面向低碳工业园区的预热燃烧锅炉技术与应用丨中国工程科学

构建低碳工业园区、促进能源结构转型、提高绿色生产水平是我国工业高质量发展的关键路径。低碳工业园区内源端可再生能源电力、荷端工业生产的蒸汽用量均呈现频繁的波动性，在低成本、大规模、长周期的储能技术全面工业化应用之前，预热燃烧锅炉具有承担源荷两端波动性调节的良好潜能。

《中国工程科学》2025年第5期发表中国科学院工程热物理研究所研究团队的研究成果《面向低碳工业园区的预热燃烧锅炉技术与应用》。文章厘清了低碳工业园区用能趋势、预热燃烧锅炉的技术特征、低碳工业园区预热燃烧锅炉应用的适配性，梳理了预热燃烧锅炉的技术进展与发展方向，总结了我国预热燃烧锅炉的应用示范情况。开发的60 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现10%~100%超宽负荷范围的灵活调节，开发的90 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现压火46 h无辅助燃料的快速启动，开发的240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉实现化石能源和光伏电力的高效协同出力。后续，在生物质预热燃烧锅炉、预热燃烧锅炉氢氨掺烧或纯烧、锅炉启停与绿热供应协同、煤粉O₂/CO₂预热燃烧等方面实施技术攻关，以系统提升预热燃烧锅炉技术水平，全面支持零碳工业园区建设。

工业园区是我国工业生产的“主阵地”。国家高新技术产业开发区（高新区）、国家经济技术开发区（经开区）是最重要的两类工业园区，2024年178家高新区、232家经开区分别贡献了全国国内生产总值的14.3%、12.5%。与此同时，工业生产贡献了全国30%以上的CO₂排放量且能源消耗总量居高不下，实施绿色低碳转型成为“双碳”目标行动的核心突破口。《工业园区高质量发展指引》（2025年）要求，探索构建工业绿色微电网，提升清洁能源消费比例，创建绿色工厂。一些地方性的发展规划也提出，实施绿色低碳科技创新工程，加快行业清洁化、低碳化改造，促进行业绿色低碳发展，降低区域能耗和排放。在“双碳”目标加快实施、国际贸易碳壁垒趋于严苛的双重背景下，发展低碳加工制造、建设低碳／零碳工业园区成为我国工业可持续发展的紧迫任务。

近年来，国内先进的工业园区加速构建“可再生能源电力+燃煤灵活调峰+（储能）”的工业能源体系，以适应低碳产品生产制造需求、应对国际碳边境调节机制等新型贸易规则。相关工业能源体系尽管可以显著降低工业园区的碳排放强度，但对工业园区稳定生产构成挑战。光伏、风电等可再生能源电力受昼夜更替、天气、季节的变化具有明显的间歇性、不稳定性、波动性，在长周期、低成本、大规模储能技术成熟应用前，燃煤机组灵活运行、支撑可再生电力大比例消纳，仍是支持低碳工业园区建设和运行的关键举措。此外，一些工业园区多采用集中供汽，纺织、食品、板材、化工等用汽企业存在日间、夜间、工作日、节假日负荷多变现象，导致工业园区用能负荷的频繁波动；最大程度地融合源端波动性可再生能源电力、荷端波动性负荷变化，是工业园区用能面临的主要挑战。

工业燃煤锅炉包括室燃的煤粉锅炉、流态化燃烧的循环流化床锅炉、层燃的炉排炉。其中，煤粉锅炉、循环流化床锅炉应用广泛，炉排炉因能效较低而应用极少。常规的煤粉锅炉、循环流化床锅炉均存在负荷调节深度受限、低负荷NOx排放高的共性技术难题，制约了工业园区的可再生能源消纳，不利于工业园区的稳定经济运行。在国内，中国科学院工程热物理研究所率先提出了煤粉流态化自预热方法并获得发明专利授权：变革煤粉直接入炉燃烧的方式，煤粉经高温预热后再入炉燃烧，煤粉预热过程为强还原性气氛，煤粉在预热过程中转化为由高温煤气、高温活性焦炭组成的气固混合二元燃料，即预热燃料。预热燃料温度>800 ℃，喷入炉膛后可保障低／超低负荷的稳定燃烧，在破解燃煤锅炉低负荷稳燃这一技术难题方面潜力突出。同时，煤粉预热在强还原性气氛下进行，煤粉预热过程中析出的部分煤氮发生向N₂的转化（煤氮向N₂的转化比甚至超过50%），通过预热实现部分燃料氮的提前脱除，为燃烧过程中低NOx排放创造了适宜条件。从相关技术特性可见，预热燃烧锅炉可为工业园区源荷两端的波动性调节提供新型路线，进一步促进绿色低碳生产。

