循环流化床锅炉是目前我国最广的洁净煤燃烧技术之一，但是在实际生产中仍存在不少问题，困扰着循环流化床机组长周期安全经济运行。
本文作者根据在山西朔州2×50MW煤矸石电厂以及吕梁中钰热电2×135MW和国投大同电厂2×135MW上取得的实际经验，从循环流化床锅炉的燃烧调整与运行调整方面进行了较为深入的比较和研究，在循环流化床锅炉脱硫、优化燃烧调整等方面提出了许多实用性的方法和措施。
关键词：循环流化床锅炉 炉内脱硫 燃烧效率 飞灰可燃物
一、选题背景
任何一家发电企业最终追求的是企业利润的最大化，同时还要满足国家日益提高的环保要求，如何使得机组既能安全经济长周期运行又能达到环保的要求，就是每个电厂从事流化床锅炉运行值得研究的课题。
二、锅炉简介
国投大同能源有限责任公司电厂2×480t/h锅炉是采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的HG-480/13.7L.MG31型循环流化床锅炉，采用单汽包、自然循环、高温超高压一次中间再热、高温绝热旋风分离器、单炉膛平衡通风、前墙给料、固态冷却排渣。配两台国产135MW高温超高压直接空冷凝式汽轮发电机组。
三、投产后运行情况
国投大同电厂2×135MW机组于2010年10月份投产，从运行四年综合情况看，由于煤价偏高负荷偏低，机组整体效率不高，机组投产以来存在发、供电煤耗、厂用电率偏高，二氧化硫阶段性超标、飞灰可燃物高等诸多问题。
四、炉内脱硫
4.1运行基本情况说明
国投大同电厂现有炉内脱硫系统，两台炉共用一座石灰石粉仓(粉仓有效容积300m3)，粉仓布置在#2锅炉房扩建端室外零米，粉仓气化风机及其所配空气加热器、附属设备等布置在粉仓操作平台上，气力输送设备布置在石灰石粉仓底部。炉内脱硫系统每台锅炉设置一套输送系统，二台炉共二套，采用连续运行方式，炉内脱硫输送系统单台旋转给料机出力5t/h(即输送系统最大出力)，每台锅炉设有4个石灰石口，其中两个布置在水冷壁前墙的#1、#6给煤机给煤口处，石灰石粉通过落煤管加入炉内;另两个布置在二次风口处，随二次风吹入炉内。
CFB锅炉一般采用向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放。投入炉内的石灰石在高温条件下煅烧发生分解反应生成氧化钙，然后在炉内850℃左右的条件下，氧化钙、SO2和氧气经过化学反应生成硫酸钙，最后随着低渣排出炉外。
国投大同电厂SO2排放量的控制一般是通过控制石灰石的给料速率，即增减钙硫摩尔比。但影响循环流化床锅炉脱硫效率还有床温，石灰石粒度等许多因素。
(1)改变粒度合格的石灰石量，可控制SO2的排放量，在一定范围内，随石灰石给料量的增加，SO2的排放量明显降低。
(2)一般认为床温在820℃～870℃，脱硫剂的脱硫效果最佳，这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。所以锅炉运行时对床温控制也是对SO2排放量控制的一种方式。
(3)石灰石在炉内的停留时间决定了石灰石的利用率，在锅炉运行条件不变的前提下，石灰石在炉内的停留时间取决于石灰石的粒径大小，所以选择合适的石灰石粒径是至关重要的。粒径在100～500μm范围内的石灰石在炉内停留时间最长，大于或小于这个粒径范围都将缩短其在炉内的停留时间。另外，合适粒度的石灰石分解形成的CaO和硫酸盐形成的CaSO4都是极好的床料。
(4)石灰石的结构特性也影响脱硫效果。
国投大同电厂2台锅炉2012年1月至2013年12月的污染物月均排放情况。
2台锅炉年均SO2排放浓度为275.7~285.9 mg/Nm3，最大月均SO2排放浓度为392~407 mg/Nm3，可以满足现有的SO2排放标准。
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4.2运行中出现的问题及处理
1.石灰石粉本身的性质。其粒度超过一定的极限，在系统运行时会引起堵管。
2.压缩空气压力、流量不足，压缩空气是输送系统的动力，如果其压力、流量不足，会降低输送系统煤灰的流动速度，严重时会引起堵管。
