煤泥循环流化床锅炉

煤泥循环流化床锅炉（共12篇）

煤泥循环流化床锅炉 篇1

煤泥是煤炭洗选过程中分离出的以煤炭颗粒为主、含有各种杂质的高水分排放物。它的低位发热量在8.36~16.72 MJ/kg,颗粒直径小于0.5 mm,整体性状为高水分(25%~70%)、高黏性和高持水性,不易流动,处理和利用比较困难,在许多场合只能被堆放或填入废弃的坑道、矿井中。这种处理方式既占用了土地资源,又污染了环境,还浪费了大量的能源。近年来,随着环保和综合利用理念的加强,尤其是国家出台了一系列能源利用政策,对煤泥利用量达到一定百分比,可以享受减免税的优惠,加上煤炭价格的上涨,为了让煤泥利用在技术上可行、经济上合理,而且有较好的节能和环保效果,一些有循环流化床锅炉的电厂就开始了煤泥燃烧技术的研究和应用。循环流化床锅炉适应性广,燃烧效率高,能高效地脱硫脱氮,燃料处理系统简单,灰渣利用率也较高,煤泥与煤矸石、劣质煤混合作为循环流化床锅炉燃料,技术上完全可行。2000年3月11日,日方提供技术,中国柴里煤矿煤泥发电机组示范项目顺利通过了72 h联合运转,2002年首台130 t/h煤泥燃烧循环流化床锅炉正式在宁阳华丰热电有限公司投产运行。通过采用一定量的原煤和劣质煤等大密度物质作为床料,采用煤泥泵和煤泥管道输送系统,以及其他一些措施,循环流化床锅炉燃用的煤泥量在60%以上,锅炉效率达到85%,排放达标。燃用煤泥取得了显著成效。

1 系统构成及燃烧机理

循环流化床锅炉一般下部输送燃料,以一次风在布风板下送入并配合一定量的二次风侧吹燃烧,含水率较大的煤泥如果直接送入炉膛正压区不利于燃烧,用量多易堵塞风帽,严重时还可能造成炉膛熄火。如果预先对煤泥进行干燥处理或与其他燃料在炉外混合,就增加了燃料制备系统设备,提高了占地空间和成本。采用炉顶喷入的方法,可充分发挥循环流化床的性能,使煤泥燃烧简单。

永煤集团电厂使用的2台专烧煤泥的循环流化床锅炉,就是采用了这一技术。该厂的循环流化床锅炉主要技术参数:额定蒸发量130 t/h,额定蒸汽压力3.82 MPa,额定蒸汽温度450 ℃,给水温度150 ℃,一次风预热温度120 ℃,二次风预热温度205 ℃。该锅炉布风板面积32 m2,煤泥料浆从锅炉顶部喷挤进入炉膛,炉膛内温度850~950 ℃,下部输送一定量的较为干燥的混合煤,煤泥进入炉顶,形成块状落下。布风板距炉顶距离19 m,炉内流化风速3.524 m/s,细煤粒一次通过燃烧时间一般为3.0~3.5 s,且煤泥燃烧具有爆裂的性质,煤泥块又具有良好的破碎性。块状煤泥下落过程中,一边下落、一边烘干、一边分裂、一边燃烧,待落到布风板时,已经变成小块,不会糊在布风板上。由于颗粒密度的差异,小块煤泥将“漂浮”在沸腾层中燃烧,不会沉积在布风板上而影响锅炉的流化质量。虽然有时煤泥的粒度要比其他燃料的颗粒度大得多,但锅炉仍能稳定连续运行。在合理投料的情况下,燃烧煤泥可以保证高位给料、结团燃烧工艺的顺利实现。

这种锅炉采用了以下防磨措施:锅炉埋管加装了防磨片和金属喷涂物,布风板上及埋管周围3~4 m未燃带上也加装有防磨片,炉膛出口处加装了防磨刚玉浇注料,省煤器、高温过热器和低温过热器均加装有防磨瓦,二级返料系统内也衬有防磨浇注料,从而对锅炉的磨损部位进行有效保护。实践证明,这种方式满足了煤泥燃烧的需求。

2 煤泥特性及煤泥的输送

煤泥的特性是高水分、高黏性和高持水性,该电厂拉入的煤泥已经含有20%左右的水分,装卸和运输困难,而且易造成二次污染。因此,采用了专门的煤泥输送系统。煤泥通过铲车铲入专用煤泥输送刮板机后,经螺旋机旋入一个中型池内,再浇入一定量的水分(控制在30%~35%)后,经过煤泥输送系统送至锅炉煤泥料口。该系统结构简单,使用寿命长,性能可靠,不仅有效防止了固体析出、沉淀、结块,而且输送系统的出口压力高(0~16 MPa),输送流量大(0~30 m3/h),输送距离远(水平200 m,垂直35 m)。输出系统实现无级调节和远程控制,管道布置灵活,且无污染。该厂在煤泥存储室安装料位红外监视仪,锅炉控制室内安装有在线下料监视系统,对煤泥的输送和进炉能够进行很好的控制。

3 应用效果

(1)2台锅炉运行情况的监测结果表明,在循环流化床锅炉上掺烧煤泥,并采用高位给料、混合燃烧,系统实现简单可行。

(2)煤泥与相同发热量的原煤相比,价格低,除去煤泥输送系统所耗用的电费、设备折旧费及维护费外,每燃烧1 t煤泥可节燃料费约15元。按掺煤泥70%计算,如全年消耗40万t煤泥,则可为电厂减少支出600多万元,取得了良好的经济效益。

(3)电厂循环流化床锅炉燃烧煤泥,减少了煤泥的堆放,避免了洗煤水外流造成的环境污染,同时也减轻了因煤泥堆放、储存、运输带来的煤尘污染,改善了厂区环境状况。

(4)电厂通过燃烧煤泥,达到了国家对资源综合利用的要求,符合国家的产业政策,为电厂的进一步发展奠定了基础。

煤泥循环流化床锅炉 篇2

摘要：本文主要对国内外循环流化床发展现状进行了简略的总结、归纳，并通过与国外循环流化床技术大型化、高参数的发展趋势对比，对我国循环流化床锅炉技术发展前景进行展望同时，阐述了主要研究方法，技术路线和关键科学技术问题。关键词：循环流化床；国内外现状；研究方法；技术路线；科学技术问题；前景 Abstract: This paper briefly summarized the current situation about the development of circulating fluidized bed at home and abroad，compared with the foreign circulating fluidized bed technology which has a large development trend，and investigated the prospects of circulating fluidized bed boiler technology in China．At the same time, this paper expounds the main research method, the technical route and to solve the key technological problems.Key words: CFB；development at home and abroad；research method；technical route ；key technological problems ；prospect前言