本文面向工业园区用能的新路径，论述预热燃烧锅炉的需求背景，总结预热燃烧锅炉技术研究进展并研判未来发展方向；以60 t/h、90 t/h、240 t/h预热燃烧锅炉为示范，重点剖析在工业园区中的应用场景与主要特性。相关工作进展可为预热燃烧锅炉技术研发、低碳／零碳工业园区建设提供参考。

（一）低碳工业园区用能趋势

工业园区用能主要包括热力、电力（见图1）。当前情景下，工业园区的热量来源主要是低成本燃煤锅炉产生的蒸汽，其他电锅炉等供热形式因成本较高而应用较少；蒸汽来源路径包括两种：锅炉产生的蒸汽直接供入工业园区，锅炉产生蒸汽经汽轮发电后的乏汽供入工业园区。工业园区的电力来源路径包括3种：园区燃煤锅炉自发电力、园区可再生能源电力（如工业微电网）、国家电网的网上电力。工业园区内可再生能源离网消纳是当前国家倡导的主要用能方式，这是因为高比例可再生能源电力的并网对电网安全和稳定保供构成了挑战。工业园区的能源结构、产业规模、企业生产特征等均有较明显的区别，不同园区的用能方式存在较大差异。

图1　工业园区热电来源的主要方式

1.集中供热工业园区用能需求

某工业园区内集中建有食品、纺织、酿酒、板材等类型的加工制造企业，许可运营的热力公司通过长距离管网向园区内集中输送蒸汽。园区内企业用户多、生产工艺差异大，如酿酒多在秋季生产（以提升酿酒产率），食品企业多在白天生产、晚上停产，多数企业在重大节假日采取限产或停产措施，部分企业因国际环境或政策等因素导致经济效益不佳、被迫间断生产。园区内的蒸汽负荷具有频繁变化、快速变化的基本特征，需要燃煤锅炉在超宽负荷范围内稳定运行并可快速调节。

常规的煤粉锅炉在负荷<30%时，存在燃烧效率低、燃烧稳定性差、面临熄火爆燃风险等不足。常规的循环流化床锅炉在负荷<30%时，存在能耗高、NO_x排放无法满足限值（<50 mg/m³）的技术瓶颈。部分热力企业为满足园区内的生产需求，被迫采用对空外放蒸汽方式维持生产，造成极大的能源浪费和潜在的环境污染，不符合国家节能环保政策导向。可见，燃煤锅炉可在超宽负荷范围内清洁灵活燃烧，是集中供热工业园区对燃煤锅炉的客观需求。

2. 自备热电工业园区用能需求

某工业园区是企业自备热电厂，锅炉提供的热电仅用于保障园区内部企业的稳定生产。企业生产中常遇到设备紧急停运检修、重雾霾天气的生产急停、节假日集体放假停产等突发情况，需要燃煤锅炉具有长时间压火、零负荷功能，但又可随时快速投产以满足企业生产需要。

国内的煤粉锅炉尚不具备压火快速启停功能，循环流化床锅炉方面刚开展一些压火启停的初步研究，350 MW超临界循环流化床机组压火时间仅为85 min，300 MW亚临界循环流化床锅炉的压火时间为6~10 h。近两年，山东省为消纳可再生能源电力，已经出现了燃煤火电零电价上网甚至负电价上网的情况。可见，燃煤锅炉的长时压火、快速启停是工业园区对燃煤锅炉的客观需求。

3. 多能融合工业园区用能需求

某工业园区内建有屋顶光伏等可再生能源电力以及自备热电厂，实现可再生能源电力、化石能源燃煤锅炉热电的多能融合，以提升可再生能源消纳比例、减少化石能源消耗和碳排放。促进绿色低碳生产是工业园区用能的新特征。