3.进料阀漏气，进料阀漏气会造成发送器与灰斗间的空气短路，从而降低了系统工作时发送器内空气的压力，从而引起堵管。
4.透气阀漏气，其结果是造成输送空气不足，石灰石粉滞留在输送管的发送器出口处，发送器出料阀打开时阻力增加可能会产生堵管。
5.输送管路漏气，输送管泄漏会造成泄漏处压力降低从而引起堵管。
石灰石系统运行中发生堵管的原因可能是以上一种或几种组成的，但系统正常工作时，不应有堵管现象发生。
4.3石灰石系统技改原因及方案：
2008年前，国家环保部对火电厂烟气排放SO2的浓度要求是不大于800 mg/Nm3，电厂按含硫量为0.34%的煤种设计炉内脱硫系统，设计烟气排放SO2浓度不大于393 mg/Nm3。
电厂运行以来，入炉煤含硫量达不到设计要求的0.34%，实际一直在0.65%左右，石灰石纯度在51%左右，烟气排放SO2浓度基本保持不大于400 mg/Nm3的排放水平，但当发电负荷在100MW以内的时候，烟气排放SO2浓度可控制在200 mg/Nm3以内，完全满足国家环保的要求。
随着国家环保排放标准的提高，即“2014年7月1日起锅炉烟气SO2排放浓度必须低于200 mg/Nm3 ”，目前的炉内脱硫系统就不能满足要求，尤其在发电负荷大于110MW的时候，超标更为严重。
原因如下：
我厂炉型设计入炉煤种含硫量0.35St,ar%，校核入炉煤种含硫量0.30St,ar%，目前入炉煤含硫量在0.50-0.75St,ar%之间，大于设计要求，使锅炉脱硫效率低于设计值。运行中为达到环保指标要求，必须加大石灰石用量，但是现在的系统是以含硫量0.35%的煤种设计的，因此煤种的含硫量达到0.7-0.85%时，石灰石给料机经常满转速运行，二氧化硫排放量仍间断性超标，尤其是在高负荷时段更为明显。
原来设计的两个石灰石给料口全部接在上二次风口，不在最佳位置，我们后来技改接在了给煤口，原来两点接在上二次风口处的，部分石灰粉末会被一次风吹出炉膛，也是影响脱硫效率的原因之一。
锅炉厂家给出的ca/s为2， 石灰石用量应该为32000吨(氧化钙纯度50%计算)，而当ca/s为2时，一般机组负荷为68MW，此时刚能接近设计值。但根据发电任务的要求，机组所带负荷一般均在100MW甚至110-120MW，此时机组的脱硫效率刚为79%，而目前的入炉煤含硫量达到0.50-0.75%时，实际运行中为ca/s为3.38，石灰石用量应为53000吨，因此石灰石系统出力不够。
因此计划今年对1#、2#锅炉炉内脱硫系统进行改造，以目前石灰石系统单供一台炉，两套石灰石给料机互为备用，其中一套增粗管径做为日常脱硫用，下料口和给煤口对接，避免从二次风口进入后被一次风吹起，另外#1炉新增加一套石灰石给料系统，为了保险起见，尾部烟道再加装喷淋装置，这样可以满足200mg/m3以下的要求。
五、影响锅炉燃烧效率的原因分析
由于我们不是供热机组因此负荷率一直较低，冬季和一季度负荷率只有60%，因此供电煤耗398g/kwh及飞灰可燃物5.5%偏高，说明锅炉燃烧效率下降，整体经济性偏差，面对现实问题，我们先从低负荷时的燃烧调整开始，然后逐步分析原因予以解决:
5.1低负荷对锅炉效率的影响
循环流化床锅炉不能因为负荷低就无限制的大幅降低风量，因为必须要保证锅炉各部位正常流化和密封，有些风量不随负荷降低而降低，而是固定不变的，这些固定风约占满负荷时总风量的1/6，所以锅炉低负荷运行时风机单耗大、厂用电率高。
表1是70MW与110MW时厂用电统计，从表1中可以看到110MW时厂用电率8.67%，70MW时则达到了9.47%。
通过停炉后的冷态试验数据结合运行中给煤量和返料灰的因素考虑，流化风量在80MW以下最低降到满负荷时的70%即145KNm3/h，为维持氧量，二次风量降到最低60KNm3/h，通过对上下二次风的调整，保证二次风压不低于6KPa，总共需二次风量60KNm3/h，约满负荷的1/3，所以80MW以下时二次风机余量很大，因此负荷低于100MW时我们采用的是运行一台备用一台的方式。
5.2排烟温度的影响：