循环流化床锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉技术，它的工作原理是将煤破碎成0～10mm 的颗粒后送后炉膛，同时炉膛内存有大量床料（炉渣或石英砂），由炉膛下部配风，使燃料在床料中呈“流态化”燃烧，并在炉膛出口或过热器后部安装气固分离器，将分离下来的固体颗粒通过回送装置再次送入炉膛燃烧[1]。

循环流化床锅炉的运行特点是燃料随床料在炉内多次循环，这为燃烧提供了足够的燃尽时间，使飞灰含碳量下降。对于燃用高热值燃料，运行良好的循环流化床锅炉来说，燃烧效率可达98%～99%相当于煤粉燃烧锅炉的燃烧效率。

循环流化床锅炉具有良好的燃烧适应性，用一般燃烧方式难以正常燃烧的石煤、煤矸石、泥煤、油页岩、低热值无烟煤以及各种工农业垃圾等劣质燃料，都可在循环流化床锅炉中有效燃烧。

由于其物料量是可调节的，所以循环流化床锅炉具有良好的负荷调节性能和低负荷运行性能，以能适应调峰机组的要求与环境污染小的优点[2]，因此在电力、供热、化工生产等行业中得到越来越广泛的应用。循环流化床锅炉国内外研究现状

2.1 国外研究现状及分析

国际上，循环流化床锅炉的主要炉型有以下流派：德国Lurgi公司的Lurgi型；原芬兰Ahlstrom公司(现为美国Foster Wheeler公司)的Pyroflow型；德国Babcock公司和VKW公司开发的Circofluid型；美国F.W.公司的FW型；美国巴威(Babcock＆Wilcox)公司开发的内循环型；英国Kaverner公司的MYMIC型。

大型化、高参数是目前各种循环流化床锅炉的发展趋势，国际上大型CFB 锅炉技术正在向超临界参数发展。国际上在20世纪末开展了超临界循环流化床的研究。世界上容量为100～300MW的CFB电站锅炉已有百余台投入运行。Alhstrom和FW公司均投入大量人力物力开发大容量超临界参数循环流化床锅炉。由F.W.公司生产出了260MW循环流化床锅炉，并安装在波兰[3]。特别是2003年3月F.W.公司签订了世界上第一台也是最大容量的460MW超临界循环流化床锅炉合同，将安装在波兰南部Lagisza电厂[4]。由西班牙的Endesa

Generacion电力公司、FW芬兰公司及芬兰、德国、希腊和西班牙共六家公司合作的一项为期三年的CFB800的研究项目也正在进行中，并已提出了800MW超临界CFB锅炉的概念设计。

另外一个趋势就是加强研究增压循环流化床锅炉，发展增压循环流化床锅炉型蒸汽－ 燃气联合循环与常压循环流化床锅炉和增压鼓泡流化床锅炉比较，其具有以下优点[5]：(1)炉膛截面热强度高；(2)环保性能更好。

2.2国内循环流化床锅炉发展现状

中国与世界几乎同步于20世纪80年代初期开始研究和开发循环流化床锅炉技术。大体上我国的循环流化床燃烧技术发展可以分为4个阶段：

1980—1990年为第一阶段，其间我国借用发展鼓泡床的经验开发了带有飞灰循环、取消了密相区埋管的改进型鼓泡床锅炉，容量在35—75t/h。由于没有认识到循环流化床锅炉与鼓泡床锅炉在流态上的差别，这批锅炉存在严重的负荷不足和磨损问题。

1990—2000年为第二阶段，我国科技工作者开展了全面的循环流化床燃烧技术基础研究，基本上掌握了循环流化床流动、燃烧、传热的基本规律。应用到产品设计上，成功开发了75—220t/h蒸发量的国产循环流化床锅炉，占据了我国热电市场。

2000—2005年为第三阶段，其间为进入电力市场，通过四川高坝100MW等技术的引进和自主开发，一大批135—150MWe超高压再热循环流化床锅炉投运。

2005年之后为第四阶段，期间发改委组织引进了法国阿尔斯通全套300MWe亚临界循环流化床锅炉技术，第一个示范在四川白马（燃用无烟煤）取得了成功，随即，采用同样技术的云南红河电厂、国电开原电厂和巡检司电厂（燃用褐煤）以及秦皇岛电厂（燃用烟煤）均成功运行。由于我国已经形成了坚实的循环流化床锅炉设计理论基础，对引进技术的消化和再创新速度很快，引进技术投运不久，就针对其缺点，开发出性能先进、适合中国煤种特点的国产化300MWe亚临界循环流化床锅炉，而且由于国产技术的价格与性能优势，2008年后新订货的300MWe循环流化床锅炉几乎均为国产技术。所采用的主要研究方法和技术路线

国内发展大型化循环流化床锅炉的主要研究方法和路线主要为应用相似原理。

2008年1月9号，中国研制的330MW的循环流化床锅炉在江西分宜电厂投产发电。此前西安火电研究所（IPRI）与哈尔滨锅炉厂有限责任公司（HBC）合作开发了具有自主知识产权的循环流化床锅炉，包括：100MW、210MW循环流化床锅炉，这些锅炉分别于2003年6月19日和2006年7月7日投产运行，并且各项性能指标满足设计要求。这两种锅炉的运行在中国循环流化床锅炉发展史上具有里程碑的意义，它们为发展大容量循环流化床锅炉做了铺垫。通过相似原理中国设计了具有自主知识产权的最大容量循环流化床锅炉，锅炉容量为330MW[6]。这是迄今为止在中国运行的最大容量的循环流化床锅炉。相关科学技术问题

