摘　要：循环流化床锅炉燃烧技术作为一种低污染清洁燃烧技术受到重视，得到广泛应用，但是运行中暴露出不少问题亟得解决，如锅炉风量调整控制、炉膛结焦、给煤系统问题、锅炉出力调整控制、飞灰可燃物高等问题。本文结合现场锅炉运行、检修、试验等工作，对这些问题进行分析探讨，对CFB锅炉的安全、经济运行有一定的指导意义。

关键词：循环流化床锅炉　风量调整控制　结焦　给煤系统　出力调整　

CFB锅炉燃烧技术作为一种低污染的清洁燃烧技术，不仅可以大幅度减少NOX的排放、还具有炉内加入脱硫剂后易于实现脱除SO2的技术优势，同时具有优越的调峰经济性、良好的煤种适应性和劣质煤燃烧的可靠性，加之国家环保产业政策的因素，使CFB在国内外发电行业中受到重视，得到了广泛的应用。

1　CFB运行的基本原理

CFB 锅炉以携带大量高温固体颗粒物料的循环燃烧为重要特征，固体颗粒充满整个炉膛，处于悬浮并强烈掺混的燃烧方式，炉膛出口的分离器将炉膛出口的绝大部分高温的固体颗粒收集，由其下部的回料阀将他们再次送入炉内参与燃烧，原理简图见图1。循环的燃烧方式，延长了燃料在炉膛内的燃烧时间。与常规的煤粉炉悬浮燃烧过程比较，CFB炉膛内的颗粒浓度远大于煤粉炉，颗粒与烟气间的相对速度大，明显区别于煤粉炉的气力输送式的煤粉悬浮燃烧。在这种燃烧方式下，炉膛内的温度水平受到煤燃烧过程中灰熔点的限制，料层温度过高，使灰渣熔化形成高温结焦，温度过低容易发生煤的低温结焦，不利于煤的稳定燃烧，因此CFB炉膛温度一般控制为850～900℃左右，这一温度范围和石灰石脱硫剂的脱硫反应最佳温度范围相一致。

2　CFB运行的基本特点

（1）蓄热量大，对煤种的适应性好。CFB炉内有大量高温固体颗粒物料（95%高温床料，5%的新燃料），为有效利用劣质煤等燃料提供了基础。但是根据某一特定燃料设计的CFB炉，并不能适应于差别特性较大的燃料。CFB锅炉在煤种变化时，会对调节带来影响，各种煤的燃尽率差别极大，在更换煤种时，必须调节分段送风和床温，适应煤种的变化。

（2） 高的颗粒浓度和固体物料循环过程、高强度的热量传递过程。通过操作，改变物料循环量，适应不同的燃烧工况，使整个炉膛高度的温度分布均匀。

（3）低温燃烧，低污染物排放。由于CFB炉内燃烧的温度水平相对煤粉炉较低，使得NOX生成量大大减少；在炉内添加脱硫剂，可以在相对较低的钙硫摩尔比下，得到较高的脱硫效率，但是根据有关资料介绍当Ca/S摩尔比超过3时，NOX生成量迅速增加，另外脱硫剂过多的加入不仅增加底灰份额，物理热损失增加，而且炉内分解石灰石吸热量增加，锅炉热效率降低。

CFB由于燃烧温度低，会产生N2O（笑气），尤其在燃烧烟煤时最高。随炉膛温度的升高和Ca/S摩尔比增加，生成的NOX增加，N2O减少，SO2减少；过量空气系数的增加，NOX和N2O都将增加，增加的程度与燃料特性有关，就N2O排放而言， CFB的炉膛温度不宜低于900℃，提高燃烧温度，可减少N2O的排放，且能提高燃料的燃烧效率。

（4）良好的负荷调节特性。CFB炉内燃烧不存在火焰中心，温度和热负荷沿炉膛高度分布较煤粉炉均匀得多，无论锅炉负荷如何变化，炉内温度始终保持均匀且变化不大，对锅炉的炉膛水循环和金属安全有利，由于床温在很大负荷范围内总保持一定，采用改变燃煤量、送风量、循环灰量和床层厚度等手段，实现负荷的调节。适应较大的负荷调节范围和调节速率，一般为100～25%。