然而，工业园区的源荷两端均呈现波动用能特点。可再生能源的发电出力具有波动性、间歇性、不稳定性，如光伏的发电能力与光照强度、大气温度等直接相关，发电量存在大范围的波动（晚间光伏发电量为零）；用户侧的蒸汽负荷也因生产调整而存在波动和变化。燃煤锅炉需要承载源荷两端的波动性调节任务以保障园区的平稳生产，这是多能融合工业园区对燃煤锅炉提出的新要求。

（二）预热燃烧锅炉的技术特征

在预热燃烧锅炉的工艺流程中，变革煤粉直接入炉燃烧的技术理念，即煤粉先在流态化预热器内进行预热改性（温度为800~950 ℃），预热改性后的燃料再喷入锅炉进行充分燃烧（见图2）。相应的预热器为流态化自预热器。

图2　预热燃烧锅炉工艺

1. 煤种适应性宽

流态化预热器属于循环流化床，具有气固湍动充分、传热传质均匀、煤种适应性宽的技术特征。在锅炉前耦合循环流化床预热器，自然地将循环流化床燃料适应性宽的优势迁移到煤粉锅炉上，这是预热燃烧锅炉设计的特色之处。在原理上，预热燃烧锅炉可直接燃用烟煤、褐煤、无烟煤、半焦等品味的燃料，而常规的煤粉锅炉特别是煤粉工业锅炉，燃用煤种的挥发分一般大于20%。

2. 负荷调节范围大

常规煤粉燃烧器多采用风包粉燃烧，依靠回流区卷吸的高温烟气加热煤粉，实现煤粉的稳燃。高温、高湍流、高煤粉浓度是保障煤粉稳定着火和燃烧的基本要素。随着锅炉负荷的降低，如采用回流区稳燃理论，烟煤的最低稳燃负荷一般为30%，而无烟煤等低挥发分燃料的最低稳燃负荷为50%。锅炉负荷的进一步降低，将导致锅炉燃烧稳定性变差或直接发生灭火。变革煤粉着火和稳燃理念，利用循环流化床充分预热、温度分布均匀的特点，预热温度为800~950 ℃，煤粉在流态化预热器内已经发生着火，喷入炉膛的预热改性燃料为包含预热煤气、内孔丰富发达的预热焦炭。预热改性燃料可在极低负荷下实现稳定燃烧，大幅度拓宽锅炉的负荷调节范围。

3. 压火热备用时间长

常规煤粉锅炉尚不具备压火热备功能，循环流化床锅炉则可以压火运行。预热燃烧锅炉在炉前耦合流态化预热器，具备压火热备的基本特性。与常规的循环流化床锅炉相比，流态化预热器内为强还原性气氛，流态化预热器压火后床内储有大量的炽热可燃焦炭，且流态化预热器多为绝热形式、内部无受热面、压火过程散热少，可以实现较长时间的压火。

4. NO_x原始排放低

常规煤粉锅炉多采用炉内分级配风控制NOx生成，但在锅炉低负荷运行时，因炉内一次风中煤粉浓度低、难以建立有效的还原性气氛，NO_x原始生成浓度高；再加上炉内喷氨区域的运行温度偏离脱硝反应的温度窗口，导致NO_x排放难以达到环保排放限值。

不同于常规的煤氮迁移转化控制方法，预热器内为强还原性气氛，给入的空气量仅为给入煤粉理论燃烧空气量的10%~15%，预热过程中析出的氮有超过50%发生向N₂的转化，体现出燃料氮提前脱除的功效。通过炉内深度分级配风，进一步控制预热燃料燃烧过程中NOx的生成和转化，使预热燃烧锅炉可在宽负荷范围内实现低／超低NO_x原始排放。

（三）低碳工业园区预热燃烧锅炉应用的适配性

构建低碳工业园区，有助于减少化石能源消耗、促进可再生能源消纳。鉴于工业园区内可再生能源的不稳定性、工业生产的波动性，燃煤锅炉需要承载源荷两端波动性调节的基本功能，需要具有负荷调节范围大、可压火热备、快速启停、低污染物排放的优越性能。常规的煤粉锅炉、循环流化床锅炉已难以适应或满足低碳工业园区的发展需求，预热燃烧锅炉将流态化预热功能融合到煤粉锅炉中，具有燃料适应性宽、负荷调节范围大、长时压火热备、NO_x原始排放低的技术特征，可较好适配低碳工业园区的用能变化和未来发展。

