我国大型循环流化床锅炉机组运行现状

我国大型循环流化床锅炉机组运行现状分析报告

全国电力行业CFB机组技术交流服务协作网

李建锋 2011-11

0、前言

循环流化床(CFB)锅炉因为其燃料适用性广、负荷调节性强以及环保性能优良而得到了越来越多的重视。在我国能源与环境的双重压力下，循环流化床锅炉在我国得到了快速的发展。我国现有不同容量的循环流化床锅炉3000多台，超过9000万千瓦投入商业运行，占电力行业中锅炉总台数的三分之一强。但是其中多为容量不大的机组，其中410~490t/h（100~150MWe）等级循环流化床锅炉近200台；截止目前，已投运的300MWe循环流化床锅炉机组达到40多台，其中最大的江西分宜电厂330MW机组于2009年1月份投入商业运行。投运与在建的的300MWe等级循环流化床锅炉机组则达到了110多台。中国循环流化床的装机容量超过了世界上除中国之外的总和。此外，世界上单机容量最大的我国600MWe超临界循环流化床锅炉机组正在建设过程中。因此，可以预见，循环流化床锅炉将会在我国得到更大的发展。

大量循环流化床锅炉机组的装备对于优化我国电力结构、改善电力供应品质、提高我国整体资源利用效率以及降低污染物排放方面发挥出了不可替代的作用。但因为循环流化床锅炉出现历史较晚，所以在初期，因为对它的设计与运行规律人们掌握得较少，因此在运行过程中出现了这样或那样的问题，但随着时间的转移以及广大科研和运行人员的努力，流化床锅炉机组的优势逐渐得以发挥出来。

为了交流CFB锅炉机组的运行、检修与管理经验，提高我国循环流化床锅炉发电机组的经济性、安全性、环保性，全国电力行业CFB机组技术交流服务协作网（以下简称CFB协作网）在全国范围内连续7年（05~11年）举行了CFB锅炉机组运行竞赛活动。参赛机组数量逐年增加，每次竞赛活动均有几十台机组参与，具有一定的普遍性。本文以135MWe级别和300MWe级别的机组为例，从整体上分析我国循环流化床锅炉的运行现状，对我国这两个级别的机组整体运行情况进行总结。不仅使人们能够对整个CFB行业的运行状况有所了解，也可以为提高我国CFB锅炉的整体运行水平提供有益的参考，并对行业今后的发展有一定的指导意义。

1.1可靠性指标

可靠性是经济性的基础。多年来CFB机组受到争议，主要原因是其可靠性不

高，不能满足电力生产的需要。因此本文首先考察其可靠性。

本文在衡量机组运行可靠性指标的时候，主要考察两个参数：一个是非计划停运次数，这个参数主要说明机组运行过程中因为各种故障而导致停运的次数；另一个考察对象是可用小时数，即机组全年运行和备用时间的总和，反映出机组处于可用状态的时间。 1.1 非计划停运次数

（a）135MWe级机组

（b）300MW级机组 图1 非停次数变化趋势

图1为两个等级CFB机组的平均非计划停炉次数三年来的变化，同时给出了非停次数每年的最大值。从图1中可以看出，随着锅炉运行时间的不断增加，通过对设备的不断完善，包括新建机组的设备与系统的设计改进，以及建成机组的设备技改，使得CFB机组的非计划停运次数的平均值有降低的趋势。但是，仍有

部分135MWe级机组年非计划停运次数达到6次以上，从而严重影响了机组运行的可靠性。对于300MWe级机组来说，因为正处于快速发展期，所以每年都有新的机组参加机组竞赛，因此从总体上来说，非停次数降低，但是非停次数的最大值却变化不大。 1.2 可用小时数

循环流化床锅炉在我国投运之初有“星期炉”之称，主要是因为投运之初，锅炉连续运行时间太短，往往不足一周就要因为各种各样的故障而被迫停下，这些故障之中锅炉受热面磨损、出渣故障、破碎机等问题较多。