（5）比较高的厂用电率。CFB锅炉风机的数量多于煤粉炉，风机压头较高，电耗大，但CFB的优势在于实现炉内脱硫，脱硫时的厂用电率和煤粉炉+FGD大致相当，但目前的运行情况是，大部分CFB燃用的煤含硫量不高，0.5%左右，不添加脱硫剂运行，SO2的排放量也符合当前的环保排放标准要求，在这种情况下，CFB比煤粉炉的厂用电率高。

3　CFB运行中的问题分析

3.1 风量的调整控制

CFB锅炉的风量由一次风、二次风和其它流化风量组成。一次风经炉膛底部的布风板送入炉膛，首先是流化床料，其次提供燃烧初期的氧量供应，将密相区产生的热量带到稀相区，维持一定的床层温度，保证炉膛的热量传递。二次风在布风板之上0.5～3米（下层二次风位置较低）左右的位置送入炉膛，风速较高、穿透力较强，和密相区未燃尽的碳粒、一氧化碳气体等混合，提供燃烧所需要的空气。如图2所示，循环流化床锅炉的一、二次风量随锅炉负荷的变化而变化，其它风量基本保持稳定，不随锅炉负荷变化而变化。

循环流化床锅炉的风量控制要求较高，调整原则：在一次风满足流化的前提下，相应地调整二次风。循环流化床锅炉在运行前均要进行冷态试验，并得到不同料层厚度的临界流化风量曲线，通过温度的修正得到热态不同料层厚度的临界流化风量曲线，在热态运行时以此作为调整一次风风量的下限。二次风量调整主要依据炉膛出口烟气中的氧量调整，在低负荷范围内运行，一般无须投入二次风。通过调节一、二次风量及配比，使煤在炉膛内充分燃烧。贫煤挥发份含量在 10～20%，不易点燃，燃烧时火焰短，运行中可使床料厚度比正常时高一些，并增加一次风量，使煤能尽快着火燃烧；烟煤挥发份含量在20～40%，易点燃，燃烧火焰长，且焦碳有焦结性，因此一次风可适当大些，运行中可使二次风量小些，避免主蒸汽超温。

一次风量是保证床料正常流化和调节炉温的最主要非常有效的手段之一。一次风量偏少时，一是床料流化不好；二是达不到密相区燃烧需要的氧量，燃料放热量少，过低时床温下降；三是从密相区携带出的热量少，也可使床温升高而发生结焦；当一次风量过大时，从密相区携带出的热量大于燃料燃烧产生的热量，床温也要下降，同时，烟气流速也较大，对受热面磨损加剧。增加燃料之前先增加风量有时不利于控制床温，但减少燃料后须减风。二次风量一般为总风量的40～50%左右，但这不是固定不变的，运行中要根据煤种的不同以及煤的干湿程度及粒度大小进行调节，使锅炉安全、高效运行。在雨季当入炉煤很湿时，可使一、二次风量比正常时适当的大一些，使煤能尽快着火燃烧。对于煤的颗粒度小、煤粉相对较多的煤，运行中可使一次风相应的小些，以免煤粉在旋风分离器聚集燃烧，分离器出口烟温过高，造成主蒸汽超温。反之对于颗粒较大的煤，运行中相应增加一次风量，以保证良好的流化工况，并增加二次风量，以降低床温，避免高温结焦。

我省开封火电厂135MW CFB为HG-440/13.7-L.PM4锅炉，设计燃烧贫煤，在2003年1月13日，由于给煤机来煤时断时续，断煤时间长时，负荷下滑，运行人员没有随负荷变化及时减少一次风量，机组负荷为70MW时的一次风量116kNm3/h，负荷到26MW时112kNm3/h，一次风量几乎未变化，床温下降，给煤机来煤又未能及时发现，炉膛进煤后，在炉膛内未能完全燃烧，煤粉在旋风分离器内发生燃烧，造成甲侧过热器主汽温快速超温，达到614℃。同样，8 月26日，机组负荷111MW时，下床压13.6kPa呈上涨趋势、一次风量158kNm3/h，开始减负荷加强排渣降低床压，运行人员没有随负荷降低减小一次风量，床温下降较快，负荷55MW时上、中床温度分别为646℃、668℃，提高给煤量后，由于床温低、一次风量大，未在炉膛燃尽的煤到分离器内燃烧，主汽温达到574/569℃。这两次超温情况基本类似，随负荷降低，一次风量没有及时调整减小，造成床温下降，炉内未燃尽的煤粉到旋风分离器内燃烧，造成锅炉主汽超温事故。也有锅炉给煤机断煤后，一次风量调整不及时，机组负荷降速较慢，床温下降较快，投油助燃不及时造成的汽温低而停机的现象。