（一）预热燃烧锅炉技术进展

1. 预热燃烧锅炉的基本范畴

国内外投运的常规锅炉均带有空气预热、煤粉预热装置。空气预热温度一般低于300 ℃，挥发分较高的烟煤的预热温度一般低于100 ℃，挥发分较低的煤种（如无烟煤）的预热温度一般低于300 ℃。这些预热过程均为物理加热，预热温度未超出燃料着火点，预热过程未发生化学变化，相关锅炉不属于预热燃烧锅炉。

近年来，国内外为强化煤粉高效低NO_x燃烧，在煤粉喷入锅炉前率先进行高温预热（涉及高温预热解、高温气化等过程），预热燃料再喷入锅炉燃烧。预热温度一般为600~1200 ℃。预热温度超出燃料着火点，预热过程发生了挥发分析出、挥发分与焦炭燃烧及气化反应等化学变化。预热过程中无需外部辅助能源（如天然气助燃、等离子体辅助加热），煤粉预热的热量为自持加热，相关锅炉称为预热燃烧锅炉。

2. 预热燃烧技术进展

全俄热工研究院、国际火焰基金会、日本丰桥科学技术大学等机构较早开展了依赖天然气燃烧辅助加热的煤粉预热燃烧试验研究，结果表明预热燃烧具有拓宽煤种适应性、提高煤粉燃烧效率、降低NO_x排放的优越特性。

在国内，西安交通大学研究团队利用天然气燃烧热量或煤粉自燃烧热量实现煤粉高温预热或煤粉气化，主要在试验平台或工程平台上开展研究，正在推进预热燃烧锅炉或气化燃烧锅炉的工程示范，尚未进入商业化运行阶段。清华大学研究团队利用烟气回流到预燃室内实现煤粉高温加热，发展的煤粉浓缩预热低NO_x燃烧器尚未得到广泛的工业应用。煤炭科学技术研究院有限公司研究团队采用逆向射流喷射方法，利用煤粉自身燃烧的热量加热煤粉，正在电站锅炉中开展工程示范。东北电力大学研究团队开展了40 MW、330 MW煤粉锅炉耦合等离子体点火加热的预热燃烧试验研究，结果表明预热有利于提高燃烧效率、降低NO_x排放。

流态化自预热是煤粉预热的核心方式，预热器为循环流化床，预热器内可为绝热型或带有水冷受热面。随着预热器热功率的放大，预热器从单循环回路、单出口方式演进到双循环回路、双出口方式。预热器内的颗粒循环、能质平衡、物质析出转化、颗粒爆破、内孔演变机制等，是涉及的关键科学问题。煤粉流态化预热后，出现了颗粒粒径变细、颗粒内孔比表面积增加、反应活性点位提升的情况，即流态化预热促进了颗粒改性，构成了预热强化燃烧的物理化学基础。

预热燃料喷口是组织预热燃料燃烧的关键部件。鉴于流态化自预热的预热燃料温度>800 ℃，预热燃料燃烧组织方式更为灵活便利。预热燃料燃烧方式分为直流燃烧、旋流燃烧。预热燃料燃烧的火焰特征（如火焰尺度、火焰亮度）与预热燃料物理化学特性、喷口结构、射流的多维关系是核心问题。已开发的预热燃料喷口分为预热燃料直流射流喷口、预热燃料旋流射流喷口两种类型。预热燃料直流射流主要用于预热燃料对冲燃烧炉型、预热燃料四角切圆燃烧炉型，预热燃料旋流燃烧主要用于预热燃料对冲燃烧炉型。

在锅炉供风方面，除了预热燃料喷口供风，还包括锅炉托底风、燃尽风等。预热燃料燃烧多采用空间深度分级方式，以合理控制锅炉不同区域的燃烧释热份额和NO_x生成水平。不同于煤粉常规的风包粉燃烧方式，预热燃料燃烧的供风可实现一次风、二次风的彻底分离，且炉膛底部多采用全截面均匀供风方式降低锅炉底渣量，同时控制局部氧气浓度以减少NO_x生成。

