循环流化床锅炉运行经济性分析-毕业论文

继续教育学院毕业设计（论文）纸 循环流化床锅炉运行经济性分析摘要 同煤国电王坪发电有限公司#1、2锅炉是华西能源工业股份有限公司生产的HX725/13.34-II1型锅炉，单锅筒、一次中间再热超高压自然循环、高温汽冷式旋风分离器、非机械式J阀回料装置、水冷等压风室、循环流化床燃烧方式、平衡通风。锅炉为岛式半露天布置，分别于2010年8月和2010年9月相继投产运行，由于我公司的两台循环流化床锅炉投运早、容量大、经验少，自机组投运以来曾多次出现问题，影响了机组的安全经济运行。在这期间我们总结了大量的经验和教训，采取了诸多保证锅炉安全运行的措施，取得了较理想的效果，但在经济运行方面和煤粉炉相比还存在较大差距。本文试图从循环流化床锅炉的几个主要经济指标（燃烧效率、飞灰含碳量、煤耗、风机电耗）方面进行分析，并依据我公司现状，总结一些提高其经济性的运行调整经验，以便在实际运行中加以实施，充分发挥循环流化床锅炉的优势。 关键词：循环流化床锅炉经济性燃烧效率电耗运行调整 Circulating fluidized bed boiler Economic Analysis Document With coal guodian WangPing power generation Co., LTD. # 1 and 2, the boiler is west China energy industry Co., LTD HX725/13.34-the production II1 type boiler, single pot of tube, a reheat cycles, high temperature high pressure steam cold type cyclone separator, the mechanical J valve back pressure loading device, water cooling wind room, circulating fluidized bed combustion way, balance ventilation. The boiler for island type half open, decorate respectively in August 2010 and September 2010, because I have put into production operation of the company two sets of circulating fluidized bed boiler operation early, large capacity, less experience, put DuoCi since the unit had problems, affecting the safe and economic operation of the unit. During this period we summarize a lot of experience and lessons, and adopted many guarantee the safe operation of the boiler measures, obtained a ideal effect, but in the economic operation of pulverized coal in the furnace and has a large gap. This article attempts from the circulating fluidized bed boiler several main economic index (the combustion efficiency, fly ash, coal consumption, the carbon content of fan electricity cost) were analyzed, and based on the current situation, summarizes some I improve its economy operation experience, in order to adjust the actual operation of the implement, give full play to the advantages of circulating fluidized bed boiler.Key words： circulating fluidized bed boiler combustion efficiency economy running power consumption adjustment目 录摘 要 1Abstract 2目 录 3前 言 1 1.