3.2　CFB的结焦问题

CFB无论是在点火启动或正常运行过程中，都有可能发生结焦现象，原因是局部或整体温度超过烧结温度或灰熔点温度，将结焦分为低温结焦和高温结焦两种。

当床层整体温度低于灰渣变形温度，局部超温或低温烧结而引起的结焦叫低温结焦。当灰渣中碱金属钾、钠含量较高时较易发生，结焦的直接原因是床料局部或整体温度超过灰熔点或烧结温度。低温结焦常在启动和压火时的床层中出现，也可能出现在高温旋风分离器的灰斗内，以及外置换热器和返料机构内。避免低温结焦，最好的办法是保证床料良好的流化状态和移动状态，温度均匀，防止局部超温。高温结焦是指床层整体温度水平较高而流化正常时所形成的结焦现象。当床料中含碳量过高，如不及时调整风量或返料量来控制床温，床温将急剧上升，超过灰熔点，便会产生高温结焦。

在低负荷或点火过程中容易发生低温结焦，结的焦块越来越大，此时需增大一次风量，充分流化床料，控制焦块增长，及时排渣，及时退油增加负荷加强床料的置换，随着床料的置换该种结焦可以被逐渐磨损至消失，但结焦量大时则需按事故停炉处理。CFB锅炉在点火初期，床温较低，应采用较小的一次风量（不低于临界流化风量），即使床料没有完全流化，也不会结焦，随床层温度升高，升温速度减慢，必须加大一次风量，使床层进入良好的流化状态。停炉前低负荷运行一段时间，充分燃烧床料中累积的燃料，床温明显下降（小于 800℃），可快速停炉。CFB的低负荷稳燃能力就是决定于床料在此负荷下是否能充分均匀流化。

高温结焦发生在运行中，投煤量过大，床内存煤量过多，煤燃烧后引起床温急剧升高，温度往往超过灰熔点而结焦。当床温超过正常值时，要立即停止给煤，加大一次风量，待床温恢复正常时，再调节风量和煤量。

新乡火电厂135MW CFB为HG-440/13.7-L.PM4锅炉，设计燃烧贫煤，在2004年3月31日发生低温结焦。#1机组大修后经历了31小时的启动过程，启动的床料用临炉停炉前的排渣，其中含有大量的可燃成分，机组负荷19MW，床上油枪四只，床温450℃，炉内流化不良，长期的烧油造成床层表面局部温度过高逐渐结块，部分高温的渣块堵塞风帽，恶化了流化状况。

开封火电厂#2炉在2003年5月15日运行中曾经发生炉膛和返料系统严重结焦而停炉。该炉的设计煤种：全水8.0%、收到基灰分26.54%、收到基挥发分17.48%、低位发热量21.375MJ/kg；当时的实际煤种：全水8.0%、固水 0.76%、收到基灰分17.62%、收到基挥发分10.31%、低位发热量25.22MJ/kg，属于高发热量、低灰分的煤种。锅炉启动后运行正常，连续给煤后，逐渐退出床上燃烧器，炉膛负压在+420Pa和-305Pa之间摆动，氧量12%和3%之间摆动，中、上部床温部分测点突升，最大至 1066℃，减煤后床温逐渐恢复正常，回料腿低料位信号消失，高料位信号出现，高压风母管压力低、风量大，回料管结焦，炉膛下部床压由4.28kPa降至 1.63kPa，调整不见好转，停炉处理，17日打开人孔后发现床上结焦。燃煤的灰分少，发热量高，加之床压低、床料少，煤燃烧放出的热量不能被床料很好的传递，床温迅速上升；另外煤进入炉膛后开始没有燃尽进入旋风分离器内燃烧，发生了结焦现象，回料阀高压风压力下降，风量上升，是回料阀内结焦后导致物料间隙大造成，后来运行两台高压风机也无济于事，只能对回料管内的物料燃烧提供氧气，加剧结焦。运行中可通过添加床料提高床压，也可以采用断续投煤的方式来攒床压，提高床压在7kPa以上运行比较安全，特别是煤种变好时尤为重要。