但是随着运行人员对锅炉运行规律的不断总结，以及技术人员对锅炉系统的不断改造，锅炉机组的可用小时数的趋势是逐渐增加，见图2。

在图2中，300MW可用小时数的最小值不断降低，这是因为每年都有新机组参加机组竞赛，从而拉低了这个指标。

（a）135MWe级机组

（b）300MW级机组 图2 可用小时数变化趋势

2、经济性指标

对于火力发电企业来说，燃料成本是所有成本中最大的一部分，尤其在目前煤价飞涨的时候，因此，各电力企业均把降低煤耗放在了一个重要的位置。因此，在分析CFB锅炉机组经济性指标的过程中，将主要考虑到会对供电煤耗产生较大影响的几个主要因素，比如飞灰/底渣含碳量、负荷率、排烟温度以及厂用电率等。

此外，随着油价的飞涨，点火用燃油成本也越来越大，因此在考察机组的经济性指标时，对点火油耗也进行了统计和分析。 2.1 飞灰/底渣含碳量

（a）135MWe级机组

（b）300MW级机组 图3 飞灰含碳量的变化

在循环流化床锅炉投运初期，困扰人们的一大问题就是飞灰含碳量高，据统计，有个别电厂的飞灰含碳量能够高达接近40%。不过，随着人们对其燃烧机理

（a）135MWe级机组

（b）300MW级机组 图4 底渣含碳量的变化

认识的不断加深，人们通过设计以及运行调整等方式，使得循环流化床锅炉的飞灰含碳量不断降低，考察三年来的数据表明，经过不断努力，135MWe级循环流化床锅炉的平均飞灰含碳量在不断下降，见图3，目前135MWe级机组的平均值已经降低到4%以下。尽管如此，135MWe级机组的飞灰含碳量指标还是要高于300MWe级机组。这主要是因为300MWe级机组炉膛较高，采用相同的流化速度时，煤颗粒在炉膛内的停留时间大大延长，因此燃烧的也就越加充分，因此300MWe机组的飞灰含碳量大大降低。另外，从图3中可以看出，目前有电厂的飞灰含碳量能够降低到2%以下，甚至测不出来，基本为0。但是，就大多数机组而言，CFB锅炉燃烧的燃料为劣质燃料，甚至是煤矸石，因此泛泛的比较，CFB锅炉的飞灰含碳量较高。但是在燃烧相似煤种时，就燃烧效率来说，循环流化床锅炉和常规煤粉锅炉是接近的，尤其是燃烧该反应活性的燃料，CFB锅炉的灰渣未完全燃烧损失完全可以与煤粉炉相媲美。

相比较飞灰含碳量，CFB锅炉的底渣含碳量要低得多，从图4可以看出，底渣含碳量的平均值135MWe级机组的平均值不足2%，近两年300MWe级机组的锅炉底渣含碳量甚至不足1%，这可能也和300MWe级机组锅炉的炉膛截面积较大有关，因为炉膛截面积越大，灰渣在其上面的停留时间也会相对增加，也就增加了燃尽率。 2.2 平均负荷率

随着我国整个电力工业装机容量的迅速增加，循环流化床锅炉的平均负荷率

有明显的波动，见图5。

就目前的电力发展形势而言，火力发电机组普遍面临负荷率不高的问题，主要是我国近几年火电机组建设速度过快的缘故；此外，煤价的飞速上涨，但电力价格变化缓慢也致使部分发电企业发电积极性不高，从而导致整体的负荷率不高纯凝机组的负荷率平均值均不超过80%。但是供热机组因为有供暖的原因，而且一些供热机组往往是企业的自备热电厂，所以保持了较高的负荷率，负荷最高的机组甚至部分时段在超负荷运转。相反，一些企业的自备电厂由于有企业自身用电/热的优势，负荷率一直很高，能够达到95%以上。

负荷率的变化不可避免的会影响到机组的运行经济性。

（a）135MWe级供热机组平均负荷率

（b）135MWe级纯凝机组平均负荷率

（c）300MWe级机组平均负荷率

图5 机组负荷率

2.3 排烟温度

排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，因此排烟温度的高低对锅炉效率有很大的影响。循环流化床锅炉因为有炉内脱硫，所以其烟气中的SO2要低于常规煤粉锅炉；另一方面，因为SO3的反应活性高于SO2，所以烟气中SO3首先要和脱硫剂发生反应，因此SO3的比例更要远低于煤粉锅炉，而目前锅炉的低温腐蚀主要是因为SO3与水发生反应生成硫酸，进而腐蚀钢铁所造成。所以脱硫后的流化床锅炉所面临的低温腐蚀相对来说轻得多，因此可以采取较低的排烟温度，这对于提高锅炉的热效率有利。因此，锅炉低温腐蚀的严重程度与是否炉内脱硫有很大的关系。