锅炉概述2 1.1循环流化床锅炉基本原理 2 1.2锅炉规范 3 1.2.1锅炉主要性能参数 3 1.2.2锅炉结构尺寸4 1.3锅炉结构特点 42.锅炉运行状况7 3.提高循环流化床锅炉运行经济性的措施7 3.1运行管理措施7 3.2运行技术措施8 3.2.1低床压燃烧措施8 3.2.2低氧量燃烧措施9 3.2.3高炉膛压力燃烧措施9 3.2.4优化煤粒粒径级配措施12 3.3经济指标分析12 3.3.1降低风机电耗12 3.3.2降低飞灰可燃物13 3.3.3减少循环流化床锅炉的非计划停炉次数15 3.3.4降低循环流化床锅炉点火耗油量16 3.3.5降低供电煤耗174.结 论 18 致 谢 19参考资料 20 - 18 - 前 言 随着近几年电力工业的高速发展和环保力度的逐步加大，特别是洁净发电技术的推广使用，循环流化床技术（CFB）得到了较快的发展和普及。提高大型循环流化床锅炉运行的安全性、经济性、环保性和可靠性受到了越来越多的关注和重视。目前已投运的高参数循环流化床锅炉，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但在运行经济性方面却不容乐观，如风机电耗高、飞灰大、煤耗高、非计划停炉次数多、点火耗油量大等，因此分析和研究循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，对提高循环流化床锅炉的运行可靠性和可利用率有着重要的现实指导意义。 同煤国电王坪发电有限公司#1、2锅炉是华西能源工业股份有限公司生产的HX725/13.34-II1型，锅炉各热力参数基本能达到设计值，并能满负荷稳定运行，在安全运行基础上，我公司积极研讨循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，并进行认真分析，总结经验教训，积极对设备加以改造，目前两台循环流化床锅炉的运行经济性有了显著的提高。本文试图从锅炉设备改造、运行调整等方面进行分析，总结提高循环流化床锅炉经济性的有效节能改造措施，为国内大型循环流化床锅炉的安全、经济运行提供经验参考和借鉴。 1.锅炉概述1.1 循环流化床锅炉基本原理 在火力发电厂负荷调节范围大、燃煤品质下降、煤种多变、燃煤和环保的矛盾日益突出的情况下，循环流化床锅炉技术已成为首选的高效低污染的洁净煤发电技术。循环流化床(CFB)锅炉技术是二十世纪七十年代发展起来的新技术，七十年代的世界能源危机、以及八十年代的环境保护运动推动了循环流化床燃烧技术的发展。作为一种新型、成熟的高效低污染清洁燃烧技术，循环流化床锅炉特殊的燃烧方式具有许多其它燃烧方式不具备的优点：可以实现低温燃烧，低NOx排放并可实现在燃烧过程中直接脱硫，大大地减少了作为世界主要大气污染源-燃煤电站的二氧化硫(SO2)和氮氧化合物(NOx)排放，即从根本上解决了酸雨问题。同时，循环流化床锅炉还具有燃料适应性广、燃烧效率高、负荷调节范围大、负荷调节性能好、灰渣活性好便于综合利用、可以实现压火热备用、投资和运行成本相对较低等优点，因此循环流化床燃烧技术在世界上得到迅猛发展，取得了重大的经济效益、社会效益和环境效益。流化是气流以一定速度穿过布风装置上的固体物料，气流对固体物料颗粒产生的作用力和固体物料颗粒所受到的其他外力相平衡时，使物料颗粒通过和气流的充分接触而转变成类似流体的运动状态。循环流化床燃烧技术是在鼓泡流化床燃烧基础上发展起来的，循环流化床燃烧方式和鼓泡流化床燃烧方式的根本区别是：在于前者的大量固体物料能在流化床内实现多次循环燃烧。流化床类别主要取决于床内空床截面速度。鼓泡流化床是在气流空床截面速度低于23 m/s的情况下运行，此时床层具有明显的分界面。循环流化床气流空床截面速度一般在3.58 m/s，此时床内混合强烈、流化均匀稳定，床层没有明显的分界面。