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1、循环流化床(CFB)锅炉的发展，实际上存在着两种不同的发展趋势：一是以燃用高硫煤取得符合环保要求的清洁燃烧为主；另一种是以燃烧低热值的劣质燃料为主，以提高燃烧效率为目的。对于清洁燃烧方式，多以细石灰石粒子(粒径 0.10.3mm)为床料；对于燃用劣质煤，由于灰份较高，多以燃烧后生成的灰粒子作床料，床料的性质不同，使流化特性产生差异。以脱硫为主的 CFB 锅炉，为了提高石灰石的利用率，石灰石粒子的粒度应非常小，相应要求很高的分离效率，这就必须采用高循环倍率。当循环倍率大于 40 时，给煤量只占循环物料流量的 2.5%以下。由此可见，对以煤灰作床料的循环流化床锅炉，灰料的尺寸取决于给煤的粒度(01
2、0mm)，它远远高于脱硫的石灰石粒子的平均粒径。理论计算表明，即使将风速提高到 6m/s，热态时也只能使粒径为 1mm 左右的灰粒子进入循环，而较大的粒子仍只能在床底部作鼓泡或湍流流化。因此，从理论上讲，对只用煤灰作床料而对煤粒度要求不严的循环流化床锅炉，要实现高倍率循环，维持锅炉满负荷运行是困难的。 1发展低倍率循环流化床锅炉通过以下循环倍率与分离器效率、燃烧效率等关系的分析讨论，得出以燃烧劣质煤为目标的循环流化床锅炉的设计，走低倍率循环的设计思路是符合国情的。1.1循环倍率 K 与分离器效率 f关系循环倍率 K 是指循环送入炉内的固体物料与随煤进入炉内的不可燃固体物料(灰及石灰石)质量流量
3、之比。当炉膛不排灰时，K 直接影响炉内的汽固物料比，而气固物料比对燃烧、脱硫、炉内受热面布置及锅炉出力都有很大影响。分离效率定义如下：(1)式中R循环物料量；F燃料中不可燃物料量。 (2)根据公式(2)可列出循环倍率与分离效率的关系，见表 1。表 1循环倍率与分离效率的关系 f 0.6 0.7 0.8 0.9 0.96 0.98 0.99 0.996 K 1.5 2.33 4.0 9.0 24.0 49.0 99.0 249.0从表 1 看出，当分离效率较低时，循环倍率随分离效率变化的敏感度较小，当分离效率大于 98%以后，分离效率的微小变化，就会导致循环倍率的成倍增加，而 f不仅与分离器的结
4、构有关，还受循环物料粒度、浓度及锅炉负荷等运行因素影响，运行因素是很难维持稳定不变的。因此，如果没有一套自动化程度很高的系统，很难保证分离器效率不变，因而难以保证锅炉稳定运行。国外高循环倍率流化床锅炉都配有自动化程度很高的控制系统，例如芬兰 AHLSTROM公司的 50MWCFB 锅炉的控制系统就相当于我国 300MW 煤粉炉的控制水平。而目前我国中小容量锅炉的自控水平低，运行监控手段不能满足生产需要。因此从运行稳定性考虑，采用低循环倍率比较合适。1.2循环倍率 K 与燃烧效率 c的关系循环倍率 K 与燃烧效率 c有如下关系式： (3)式中 1燃烧一次通过炉膛的燃烧效率； 2循环灰的燃烧效率；
5、a fh飞灰份额；C ar,Aar煤中固定碳和灰的份额。如设 Car/Aar=1,afh=0.5，则 K 和不同的 1、 2与 c的关系见表 2。表 2燃烧效率与循环倍率的关系 1 2 c 0.9 0.93 0.95 0.97 0.99 0.70.80.40.60.80.40.60.8 循环倍率K 7.05.04.04.03.02.5 10.367.247.246.294.533.65 14.7510.1710.179.256.505.12 24.8516.9016.9016.0211.018.51 74.9550.3050.3019.4533.3025.23通过实验得知，燃烧效率随循环倍率的
