更新时间：2022-08-25 13:21
循环流化床燃烧由燃烧室、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。循环流化床燃烧技术是20世纪70年代末开始出现的清洁煤燃烧技术。循环流化床燃烧具备燃料适用范围广、低成本干法燃烧中脱硫、低氮氧化物排放的优点是大规模清洁利用此类燃料的最佳选择。到现在为止，中国循环流化床燃烧锅炉发电容量近1 亿kW，总循环流化床锅炉台数大于3000台，为世界第一。
中国循环流化床燃烧技术自1980年起步，经历了35年的努力掌握了先进的循环流化床设计理论，形成了从小容量的蒸汽锅炉到大型超临界发电锅炉的系列容量产品，控制了中国市场，并走向世界。面临国内复杂的煤种和日益严格的环保要求，中国科技人员和工程师突破了循环流化床流态设计的范围，形成了高可用率、低厂用电率的第二代循环流化床技术，并正在向超低排放的第三代技术发展。
循环流化床燃烧技术是20世纪70年代末开始出现的清洁煤燃烧技术。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。所以循环流化床是适应劣质煤的低成本污染控制的洁净燃烧技术。
中国处于工业化期，能源需求大。中国的资源禀赋条件决定了煤炭仍然是中国电力工业主要能源， 并且煤炭资源中高灰、硫分大于1%的高硫煤比重较大，其中灰分大于20%的煤占50%以上。洗煤过程产生大量矸石、洗中煤、煤泥需要利用， 循环流化床燃烧具备燃料适用范围广、低成本干法燃烧中脱硫、低氮氧化物排放的优点是大规模清洁利用此类燃料的最佳选择。到现在为止，中国循环流化床燃烧锅炉发电容量近1 亿kW，总循环流化床锅炉台数大于3000台，为世界第一。
中国自20世纪60年代起开始研发鼓泡床燃烧（俗称沸腾炉），通过20年的开发，形成了自己的鼓泡床燃烧及鼓泡床锅炉设计理论。到70年代末，国内有3000台沸腾炉运行，最大容量为130 t/h。自80年代开始，中国与世界同步开始循环流化床燃烧技术的研究，受到鼓泡床开发经验的限制，科技人员在初期以为，只要在沸腾炉基础上加上分离器和物料回送装置，即可构成循环流化床燃烧锅炉，因此将分离器和物料回送装置理解为飞灰回送的循环燃烧， 而不清楚鼓泡流化床锅炉和循环流化床锅炉在燃烧室内的流化状态是截然不同的。正是由于这些错误的认识， 中国早期开发循环流化床燃烧基本上是不成功的，物料循环不足，不能满负荷运行，尾部受热面磨损严重。当时国际上有关的研究均是基于化工流态化反应器的，无法解释循环流化床燃煤锅炉的实际问题；国外循环流化床锅炉开发商内部开展的研发工作是完全保密的。
有鉴于此，得益于中国科技部和发改委对循环流化床燃烧技术的重视和支持，以清华大学为代表的中国研究人员，投入大量力量重新审视循环流化床燃烧的基本理论。通过实践—理论研究—实践的多年反复， 针对工程设计需要，搭建了中国独立的循环流化床煤燃烧理论体系。该理论体系的主要创新点全面涵盖了气固两相流、燃烧、炉内传热和污染控制等方面，并进行了综合和发展，是国际循环流化床燃烧理论的重要进展，也为建立中国自己的循环流化床设计体系提供了理论支撑。