宽筛分颗粒的煤和脱硫剂被送入锅炉炉膛后，迅速被炉膛内存在的大量高温惰性物料包围，着火燃烧，发生脱硫反应，并在上升烟气流作用下向炉膛上部的密相区和稀相区运动，并对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。粗大粒子在被上升的烟气流带入悬浮区后，在重力及其他外力作用下不断减速偏离上升的主气流，并最终形成附壁下降粒子流。被夹带出炉膛的粒子气固混合物进入高温旋风分离器，大量固体物料(包括煤粒和脱硫剂)，被分离出来由回料装置送回炉膛，进行循环燃烧和脱硫。未被分离出来的极细粒子随烟气流进入锅炉尾部竖井烟道，进一步对锅炉尾部受热面冷却放热，烟气经过除尘器后，由引风机送入烟囱排向大气。固体物料经过多次炉内循环和炉外循环，燃烧效率高，高浓度含尘气流强化了对受热面的传热。同时，通过循环灰量、风煤配比等手段来控制床温，实现850950左右的低温燃烧，再通过向床内添加石灰石等脱硫剂以及分级布风形式的采用，有效地控制了SO2和NOx等有害气体的生成量，使锅炉排放达到环保标准。1.2锅炉规范1.2.1锅炉主要性能参数 名称单位数值过热蒸汽流量(B-MCR)t/h725过热蒸汽压力(表压)MPa(g)13.34过热蒸汽温度540再热蒸汽流量(B-MCR)t/h628.72再热蒸汽进/出口压力(表压)MPa(g)3.078/2.908再热蒸汽进/出口温度336.6/540给水温度(B-MCR)261.1切高加给水温度167空气预热器进口冷风温度20空气预热器出口热热风温度237.6排烟温度132冷渣器出口渣温150锅炉类型/循环流化床锅炉煤粒度mm09，d50=0.9燃煤耗量t/h140.1锅炉效率%90.56构架地震设防级别/1.2.2锅炉结构尺寸名称单位数值炉膛宽度(两侧水冷壁管子中心线间距离) mm22680炉膛深度(前后水冷壁中心线间距离) mm8722锅筒中心线标高mmmm53670锅炉宽度mmmm40000锅炉深度mmmm37500锅炉顶板主梁上标高mm61400锅炉运转层标高mm100001.3锅炉结构特点HX720/13.34-1型锅炉为单锅筒、一次中间再热超高压自然循环、高温汽冷式旋风分离器、非机械式阀回料装置、水冷等压风室、全钢栓焊型结构锅炉构架、循环流化床燃烧方式、平衡通风。锅炉为岛式半露天布置。锅炉以带基本负荷为主，并具有调峰能力。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和四片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室下部布置有点火风道，点火风道内布置有两台床下风道点火器，燃烧器配有高能点火装置。风室底部布置有4根219mm的落渣管。炉膛和尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片管式省煤器和卧式钢管空气预热器，一二次风沿锅炉宽度方向双进双出。锅炉除尾部空预器采用支撑结构外，整台锅炉均由搁置在构架顶部的顶板悬吊。锅炉炉膛由606.5mm光管加扁钢组焊成膜式水冷壁组成，锅炉水循环系统采用自然循环方式，其水循环系统主要由锅筒、集中下降管和下水连接管、水冷壁上升管和汽水引出管组成。整个炉膛为悬吊结构，全部重量通过水冷壁上集箱吊于顶板上。为保证各回路的水冷壁管向下的膨胀量大致相同，水冷壁上集箱的各吊点标高大致相同；为保证锅炉运行安全及增强炉墙水冷壁、包墙管的刚性，在水冷壁及过热器包墙管部位设置了刚性梁，刚性梁可随其一起向下膨胀。锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒右封头进入锅筒。在锅炉启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水静滞汽化。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷蒸发屏进口集箱。锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷蒸发屏的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下环形集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上环形集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中隔墙上集箱汇合，向下冷却中隔墙进入中隔墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式过热器进口集箱，流经屏式过热器受热面后，从锅炉两侧连接管返回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高过出口集箱两侧引出。