我们可以从循环流化床锅炉技术特点来阐述科学技术问题。

4.1化床锅炉和其他型式锅炉比较有如下特点。

1)燃料适应性广。循环流化床锅炉既可燃用优质煤，也可燃用各种劣质煤。不同设计的循环流化床锅炉，可以燃烧高灰煤、高硫煤、高水分煤、低挥发分煤、煤矸石、煤泥、石油焦、油页岩甚至炉渣、树皮和垃圾等。

2)燃烧效率高。循环流化床锅炉的燃烧效率通常为95%—99%[7]。燃烧效率高的主要原

因是气固混合好、燃烧速率高、大量的燃料进行内循环和外循环重复燃烧，从而使煤粒燃尽率高。

3)高效脱硫。循环流化床锅炉的低温燃烧特点与石灰石最佳脱硫温度一致, 添加合适品种和粒度的石灰石，Ca/S摩尔比在1.5—2.5时，可以达到90%的脱硫效率[8]。

4)氮氧化物(NOx)排放低。循环流化床锅炉氮氧化物排放低的原因主要有两个，一是低温燃烧抑制空气中的氮转化为氮氧化物；二是分段燃烧抑制燃料中的氮转化为氮氧化物。

5)燃烧强度高，炉膛截面积小，炉膛截面积热负荷为3—5MW/m2，接近或高于煤粉炉。

6)负荷调节范围大，负荷调节快。循环流化床锅炉的负荷调节比可达(3—4):1，由于截面风速高和吸热控制容易，循环流化床锅炉的负荷调节速率快，每分钟可达4%BMCR（锅炉最大连续出力）。

7)燃料预处理和给煤系统简单。给煤粒度一般小于12mm，燃料的制备破碎系统大为简单。炉膛的截面积较小，良好的混合使所需的给煤点数量大大减少。

8)易于实现灰渣的综合利用。炉内优良的燃尽条件使得锅炉的含碳量低，灰渣量较煤粉炉要多，灰渣作为水泥掺和料或建筑材料，容易实现灰渣的综合利用。从上特点可以看出循环流化床锅炉是优于链条炉，抛煤机炉，煤粉炉和鼓泡床锅炉的炉型。

4.2循环流化床锅炉存在的主要问题

循环流化床锅炉具有较强生命力，但其发展历史不过三十余年，正处在发展时期，还存在许多缺点，热爱它的研究者，使用者齐心协力，使之茁壮成长，臻于完善。

根据目前状况，循环床锅炉存在下述缺点[9]。

1)由于设计和施工工艺不良，导致炉内受热面磨损严重仍是当前循环流化床锅炉安全稳定运行最为主要的原因。主要存在于水冷壁密相区防磨方式、炉内受热面安装工艺质量、炉内耐磨耐火浇注料施工工艺和质量带来的磨损问题。

2)锅炉排渣不畅也是影响锅炉安全长期运行的问题。影响锅炉排渣不畅的主要原因是入炉

煤颗粒较大，含石块较多。

3)炉膛、分离器以及回料装置之间的膨胀和密封问题。

4)飞灰含碳量高的问题。循环流化床锅炉的低渣含碳量较低，但是飞灰含含碳量较高。

5)厂用电率较高。由于循环流化床锅炉独有的布风板、分离器结构和炉内料层的存在，要满足锅炉燃烧、循环、排渣的需要，风机电耗相应较高。

上述循环流化床锅炉存在的主要问题即为有待解决的关键科学技术问题。国内循环流化床锅炉前景展望

随着全球煤炭储量的不断减少和对环保要求的不断提高，给循环流化床的发展及推广带来了新的机遇，进行如下分析：

(1)煤炭是重要的化工原料，随着储量的不断减少，大型煤粉锅炉将逐渐被国家所限制。而循环流化床由于适合燃烧各种燃料，而且是城市垃圾处理的好项目，必然能得到政府的大力扶植。

(2)目前全国的火电厂顺应国家环保局的要求，纷纷上马脱硫项目。但作为煤粉锅炉，受结构的限制，很难采用干法脱硫技术，因此大多采用石灰石湿法脱硫。湿法脱硫需要增加烟道、增压风机、吸收塔、石灰石浆液系统、石膏脱水系统、废水系统、石灰石粉制备系统等脱硫设备的大量投资，一般直接投资就在2亿以上，而后期的运行和维修费用更是天文数字。而循环流化床锅炉可以采用炉内喷钙干法脱硫，甚至可以实现脱硝，且增加的投资很少。喷钙脱硫成套技术主要由炉内喷射钙基吸附剂脱硫和尾部水合固硫两部分组成，在炉膛烟温

900～1200℃区域内喷入石灰石粉，可将系统脱硫率提高到80%以上[10]。

(3)随着我国电机技术的发展，风机的功率得到了不断的提升，而循环流化床的结构也在不断的改善，因此循环流化床的出力也可逐步向大型化发展。总结

循环流化床锅炉在清洁煤燃烧方面已经充分显示了其优越性,但在高效方面,仍然存在不足,其容量尚不足以满足电力生产的需要。而这种燃烧技术本身决定了发电效率的提高只能通过提高蒸汽参数循环效率的途径来实现。因此,容量大型化以及高参数化是循环流化床燃烧技术的发展方向。循环流化床技术具有燃料的灵活性、低的排放等优点。超临界循环流化床锅炉便是结合二者的优势,是一种高效、低污染燃煤发电技术。

原则上循环流化床及超临界均是成熟技术,二者的结合相对技术风险和技术难度不大。循环流化床炉膛中的热流要比煤粉炉中低得多且比较均匀,比煤粉炉更适合采用超临界参数。

超临界循环流化床作为下一代循环流化床燃烧技术,已经受到人们的高度重视。目前,我国也在积极策划实施超临界循环流化床锅炉示范工程。预计不久的将来,世界上容量最大、参数最高的循环流化床锅炉将在中国诞生。

参考文献：

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煤泥循环流化床锅炉 篇3

【关键词】流化床 煤泥 掺烧 磨损

引言：煤泥是洗煤厂洗选加工过程中排放的一种细颗粒高水分的劣质燃料。是煤洗选加工过程中排放的废弃物。洗煤泥的排放對环境和生产威胁严重。由于其颗粒很细，水分高，粘性大，不易运输，而且在堆积状态下形态极不稳定。遇水即流失，风干即飞扬。因此，即使单纯作为废料遗弃，造成的问题也很大。如果不加以处理，不仅造成严重的环境污染，而且极大地制约了洗煤厂的生产，甚至因洗煤泥无出路而被迫减产或停产。

