0引言
循环流化床(circulating fluidized bed，CFB) 锅炉可燃烧劣质煤，且调峰性能比煤粉炉好，污染物原始排放低，近年来得到快速发展。但是目前国内多数火电厂存在着煤质偏离设计煤种，导致运行参数不合理的问题。因此，有必要对锅炉进行燃烧优化调整，提高锅炉运行的经济性。
（来源：微信公众号“循环流化床发电” ID：xhlhcfd 作者：孙献斌）
国内学者对锅炉的燃烧调整进行了大量的研究。索疆舜等基于影响因子分析法，发现二次风的穿透力和一、二次风配比对锅炉效率的影响程度最大。胡玉等从多角度分析了影响 CFB 锅炉不完全燃烧损失的主要因素为入炉煤的挥发分、分离器飞灰切割粒径等。洪喜生通过采用 低氧燃烧技术，有效降低了锅炉总风量和烟气流速，在减轻壁面磨损的同时实现了经济运行。钟犁等通过调节一、二次风配比，使锅炉平均床温降低 20~30 ℃，锅炉效率提高至 92.15%。
内蒙古京海煤矸石发电有限责任公司(简称京海电厂)1 号机组采用 DG1177/17.4- 1 Ⅱ 型单汽包、自然循环、亚临界参数的 CFB 锅炉。该锅炉 自 2010 年 8 月投入运行以来，主要存在运行床温分布不均匀、风量分配不合理、炉内屏式受热面磨损爆管等问题，给机组的安全稳定及经济运行 带来了不利影响。为此，对该台 330 MW 机组的CFB 锅炉进行了针对性的燃烧优化调整试验，以确定最佳运行工况和参数，抑制炉内磨损，提高运行安全性和经济性。
1锅炉设备概况
京海电厂DG1177/17.4- 1 Ⅱ 型 CFB锅炉为M 型整体布置，旋风分离器布置在炉膛和尾部烟道之间，锅炉结构如图 1 所示。锅炉炉膛为单布风 板的膜式水冷壁结构，炉内布置与前墙垂直的 12 片中温过热屏、6 片高温再热屏及 2 片与后墙垂 直的水冷屏。炉膛出口的 3 台汽冷式旋风分离器 直径为 8 595 mm，其下部接立管和分叉式回料阀，回料阀出口通过回料斜管和炉膛下部锥段的后墙水冷壁的回料孔相连接，由此形成了热循环回路。尾部为汽冷包墙构成的双烟道，前烟道内布置低温再热器，后烟道内布置高温过热器和低温过热器。双烟道的下端设有烟气挡板，用于调节再热 汽温。烟气挡板的下部依次布置螺旋鳍片管省煤器和卧式光管空气预热器。过热器系统设有两级 喷水减温器，低温再热器入口设有事故喷水减温 器，两级再热器之间设有微喷水减温器。
锅炉采用前墙给煤方式，沿炉膛前墙共布置 10 个带有气力播煤装置的给煤管。来自空气预热器出口的一次风流经热风道后从炉膛底部两侧进入水冷壁弯成的风室，通过布风板流化炉内物料，并提供燃烧用风。二次风进入布置在炉膛锥段上部的二次风箱内，并由二次风支管分上、下 2 层送入炉膛锥段，形成分级燃烧模式。点火用的 2 台床下风道燃烧器分别布置在炉膛两侧的一次风道内，在炉膛锥段的前后墙上各设置 4 支床上启动燃烧器。锅炉采用后墙排渣的方式，在后墙与水冷布风板耐火材料上表面平齐的位置开有 6 个侧排渣口，并分别经排渣管和 6 台滚筒冷渣器相连接。
锅炉设计燃用质量分数 70%的煤矸石和 30% 洗中煤组成的高灰分的劣质燃料，其低位发热量为 12.5 MJ/kg。锅炉主要设计参数见表 1，设计煤 种和实际燃用煤种的煤质特性见表 2。
2燃烧优化调整试验
2.1一次风量
该锅炉设计一次风量为 376×103 m3/h。CFB 锅炉的密相区是欠氧燃烧状态，因此一般初始增 加一次风量时，床温会因密相区燃烧份额的增加 而升高，随着风量的增大，过量的一次风量会 起到冷却密相区床料的作用，并使床温降低。
图 2 是试验得到的床温与一次风量的关系曲线，可以看出，随着一次风量的增大，炉膛密相区床温有所下降，从 900 ℃降至 880 ℃。