从汽轮机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经两组低温再热器管组，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽轮机中压缸。过热器系统采取调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器(左右各一台)布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调；二级减温器(左右各一台)位于屏过和高过之间的连接管道上，作为细调。再热蒸汽温度采用尾部双烟道挡板作为主要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热蒸汽温度的目的。流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定的负荷范围内维持再热蒸汽温度为额定值。烟气挡板调温方式以不牺牲电厂循环效率为基础，是最为经济的调节再热蒸汽温度的方式。但为增加调节灵敏度，再热系统也布置两级减温器，第一级布置在低温再热器进口前的管道上(左右各一台)，作为事故喷水减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上(左右各一台)，作为微喷减温器。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。锅筒内径1600mm，壁厚90mm，材料13MnNiMo54，锅筒及其内部设备金属总重约为101吨。锅筒由两根U吊杆悬吊在顶板梁上。锅筒正常水位在锅筒中心线下76mm，运行中允许水位波动76mm，高于或低于此范围的长期运行将影响分离器的性能。如果锅筒水位高于正常水位的125mm(最高安全水位或高报警水位)，DCS发出警报，并可开启锅筒紧急放水；如果高于正常水位200mm(最最高水位或高水位跳闸)，锅炉自动停炉。高水位引起卧式分离器内水泛滥，降低汽水分离能力；低水位时也会使分离器效率降低，湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。如果锅筒水位低于正常水位的200mm(最低安全水位或低警报水位)，DCS发出警报；如果低于正常水位280mm(最最低水位或低水位跳闸)，锅炉自动停炉。空气预热器为卧式管箱结构，一、二次风分开布置。一次风布置在低温过热器和低温再热器出口，二次风布置在省煤器出口，通过烟气调节挡板调节进入一次空气预热器的烟气量，从而达到调节一次风温的目的。锅炉采用蒸汽吹灰系统，吹灰介质为再热蒸汽，吹灰汽源取自低温再热器进口集箱，管座为605，在BMCR工况下蒸汽压力约为2.6MPa(g)，温度为314。2.锅炉运行状况 #1、2循环流化床锅炉投运后，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但运行经济性方面和传统的煤粉炉相比却不容乐观，其主要经济指标如风机电耗、飞灰、煤耗、非计划停炉次数、点火耗油量等均不如煤粉炉，提高循环流化锅炉的运行经济性迫在眉睫。我公司上下齐努力，从多方面入手，积极探索并总结提高循环流化床锅炉运行经济性的经验，并取得了显著成效。3.提高循环流化床锅炉运行经济性的措施 3.1运行管理措施 在成功保证循环流化床锅炉的安全运行后，其运行经济性不高的缺点比较明显，为提高其运行经济性，公司成立了专门的运行管理小组，首先在运行管理上加大力度，采取的措施主要有以下几点： 3.1.12010年初，针对#1、2机组刚投产，机组非计划停炉次数较多。从操作技术不成熟、对循环流化床机组燃烧特性不了解等方面，组织技术管理和运行人员，到其他兄弟单位学习、搜资，研讨优化运行调整方案并在实际运行中加以验证和实施。 3.1.2成立运行攻关小组并积极组织专业技术人员，利用学习天、公休天和工作现场，对#1、2机组人员进行技术再讲课、再培训，将公司和其他兄弟单位运行中遇到的异常，根据现象进行分析原因并制定防范措施，及时将措施编印给运行人员并在运行中严格执行。 