6、增加而增加，当燃烧劣质煤时，实际燃烧效率可达到 95%，这时循环倍率一般为 510。从表 1 可知，相应的分离器效率为 80%90%。根据循环流化床锅炉运行经验，固体不完全燃烧损失主要由粒径 0.20.5mm 的飞灰含碳量所造成，如果这些粒径的飞灰能被分离下来并回送入炉的话，那么燃烧效率将会得到明显地提高。因此，分离器的分离效率在 80%90%范围内即可满足上述要求。根据这些结果，我们在设计循环流化床锅炉时，通常取循环倍率为 510，分离器选用结构简单、体积小、布置在过热器之间或之后的槽形惯性分离器或单级旋风分离器上。众所周知，燃烧效率随循环倍率增大而增加，但当循环倍率增加到一定程度时，燃烧效
7、率的增加就变得缓慢(如表 2 所示)，但推动物料循环的风机功率随循环倍率呈直线增加。我国以燃烧劣质煤为主，电力紧张，用消耗较多的电能来换取燃烧效率的微量增加，从经济角度来讲是不可取的。因此，对于燃烧劣质煤的 CFB 锅炉来说，从有效提高燃烧效率的角度看，采用高循环倍率实无必要。 275t/h 燃煤矸石低倍率循环流化床锅炉哈尔滨锅炉有限责任公司与哈尔滨工业大学流化床研究组共同开发了 75t/h 低倍率 CFB 锅炉，装于黑龙江省七台河市热电厂，自 1994 年投运以来，年消耗矸石 24 万 t，年发电量 1.44亿 kW*h，缓解了该市电力紧张局面，余热取暖面积达 30 万 m2，年产空心砖 2
8、000 万块，企业年创纯利税收 2253 万元，改变了过去煤矸石侵占大量良田而且污染环境的局面，经济效益和社会效益十分显著。2.1锅炉参数锅炉额定蒸发量：75t/h；蒸汽额定压力：3.82MPa；给水温度：450；冷风温度：20；热风温度：151；排烟温度：136；燃用煤种元素分析见表 3。表 3燃用煤种元素分析单位:%CY HY OY SY WY AY NY QYdw(kJ/kg) 46.73 2.78 3.79 0.855 4.52 40.515 0.81 18183.32.2锅炉结构单锅筒自然循环锅炉，采用循环床燃烧技术低循环倍率(K=4)，固体粒子中温(设计为 533)分离方式。分离器
9、为旋风筒，放在过热器之后。2.3存在问题2.3.1床温床温一股控制在 870900，低于此温度容易灭火，高于 900时，过热汽温控制困难。沸腾层下部床料比中部床料温度低 510，未投煤的床靠邻床翻过来的少量高温床料维持在 650750。2.3.2过热器吸热量锅炉负荷一般为 5060t/h，汽温为 450左右，蒸汽压力为 3.33.4MPa，二级过热器(低温段)出口汽温一般在 400415，经喷水减温后，一级过热器入口汽温为 245265，喷水量在 8t/h 左右。当给煤量波动较大时，蒸汽温度变化也较大，有时随床温升高，汽温超过 450。造成过热器吸热量偏大的主要原因是：a.燃料性质变化。原设计
10、煤种为 50%烟煤和 50%矸石，发热值为 18183.3kJ/kg，实际燃用矸石和洗煤屑，其发热值低于 12542kJ/kg,使燃料耗量增加，烟气量增大，对流传热增强；b.给水温度低。设计的给水温度为 150，实际给水温度为 3090,使燃料耗量增加，烟气量增加；c.给煤点较高，煤的细颗粒过多。由于炉膛较矮，给煤点较高，煤的粒度偏细，使过多的较细颗粒的煤被带到过热器受热面，就目前的运行情况看，过热器受热面偏大。过热器受热面布置在炉膛上方，直接受炉膛高温烟气的辐射，而两级受热面的传热系数设计取值分别为 53W/m2K 和 53.4W/m2K,其值与常规的煤粉炉相当。对于循环流化床锅炉，粒子的对