3.3　给煤系统问题

CFB锅炉由于给煤系统运行不稳定，往往造成机组负荷频繁变化，特别是象哈锅厂生产的CFB锅炉，设计两条给煤线，后墙给煤，当其中一个发生问题时，机组负荷迅速降低，制约了机组的出力。

开封火电厂的#2机组自投产以来给煤系统运行状况很不稳定，出现的问题比较多。由于原煤的外水分较大，给煤机经常出现漂链现象，造成给煤机电流过大而频繁跳闸；原煤仓壁粘煤、煤仓下部经常出现搭桥堵煤现象，造成给煤线来煤不均或频繁断煤；旋转给料阀经常出现堵煤、断链、卡链等现象；二级给煤机电机及减速机振动较大造成台板振裂；回料斜管上的非金属膨胀节多次漏灰烧穿等等。这些问题给锅炉的燃烧和负荷调整造成了很大的困难，有时被迫停炉检修。

3.3.1　原煤仓下煤不畅的原因分析处理

开封火电厂#2炉有两个原煤仓，煤仓为长方锥形，下部分为两个给煤口，为防止煤在仓内粘结煤仓下部内衬为不锈钢材质。但在运行中仍粘结严重。其主要原因是煤仓设计不很合理，成品煤堆积在煤仓内受到挤压，使煤粒之间、煤粒与煤仓壁之间产生摩擦力，越接近下煤口，其摩擦力与挤压力就越大，在靠近下煤口约1.5米处易搭桥。

分析煤仓下煤不畅的原因后，将煤仓下部的两个小煤仓进行合并，拆除中间的隔断，为保证其坡度，增加了其下口的宽度。改造后的煤仓内壁四周自标高24米至标高31米的锥斗部分加装厚20毫米的超高分子聚乙烯板，防止煤仓内壁沾结煤粉。拆除电动插板门，在下部距给煤机高200mm的部位加装针形阀控制其下煤量。在煤仓内增加疏松机一套，标高24米上部位置，东西两个面各加装两台的振动器，南北面各加装一台振动器，给煤机的进煤管上插板门前后也各加装一台振动器，并将全部的振动器引入DCS进行控制。实行煤仓定期降煤位制度，减少煤仓长期高煤位运行造成贴壁。经过改造后煤仓粘煤现象彻底消除，即使出现不下煤现象只要振动器投入可立即解决，一般不超过一分钟。

3.3.2　给煤机故障的原因分析处理

开封火电厂#2锅炉共安装有两条给煤线，每条给煤线有两级给煤机，给煤机全部是埋刮板给煤机。每个二级给煤机有两个落煤口，#1给煤线对应#1.3回料腿，#2给煤线对应#2.4回料腿。运行中经常出现一级给煤机被动链轮侧断部积煤而引起给煤机跳闸；煤粘结在给煤机箱体的底部，造成给煤机链条和刮板的上浮（即漂链）；传动链条在转动过程中连接部位铆接部分磨损，造成传动链条断裂；给煤机电机和变速箱安装在给煤机箱体的上部，和箱体焊接在一起，由于箱体的刚性不够，造成振动过大使变速箱立筋拉裂。