3.1.3将循环流化床锅炉理论和经验交流会的部分成果吸收、消化，转化为和我们机组相适应的技术措施，讲解给运行人员，使所有运行人员深入了解和掌握循环流化床锅炉的原理和调整原则。 3.1.4每季度在公司仿真机上组织一次反事故演习，不断锻炼运行人员处理事故和应变的能力。 通过以上措施，使运行人员理论知识更加丰富、运行调整能力大大提高、事故处理应变能力得到加强，相应机组运行水平得到提高。 3.2运行技术措施 在确保循环流化床锅炉能够安全稳定运行前提下，我公司对机组主要经济指标（如厂用电率、供电煤耗、锅炉效率等）加强了管理，通过搜集资料、多次研讨优化运行调整的方案，制定多项运行调整措施，并在实际运行中加以验证后再次改进，总结一系列针对循环流化床锅炉燃烧调整的经验，提出了四项有效的燃烧措施，使循环流化床锅炉的燃烧经济性得到大幅提高，详述如下： 3.2.1低床压燃烧措施 床压的大小是反映炉内床料量多少的参数，也是炉床料量多少的唯一判断依据，其数值又受到负荷、风量、床料粒度、煤质、煤种等多因素的影响，因而床压是循环流化床锅炉燃烧技术中最重要而又复杂的参数之一。 在锅炉运行中，床压的测量值会随着锅炉的负荷、炉内灰的粒径、煤的质量、煤的破碎粒度以及风量的调整而变化。因此炉内的床压控制值不是一成不变的，合适的床压控制值应根据大量的运行经验来决定，在不同的锅炉负荷下，依据床压测量值和水冷风室压力判断炉内床料量的多少，并参考密相区三层床压值对床料粒度组成作出正确判断。控制床压在合理范围内运行，即能保证锅炉安全运行，又能维持合理且稳定的床温，还能维持较高的炉内燃烧效率。床压过低和过高的不利影响有以下几点： 1)床压过低： 炉内床料量少，床料在炉内的翻滚混合效果减弱，易产生局部流化质量下降，影响安全运行。 炉膛内没有足够的床料参和内循环，对流换热减弱，容易使锅炉带不上额定负荷。 密相区燃烧份额减少，稀相区燃烧份额增大，炉内高温受热面（二级过热器、高温再热器）的对流传热增强，易造成受热管壁面超温。 2)床压过高： 炉内床料量多，为保证流化的良好性，必须增大一次风量，较大的风机压头和较大的一次风量使一次风机电耗过大。 3)炉内床料粒子浓度大，二次风机压头增加，二次风机电耗大。 4)炉内床料粒子浓度大，二次风的穿透能力弱，稀相区煤粒和氧的混合效果差，燃烧效率低。 5)大量的一次风量携带灰粒能力大大加强，颗粒大、风速高，使炉内受热面磨损严重。 因此，床压是一多变而复杂的控制参数，运行中要做到对床料“质”、“量”全面控制，必须符合循环流化床锅炉燃烧特性及总结众多的运行经验来综合控制理想的运行值。我公司在运行初期，为保证锅炉满负荷稳定运行而采用较高的床压运行控制值，结果造成使用较高的流化风量，炉内耐火材料和水冷壁管交界处管壁的磨损情况十分严重，被迫停炉次数较多，后经过多次逐渐降低床压运行控制值，并总结分析每次改变床压值后的运行情况，最终探索出一较合理的运行控制值（67 kPa），比原控制值（911kPa）有了较大幅度的降低，高负荷时控制偏低值，低负荷时控制偏高值，在该范围内床压过低、过高的不利影响均得到有效控制。 另外，炉内的床料是大量具有一定粒经分布的颗粒组成，其稳定性决定了锅炉燃烧的稳定性，因此，在运行中锅炉排渣应采取连续或半连续排渣的运行方式，即勤排少排原则，这样可保持床内料层稳定，防止有效循环颗粒的流失，以保证锅炉的燃烧稳定性，同时锅炉的燃烧经济性也得到大幅提高（见表3）。 3.2.2低氧量燃烧措施 在循环流化床锅炉运行初期，对其燃烧控制经验不足，对氧量的控制大多沿袭传统煤粉炉的燃烧经验及运行设计说明书，采用了较大的过量空气系数，氧量O2控制值在46%，引起一系列不利影响，如：磨损大、床温低、飞灰大、风机电耗大等。经过认真分析及总结经验，打破固定思维，考虑到循环流化床锅炉炉膛的密封性好，漏风系数极小，氧量随烟气流向逐渐降低，和传统煤粉炉的氧量随烟气流向因漏风的增加而变大正好相反，因此降低氧量运行是可行且有利的，在经过多次运行分析对比，更加证实其正确性。在采用低氧量燃烧技术后，风量的减少使风机电耗降低；床温的提高使锅炉燃烧效率升高、飞灰含碳量降低；风速的降低使磨损减弱。因此低氧量燃烧技术的采用大大提高了锅炉的燃烧经济性（见表3）。 3.2.3高炉膛压力燃烧措施 为充分发挥循环流化床锅炉的优势，经充分论证考虑后，炉膛压力的控制先由试运初期的050 Pa改进为微正压运行，提高了其运行经济性。