但是，与上面的分析相反， CFB锅炉机组的排烟温度普遍较高，这一点可以从图6中看出。尤其是300MWe级机组的排烟温度平均值超过了140oC，因此300MWe级机组的节能潜力很大。

（a）135MWe级机组

（b）300MW级机组 图6 排烟温度的变化

目前，为了降低锅炉的排烟温度，采用低压省煤器的方式比较普遍，即通过在尾部烟道安装一个换热器，并用冷却水为冷却介质来降低排烟温度。采用该种方式，投资比较小，而且因为换热温差较大，所以换热器的体积可以做的比较紧凑。利用低压省煤器所得来的热量，可以用于供暖、制冷或者其他工业工艺用热，在没有热用户的情况下，也可以直接将这部分热量接入回热系统，但是因为这种方式所取得的热量品质较低，所以经济效益不高。

另一种降低排烟温度的方式是改造空气预热器，即通过增加受热面的方式来降低排烟温度，这种方式因为直接提高了进入炉膛的热风温度，所以经济效益很高，计算表明，每提高20oC的热风温度，锅炉效率可以提高1%，大大增加了电厂的经济效益。不过因为空气/烟气的换热系数较低，而且换热面积增加之后换热

温差又会降低，所以采用该种方式会大大增加换热器的投资和换热器的体积。

因此对于电厂来说，这两种方式如何取舍，需要根据具体的情况做进一步的经济技术分析。

CFB协作网为了推动烟气余热利用工作的大力开展，拟在全国CFB锅炉机组上开展烟气酸露点的测试工作，希望该项工作能够为电厂的节能技改提供技术基础。

2.4 厂用电率

由于循环流化床锅炉采用循环流化燃烧方式，因此布风板、床料以及旋风分离器等都会对烟气流动产生很大的阻力，则必然会使风机的压头增高，也就增大了电厂的厂用电率，如果锅炉又采用风水联合冷渣器，那么厂用电率会进一步增加。

在锅炉以及系统设计方面，为了能够保证锅炉床料的正常流化，在设计过程中，风系统阻力以及风机的压头往往被放大，在设计上增加了电厂的厂用电率。

上述两个方面的是导致循环流化床锅炉电厂的厂用电率高的最主要因素。如果锅炉负荷率下降，厂用电率就相对更高，这从图7中也可看出。

在图7中，135MWe级机组的厂用电率平均在9%左右，超过常规煤粉锅炉的平均值7.56%。供热机组因为有供热厂用电的缘故，所以要高于纯凝机组的平均值。对于300MWe级机组，厂用电率有下降的趋势，特别值得注意的是，有个别机组的厂用电率甚至在不足5%，主要是采用了我国自行开发的新型节能设计技术，大幅度降低了风室压力，因此厂用电率有了较大幅度的下降。

CFB协作网在降低火力发电机组的厂用电率方面提出了一个新的技术方案，即采用燃机与锅炉相耦合的方式来降低厂用电率，该技术通过采用一个外燃式的燃气轮机与锅炉相耦合，外燃式燃气轮机的输出功可以用来驱动风机或者给水泵，与采用汽动给水泵相比，该外燃式燃气轮机的效率与锅炉效率相当，分析表明，该技术有望降低厂用电率达2~3%，可以大大提高电厂的经济效益。

（a）135MWe级供热机组

（b）135MWe级纯凝机组

（c）300MWe级机组 图7 CFB锅炉机组的厂用电率

2.5 供电煤耗

从图8中可以看到，从总体上来看，因为流化床锅炉的厂用电率较高，所以供电煤耗也比较高的，供热机组的供电煤耗由于扣除了供热部分消耗的折算耗煤量，因此供电煤耗要小于纯凝发电机组。

从图8中可以看出，135MWe级机组的供电煤耗变化趋势基本趋于稳定，但300MWe级机组的供电煤耗呈现下降的趋势，基本与其厂用电率的平均值相吻合，这说明厂用电率对于供电煤耗的影响非常大，因此，下一步降低机组供电煤耗的最有效方式就是降低厂用电率。