图 3 是试验得到的灰渣平均可燃物含量(即飞灰可燃物及底渣可燃物含量的加权平均值)与一次风量的关系曲线，可以看出适当增大一次风量能提高飞灰和底渣的燃尽率，减小灰渣平均可燃物含量。一次风量过大后，较高的流化速度还会加大锅炉炉内受热面磨损，严重的甚至还会导致爆管，因此从安全角度考虑，一次风量不宜过大。试验表明，锅炉原一次风量设计值偏高，结合流化速度的计算分析，在控制密相区流化速度不大于 4.5 m/s 时，推荐 330 MW 负荷时一次风量为 280×103 m3/h，即一次风率为 28%。
按此运行方式，燃烧调整试验后锅炉安全运行 20 880 h(29 个月)而未再发生炉内受热面磨损爆管现象。这主要是因为燃烧调整适当减小了一次风量，使密相区膨胀高度降低，炉膛水冷壁锥段出口处颗粒浓度减小；同时也使携带至炉膛稀相区的颗粒流量和向下流动的水冷壁边壁流动量减小。上述因素均可减弱炉膛水冷壁锥段和直段交界处的易磨损区受颗粒的冲刷和碰撞磨损，水冷壁的运行可靠性得到提高。
2.2总风量
运行总风量及一、二次风比例的调整可以有效改善炉内风、煤及灰的混合程度，CFB 锅炉风量的调整原则是一次风保证床料的正常流化和调节床温，二次风量调整过量空气系数(含氧量)。在一次风量不变的情况下，改变二次风量，即可调节入炉的总风量。
图 4 为试验得到的灰渣可燃物含量与锅炉省煤器入口含氧量的关系曲线。由图 4 可知，灰渣平均可燃物含量随省煤器入口含氧量增大而减小。这主要是因为省煤器入口含氧量体现了过量空气系数的大小，省煤器入口含氧量越大，过量空气越多，锅炉燃烧也就越充分。
图 5 为总风量与排烟温度的关系曲线，由图5 可知，排烟温度随着总风量的增大而呈非线性升高趋势，总风量过大会使排烟温度升高，锅炉的排烟热损失增大，因此运行中还应控制锅炉总风量不宜过大。330 MW 负荷运行时，省煤器入口含氧量应控制在 3.0%左右为佳，对应的过量空气系数为 1.16。
2.3风室压力
锅炉的风室压力表征了从风室至炉膛出口的 炉膛总体压差△p1 的大小，当一次风量固定(布风板阻力不变)时，△p1 即反映了炉内物料浓度的大 小，炉内物料浓度及分布特性对灰渣平均可燃物 含量有重要影响。图 6 为灰渣平均可燃物含 量与风室压力的关系曲线，由图 6 可知，灰渣平均可燃物含量随风室压力的增大而减小。但风室压力升高，即床层高度和阻力增大，会使一次风 机电耗升高。综合考虑，该台 CFB 锅炉风室压力 控制在 13.5 kPa 为宜。
2.4锅炉热效率及风机电耗分析
通过燃烧调整，锅炉的运行参数得到进一步优化，锅炉的热效率得到提高。表 3 为典型工况锅炉热效率计算结果，由表 3 可知，燃烧调整后锅炉热效率提高了 0.85%。
1号机组负荷 330 MW 时，燃烧调整前一次风机总电流 385.4 A，二次风机总电流 501.2 A。燃烧调整后一次风机总电流 374.34 A，电流下降了 11.06 A，二次风机总电流 447.53 A，电流下降了 53.67 A，一、二次风机总电流降低约 64.73 A。一、二次风机总功率降低了 0.8 MW，即厂用电率降低了 0.24%
3结论
1）燃烧调整试验结果表明，通过优化一次风量、总风量及风室压力等关键运行参数，确定了最佳运行工况及运行参数，降低了锅炉灰渣平均可燃物含量，使锅炉热效率提高 0.85%。
2）燃烧调整试验还使一、二次风机总功率降低 0.8 MW，厂用电率降低了 0.24%，并明显减轻了炉内受热面的磨损，锅炉的运行安全经济性得到了进一步提高，获得了良好的节能降耗效果。
文献信息
孙献斌,戚峰,辛以振,袁文杰,高永翔,郝如平,曹林涛,郭安.330 MW循环流化床锅炉燃烧调整试验研究[J].发电技术,2019,40(03):281-285.