在经过长时间运行后，发现炉膛压力的控制可以更进一层，即将炉膛压力微正压运行改为+100+200 Pa运行，或将其控制零点改为接近三级过热器的入口烟道处烟气压力，可以最大限度的发挥循环流化床锅炉的优势，又可充分避免其炉膛和尾部烟道的内、外漏风。提高炉膛压力运行的试验对比见下表1： 3. 表1燃烧调整试验参数对照表 序号项目单位调整前调整后备注 1炉膛压力Pa-30+150上升2三过入口烟气压力Pa-590-420上升3给煤量 T/h56.256.3未调整4蒸发量T/h615625先下降后上升 5低温再热器壁温457.9/455.7456.4/453.6下降6一次风量Nm3/h192265192156未调整7总风量Nm3/h431536430426未调整8含氧量%4.15.0上升9引风机电流 A95/8291/80降下10引风机转速rpm312/445294/425 下降11床压Pa6.36.6上升 12炉膛出口温度906909上升13分离器出口温度921922上升14一次风机电流A 115/18115/118未变15二次风机电流A75/6774/66下降16水冷风室压力Pa10.310.5上升 17排烟温度145.5145.4 微降18三过入口烟温783784 微升19省煤器入口烟温412412未变20上床温901911上升21中床温909 916上升 22下床温915919上升 说明：调整前，#1炉各参数稳定运行，将引风机负压自动调整目标值由-30 Pa改至+150 Pa总共上升180 Pa，其他参数未做任何调整，稳定运行30分钟后，从参数对比表中发现上升的参数有：蒸发量、床压、床温、分离器出口温度、炉膛出口温度、水冷风室压力；下降的参数有：低温再热器壁温、含氧量、引风机电流、引风机转速、二次风机电流、排烟温度、三过入口烟温。 分析： 1)炉膛压力上升后，烟气在离开炉膛时灰粒子的扬析作用加强，一次风离开炉内密相区时的夹带作用增强，因此炉内内循环倍率升高，炉内的灰粒子浓度上升，其对炉内水冷壁面的传热作用加强，有利于提高炉内的热利用率。同时，灰粒子在炉内的停留时间延长，其燃尽程度得到提高，燃烧效率上升，飞灰可燃物下降；另外，飞出炉膛的灰粒子减少，也有利于降低飞灰可燃物。 2)因在炉内煤燃烧后的热量不能及时带走，造成炉膛密相区的床温上升，煤的燃烧效率上升。同时，炉内密相区灰粒子之间的碰撞、磨损、爆裂作用因压力的上升而作用加强，因此灰粒子的燃烧效率上升，锅炉的底渣含碳量降低，锅炉效率上升。 3)炉膛压力的上升，直接降低引风机的转速、引风机的电流下降，其电耗下降；二次风的流动阻力上升，二次风量稍有下降，造成二次风机电流下降，其电耗下降。 4)烟气在炉内及尾部烟道的流动速度降低，对受热面的磨损下降。 5)在尾部烟道内，因烟气流速的降低，其对流传热作用减弱，但同时因进入尾部烟道的烟气温度升高，增强了对流传热作用，在二者共同作用下，排烟温度变化不明显，因此由排烟温度引起的排烟热损失变化不大，而由烟气量的减少带来的排烟热损失降低，因而总的排烟热损失是降低的。 6)低温再热器的壁面温度降低，会引起再热器的减温水流量减少，机组的效率会上升。 7)尾部烟道的压力下降后，可降低其漏风量，既降低磨损又降低引风机的电耗，既提高尾部烟道的热利用率又减少低温腐蚀的可能性（从省煤器入口处和尾部煤道底部处的氧量偏差约0.4%分析，其漏风量是比较可观的）。 从以上分析可以看出：提高炉膛压力运行后，多数参数的变化有利于提高锅炉的燃烧效率，从降低主要指标分析：蒸发量的上升说明发电煤耗下降、锅炉效率上升；引风机电流、二次风机电流的下降说明厂用电率下降；从降低锅炉的燃烧热损失分析：排烟热损失、不完全燃烧热损失、飞灰可燃物的热损失、底渣含碳量的热损失等均是降低的。因此其优点是明显的，可以较大幅度的提高循流化床锅炉的运行经济性（见表1）。 3.2.4优化煤粒粒径级配措施 循环流床锅炉的床料内循环及外循环方式增加了灰粒（煤粒）在炉内停留时间，有利于煤粒燃尽，参和内循环的床料直径约为0.31mm，而参和外循环的床料直径约在0.090.3mm，它们均能在炉内停留足够时间而燃尽。在上述范围以外的粗粒子，只能在密相区翻腾，时间过长（1030min），它会石墨化，反应活性下降而“失活”；而d0.09mm的细粒子大部分以飞灰形式一次经过分离器而离开锅炉，由于停留时间短，飞灰含碳量也会高。