因为在我国北方的广大地区，因为缺水，所以建设了大量的空冷机组，但是相比较湿冷机组，空冷机组的厂用电率和供电煤耗更高，见图8（c）。

（a）135MWe级供热机组

（b）135MWe级纯凝机组

（c）空冷与湿冷机组的对比

（d）300MWe级机组 图8 CFB锅炉机组的供电煤耗

2.6 点火/助燃用油量

循环流化床锅炉本身具有大量的惰性床料，因此低负荷性能优越，通常在35%负荷下不需要投油助燃仍能稳定燃烧。但是与此同时，正是由于大量的床料，循环流化床锅炉点火时耗油量要大于普通煤粉锅炉，见图9。

随着运行人员水平的提高，CFB锅炉机组的点火耗油量不断降低，这一方面是因为单次点火耗油量下降的缘故；另一方面也是机组的可靠性提高，总的点火次数下降的缘故。

循环流化床锅炉耗油量的不断降低在目前油价不断飙升的情况下有着较大的现实意义。

在探索降低点火耗油量方面，CFB协作网也提出一个全新的技术方案，即通

过综合采用邻炉热风、蒸汽以及电力的方法，来逐步降低点火耗油量，对于高挥发份、低燃点的燃煤，有望实现无油点火。

（a）135MWe级机组点火耗油总量

（b）135MWe级机组单次点火耗油量

（c）300MWe级机组点火耗油总量

（d）300MWe级机组想单次点火耗油量

图9 CFB锅炉点火耗油量

3、环保性指标

在烟尘排放方面，由于现在很多循环流化床锅炉电厂采用了电除尘、布袋除尘器或者电袋除尘，这与常规煤粉锅炉机组类似，所以就不再考察其烟尘排放浓度指标，而主要来考察其SO2、NOx排放浓度以及灰渣利用率。同时，随着国家新的环保排放标准的出台，给火力发电厂的环保工作带来更大的压力。 3.1 SO2排放

循环流化床锅炉的一个突出优点是能够炉内脱硫。由于经济原因，很多早期的循环流化床锅炉并未进行炉内脱硫。近年来环境监察力度逐年加大，循环流化床锅炉基本上均进行炉内脱硫。从图10中可以看出，135MWe级循环流化床锅炉的SO2平均排放浓度在200mg/Nm3，略低于300MWe等级的平均值。根据电厂上

报的数据，目前很多机组的脱硫效率可以达到95%以上，这是与国际上的经验完全一致的，这充分说明了循环流化床锅炉在燃用高硫燃料方面的优势。当然，随着国家新的环保标准的出台，给今后流化床锅炉的脱硫带来了更大的挑战。 从另外一个角度来看，尽管脱硫会增加电厂的运营成本，不过如果能够结合锅炉机组的烟气余热利用工作，那么通过脱硫以后，烟气酸露点的降低，排烟温度随之降低，那么回收烟气热量所产生的效益应该能够抵消脱硫剂的支出，这一点需要再进一步研究。

（a）135MWe级机组

（b）300MWe级机组 图10 CFB锅炉SO2排放浓度

3.2 NOX排放

从图11中也可以看到，由于循环流化床锅炉采用了低温燃烧和分级送风方式，再加上大量的未燃尽碳在主循环回路中还原已经生成的NOx，所以NOx排放浓度

远远低于常规煤粉锅炉，平均值在100mg/Nm3。不过，随着国家新环保标准的出台，要求CFB锅炉机组的NOx排放浓度不超过100mg/Nm3，那么就会有部分机组可能不能够满足要求。需要采用进一步的烟气脱硝技术。

不过，流化床锅炉的烟气脱销技术难度以及成本均要大大低于常规煤粉锅炉。目前流化床锅炉可以采用的脱硝技术为SNCR技术，而常规煤粉锅炉则多采用SCR技术，二者相比，后者的投资以及运营费用大大增加。

（a）135MWe级机组

（b）300MWe级机组

图11 CFB锅炉NOx排放浓度

3.3 灰渣利用率

由于135MWe级机组的灰渣产生量较小，所以利用率较高，因此在本部分中仅仅给出300MWe级机组的灰渣利用率。从图12中可以看出，由于300MWe级循环流化床锅炉的灰渣产生量比较大，所以总体利用率不高，个别机组甚至直接抛