11、流和辐射传热特性都很强。笔者认为过热器传热系数的设计取值偏低，致使受热面的设计偏大。2.3.3排烟温度偏高省煤器和空气预热器的设计和运行数据见表 4。由表 4 可见，排烟温度运行值大大高于额定工况的设计值，高出 120左右，主要原因有以下几点：a.省煤器严重堵灰、搭桥、传热量下降；b.空气预热器严重堵灰、积灰，使传热量下降。停炉后检查上组空气预热器，管孔已经全部被灰覆盖，电厂停炉时，曾用水冲洗过空气预热器，这样有可能在管子内壁产生灰垢，很难清理；另外，在试运行期间，排烟温度是随运行时间的推移而逐渐升高的，从开始的 140逐渐升高到 260，说明受热面积灰也是逐渐增加的，如果从一开始吹灰器就投入
12、运行，则排烟温度会维持在较低的温度上，而该炉的吹灰器未能按时投用，吹灰器用汽压力也只有 0.49MPa，不能满足吹灰器的用汽要求；c.由于燃料量增加，致使烟气量大大增加，导致排烟温度升高。 表 4尾部受热面设计参数与运行数据单位:受热面 烟气 工质 入口出口 入口出口 设计值 运行值 设计值 运行值 设计值 运行值 设计值 运行值 省煤器 533 490500 242 340 150 90 242.1 190 预热器 242 340 136 250260 20 25 151.3 150160 2.3.4循环灰和飞灰特性循环灰取样点在回料阀的排灰管，飞灰样取自省煤器下的烟道，循环灰和飞灰的粒度见
13、表5。 表 5循环灰和飞灰的粒度百分比粒度：m项目 200 90200 7690 6376 4563 45 循环灰粒度(%) 5.128 9.123 0.776 8.583 8.143 68.247 飞灰粒度(%) 0.0098 0.193 0.0362 0.9835 1.7835 97.0562由表 5 可见，烟气中含灰粒度较小，而且小粒度所占比例也较高，分离器分离下来的循环灰的粒度也较小，说明分离器的分离效率较高。 3对出现问题采取的措施3.1继续进行燃烧调整，在保证锅炉不结焦的前提下，尽量降低流化风量，以保证燃料在炉内充分燃烧降低飞灰可燃物含量，提高燃烧效率。同时，也有利于汽温控制，降低
14、减温水量。3.2从目前运行情况看，一、二级过热器受热面均偏大，若经燃烧调整和下移给煤口及返料灰口后，汽温控制仍然困难或喷水量仍过大时，应该割去部分过热器受热面。a.二级过热器。在目前运行情况下，二级过热器将蒸汽从饱和温度加热到 400415，这对碳钢制造的二级加热器是不允许的，应该割去一部分受热面，保证出口汽温不超过 380；b.在目前运行工况下，一级过热器将减温后的蒸汽从 245265加热到 450，在一级过热器中焓增很大，热偏差也较大，同时喷水量也大，由于雾化不好，对过热器运行的安全性有一定影响，为此也应割去部分受热面。3.3电厂改造后运行情况a.二级过热器出口汽温基本控制在 380390之间，平均出口汽温为 383，比割受热面前降低 30左右，达到了预期效果；b.喷水调节阀开度平均为 74%，仍有裕度，喷水量平均为 6.3t/h，比改造前减少 1.52.0t/h，主汽温度基本控制在 450以内；c.在炉膛出口烟气温度提高近 50的工况下，过热汽温仍能控制在 450左右，当然也与运行方式有关。这次共运行 6 个床，锅炉的燃烧相对稳定，产汽量大，带 12MW 负荷时的汽机用汽量不变，因而锅炉蒸汽压力常超过 3.82MPa，运行中只好将部分过热蒸汽对空排掉借以泄压，增加了过热器的蒸汽流量，缓解了过热器的超温现象。