因此，必须根据该煤质的成灰特性，调整入炉煤的粒度级配，尽量减少粒径偏大或偏小的床料，其中，控制入炉煤中d0.2mm粒子的份额对降低飞灰含碳量尤为重要。 我公司加大对细碎机的设备管理，提高细碎机效率，增加煤粒取样化验次数，对煤的粒度提出了更高的要求： 1）入炉煤粒度为0-7mm； 2）中位粒径d50=0.6mm（d50=0.6mm代表的意义是煤的粒度以0.6mm为分界各占50%） 3）煤的粒度小于200m的不大于25%。 4）通过这些措施合理调整且优化了煤的粒度级配，减少煤粒中过大过小的成份，使煤在炉内的燃尽程度有了较大提高，有效降低了飞灰可燃物（见表2）和底渣含碳量，大大提高了循环流化床锅炉的燃烧经济性。3.3经济指标分析3.3.1降低风机电耗 对于典型的循环流化床锅炉，为适应其燃烧方式的特殊性，在炉膛底部布置了高阻力的布风板，并辅有较厚的床料，这就需要风机有足够的压头将燃烧风送入炉膛内燃烧，一次风机电耗较高；另外，炉内循环物料量大、浓度高，旋风分离器的存在也增加了烟气的流动阻力，因而引风机的全压也较高，引风机的电耗也较高。因此，循环流化床锅炉的风机电耗相对较高，我公司在试运初的一段时间内风机电耗高达14.12kwh/t（以蒸发量为计算基数）,为降低风机电耗我公司采取以下措施: l）采用四项有效的循环流化床锅炉燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了风机电耗。 2）低负荷时采用单风机运行：因循环流化床机组的调峰能力强，经常在较低负荷下运行（50%），一、二次风机、引风机的风机容量裕度大，因此低负荷时积极探索单风机运行方式，合理分配风量，优化风机出力，也直接降低了风机电耗。在最低负荷时一次风机、二次风机、引风机均为单风机运行方式。 3）设备改造：因循环流化床机组的调峰优势，负荷波动大，风机调整范围大，为此将引风机由挡板控制改为液粘控制，改造后引风机平均运行电流由改造前的113.8A下降到86.7A（2006年上半年数据），有效的降低了引风机电耗。 4）排渣系统改造：将原风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，三台冷渣器风机退出运行，风机电耗显著降低，同时还增加了排渣的可靠性。 经采取以上措施，2006年上半年#3、4炉引风机电耗完成4.23kwh/t，同比降低0.69 kwh/t；一次风机电耗完成5.51kwh/t，同比降低0.46 kwh/t；二次风机电耗完成2.33kwh/t，同比降低0.01 kwh/t；冷渣器流化风机电耗完成0 kwh/t，同比降低0.89 kwh/t（见表4）。风机电耗的降低直接降低了锅炉的厂用电率。 表2 锅炉主要经济指标对比表序号项目单位试运初期采取措施后1床压kPa8-116-72氧量%4-62-33炉膛压力Pa50+100+2004引风机运行平均电流A113.886.75引风机电耗kWh/t4.924.236一次风机出口压力kPa15137一次风机电耗kWh/t5.975.518二次风机出口压力kPa1199二次风机电耗kWh/t2.342.3310锅炉燃烧效率%9093.23.3.2降低飞灰可燃物 飞灰可燃物是循环流化床锅炉主要性能指标之一，我公司试运初期，飞灰含碳量较高，常常达到15%左右，以至锅炉热效率低于保证值，降低飞灰可燃物的措施有以下几点： 1）采用四项有效的燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了飞灰可燃物。 2）提高炉膛温度：循环流化床锅炉的飞灰中，粒径d=4050m的灰粒含碳量最高，d70m灰粒的飞灰含碳量则比较低。d=4050m的灰粒多为分离器分离不下来而一次通过分离器的灰粒，和煤粉炉中的灰粒直径为一个数量级，其含碳量和炉膛温度有很大关系，在确保SO2及NOx排放指标合理的前提下，适当提高床温是降低飞灰含碳量的有效措施，将控制床温由试运初的860提高到900。 3）解决循环流化床锅炉炉膛中心缺氧问题：循环流化床锅炉的燃烧是分级燃烧，密相区氧量的供给主要是靠一次风，一次风不能满足燃烧用风量，因此在密相区处于还原性气氛中；在稀相区，二次风的补充使其处于氧化性气氛，但稀相区的气固两相流在横向的混合比较差，因此周围的氧气很难扩散到欠氧区以帮 助燃烧，造成欠氧区在狭长通道内向上延伸，不利于不完全燃烧产物的燃尽，炉内缺氧区高。