另一方面，从能源利用的角度看，洗煤泥的发热量较高，而且洗煤泥用作燃料不需要破碎和筛分，燃料预处理系统比较简单，灰渣也较容易处理。因此，回收利用洗煤泥效益高。

1.案例分析

韩城矿务局煤矸石电厂有两台四川锅炉厂设计生产的CG-75/3.82-M5型循环流化床锅炉。其中1#、2#锅炉均为采用方形水冷分离器、前吊后支框架结构的循环流化床锅炉，已相继投运有九年。根据综合利用的要求将二台锅炉改造成掺烧煤泥的循环流化床锅炉。

在对2台锅炉掺烧煤泥的不同工况进行了详细的计算，1#、2#锅炉掺烧煤泥的比例（热量比）分别为30%、40%、50%三种工况的计算。通过计算，发现随着掺烧煤泥的比例上提高，锅炉各段的烟气速度有所提高。对各工况下的烟速、排烟温度、锅炉效率进行对比分析

由上述数据可以看出，1#、2#循环流化床锅炉锅炉在掺烧煤泥后锅炉烟速<7m/s。均在循环流化床的设计范围内，不会加重锅炉磨损。通过计算及分析，二台循环流化床锅炉完全可以改造为掺烧煤泥的锅炉。

1#、2#锅炉炉顶各设计一个直径D=250mm的煤泥进口，开口设在炉膛对角线中心上方的水冷壁处。割去该处的水冷壁管，更换六根弯管，让出给煤泥口，并焊上密封罩、给煤泥管口。密封罩内浇注耐磨浇注料（管子上焊抓钉或销钉）。另外，为了进一步提高分离效，提高锅炉效率，减轻尾部受热面的磨损，对1#、2#锅炉分离器的中心筒进行了更换，并在下部增加一段锥体，提高了分离效果。

2.掺烧煤泥的实际运行效果：

2.1锅炉额定出力75t/h，额定汽温450℃，额定汽压3.82MPa保持不变。

2.2最佳工况的煤泥与矸石的混合比例（热量比）：

1#、2#锅炉燃用40%煤泥+60%矸石燃烧较为稳定。最大能够燃用60%的煤泥。

2.3锅炉燃用煤泥的水份为30±3%，低位发热量大约为2800kcal/kg.4. 锅炉能够长期稳定燃烧，各受热面磨小，锅炉负荷调节性能好，除排烟温度有所提升外，其它指标达到原设计要求。

掺烧煤泥相对纯烧煤矸石有以下显著的优点：

2.3.1锅炉运行稳定，负荷可在锅炉额定负荷70%～110%之间任意调节。

2.3.2降低了炉膛内及尾部受热面烟尘中灰粒的直径和硬度，减轻了对承压部件的冲刷，锅炉承压部件的磨损大大降低。

2.3.3燃料燃尽率高于纯烧煤矸石5个百分点，锅炉排灰的可燃物含量同比下降2%～3%，排渣可燃物含量同比下降0.5%。

2.3.4解决了煤泥堆放及其带来的污染问题。由于流化床燃烧时可在煤泥中掺加石灰石脱硫。石灰石在流化炉内的反应时间长，脱硫较充分，各项环境监测指标均优于纯烧煤矸石的运行状态。

3.结语

近年来， 75 t/h循环流化床锅炉在小氮肥及小热电企业得到了广泛应用，要保证锅炉的长周期运行、减少维修费用、提高经济效益， 掺烧煤泥的工况就十分重要。公司设置2台75 t/h循环流化床锅炉，从建设施工到停车检修的过程中，通过不断的研究、处理问题，总结了很多经验，实用效果很好。

参考文献

[1]刘柏谦，王立刚.大型循环流化床锅炉及其化石燃料燃烧[M]. 北京：冶金工业出版社，2009：165-177.

[2]张敏，白强等循环流化床锅炉掺烧煤矸石试验研究[J].热力发电，2007：37-5

[3]刘柏谦.大型油页岩循环流化床锅炉设计的几个问题，锅炉技术，1998，（10）.

煤泥循环流化床锅炉 篇4

煤泥持水性高、粒度细、粘度大,是一种典型的粘稠固体废弃物,其堆积形态极不稳定,自流而不成形、风干即飞扬,不仅贮存和运输困难,还会造成严重的环境污染。循环流化床(CFB)锅炉掺烧煤泥发电是工业化综合利用煤泥的最佳处理方式。

在国家政策的鼓励下,到目前为止,中国低热值燃料综合利用发电总装机规模达3 100万k W,且正处于快速发展阶段。350 MW级甚至600 MW级高参数、大容量、高效环保的大型CFB机组正在应用于煤泥、煤矸石综合发电领域。低热值燃料未来发展的重点方向仍然是节能减排和煤电一体化。

1 煤泥掺烧输送系统

膏状煤泥一般含水率20%~30%,属于非牛顿流体[2]。粒度较细,70%~90%的颗粒小于0.5 mm;黏性较大,易于结团。尽管煤泥灰分较高,一般在40%~70%,但其热值约为12.54~18.81 MJ/kg,弃之不用非常可惜。

煤泥输送是实现煤泥入炉燃烧的重要环节,传统输送方式采用带式输送机、刮板机等敞开式运输设备,经常出现粘挂、滴淌的现象,造成二次污染。新型MNS高压管道输送技术具有全程封闭无泄漏、对地形适应性强、易于与下端处置工艺融合的特点,在我国得到了广泛的应用。典型的煤泥预处理与MNS高压管输送工艺流程如图1所示。

2 CFB机组煤泥掺烧关键环节

2.1 煤泥给料方式

添加位置是影响煤泥掺烧的重要因素之一,循环流化床掺烧煤泥时,有多种给入方式。早期一般将煤泥烘干、风干后与原煤掺混,经给煤机送入炉膛,掺烧比例仅为10%。

管道输送技术的发展解决了煤泥资源化利用的技术瓶颈,实现了煤泥从选煤厂到锅炉的不落地输送。3种与管道泵送系统相结合的给料方式是:密相区喷枪雾化给料、回料阀挤入给料、炉膛顶部给料或中部给料。