弃。循环流化床锅炉的灰渣一般用于制作水泥等建筑材料，目前也有人进行循环流化床锅炉灰渣深加工利用方面的研究工作，比如提炼炭黑等。

（a）300MWe级机组粉煤灰利用率

（b）300MWe级机组底渣利用率 图12 300MWe级机组灰渣利用率

4、与煤粉锅炉的经济性比较

300MW流化床锅炉机组与同容量煤粉锅炉部分2010年部分运行指标的对比见表1。

表1 两种炉型部分运行参数的比较 项目

利用小时数 非计划停运次数 燃煤热值

单位 h 次/台.年 kcal/kg

CFB 5104.42 0.78 3200

PC 24.32 0.5 47

厂用电率 供电煤耗 全年油耗量 排烟温度 飞灰含碳量 脱硫效率 SO2排放浓度 NOx排放浓度

% g/kWh

7.47 345.2

5.98 330.84

t 130.8 259 oC % % mg/Nm3mg/Nm3

144.5 3.05 92.8 274.6 153.4

127.7 2.44 93.2(湿法) 188.3（湿法） ＜100/500~1200

图13 300MW级CFB锅炉燃料平均热值

从表1中可以看出，流化床锅炉机组在耗油量方面要优于煤粉锅炉，主要是流化床锅炉自身的低负荷稳燃性能较好，所以尽管点火油耗高，但是没有稳燃用油；在其他方面的指标不如煤粉锅炉。

流化床锅炉机组的厂用电率较高，导致了供电煤耗增加，排烟温度较高影响了锅炉效率，也一定程度增加了供电煤耗。

不过，需要指出的是，这个比较有两个因素不相同，一个是机组的负荷率不同；另一个是燃煤的质量不同。机组的供电煤耗一定程度上会受机组负荷率的影响，另外也会受到燃煤热值的影响，因为300MW级流化床锅炉机组长期燃用低热值燃料，见图13。其燃用煤质热值很低，对供电煤耗产生了不利影响。根据在135MW级流化床锅炉机组上的统计结果，燃用热值为2500kcal/kg燃煤的机组比燃用4500kcal/kg燃煤的机组供电煤耗要高出10g以上。

表1中煤粉锅炉的NOx排放栏目中，“/”左侧数字代表采用SCR装置时的排

放浓度，右侧数字为正常排放值。从这两个数字可以看出，如果煤粉锅炉采用了SCR脱硝装置，二者相当，否则流化床锅炉机组的NOx排放控制能力大大高于煤粉锅炉。不过，相比较而言，煤粉锅炉增加脱硝装置后，不论是投资成本还是运营维护成本，都要大大增加。据了解，某4*200MWe煤粉锅炉2008年安装了脱硝装置，设备总投资2.8亿，运行成本方面，每天需要尿素27t，消耗燃油75kg/h，催化剂大概3~4年就需要更换一次。对于采用SNCR技术的流化床锅炉机组来说，仅仅需要在旋风分离器出口或者其他合适的部位喷入氨水即有较好的脱硝效果，体现了流化床锅炉机组优良的环保性能。

因此，循环流化床锅炉与煤粉锅炉相比，尽管目前在节能方面可能不占优势，但是在综合考虑了资源综合利用、环保性等方面后，可能会与煤粉锅炉相当，甚至占有一定的优势。当然，如果综合考虑投资、运行以及环保等指标后，流化床锅炉机组和煤粉锅炉机组的综合比较需要做进一步深入的研究。

5、对我国发展循环流化床锅炉机组的建议

毋容置疑，循环流化床锅炉机组因为特别适合我国的国情因而在我国相关部门的鼓励和支持下得到了巨大的发展，可以预见，在未来，循环流化床锅炉会得到更进一步的发展。因此为了今后我国循环流化床行业的健康发展，相关建议如下：