3. 预热燃烧锅炉设计开发

过去10年，中国科学院工程热物理研究所开发和投运了20 t/h、35 t/h、40 t/h、60 t/h、90 t/h、170 t/h、240 t/h系列预热燃烧锅炉，将锅炉蒸汽参数从低温低压发展到了高温高压，在多处进行了工程应用（见表1）。具体地，20 t/h（新建）、35 t/h（改建）、40 t/h（新建）为预热燃烧器底置煤粉锅炉，60 t/h（新建）、2×90 t/h（新建）为预热燃烧器侧墙对冲燃烧煤粉锅炉，170 t/h（改建）为预热燃烧器四角布置切圆燃烧锅炉，240 t/h（改建）为循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉。

表1　中国科学院工程热物理研究所完成的预热燃烧锅炉开发和应用

（二）预热燃烧锅炉技术发展方向

1. 面向零碳／负碳排放的生物质预热燃烧技术

生物质直接燃烧是零碳排放技术，生物质直接燃烧耦合烟气中CO2封存和利用是负碳排放技术。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》将生物质掺烧列为煤电低碳化改造的首要方式。我国生物质资源丰富，包括秸秆、稻糠等农业废弃物，果木枝条等林业废弃物，垃圾、污泥等生活废弃物，年产量约为3.494×10⁹ t。生物质直接燃烧或生物质掺烧是当前锅炉低碳改造的重要技术方向。

生物质碱金属含量高、灰熔点低，生物质锅炉的炉内结渣和受热面积灰是制约锅炉高比例掺烧的瓶颈问题。煤粉锅炉生物质掺烧比例一般小于15%，亟需新的技术突破以实现高比例的生物质掺烧。因预热器内为强还原性气氛，生物质在预热器内的碱金属析出后将发生向生物炭的富集和转化；通过预热控制，有望降低进入锅炉的燃料碱金属含量。作者团队前期在兆瓦级中试装置上开展了煤耦合生物质预热燃烧试验研究（生物质耦合比例为40%、生物质预热温度为700 ℃），实现系统稳定运行。生物质预热燃烧锅炉开发需重点突破生物质预热器、预热燃料燃烧组织、锅炉积灰沾污控制等关键技术。开发相应的生物质预热燃烧锅炉，有望为燃煤锅炉高比例掺烧生物质甚至100%纯烧提供技术方案。

2. 面向零碳燃料的预热燃烧技术

氢氨等零碳燃料燃烧发电或供热是契合“双碳”目标导向的重要方式。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》（2024年）提出，发展工业园区可再生能源弱并网、离网制氢新模式，推动工业园区绿氢和工业副产氢的高效利用。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》要求，提高绿氨掺烧比例，促进能源结构转型。2022年，龙源电力集团股份有限公司在国际上首次实现40 MW级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证。2023年，安徽省能源集团有限公司、合肥综合性国家科学中心能源研究院在皖能铜陵发电公司300 MW燃煤机组上实现掺氨10%~35%的平稳运行。

未来随着可再生能源装机容量的增加，可再生能源电力的就地转化、离网消纳将成为主要的用能方式，不稳定的可再生能源电力转化为可存储、适合长距离运输的氢氨等零碳燃料已是必然趋势。相比氨煤直接燃烧，氨气与预热燃料的耦合燃烧具有稳燃特性好、NO_x排放低的性能优势，但相关研究存在难度且尚未展开。防止炉内氢气爆燃是锅炉掺氢燃烧或纯氢燃烧面临的重要挑战，可利用预热燃料火炬燃烧的技术特点，为氢气的安全燃烧提供稳火源。预热燃烧锅炉氢氨掺烧或纯烧需重点突破稳燃方式、NO_x生成控制、运行安全防控等关键技术。开发相应的预热燃烧锅炉，有望成为工业园区源头减碳的又一重要途径。

3. 面向大比例绿电／绿热消纳的预热燃烧技术

随着工业园区内可再生能源电力装机和发电量的增加、绿电直连政策的实施，光伏、光热等绿色热电都有可能成为工业园区热电来源的重要补充。《山东省零碳园区建设方案》（2025年）提出，强化工业园区与光伏、光热、风电、生物质能等发电资源的匹配对接，以就地、就近消纳为原则，发展“源网荷储”一体化项目。然而，可再生能源具有波动性、间歇性、不稳定性，与电化学储能的耦合仍存在经济性差、规模化困难的问题。