由于密相区喷枪雾化给料和回料阀挤入给料方式故障率高、机组适用性差,因此已经很少被采用,目前应用最多的是顶部给料和中部给料。这种给料方式的适应性强、不易堵塞。其中,顶部给料系统便于安装、可靠稳定、事故率低,且煤泥在到达床层前能够爆燃完全,有利于煤泥充分燃烧。采用中部给料时,煤泥泵所需功率小,经济性略优于顶部给料,但受到现场条件影响较多,布置较困难[5],因此,在我国应用最为广泛的是炉顶给料方式。

2.2 煤泥入炉燃烧特性

进入CFB锅炉燃烧的煤泥含水率高,且具有一定的粘度。实验及运行表明,当含水煤泥以较大体积的团聚态进入流化床后,并不会立即全部干燥还原成细粉,而是形成具有一定强度和耐磨性的团块。这种较大粒度的凝聚团使得煤泥颗粒即使在较高的运行风速下也不易被扬析,对于降低机械不完全燃烧损失有重要意义。但在低负荷情况下,有的煤泥凝聚团会下沉到流化床的布风板上,不利于物料的正常流化。

浙江大学“异重流化床”技术采用密度较大的颗粒作为床料,如煤矸石渣,使煤泥凝聚团飘浮在矸石渣上,较好地解决了煤泥团在炉内的沉积问题,保证了锅炉的正常运行[6]。

在煤泥、煤矸石、洗中煤流化床混烧技术中,通过合理选择混烧燃料给料粒度,使之形成一个合适的异重流化床系统。粒度较大的矸石或中煤颗粒在燃烧过程中硬度较大,热爆裂性能较差,煤泥在燃烧过程中基本无爆裂导致的粒度变化,可以用煤泥的粒度分布直接代替成灰的粒度分布,因此掺烧煤泥可有效改善外循环流率和飞灰流率的调节作用[7]。

3 掺烧煤泥对锅炉运行特性的影响

3.1 床温降低

入炉煤泥的水分含量一般在30%左右。进入炉膛之后,煤泥首先要经历一个干燥过程,大量的水分蒸发吸热,使得床温降低。同时,掺烧煤泥后床料的整体粒径变细,导致流化床锅炉的循环量上升,也会使得床温降低。图2所示为不同锅炉机组、不同运行负荷条件下锅炉排烟温度随煤泥掺烧比例的变化曲线。运行经验表明,床温降低的程度与煤泥的掺烧量有关,可降低10~40℃[8,9,10,11]。

目前国内运行的CFB锅炉床温多在900~950℃,而最佳的炉内脱硫温度约为850℃,对于运行超温的锅炉,掺烧煤泥带来的床温下降,有利于提高炉内脱硫效率。

3.2 床压降低

煤泥中细颗粒所占比例大,进入炉膛燃烧后生成的细灰分较多,不易使床料大量积累,致使床层压力下降,可实现低床压运行,相应地返料风室的风压降低,使一次风机电耗降低。根据运行经验,床压降低的下限可控制在6 k Pa左右[12]。

3.3 烟气量增加

煤泥中的水分在燃烧过程中大量蒸发,最后都会以气态形式排出锅炉,造成总烟气量略有增加,同时使得同等工况下锅炉引风机的出力增大,相应地增大了部分厂用电率。不同锅炉机组、不同运行负荷条件下引风机电流随煤泥掺烧比例的变化曲线如图3所示。

3.4 排烟温度略微上升

与不掺烧煤泥相比,掺烧煤泥后烟气中水分含量升高,总烟气量增大,尾部积灰加重,这些因素使得锅炉排烟温度也会有所增加。不同锅炉机组、不同运行负荷条件下锅炉排烟温度随煤泥掺烧比例的变化曲线如图4所示。运行经验表明,不同运行情况下,尾部排烟温度会略微升高5~10℃。

3.5 飞灰量小幅增多

煤泥颗粒细小,灰分含量大,在燃烬过程中,大量的细灰不能被分离器捕捉,进入尾部烟道,一定程度上加重了尾部烟道换热面的积灰情况,影响了传热,同时也使得尾部除尘器的出力有所增加。大比例掺烧煤泥时,通过尾部烟道的高温烟气将比纯原煤燃烧时所携带的固体颗粒量高10%~15%。

在运行过程中,可通过加强尾部受热面的吹扫频次来控制积灰问题;在设计过程中,应充分考虑分离器对细颗粒的分离效率,并留出足够的除尘器余量。

3.6 排渣量减少

循环流化床锅炉掺烧煤泥使得床料整体变细,虽然飞灰量增加但锅炉排渣量也因此而减少,锅炉冷渣器出力降低,可节省部分能耗。再者,细颗粒的增多也有助于减轻炉内水冷壁的磨损。

3.7 综合评价

掺烧煤泥对锅炉运行具有正面和负面的双重影响,总体来说,大比例掺烧煤泥后的CFB锅炉整体运行状况稳定良好。在诸多影响因素的共同作用下,掺烧煤泥后锅炉热效率的波动通常在1%以内,且仍会高于锅炉设计值[12,13]。

4 煤泥掺烧发电技术的应用

CFB锅炉掺烧煤泥发展很快,国内使用煤泥作为燃料的循环流化床锅炉越来越多,目前国内已有超过20台300 MW等级的燃用煤泥的锅炉(包含部分在建锅炉),这些锅炉采用煤泥、矸石和洗中煤作为燃料,煤泥大多采用炉顶挤入的给料方式,300 MW级亚临界CFB锅炉设计的煤泥掺烧比例一般为20%~40%,实际运行最高掺烧比可达50%~60%。部分国内掺烧煤泥的大容量循环流化床锅炉情况统计见表1。

随着煤泥掺烧过程中系统运行管控经验的积累,煤泥掺烧正在向更高参数,更大容量机组的方向发展前进。例如,山西国金电力煤矸石综合利用发电工程,配套2×350 MW超临界循环流化床锅炉,无论在国际、国内尚属首台掺烧煤泥的超临界机组,煤泥掺烧混烧比例为30%~40%,工程在国内电力行业为煤泥在超临界大机组上的掺烧应用开创了先例。