5.1 关于适应性问题

循环流化床锅炉尽管对目前几乎所有的燃料都能够适应，但是综合考虑其经济性来说，循环流化床锅炉对下列燃料更为适合：

1、褐煤、煤泥以及其他高水分低热值燃料。我国目前的褐煤主要分布在云贵以及内蒙一带，就目前利用褐煤的循环流化床锅炉来说，运行良好，从经济指标上看，除了厂用电率高以外，其余指标比如供电煤耗与300MW的煤粉锅炉机组的平均值很相近，但是环保性指标则要更好一些。不仅在经济性上，以可靠性来说，燃烧褐煤的300MW机组目前最长连续运行时间已经超过了300天，也与煤粉锅炉不相上下。相反，如果采用煤粉锅炉燃烧褐煤，则因为褐煤的含水分很高，使得煤粉锅炉利用相当困难。大型洗煤厂所产生的大量煤泥因为含水量高，煤粉锅炉燃烧有一定的困难，就目前一些电厂的实践来看，采用流化床锅炉机组掺烧效果更好。此外，在城市污水以及垃圾处理过程之中所产生的一些低热值污泥也比较

适合于流化床锅炉的掺烧，还有地处农业种植区的循环流化床锅炉机组，在掺烧生物质秸秆的实践中，设备的改造投资以及稳燃性方面也有较大的优势。当然，在掺烧这些燃料的时候，锅炉的碱金属腐蚀以及Cl离子腐蚀需要给予更大的关注。

2、超低挥发份无烟煤。对于超低挥发份无烟煤来说，由于挥发份很低，一般在百分之几左右，这样燃煤在煤粉锅炉里面极难着火和燃尽，因此在燃用超低挥发份无烟煤的时候，煤粉锅炉容易出现灭火和飞灰含碳量高的现象。但对于循环流化床锅炉来说，因为炉床上面大量的床料其热容量很大，因此能够较好的防止出现灭火现象，如果锅炉运行过程中调整得当，其飞灰含碳量也在可以接受的范围内。

3、石油焦以及煤制油的焦渣。石油焦以及煤制油过程中所产生的焦渣，具有低挥发份、高热值的特点，因此利用循环流化床锅炉燃烧要比煤粉锅炉更好。

4、煤矸石和油页岩。这两种都是属于采矿的副产品，都具有热值低、灰分高的特点，这是煤粉锅炉所不能利用的燃料，但是对于循环流化床锅炉来说，这两种燃料都是能够得以利用的。

综上所述，建议今后的循环流化床锅炉机组以上述燃料为宜。 5.2 几个技术建议

1、烟气余热利用。在前面论述流化床锅炉排烟温度的时候，已经对烟气余热利用技术的意义、特点以及利用方式作了的介绍。但是，烟气余热利用所面临的最大的问题有两个，一个是低温腐蚀问题，另一个是小温差换热条件下如何提高换热效率的问题。这两个问题既有区别又有联系，因为低温腐蚀会影响到换热器的换热系数，而换热系数又会影响换热器的壁面温度，从而又会对低温腐蚀产生影响。此外，如果烟气温度过低，水蒸汽在换热器表面凝结过程中会带来严重的积灰，这些都是在烟气余热利用过程中所必须注意的问题。CFB协作网希望通过开展流化床锅炉烟气酸露点的测试，为电厂余热利用工作提供技术支持，即通过较为精确的测试出烟气的酸露点，来为换热器设计过程中壁面温度的选择提供依据，也就可以避免上述的一些问题。

2、少油或者无油点火技术。燃油价格的飞速上涨给电厂带来了一定的成本压力，因此，进一步降低流化床锅炉机组点火过程的耗油量非常必要。在流化床锅炉机组的点火过程中，可以先利用临炉的蒸汽加热给水，其次利用临炉的热风来

流化并加热床料，在床料温度升高到150~200oC后，可以利用临炉的0oC再热蒸汽/热风混合气体进一步降床料加热至300~350oC，此时对于一些低燃点的褐煤有可能点火，但对于不能够点着的燃煤可以再利用电加热的方式将热风加热到600oC，最终将床料加热到500oC以上，实现流化床锅炉的无油点火。该技术已经申请国家专利，希望能够在某电厂的到示范应用。