90 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现压火46 h无辅助燃料的直接启动，锅炉启动响应时间快；240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉通过预热器的每日启停实现燃煤火电与光伏电力的高效协同出力。未来随着绿电、绿热向工业园区供应力度的增加，预热燃烧锅炉因具有更长时间压火的快速启停或日启停能力而具有广阔的市场应用前景。

4. 面向碳捕集、利用与封存的预热燃烧技术

可再生能源电力结合燃煤火电的碳捕集、利用与封存（CCUS），是我国实现碳中和的主要路径。工业园区内特别是电解水制氢过程中可副产氧气，利用副产的氧气分别通入预热器和锅炉炉内，形成富氧预热燃烧锅炉，在消纳副产物氧气的同时，减小预热器、锅炉等设备尺寸，提高能源综合利用效率。

作者团队在国家自然科学基金项目的资助下，已在30 kW小试平台上开展了煤粉O₂/CO₂预热燃烧试验研究，测得的干烟气CO₂浓度>97%，煤粉O₂/CO₂预热燃烧的NO_x排放水平较低。煤粉O₂/CO₂预热燃烧锅炉的开发需重点突破富氧预热器、高氧浓度预热燃料燃烧火焰组织、变负荷的超低NO_x排放等关键技术。未来随着工业副产氧气的增加、碳税政策的实施，煤粉O₂/CO₂预热燃烧技术有望在工业园区内开展工程示范，促进CCUS技术发展并为煤炭燃烧的CO₂减排提供兜底性保障。

（一）超宽负荷调节的60 t/h煤粉预热燃烧锅炉

60 t/h煤粉预热燃烧锅炉建设在山东省孟良崮工业园区，园区内入驻了食品、板材、不锈钢制品等企业。该锅炉自2018年投运后，至今一直连续稳定运行，产生的蒸汽通过工业管网向园区内若干家企业集中供应；受到环境政策的影响，园区内企业整体用汽负荷波动范围较大。60 t/h煤粉预热燃烧锅炉采用了流态化自预热、预热燃料深度分级燃烧、NO_x深度控制技术，设计给水温度为105 ℃、排烟温度为150 ℃、热效率为92.32%。锅炉炉膛为方形截面，炉膛总高20 500 mm，炉膛下部截面尺寸为(4640×2320) mm²，炉膛上部截面尺寸为(4640×4640) mm²，锅炉底部仅设置了排渣口、未设置水封槽和捞渣机。60 t/h煤粉预热燃烧锅炉采用2支26 MW预热器侧墙对冲布置，26 MW预热器为绝热型循环流化床（单支高度为3750 mm），包括提升管、旋风分离器、返料器、预热燃料出口管等关键部件（见图3）。

图3　60 t/h煤粉预热燃烧锅炉总图

26 MW预热器的负荷运行范围为20%~100%，即最低负荷为20%。因该锅炉设置了2支预热器，单支预热器最低负荷投运下限与锅炉最低运行负荷对应，即锅炉最低运行负荷率为10%，对应的蒸汽最低连续产能为6 t/h。锅炉负荷10%~100%超宽负荷范围内炉膛出口温度、蒸汽温度、锅炉效率、NO_x排放的第三方测试数据见图4。当锅炉负荷为10%、20%时，测试的蒸汽温度均为350 ℃，尽管比额定温度450 ℃低100 ℃，但该锅炉未配备汽轮机发电机组，蒸汽温度完全满足工业生产用汽参数需求。在10%超低负荷下，锅炉飞灰可燃物含量为16.86%、燃烧效率为97.89%、热效率为85.98%；30%负荷以上时，锅炉热效率均高于90%；10%~30%负荷范围内，锅炉NO_x原始排放仅为20 mg/m³。2025年9月23日—9月27日，该锅炉的生产负荷变化为10~35 t/h（见图5），其中锅炉负荷25 t/h时（单侧预热器投运）的零喷氨NO_x原始排放仅为27 mg/m³。