5 煤泥燃烧发电经济效益分析

掺烧煤泥获得的经济效益主要来源于两方面:节约的锅炉燃料成本和节省的煤泥外运费。

煤泥的热值约为14.21~18.81 MJ/kg,据热量估算,电厂锅炉每掺烧1 t煤泥,相当于燃烧670kg电煤。我国年产生煤泥1.68亿t,若65%的煤泥能够通过燃烧发电方式进行资源化处理,其产生的热值相当于节省了7 300万t电煤。如果CFB锅炉电煤(热值16.72 MJ/kg)价格按300元/t计,煤泥价格按80元/t计,年节约燃料费130亿元。

另一方面,通过煤泥就地资源化利用,年节省运力1.5亿t,节约运费超过150亿元。部分国内燃用煤泥电厂的经济效益统计见表2。

6 结语

煤泥作为煤炭洗选工艺的副产品,属低热值高灰分燃料,不加利用会造成环境污染和资源浪费。循环流化床锅炉燃烧技术是大规模利用煤泥的最有效、最经济的方式,已经在中国应用发展了20多年。实验和运行经验都表明:大比例掺烧煤泥后,CFB整体运行状况稳定良好。同时该技术符合国家产业政策,实现了煤炭资源的综合利用,变废为宝,节能减排,具有显著的环境、经济、社会效益。

循环流化床锅炉的优点 篇5

1、燃料适应性强

由于循环流化床中的燃料仅占床料的1%－3%，不需要辅助燃料而燃用任何燃料，可以燃用各种劣质煤及其它可燃物，特别包括煤矸石、高硫煤、高灰煤、高水分煤、煤泥、垃圾等，可以解决令人头疼的环境污染问题。

2、燃烧效率高

循环流化床比鼓泡床流化床燃烧效率高，燃烧效率通常在97%以上，基本与煤粉相当。

3、脱硫率高

循环流化床的脱硫方式是最经济的方式之一，其脱硫率可以达到90%。

4、氮氧化物排放低

这是循环流化床另外一个非常吸引人的特点。其主要原因是：一低温燃烧，燃烧温度一般控制在850－900℃之间，空气中的氮氮一般不会生成NOX；二分段燃烧，抑制氮转化为NOX，并使部分已生成的NOX 得到还原。

5、燃烧强度高，炉膛截面积小

这是循环流化床锅炉的主要优点之一。其截面热负荷约为3－6MW/m2，接近或高于煤粉炉。

6、负荷调节范围大，调节速度快

这主要上相对于煤粉炉来说的。其原因是循环流床内床料的蓄热能力非常大，不会象煤粉炉那样低负荷时需投油枪助燃，最大的好处在于可以压火热备用，熄火后可以马上热态启动，比煤粉炉有更好的调峰能力。循环流化床的负荷调节比可达（3－4）：1，其调节速率可达4%－5%。

7、易于实现灰渣综合利用由于其灰渣含炭量较低，属于低温烧透，有着更大的利用价值。

8、燃料预处理系统简单

其燃料的粒度一般小于12mm, 破碎系统比煤粉炉更为简化。

循环流化床应用到有机热载体锅炉待解决的问题

循环流化床燃烧最大的难题是受热面因受烟气冲刷发生磨损问题，因此在导热油炉上采用循环流化床技术，要解决的首要问题是磨损问题，一旦磨损导热受热面爆管，轻则停产，重则发生重大安全事故。㈣：解决措施

磨损分为两个区域，尾部对流受热面，解决磨损的办法已有成熟的技术，一是减少粉尘含量，利用新型的多管分离器，因为分离效率达到99%以上，也就是说0.02mm的都可以分离下来，这样就不会造成对流受热面的磨损，二是控制好穿过对流受热面的烟气流速，即使不采用防磨措施也可以防止磨损。

炉膛磨损问题。高速床由于循环倍率高，粉尘浓度大，流速高，造成炉膛受热面的磨损严重，即使采用喷镀等防磨措施，炉膛受热面的寿命也不太长，也引起炉膛受热面爆管，所以在导热油炉上不宜采用高速床，必须采用低速床。但是，一般的低速床都布有埋管，尽管受热面不磨损，但埋管磨损。另一方面，导热油炉上也不可能布置埋管，因此，导热油炉上采用没有埋管的低速床，可以彻底解决磨损问题。影响导热油炉的热效率主要是两个方面，一是固体不完全燃烧热损失，二是排烟热损失，采用循环流化床锅炉燃烧技术，固体不完全燃烧热损失可以降到最低。由于煤种不一样，损失有区别，一般为3%～6%以内，比其他的炉型要低的多。影响排烟热损失为两个主要参数，一是排烟温度，二是过剩空气系数，排烟温度可以通过受热面的布置来达到合理的数据，但是，是依靠加大送风量来调节密相区的温度的，做到稳定运行。通常的循环流化床炉膛的过剩空气系数，只有1.15左右，要加大送风量来调节密相区的温度如果不采取措施，过剩空气系数在3以上，这样，大大的增加了排烟热损失，解决这个问题的办法就是烟气循环，在一次风中，混合50%的排烟，控制送风的温度不高于80°即可，这样，排烟处的过剩空气系数只有2左右，采取这种方法，已广泛应用到流化床的工业炉和热风炉上，取得了很好的效果，有成功的经验。㈤：循环流化床有机热载体锅炉创新点

1：国内第一家实现循环流化床在有机热载体锅炉行业的应用；

2：地解决了循环流化床在有机热载体锅炉应用的最大的瓶颈—磨损问题； 3：大大扩展了有机热载体锅炉应用领域； 4: 实现低品味能源优质化。㈥：市场前景

1：适用当地所产煤质差的区域，如湖南、广西一带； 2：适用于当地对环保要求高于的区域；

循环流化床锅炉磨损机理浅析 篇6

关键词:循环流化床锅炉磨损措施

中图分类号:TK16文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)06(a)-0059-01

1 概述

循环流化床锅炉(CFB)是我国提倡发展的一种新型燃烧设备。循环流化床锅炉的特点是高效率低污染和排放综合利用率高,运行调整简单、维护检修方便、负荷调节范围大、氮氧化物排放低、易于脱硫灰、渣活性好、综合利用途径广等优点而备受青睐,近年来在电站锅炉、旧锅炉改造和燃烧各种固体废弃物锅炉等领域得到大力推广与应用。世界范围内也得到了很大的发展和推广。