为使缺氧区顶部下降，前述四项有效的燃烧措施的采用均可改善炉内扰动条件，使炉内传热、传质过程得到强化，大大改善炉内缺氧区的分布，提高了锅炉燃烧热效率，延长了物料在炉内的停留时间，并改善物料燃烧环境，使物料在密相区得以较充分的燃烧，提高了密相区燃烧份额，稀相区的不完全燃烧成份降低，飞灰可燃物得到明显的降低。 4）煤质的控制： A、煤粒：煤粒度过大，煤粒表面易石墨化，造成煤粒不能破碎和燃尽，大量大颗粒床料积攒，床料粒度增大，为保证床料的流化必增加一次风量，造成燃烧上移；煤粒度过小，大量细颗粒来不及燃烧就被流化风吹起，在稀相区燃烧造成稀相区燃烧份额增加。因此煤粒度即不能过大也不能过小。 B、挥发份：煤中挥发份的含量直接影响挥发份在燃烧室中不同区域的燃烧放热量，由于挥发份的热值较高，因而对燃烧份额分布的影响较大。对于高挥发份的易燃煤种来说，其在炉膛上部释放的热量较多，炉膛上部的燃烧份额比较大，需要较高比例的二次风来补充燃料燃尽所需的氧量。在实际运行表现：锅炉下层床温偏低，运行调整中适当降低一次风量来提高床温，提高二次风率以保证燃烧稳定；对于低挥发份的难燃煤种来说，其热量较多地释放在炉膛下部，炉膛下部的燃烧份额比较大，因此需要较高比例的一次风率来提供一定的氧气并将释放出来的热量带到炉膛上部。在实际运行表现：锅炉下层床温偏高，运行调整中适当提高一次风率来降低床温，降低二次风率以保证燃烧稳定。 我公司因原煤来源紧张，煤质变化较大，不同煤质的燃烧特性差别大，煤的粒度及煤中挥发份、灰份含量对炉内燃烧工况影响很大，因此在运行中及时了解煤质变化情况，并根据不同煤质及时调整运行方式，保持炉内最佳燃烧工况也是降低飞灰含碳量的有效措施（见表3）。 表3 飞灰可燃物分析对比表序号项目单位采取措施前采取措施后1床温8609002一次风量Nm3/h227323178183上二次风量Nm3/h28468*240468*24下二次风量Nm3/h45978*218759*25过量空气系数1.41.16氧量%23467床压Pa811678炉膛压力Pa0-1001002003.3.3减少循环流化床锅炉的非计划停炉次数 投产初期，由于运行经验少，风量配比差异，煤粒径不符合要求等不利因素，由排渣困难、受热面磨损引起的被迫停炉次数较多。 1）针对排渣困难采取的技术措施有：A、改进冷渣器运行方式：提高冷渣器流化风量，防止冷渣器内低温结焦；B、排渣方式为勤排少排，增加排渣次数，降低排渣温度；C、改善煤质，燃烧低灰份燃料，降低冷渣器负荷；D、将风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，排渣效果良好。 2) 针对受热面磨损严重采取的措施有：A、采用四项有效的燃烧措施，合理组织炉内燃烧工况，降低风速运行，减轻了磨损；B、每次停炉对受热面进行全面检查，重点磨损部位受热面进行喷涂；C、控制炉内屏式二级过热器、高温再热器壁温，防超温引起的蠕变；D、通过运行调整控制运行参数不超 规定，如床温、汽温、汽压等。E、总之，通过采取以上积极措施，因排渣和磨损引起的被迫停炉次数大大减少，同时其他影响锅炉非计划停炉次数的因素也有效减少，延长了循环流化床锅炉的连续运行时间。3.3.4降低循环流化床锅炉点火耗油量 从试运初期对每次点火进行认真对比分析，从中总结降低点火耗油的经验，主要有以下几点：1）点火前的准备：点火前炉内加入的初始床料粒度由试运初的07mm降为03mm，厚度由试运初的600mm降为500mm，点火初期采用较细的床料可增强炉内床料加热的均匀性和燃油热量的热利用率，较少的床料可减少加热床料所必需的热量。2）保证点火期间油枪的可靠性：点火过程中每只油枪均能可靠投用且燃烧雾化良好，保证炉内热源的均匀性。3）合理投用床上油枪：因炉膛前墙布置二级过热器和高温再热器，为尽快提升汽温达汽机冲转条件，投用床上油枪时先投用两只靠近前墙的油枪，可缩短油枪投用时间，同时尽可能的投用两只床上油枪完成点火启动过程，减少其他两只床上油枪的点火风量，减少床上油枪的用油量。4）投煤操作：床温达投煤条件后，及早投用给煤机且严格按规程要求脉动给煤，保证床温稳步上升，避免出现床温大幅波动。5）降低流化风量和投煤温度：最低流化风量由试运初的129520 Nm3/h降为90000 Nm3/h，投煤温度由试运初的560降为520。6）加强运行调整，减少点火期间不必要的风量，二次风保持最低风量运行，以减少风量带走的热量损失。7）及早停油：每次点火总结经验，在保证床温稳步上升的前提下，及时停止油枪运行，缩短油枪投