改造将一级刮板给煤机拆除更换为胶带式皮带给煤机，并加装防止皮带跑偏装置，在出煤口加装堵煤报警装置；为防止给煤机内部箱体沾煤影响清扫链的正常运行，运行人员每班用木槌敲击给煤机箱体一次以消除箱体沾煤。将原来的二级给煤机拆除，在其原位置安装有四个给煤口的新的二级刮板给煤机，再制作四个环形密封风风箱安装在下料管上，上部安装八台气动插板门，每个气动插板门上部各安装一个测温热电偶，以防断煤时超温损坏皮带给煤机；改造后每条给煤线均可同时供四个料口，为防止因调整不当引起锅炉两侧烟温偏差大，将手动插板门调整到适当的位置后进行固定；为解决给煤机电机机变速箱振动大的问题，将给煤机电机、变速箱脱离箱体单独制作台板和基础。

3.3.3　旋转给料阀故障的原因分析处理

开封火电厂#2锅炉的每个给煤管均安装有一台旋转给料阀,在煤水分较大时，易粘结在旋转给料阀叶片上降低其出力，严重时则造成叶片之间积满煤粉，致使旋转给料阀成为一个实心的滚筒而堵塞。煤中的较大颗粒及杂物卡在叶片与箱体之间，造成旋转给料阀卡跳，甚至传动链条断裂，如将其间隙调大则在下煤量小时又会造成返风，致使潮湿的煤粉迅速板结在给煤管内。旋转给料阀的转轴轴套内易进入煤灰，造成轴套损坏。

由于旋转给料阀的主要作用不是调整下煤量，主要是锁气功能。为解决上述问题，拆除旋转给料阀。为了解决高温烟气的返窜，在原旋转给料阀的位置加装了环形冷风密封装置，风源取自一次风机出口的冷一次风。在来煤正常的情况下，冷风密封风风门只需要很小的开度，就可以防止热烟气的返窜，但是在断煤的情况下仍存在返风的问题，为此将原来的电动插板门拆除，在环形密封箱的上部更换了新型号的气动插板门，并在气动插板门的上部加装温度测点，然后把气动插板门的开关和温度测点均引入到DCS中进行控制，这样就彻底解决了热烟气返窜的问题。

3.3.4　回料斜管膨胀节故障的原因分析处理

回料斜管的非金属膨胀节损坏的主要是内套筒的耐火耐磨料脱落，造成内套筒过热变形，物料漏进膨胀节内，堆积在膨胀节中，膨胀节失去应有的伸缩能力，造成膨胀节损坏。

保证伸缩节内套筒的内衬完好；安装检修时按图纸要求施工，预留足够的膨胀量，保证金属件、耐火耐磨材料相对尺寸；同时定期检查伸缩节内密封板损坏情况，发现问题及时处理。

3.4　锅炉出力调整控制问题

根据某一煤种设计的循环流化床锅炉，并不能有效燃用差别较大的煤种。运行中煤质的变化时常发生，在煤质变差时，因灰分水分增加使床料吸热增加，若要维持炉膛温度，则要增加煤量，但灰分的增加使料层阻力上升很快，排渣量增加，排渣的热损失很大，床温难以维持，锅炉出力降低。当煤质好时，燃料在密相区放热增大，为维持床温，则要增大一次风。

3.4.1　锅炉循环物料的平衡

进入炉内的灰量等于飞灰量与排渣量之和，就能保持循环物料的平衡，运行中控制排渣量的原则是循环物料平衡，和锅炉负荷密切相关。循环流化床锅炉负荷与风量、风速、循环物料量变化方向一致，具有良好的自适应性。当分离器的效率足够高，容易使循环物料平衡；分离器的效率不太高时，飞灰量较大，就不容易保持物料的平衡，但燃料煤中的灰分高时，即使分离器的效率不太高，物料的平衡仍能维持。为了保持物料平衡，防止排渣时把参加循环的颗粒物料排掉；燃煤灰分过低时，必须加入合适粒度的外来物料，才能保持物料的平衡，使锅炉运行正常。循环物料的平衡失调，参与循环的颗粒严重不足时，炉膛上部的蒸发受热面吸热减少，而对流过热器受热面吸热偏大，出现过热汽温超温，锅炉负荷（汽量、汽压）偏低。参与循环的细颗粒过多时，则消耗较多的能量，引起设备的过度磨损，应从回灰系统中放掉。