国产自然循环流化床锅炉的发展自1980年开始，在中国设计体系建立完善发展过程中， 开发了各种容量的自然循环蒸汽锅炉和用于供暖的热水锅炉。2000 年之后， 循环流化床锅炉从热电领域发展到发电领域， 先后开发了再热135 MW 到300 MW 亚临界循环流化床锅炉。国产技术对循环流化床设计流态图谱水平轴的设置点进行了调整， 使煤种适应性更广， 并大大缓解了燃烧室磨损； 结构上简化了流程， 用燃烧室内的过热器或再热器插屏替代了高能耗结构复杂的外置换热床， 降低了制造成本和运行维护难度。到2005年，国产循环流化床技术基本占领了国内市场，并向国外出口。
300MW容量等级亚临界循环流化床锅炉的自主开发是成功的典型。为了推进循环流化床锅炉技术的发展， 国家发展改革委员会组织三大锅炉厂及设计院共同引进了Alstom 公司的亚临界300~350 MW 循环流化床锅炉技术。
循环流化床燃烧本来是一种清洁煤技术，能够低成本满足几乎世界所有国家的环保标准，但是中国的排放标准是世界上最为严格的燃煤污染物排放标准， 这将成为循环流化床燃烧技术的第一个挑战。发改委新公布的供电煤耗标准也给超临界循环流化床节能高效发电提出了第二个挑战。为应对两个挑战要采取以下措施：
（1） 进一步提高蒸汽参数发展超超临界循环流化床， 蒸汽压力达到29 MPa， 温度为605/623℃， 供电标煤耗<285 g/（kW·h）， 将在“十三五”期间安排660MW示范工程。
（2） 采用在“十二五”期间已经在300MW以下容量循环流化床得到商业运行证实的流态重构节能型流程， 将厂用电率降低到与煤粉炉相同的水平。这个工作已经在进行，在“十二五” 科技支撑计划中获得了支持， 看来效果比较乐观。
（3） 深入挖掘循环流化床锅炉自身的污染控制潜力， 实现循环流化床污染控制能力的突破。这是循环流化床燃烧污染控制技术的新挑战。
要冲破传统循环流化床炉内脱硫脱硝能力的极限，目光仍然回到循环流化床流态图谱，该图谱事实上存在第三坐标轴， 即粒度轴，原有曲线是基于传统循环流化床循环物料平均粒度在150~250μm条件下确定的。如果改变循环物料平均粒度，则曲线会发生改变。循环流化床循环物料粒度更细条件下，NOx可以达到原始超低排放；与此同时，循环物料粒度减小意味着石灰石颗粒的利用率显著增加。
运行实践表明，如果分离器分离效率得到显著改善，飞灰切割粒径降至10μm，循环灰中位粒径接近100μm，炉膛上部的平均压降可以提高到60 Pa/m，NOx原始排放可稳定在20～30 mg/ m3；炉内脱硫在Ca/S=1.5 时，SO2<50 mg/m3。最近山西山阴300 MW和国锦东锅300MW循环流化床，也验证了NOx排放降低的明显趋势。上述成果超出了国内外对循环流化床污染控制能力的认知底线， 震惊了国外学术界也引起国内政府环保部门的注意。
因此，现阶段比较理想的低成本循环流化床燃煤锅炉的超低排放技术路线是：超高循环效率CFB+炉内细石灰石粉脱硫+袋式除尘为基础装备，SNCR及半干法增湿活化二次脱硫作为热备用，这条技术路线已经在50~350MW的多个工程中得到印证。
（1）循环流化床燃烧技术对中国燃煤污染控制和消纳大量洗煤矸石、泥煤有重要意义。
（2）中国在循环流化床燃烧大型化、高参数方面达到世界领先。
（3）基于流态重构的节能型循环流化床技术，是中国自主创新的循环流化床发展新方向。
（4）在循环流化床流态图谱的第三轴（循环物料粒度轴）可以找到循环流化床低成本超低排放的突破点。 （5）在“十三五”期间将启动660 MW 超超临界循环流化床锅炉示范和超低排放循环流化床的工程示范， 形成最高发电效率、最高可用率和超低排放的循环流化床燃烧技术。可能把循环流化床技术应用空间从劣质煤推向高硫无烟煤，甚至优质煤发电市场。