3、降低厂用电技术。降低火力发电厂的厂用电率是提高火力发电机组效率的有效方法，目前常用的降低火力发电厂厂用电的技术方案是采用小型汽轮机驱动给水泵或者风机的方式。CFB协作网提出了一种全新的降低火力发电厂厂用电率的方法，即通过移植航空涡扇发动机技术来降低火力发电厂的厂用电。该技术方案的原理是利用高温换热替代燃气轮机的燃烧室加热从压气机出来的高压空气，高温高压的空气在透平内膨胀做功以后再排到锅炉中。压气机由透平驱动，透平富余功率可以用来发电，以替代部分厂用电。分析结果表明，对于火力发电机组，在透平空气入口温度为700oC时，在不增加锅炉排烟温度的条件下，空气透平除了提供锅炉用风耗功以外，还可以发出的电功率折算减少厂用电率达3%。同时对空气轮机降低厂用电与小汽轮机降低厂用电的方式进行了比较，结果表明，该方法大大优于采用小型汽轮机降低厂用电的方法。该技术如果能够在电厂得到示范应用，推广后可以大大促进整个火力发电行业的节能降耗工作。

4、高效冷渣器技术。在流化床锅炉的发展过程中，曾经出现过各种类型的冷渣器，早期的冷渣器仅仅将冷却灰渣作为主要的功能指标，后来随着节能意识的提高，回收热量逐渐成为冷渣器的另一个主要功能。经过长期的实践检验，CFB锅炉使用的冷渣器从多种形式逐步集中成两个主要类型：流化床冷渣器和滚筒冷渣器。由于我国大多数的CFB锅炉采用的是劣质燃料，底渣量大，因此早期在大型锅炉上多配备了流化床冷渣器。与流化床冷渣器相比，滚筒冷渣器对底渣粒度的要求比较宽松，可靠性要更好一些，因此部分装备流化床冷渣器的机组出于可靠性的因素更换成滚筒冷渣器，甚至目前国际上的流化床锅炉公司放弃了其自己的流化床冷渣器技术，而改用我国的滚筒冷渣器，但是其单台的出力有一定的限度。通过对流化床冷渣器和滚筒冷渣器的能效分析，发现二者的热效率较高，但是因为回收过来的热量温度较低，品质较低，所以㶲效率较低。因此，提高出水温度对于提高滚筒冷渣器和流化床冷渣器的㶲效率均有明显作用，并且冷渣器的出水尽可能要接入

电厂的热力系统，才能更好的发挥其经济性；同时提高出风温度对于提高流化床冷渣器的系统㶲效率也有较大的作用。为了提高冷渣器的系统㶲效率，在使用上要尽量和锅炉本体以及电厂的热力系统做到一体化设计，否则冷渣器只能作为降低热污染和减轻出渣劳动强度的作用。甚至在极端情况下，流化床冷渣器的㶲效率可能为负值，不仅不节能，反而消耗了更多的能量。鉴于目前两种主流冷渣器的系统㶲效率都较低，所以开发大容量、高㶲效率的流化床锅炉冷渣器对今后装备和发展大容量流化床锅炉具有重要的现实意义。

5、高效脱硫脱硝技术。随着国家新的火电厂排放标准的实施，给流化床锅炉机组的脱硫脱硝工作带来了更高的要求和更大的压力，因此，需要进一步完善炉内脱硫脱硝技术。目前，流化床锅炉所用脱硫设备，即石灰石添加系统存在着磨损较大以及给粉量不稳定的问题，因此设备的可靠性不高，所以，下一步的努力方向是如何进一步提高石灰石系统的可靠性。

6、结论

经过以上的分析，可以得出如下结论：

(1)循环流化床锅炉的特有优势决定了其在我国得到了迅速发展，大量装备的循环流化床锅炉对于优化我国电力结构、改善电力供应品质、提高我国整体资源利用效率以及降低污染物排放方面发挥出了重要的作用。

(2)循环流化床锅炉在厂用电率、供电煤耗等经济性指标上略逊于同级别的煤粉锅炉，这也是今后循环流化床锅炉发展过程中所需要解决的问题。

(3)135MWe和300MWe级循环流化床锅炉机组在设计运行方面取得了很大的成绩，这对于今后600MWe超临界循环流化床锅炉机组建设安装都有着重要的参考意义。

(4)循环流化床锅炉在燃用褐煤、无烟煤、石油焦、煤矸石等方面有着特殊的优势，建议根据这些燃料的实际产量安排机组容量，并开展高参数化研究。