3.4.2　料层差压控制

料层压差是反映燃烧室料层厚度的参数，在运行中是通过监视料层压差来得到料层的厚度，料层的厚度直接影响锅炉的流化质量和阻力消耗。料层厚度（即料层压差）可以通过炉底放渣管进行排渣调节，它与锅炉的安全经济运行密切相关。在锅炉运行中，料层厚度大小会直接影响锅炉的流化质量，如料层厚度过大，可能使床料达不到正常的流化，增加风机压头，风机电耗增加，流化质量下降，底部大颗粒床料沉积，锅炉效率下降，造成炉膛结焦或灭火。料层厚度小，热容量低，不能使锅炉快速增加负荷，抗干扰能力较低，一次风容易穿投床层而发生灭火；难以形成稳定的密相区，同时还会造成放渣含碳量高，燃烧不完全，增加了灰渣热损失。一般来说，在增加负荷时，可减少或不排渣来攒床料，快速加负荷必须迅速增加炉内的细床料，高负荷时，床层厚一些；低负荷时，床层薄一些。床温较低时，减少排渣；床温较高时，增加排渣。料层差压应控制在7000-9000Pa之间。正常运行负荷不变的情况下，风门开度是不变的，如床压增加，说明料层增厚，可以采取打开锥形阀排渣来降低床压。排渣后床温升高，说明床压过高床层过厚，排渣后床温下降，说明床压过低床层过薄。

3.4.3　床温控制

一般意义上的床温是指燃烧密相区内流化物料的温度，是一个关系到锅炉安全稳定运行的参数。而广义的床温是指循环物料在循环通道内各段的温度，任何一段温度控制不当，均可造成燃烧不稳，甚至停炉，运行过程中要加强对床温的监视，一般控制在850℃-900℃左右，温度过高会造成床料结焦，过低易发生低温结焦及灭火；也可改变不同区域的吸热份额，引起锅炉出力的改变。在运行中当床温发生变化时，可通过调节给煤量、料层厚度、一次风量及返料量，调整床温在控制范围之内。一次风风量对床温有明显的影响，是一个独立调节床温特别是密相区温度的变量。如料层温度过高时，应减少给煤量、相应增加一次风量并加大返料量（降低返料温度），使料层温度降低。反之亦然。

135MW CFB锅炉床温测点一般布置在距布风板500mm左右的燃烧室密相区，漏出浇筑料50mm，前后墙各3个。必须严格控制床温最高不能超过1000℃，最低不应低于700℃。如床温超过1000℃时，应适当减少给煤量、相应增加二次风量、增加一次风量和排渣的方法使床温降低；如床温低于700℃时，应首先检查是否有断煤现象，如果未断煤则适当增加给煤量，减少一次风量，使床温升高。

3.4.4　给煤粒度

燃煤粒径直接影响到炉内物料的粒径大小和分布，对循环流化床锅炉的控制有较大的影响。粒径过大，流化风速增加，造成一、二次风量的比例偏离设计工况，使床温控制出现困难；局部流化不良、床温升高，易发生床内结焦，使上部炉膛温度偏低，不能满负荷运行；增加受热面的磨损面积和加快磨损速度。粒径过小，在床内的停留时间少，大量未燃尽的小颗粒被迅速携带出炉膛，增加炉膛上部燃烧份额，改变炉内的吸热分配，同时也增加可燃物的含量。一般原煤粒度为0～8mm或0～10mm。

南阳新光电厂#3 炉为120t/h的循环流化床锅炉，设计只有一台冷渣器，2005年3月经常发生锅炉出力不足现象。煤质变差，煤中掺有大量矸石和石块，灰分增加，发热量降低，并且入炉煤的粒度较大，在高负荷下运行，煤中的矸石和石块大量进入炉膛后，冷渣器的出力不足，导致床温上升，限制了高负荷运行。

 

开封火电厂2005年8月20日，#2机负荷70MW，锅炉床层流化情况不好，#1、2冷渣器均不排渣，经运行多方努力，流化状况仍无好转，停炉检修。开启炉6米人孔门，检查炉内床面极不平整，炉内南侧床料堆积较高，表面均为较细的床料，炉膛中间床面有一大坑，北侧有部分床料堆积。打开4 米人孔门检查，北侧水冷风室内有大量床料堆积，南侧水冷风室内则基本没有床料。清理床料时发现炉内床料除表面为较少的细床料外，下部均为大颗粒的石块。从清理床料的情况看，炉内仅在前墙＃1、2排渣口中间靠炉墙有一小块低温粘结形成的焦块，北#1油枪下部有一小块结焦，其余部位并未发现结焦。床面检查情况见图3。