从已投产的CFB锅炉运行情况看,磨损作为制压循环流化床锅炉正常运行的主要问题,它已成为电厂工作者普遍关心课题。锅炉的磨损与固体物料浓度、速度、颗粒特性和流动的几何形状等密切相关,循环流化床锅炉炉灰的浓度高,通常为煤粉炉的几十倍、几百倍,因此磨损就比其它类型锅炉严重。磨损不仅严重影响锅炉安全运行,还制约了循环流化床锅炉一些优点的正常发挥,从而增加设备运行维护费用,降低机组利用率,给企业生产带来损失。为此,本文具体以济南锅炉厂在辽河油田电力集团热电厂YG-240/3.82-M型循环流化床锅炉安装与运行为例,着重就循环流化床锅炉的磨损问题及处理设想进行初步的分析。

2 磨损机理分析

根据磨损的机理,循环流化床受热面磨损主要为冲击磨损。冲击磨损又分为冲刷磨损和撞击磨损。冲刷磨损是颗粒相对固体表面冲击角较小甚至接近平行的磨损。颗粒垂直于固体表面的分速度使它锲入被冲击的物体,而颗粒与固体表面相切的分速使它沿固体表面滑动,两个分速合成的效果起到刨削的作用。如被作用的物体经不起这种作用,如此经过反复、大量的作用,则固体表面将产生磨损。

3 循环流化床锅炉主要金属部件的磨损

3.1 布风装置

循环流化床锅炉布风装置的磨损主要是风帽的磨损,其中风帽磨损最严重的区域发生在循环物料回料口附近,原因主要是由于较高颗粒浓度的循环物料以较大的平行于布风板的速度分量冲刷风帽导致的。

3.2 炉膛水冷壁管

炉内水冷壁管的磨损主要集中在以下三个区域:①炉膛下部卫燃带与水冷壁管过渡区域管壁的磨损;②炉膛四个角落区域的管壁磨损;③不规则区域管壁的磨损。炉膛下部卫燃带与水冷壁管过渡区域管壁的磨损原因一是在过渡区域内由于沿壁面下流的固体物料与炉内向上运动的固体物料运动方向相反,在局部产生涡旋流;另一个原因是沿炉膛壁面下流的固体物料在交界区域产生流动方向的改变,因而对水冷壁管产生冲刷。炉膛四个角落区域的管壁磨损原因是角落区域内壁面向下流动的固体物料密度比较高,同时流动状态也受到破坏。不规则区域管壁(如穿墙管、炉墙开孔处的弯管等)的磨损原因主要是不规则管壁对局部的流动特性造成较大的扰动。

3.3 炉内受热面的磨损

循环流化床的受热面磨损主要反映在燃烧室管壁的磨损、炉膛角落区域磨损、炉顶受热面磨损、尾部受热面磨损等。炉膛内屏式过热器、水平过热器管屏的磨损机理与炉内水冷壁管的磨损机理相似,主要取决于受热面的具体结构和固体物料的流动特性。

3.4 对流烟道受热面的磨损

尾部对流受热面经常磨损部位:①炉膛出口至分离器进口烟道受热面;②省煤器及空气预热器两端。对流烟道受热面的磨损主要发生在省煤器两端和空气预热器进口处,产生磨损的主要原因是设计上考虑不周,安装时出现误差;另一个原因是受热面材质不好。

3.5 电除尘输灰系统磨损

我厂燃煤灰分较大,其灰分为47.8%,经过旋风分离器分离后通过尾部电除尘器进行回收。由于长时间的冲刷,出现输灰管异常磨损情况,在供暖运行高峰期,每周平均需要检修4次,既不利于锅炉的经济、稳定运行,同时也对环境造成了污染,提高了检修人员的劳动强度。

3.6 循环流化床锅炉内主要非金属 耐磨材料的磨损

循环流化床锅炉内主要非金属耐磨材料的磨损的位置有水冷壁布风板;燃烧室下部四周水冷壁表面;燃烧室内布置的水冷屏、过热器屏等下端表面及其穿墙处周围的水冷壁表面;燃烧室出口周围及出烟口流道内表面;旋风分离器整个内表面;料腿及回料装置内表面;分离器出口烟道内表面;尾部对流烟道入口内表面。

循环流化床锅炉耐磨材料破坏的主要原因和机理:一方面是由于温度循环波动和热冲击以及机械应力造成耐磨材料产生裂缝和剥落;另一方面是由于固体物料对耐磨材料的冲刷而造成耐磨材料的破坏。

4 對策

4.1 水冷壁防磨措施

①在密稀相交接处,采用过渡区设计,壁免在此区域产生涡流,改善水冷壁管磨损。②密稀相交接处,喷涂高480mm碳化钨防磨层,近400㎡。

4.2 炉内受热面防磨措施

①在分离器出口,尾部对流受热面第一、二排受热面管上安装耐高温抗氧化、耐磨不锈钢护板;尾部竖井进口烟道转向处,浇铸耐高温耐磨浇铸料,提高尾部受热面抗冲击、冲刷的耐磨性能。②在高过、低过、蒸发器及省煤器进口第一、二排水平取管及悬吊管垂直段都安装耐高温抗氧化耐磨防护板。③管式空预器改为卧式布置,即空气从管内流动,而烟气从管外流动,改善管式空预器烟气磨损。

4.3 耐磨材料的磨损防范措施

对于热应力和热冲击造成磨损,应特别重视耐火浇铸料骨架型式及布置合理性,加强烘炉质量验收。尤其重视低温烘炉工艺,经几台烘炉实践,我们均采用无焰烘炉工艺进行低温烘炉,结果低温烘炉质量得到保证。②对于固体物料耐火耐磨材料强烈冲刷而导致的破坏,在施工中则尽量减少形状突变,采用平缓过渡,降低冲击角,尽量减少此类附加冲击力。