图4　炉膛出口温度、主蒸汽温度、锅炉效率、NOx排放与锅炉负荷的关系

图5　60 t/h锅炉的实际负荷变化

60 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现超低负荷的稳定燃烧和超低NO_x排放，突破了常规锅炉低负荷运行NO_x排放难以达标的技术瓶颈，为孟良崮工业园区提供了经济、稳定的生产保障。2024年，60 t/h煤粉预热燃烧锅炉通过了中国电机工程学会组织的科技成果鉴定，整体处于国际领先水平。

（二）长时压火的90 t/h煤粉预热燃烧锅炉

2台90 t/h煤粉预热燃烧锅炉建设在山东万得福生物科技有限公司园区内，主要为企业生产大豆分离蛋白、浓缩蛋白、非转基因大豆油等产品提供蒸汽。该锅炉于2022年建成投产，设计给水温度为104 ℃、排烟温度为140 ℃、热效率为91.27%。90 t/h煤粉预热燃烧锅炉布置2支40 MW预热器，预热器为自热式流化床、绝热形式，包括提升管、旋风分离器、返料器等关键部件。提升管左右两侧设置两个旋风分离器、两个返料器，形成双循环回路。每个预热器设置两个预热燃料喷口，从炉膛侧墙对冲喷入炉内，即4喷口对冲燃烧；煤粉需全部经预热后再入炉燃烧。锅炉炉膛为方形截面，炉膛总高24 000 mm，炉膛截面尺寸为(6770×6770) mm²；炉膛底部设置托底风（用作二次风），炉膛预热燃料喷口上部3000 mm、6000 mm处设置两层燃尽风，炉膛内未设置助燃油枪。建成的90 t/h煤粉预热燃烧锅炉如图6所示。

图6　90t/h煤粉预热燃烧锅炉外貌

90 t/h煤粉预热燃烧锅炉72 h负荷变化范围大、速度快（见图7），企业生产中或因设备突然出现故障而致用汽负荷为零的情况，对锅炉压火运行提出了直接需求。锅炉突降负荷、压火及再启动过程中，锅炉负荷、炉膛出口温度、尾部烟气的氧含量变化如图8所示。90 t/h煤粉预热燃烧锅炉压火46 h后可重新启动，启动过程无需任何辅助燃料，为企业生产用汽提供了灵活性和可靠性。

图7　90 t/h锅炉的实际负荷变化

图8　90 t/h锅炉压火及再启动的负荷、温度和氧量变化

（三）适配光伏的240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉

位于山东兖州的华勤橡胶工业集团有限公司主要生产轮胎、橡胶、钢丝制品，园区占地超过6000亩（1亩≈666.7 m²）。原建有2台240 t/h高温高压循环流化床锅炉、1台130 t/h高温高压循环流化床锅炉，配备1台50 MW抽凝发电机组、1台25 MW背压发电机组，相关锅炉产生的蒸汽用于园区用电和用热。2020年，园区建成了95 MW屋顶光伏发电项目，采用绿色电力促进工业生产；为充分保障园区的平稳生产，提出了循环流化床锅炉深度灵活调峰的需求：白天光伏发电充足时，循环流化床锅炉应在低／超低负荷下运行；夜间光伏无发电能力时，循环流化床锅炉应高负荷运行。

为了最大限度地耦合光伏电力，循环流化床锅炉负荷调节深度应降低到30%以下。然而，原循环流化床锅炉实际最低负荷运行能力仅为50%，且在50%负荷下出现了主蒸汽温度低于汽轮机进汽许可温度、NO_x排放无法达到50 mg/m³以下的超低NO_x排放环保限值要求，这也是循环流化床锅炉深度调峰面临的共性技术难题。在此背景下，中国科学院工程热物理研究所开发的循环流化床耦合煤粉预热燃烧深度灵活调峰技术在园区内获得应用，2023年完成1# 240 t/h循环流化床锅炉技术改造并投入运行（见图9）。240 t/h循环流化床锅炉的设计给水温度为215 ℃、排烟温度为140 ℃、热效率为91.27%。在锅炉两侧墙各耦合1支24 MW预热器，预热份额设计为25%；预热燃料从炉膛密相区上部、炉内过热屏下方6000 mm处喷入炉内，且预热燃料喷口外围设置旋流助燃风。