经查记录，未发现一次风量值大幅度变动，但从8月3日甲、乙侧一次风量开始有所偏差，但偏差仅2～3kNm3/h，而后两侧风量偏差缓慢增大，至停炉前甲乙侧一次风量偏差已达30kNm3/h。结合停炉后检查的情况，认为甲乙侧一次风量的偏差是由于炉内风帽脱落造成。乙侧有一个风帽脱落，造成床料进入水冷风室逐渐堆积，使进风受阻，两侧一次风量偏差越来越大，造成炉内流化不良。检查发现炉内床料有大量石块，石块粒径基本在50～70mm之间，查近几日入炉煤质粒度化验结果，粒径普遍较大，最大粒径基本在25mm以上，粒径≤7.0mm的仅有70%左右，已远远低于粒径≤7.0mm数量为 100%的入炉煤粒度要求。碎煤系统中粗细碎煤机工作不正常，入炉煤中存在大量石块，由于煤质粒径过大，加之一次风量偏差，两者共同造成了炉内流化不良的原因。加强入炉煤的管理，对脱落的风帽进行焊接加固，并采取有效措施防止其它风帽脱落。

3.5　飞灰可燃物高问题

燃烧无烟煤、贫煤的循环流化床锅炉飞灰可燃物普遍较高，这是采用循环流化床燃烧技术目前乃至今后亟需解决的问题。煤粒进入流化床后，受到床料加热，水分蒸发，挥发分析出，受热固化的颗粒表层崩裂而破碎。挥发分高的煤，挥发分的析出着火，增加煤粒的反映面积，提高煤粒温度，易于燃尽，反之，挥发分低的煤不易燃尽。灰分高的煤，灰分在煤粒外形成的灰壳层较厚，阻隔了氧量和热量的传递，加热灰壳层消耗部分热量，降低燃烧速率，不易燃尽。

在煤粉炉燃烧研究中上采用煤的着火稳燃特性的判别指标研究煤种的适应性，对我们研究流化床的优化燃烧，或许能提供些帮助。煤的燃尽性能与其着火性能有着必然联系，但因处于燃烧过程的不同阶段而又有所区别。判别煤的燃尽特性有很多种方法，如常规的根据Vdaf、FC/V等。

表1

有关几个电厂锅炉设计煤种及燃烧实际煤种时，锅炉运行床温、炉膛出口氧量、飞灰可燃物等参数状况见表2～7。

各电厂的情况如下：华能济宁电厂#5炉是上海锅炉厂有限公司采用美国ALSTOM公司技术设计制造，型号SG-440/13.7-M563；义马锦江能源综合利用有限公司2× 135MW机组锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG440/13.7-Ⅱ型循环流化床锅炉；河南蓝光环保发电有限公司135MW凝汽式机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-440/13.7-L.MG8型。燃烧煤种为烟煤，基本属于易着火和燃尽的煤种，见表2；运行情况见表4～5。

华能白杨河电厂4号锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进德国Alston公司技术生产的465t/h循环流化床锅炉，配135MW汽轮发电机组；新乡豫新发电有限责任公司和开封火电厂的循环流化床锅炉，均为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产，型号为HG-440/13.7-L.P4型，燃烧煤种为贫煤，基本属于难着火和燃尽的煤种，见表3；运行情况见表6～7。

表2　CFB 锅炉设计煤质特性（烟煤）

表3　CFB 锅炉设计煤质特性（贫煤）

表4　华能济宁电厂、河南蓝光环保发电有限公司锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

 