由于目前的乙炔吹灰器吹灰效果不好，尽管厂家来人做过调试但是从吹灰结果看不够理想，这样的话尾部受热面沾污导致传热恶化会便排烟温度显著升高，同时灰份高的煤发热量低，在相同负荷情况下消耗的燃料量增加，造成烟气量和流速升高，导致排烟温度及排烟量都会升高，从而降低锅炉效率。受热面积灰指锅炉受热面积灰、结渣及空预器传热元件积灰，锅炉受热面积灰将使受热面传热系数降低，锅炉吸热量降低，烟气放热量减少，空预器入口烟温升高，从而导致排烟温度升高;空气预热器堵灰则使空气预热器传热面积减少，也将使烟气的放热量减少，使排烟温度升高。
5.3一二次风量配比的影响：
一二次风比例的调整可以有效的改善炉内燃烧工况，对于循环流化床锅炉来说，密相区处于一个很特殊的欠氧状态，虽然区内有大量氧气存在，然而区内的CO浓度高达2%，表明密相区的燃烧处于欠氧状态。同时从气固两相流的行为来看，循环流化床锅炉密相区存在着气泡相和乳化相，其间的传质阻力对燃烧的影响更为突出，氧气与不完全燃烧产物CO以及煤颗粒释放的挥发份得不到充分混合，进行反应，密相区尽管有氧气的存在，炭颗粒的燃烧仍是欠氧状态。研究表明，在二次风口上，燃烧室中心区存在一个明显的低氧区，二次风的主要作用就是提供足够的动能穿透物料空间达到燃烧室中心，提供炭颗粒燃烧需要的氧气。公司二次风分为上下两层送入，不同的分配比例决定了炉内不同部位的氧量份额。总风量不变的情况下，过大的一次风量尽管保证了物料的扬析力度，加剧内循环，但无法提供二次风口上燃烧所需要的氧气，炭颗粒不能充分燃尽，降低了锅炉效率。过大的二次风量虽然保证了燃烧所需要的氧气，但一次风量的减少将减弱内循环，同时不能充分将热量带到稀相区参与换热导致床温升高。因此一二次风、上下二次风比例调整，二次风穿透、扩散效果的调整，可以有效改善炉内风、煤、床料的混合程度，在保证炭颗粒充分燃烧的前提下，将总风量控制在合适范围内，通过降低烟气的总焓值降低排烟温度。
5.4针对风机设计参数不准确的改进
由于循环流化床锅炉采用的是高压头的风机，风机运行时因工质摩擦产生大量的热量，导致风机出口温度较高。空气预热器传热温差小，烟气的放热量就少，降低了从烟气吸收的热量致使与煤粉炉相比排烟温度较高。我公司一次风机出口温度设计值35℃，二次风机出口温度设计值35℃，而夏季一二次风机实际运行出口温度为50℃高于设计值15℃左右，这也是排烟损失与实际相差的原因之一。基于上述原因，再考虑到加入石灰石脱硫后，已无空预器低温腐蚀的可能性，实际停炉后现场检查也证明了此点。
5.5空预器漏风率大、排烟温度高
通过燃烧调整实验得出的实验数据表明，目前，锅炉运行排烟氧量约为3.0—5.0%，而空预器入口过量空气系数只为1.09，空预器空气侧设计温度为283℃，而实际运行温度只能达到255℃左右。因此降低排烟氧量和空预器漏风率是降低排烟损失的最有效途径。对空预器作简单的热力计算表明，漏风的多少最终反映在过量空气系数的变化，假设空气从冷端到热端是均匀漏风，空气侧温度以入口冷风与出口热风的算术平均值计算，烟气侧温度以空预器入口烟温与排烟温度的算术平均值计算，得出漏风的吸热量，从而得出排烟温度的影响。从各种工况可以得出空预器的平均漏风率为11%，漏风量的增加，使排烟温度增高，排烟损失较设计值增加了0.63%。根据上述分析结果表明，防止空预器漏风是现有降低排烟损失的关键。
现阶段，已于设备部、锅炉检修讨论可行方案，利用检修机会改进空预器查漏堵漏，做好防磨措施。
5.6床温床压的控制
床压反映了炉内物料的浓度，直接关系到炉内的燃烧和传热工控。床温是炉内燃烧以及外循环灰调节效果的综合结果，床温与床压、一二次风配比、返料量、总风量等密切相关。通过燃烧调整实验，优化锅炉运行参数、确定锅炉效率较高的工况、改进了锅炉运行操作，目前供电煤耗降至386g/kwh，飞灰可燃物达到3.2%、低渣可燃物0.85%的水平。
结束语：
针对循环流化床锅炉炉内燃烧这一个非常复杂的过程，通过对燃烧的理论研究和大量运行经验总结，针对每一问题、每一环节，电厂上下齐努力，主要从设备改造和运行调整两方面积极探索解决方法，使我们较准确地把握了炉内燃烧工况，较精确地对燃烧进行了调整，既提高了运行水平，又保证了循环流化床锅炉的安全、稳定、经济运行。
参考文献：程昌业《流化床燃烧技术探讨》中国电力出版社1999
党黎军《流化床锅炉启动调试和安全运行》中国电力出版社
（供稿单位：国投大同能源有限责任公司，本文经作者授权发布，转载请注明出处！）