该锅炉实际运行过程表明，采用循环流化床锅炉耦合煤粉预热燃烧技术，使锅炉最低负荷从改造前的50%降低到改造后的20%，即锅炉负荷调节深度下调30个百分点。锅炉负荷50%及以下运行时，采用耦合预热燃料燃烧方式运行；锅炉负荷50%以上时，采用原循环流化床方式运行。2025年4月11日—5月11日，预热器温度和锅炉负荷变化曲线如图10所示。预热器温度较高时（即白天期间），预热器处于投运状态，锅炉在低负荷下运行，如图10中指针处的蒸汽产能为80 t/h（对应的锅炉负荷为33.3%）；夜间预热器停运、处于压火备用状态，锅炉在高负荷下运行生产；预热器每日启停。锅炉需要快速升负荷或快速降负荷时，主要通过增加预热的煤粉量或降低预热的煤粉量即可实现，20%~100%全负荷范围内负荷变化速率均高于2.5%/min。双侧预热器投用时，运行温度为810~830 ℃，预热器内全循环回路温度分布均匀性良好。

图9　240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉总貌

图10　30天内锅炉负荷和预热器温度变化

50 MW汽机发电量变化明显，如夜间汽机发电量为50 MW·h，白天汽机发电量仅为8~10 MW·h（由光伏电力提供了绝大部分电量）。可见，240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉的预热器每日启停，为工业园区可再生能源电力高比例消纳提供了可行的技术路线。相关工程装备于近期通过了中国工程热物理学会组织的科技成果鉴定，整体处于国际领先水平。

也要注意到，尽管预热燃烧锅炉已在不同工业园区实现应用，也展现出超宽负荷调节、长时压火后快速启动、低NOx排放的优越性，但当前的预热器给粉均采用带有储仓的送粉方式，与大型燃煤锅炉多采用直吹送粉系统的方式并不一致，不利于全系统集成与简化。后续，仍需在预热器与直吹送粉系统耦合、预热器与大型锅炉方案匹配、全系统经济性优化等方面持续开展攻关。

“双碳”目标下构建低碳／零碳工业园区，是促进能源结构转型、实现工业生产绿色发展的重要举措。面对新形势下工业园区内源荷两端呈现频繁波动性变化的情况，在低成本、大规模、长周期的储能技术全面工业化应用之前，燃煤锅炉仍将承担源荷两端波动性调节的任务，这已超越了常规燃煤锅炉的性能极限。预热燃烧锅炉通过创新性地在炉前耦合流态化预热器，变革煤粉着火、稳燃、NO_x生成控制等方式，能够良好适配低碳／零碳工业园区发展需求。开发的60 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现10%~100%超宽负荷范围的灵活调节，开发的90 t/h煤粉预热燃烧锅炉实现压火46 h无辅助燃料的快速启动，开发的240 t/h循环流化床耦合煤粉预热燃烧锅炉实现化石能源和光伏电力的高效协同出力。由此可见，预热燃烧锅炉的开发和应用为低碳工业园区的高效用能、绿色生产提供了技术路径。

未来，随着国家工业园区高质量发展、零碳工业深入推进，工业园区的用能形式、产能模式仍将出现进一步调整，以全面支撑园区绿色生产。潜在的发展趋势以及进一步的技术攻关方向表现在：生物质预热燃烧锅炉可实现零碳排放，突破生物质预热、预热燃料燃烧、锅炉积灰沾污等关键技术，支持生物质高比例掺烧或纯烧；工业园区内可再生能源离网消纳将是主要的用能方式，可再生能源制氢氨零碳燃料将是主要路径，攻关高效稳定燃烧、超低NO_x排放等预热燃烧锅炉氢氨掺烧或纯烧关键技术，发挥氢氨预热燃烧稳定性良好的应用潜力；在绿电、绿热高比例供应场景下，日启停预热燃烧锅炉、长时压火预热燃烧锅炉具有良好的应用前景，锅炉启停与绿热供应的协同技术仍待突破；CCUS是实现碳中和的兜底性保障技术，煤粉O₂/CO₂预热燃烧需要进一步提高技术成熟度。

文章来源：中国工程科学