表5　义马锦江能源综合利用有限公司锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

表6　华能白杨河电厂#4、5炉锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

表7　新乡豫新发电有限责任公司和开封火电厂锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

对于燃烧烟煤的循环流化床锅炉，床温在830～850℃，河南蓝光公司锅炉燃烧掺烧煤矸石的劣质烟煤床温高些，在 900℃左右，炉膛出口氧量3%左右，飞灰可燃物在3～7%，如果锅炉配风合适时，飞灰可燃物会达到1%以下，譬如河南的义马锦江能源综合利用有限公司2 ×135MW机组锅炉，飞灰可燃物低至0.7%左右。但是当氧量偏低时，飞灰可燃物迅速上升，河南蓝光环保发电有限公司锅炉在炉膛出口氧量2.8%，飞灰可燃物3.43/3.58%，当炉膛出口氧量1.7%，飞灰可燃物达到14.69/14.65%。

对于燃烧贫煤的循环流化床锅炉，床温在900℃ 左右，炉膛出口氧量3～4%左右，飞灰可燃物在10～15%，如果炉膛出口氧量低至2%左右，则飞灰可燃物会达到20%左右，新乡豫新发电有限责任公司 #2炉试验时就发生了这种现象，原因是表盘氧量表计不准，显示值偏大，运行中按此控制造成，后进行处理。

鉴于燃烧烟煤锅炉的飞灰可燃物含量较低，从煤性上改变煤在炉内的燃烧状况，我省的开封火电厂正在进行烟煤和贫煤在循环流化床锅炉上的掺烧试验，掺烧后可能会引起炉膛出口烟温的降低，导致锅炉整个热平衡分配比例的变化。需要说明的是该炉设计时过热器、再热器受热面面积较大，后虽经改造，但减温水应有足够的裕量，应该能适应。通过按不同的比例掺烧进行试验，总结得到合适的掺烧比例。

3.6　锅炉爆管问题

循环流化床锅炉的磨损问题是一个历来都受到重视的问题，尤其是以炉内浇注料上沿区域水冷壁和尾部烟道顶棚过热器最为严重。运行中煤的颗粒度普遍偏大、一次风量过大，不仅引起厂用电率的增加，而且加重水冷壁部分的磨损，另一方面炉内耐火浇注料的施工及质量问题，造成部分脱落，也造成烟气对管材的直接冲刷磨损，这种现象主要发生在后墙回料口、二次风口处，安装管子焊接中应力因素考虑不周也是锅炉爆管的原因之一。表8中列出新乡火电厂和开封火电厂循环流化床锅炉2004年典型爆管事件，锅炉爆管问题也是导致机组非停的主要原因之一，磨损爆管和应力爆管占主导。

表8 新乡火电厂和开封火电厂2004年典型爆管事件

4　结论

循环流化床锅炉和煤粉炉相比，在汽水系统、风烟系统上基本相同，区别重点在燃烧、回料和排渣三个方面。通过调整给煤量、风量及返料量，严格保持循环物料的平衡，控制好床压、料层床温，使锅炉达到最佳的运行效果。搞好电厂用煤的管理工作，提供符合粒度的原煤；加强检修管理，搞好设备的治理，提高设备的可用率；加强运行调整，合理配风，不仅能降低厂用电率，而且提高锅炉的安全经济运行水平；尝试不同煤种的燃煤掺烧，提高运行经济性。

参考文献：

[1]　阎维平 洁净煤发电技术 中国电力出版社 2002

[2]　党黎军 循环流化床锅炉的启动调试与安全运行 中国电力出版社 2002

[3]　朱国桢等 循环流化床锅炉设计与计算 清华大学出版社 2004

[4]　刘德昌等 流化床燃烧技术 水利电力出版社 1995

[5]　河南蓝光环保发电有限公司#1炉性能试验报告 河南电力试验研究院 2004.11

[6]　开封光明发电有限责任公司#1炉性能试验报告 河南电力试验研究院 2005.04

[7]　义马锦江能源综合利用有限公司#1炉性能试验报告 河南电力试验研究院 2004.10

[8]　义马锦江能源综合利用有限公司#2炉性能试验报告 河南电力试验研究院 2004.11

[9]　新乡豫新发电有限责任公司135MW机组#1锅炉性能试验报告 西安热工研究院 2005.05

[10]　新乡豫新发电有限责任公司135MW机组#2锅炉性能试验报告 西安热工研究院 2005.05