 旧煤粉锅炉的运行现状及影响
a 设备陈旧、落后，运行事故多，检修、维护费用高，锅炉效率低，浪费燃料。
b 对煤种适应性差，不能烧劣质煤。
c 采用低效率的水膜除尘器，烟囱冒浓烟，粉尘对大气污染十分严重。1990年排入大 气的1300万t粉尘中，820万t来自于煤的燃烧，占63%。
d 燃烧器性能差，燃烧产物中NOX的排放浓度为发达国家的4～5倍。1990年排入大气 的400万t NOX中，270万t来自于煤的燃烧，占67.5%，对大气带来了严重污染。
e 均无烟气脱硫装置，煤中的含硫经燃烧后全部排入大气。1990年排入大气中的SO2达1500万t，其中1350万t来自于煤的燃烧，占84.9%。无控制的SO2的排放给大气带来严重 污染。现在我国PH值小于5.6(通常作为酸雨的判断标准)的降雨面积在近8年中有大大增加 ，从175万km2扩大到280万km2，占我国领土面积的29%。
f 锅炉负荷调峰能力差，不能适应大范围的调峰要求。
g 灰、渣含碳量高，综合利用程度低，要求不断扩大灰渣场，占用土地面积。
8.2 我国面临的电力形势
目前我国大部分地区存在电力短缺的现象。我国能源结构中，煤炭能源占75%。白天与黑夜 的峰谷差越来越大。这样一个局面短期内还不可能改变。另外，发展新电厂，特别是发展核 电、水电又遇到资金短缺和建设周期长的限制。再有，发展常规燃煤发电，对大 气环境将带来污染。这样一个形势也是许多发展中国家，如波兰、乌克兰所面临的。
8.3我国旧煤粉锅炉的改造方向
循环流化床燃烧技术是一种商业化了的燃烧技术，用它来将煤粉锅炉改成循环床锅炉是我国 旧煤粉锅炉的主要方向之一。我国引进的410t/h、220t/h的循环床锅炉有数台，这些锅炉 或多或少地存在一些问题。引进一台循环床锅炉与我国将一台同容量的旧煤粉锅 炉 改成循环床锅炉相比，前者投资要翻两番。考虑到我国电力短缺和资金不足的情况，我们认 为，在新建电厂的同时，不可忽视对8000万kW装机容量的旧煤粉锅炉的改造。美国、法国、 日本、波兰和乌克兰等国旧电站锅炉改循环床锅炉的经验值得我们借鉴。目前，我国的各种 形式循环床燃烧技术能用来改造旧煤粉锅炉。华中理工大学煤燃烧国家重点实验室开发的下 排气分离器循环床燃烧技术对改造我国的旧煤粉锅炉是适宜的。(end)
| 