5 结语

本人经过以上对循环流化床锅炉在磨损机理及防治办法上进行了一点肤浅的分析,应对该炉型搞好运行、掌握其特性、更好地治理磨损、起到一点抛砖引玉的作用。由于经验少,对循环流化床锅炉的运行和磨损机理了解的还不够。但我相信随着循环流化床锅炉技术的不断日趋完善和防磨技术的提高,只要我们共同努力,在目前防磨治理的基础上,思想再开阔一些,对磨损原因和机理的探索再认真一些,防范措施、治理力度再加强一些、磨损这一顽症一定能相应治理好,循环流化床锅炉这个新产品一定能在全国的发电和供热等各项事业中发挥出更大作用,一定能以它的独特优点逐渐取代目前市场上正在运行的其他任何炉型,一定能为社会和各企业发挥出他的重大经济效益、社会效益和环保效益,为缓解煤炭紧张局势作出贡献。

参考文献

[1]周一工.循环流化床锅炉的发展前景与目前存在的问题[J].发电设备,1996(9).

煤泥循环流化床锅炉 篇7

南屯电力分公司现有3台HG-220/9.8-L.MN.17型锅炉, 是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造, 锅炉前部为炉膛, 四周布满膜式水冷壁, 省煤器布置在尾部对流烟道内。燃料:4#炉:设计煤种:70%煤泥+30%煤矸石;校核煤种:40%煤泥+60%煤矸石和原煤5#炉:设计煤种:40%原煤+25%煤泥+35%洗中煤;校核煤种:原煤。实际运行中由于生产成本的影响, 燃用煤泥系统进行了改造和扩容, 大幅度提升了煤泥的燃用量, 随着大幅度提升煤泥的燃用量, SO2控制出现了大幅的波动, 脱硫效率出现波动, 不得不额外增加脱硫剂, 增加了生产成本。

1 煤泥在流化床锅炉内的燃烧特性

煤泥是煤炭洗选加工过程产生的细煤粒、杂质和水的混合物, 其低位发热量15 000 kJ/kg～17 000kJ/kg;其颗粒很细, 由粒径小于l mm的颗粒组成, 其中小于0.2 mm的组成占重量的80%上下;持水性强, 水分含量高。经圆盘真空过滤机脱水的煤泥含水一般在30%左右;折带式过滤机脱水的煤泥含水在26%～29%;压滤机脱水的煤泥含水在20%～24%。成分主要为粘土、砂石、煤粉, 持水性好;粘性大, 流动性差;由于煤泥中一般含有较多的黏土类矿物, 加之水分含量较高, 粒度组成细, 所以大多数煤泥黏性大, 具有一定的流动性。

1.1 煤泥燃烧时结团性

煤泥经过管道从锅炉炉膛的一定高度位置送入流化床, 对于泥煤的结团特性, 在锅炉本体设计时, 只要煤泥给料高度合适, 就可以避免造成锅炉结焦, 使泥煤在循环流化床中稳定、可靠燃烧。煤泥的结团现象是泥煤在燃烧过程中的重要现象。煤泥以较大体积的具体形态送入流化床锅炉时, 它们往往并不是干燥后还原成细颗粒, 而是迅速形成有一定强度和耐磨性的大块团。

1.2 煤泥水分蒸发过程

煤泥中的水分蒸发是煤泥进人流化床锅炉后所经历的重要阶段。煤泥团的蒸发速率在蒸发过程中是变化的。煤泥团表面和中心温度的变化也有很大差别, 表面温度在入炉后很快达到蒸发平衡温度, 此后中心温度一直稳定, 直到煤泥团蒸发过程基本结束后才开始上升, 煤泥团水分蒸发的时间是很长的。

1.3 挥发分析出过程

水分蒸发过程的后期, 煤泥团表面的挥发分析出阶段就已开始。床温越高, 挥发分的最终析出量也越大, 而煤泥团粒度越大, 则挥发析出过程越长, 但最终析出量却不变。

1.4 焦炭燃尽过程

控制焦炭燃尽速度的主要因素有床层向焦炭表面的对流传质、焦炭表面灰层内部的扩散传质以及焦炭未燃尽核心的化学反应动力特性。因此, 实际运行中, 一般采用加强一次风和二次风来加强扰动, 提高燃烧效果, 保证煤泥充分燃烧。又由于部分煤泥团在密项区料层中参与异比重燃烧, 所以一次风风量的控制要比只烧颗粒煤时要大, 才能保证炉膛内正常的流化。

2 掺烧煤泥对脱硫效率的影响

2.1 煤泥输送进入锅炉的方式

煤泥系统主要由煤泥仓 (设计容积160 m3, 贮料120 m3) 、预压螺旋、煤泥泵、煤泥枪及附属管路组成。其流程为:煤泥由煤泥皮带自由落入煤泥仓, 在煤泥仓中被拨料臂拨入预压螺旋, 由预压螺旋进入煤泥泵, 由煤泥泵压缩通过管路输送至煤泥枪, 从而进入炉膛。煤泥在进入煤泥仓时含水量大约24%～30%, 在煤泥皮带上方有一套脱硫剂添加系统, 该系统由石灰石仓、螺旋给料机及变频控制装置组成, 可以按照一定Ca/S比将石灰石按要求定量添加到煤泥皮带上与煤泥混合。就是这种添加方式, 没有经过初期搅拌, 煤泥和脱硫剂相对集中成块, 这样的煤泥就进入了煤泥仓。煤泥在煤泥仓内经过搅拌后, 混合, 最后进入锅炉燃烧。

2.2 SO2大幅波动现象

循环流化床锅炉燃用的这种煤泥, 由于煤泥的黏结性比较大, 在煤泥皮带输送至煤泥罐时人为因素的影响, 还有加水方式的可操作性差, 煤泥罐内的搅拌并不十分均匀, 这样就造成煤泥泵出力的可靠性和稳定性差, 锅炉脱硫效率的不稳定, SO2表现为波动大。从表1中不同时段的自动监控系统截图能看出波动情况。

3 原因分析

根据出现异常波动时的现象。重点从煤泥泵出力变化、炉膛内煤泥掺烧比例、参数调整控制等因素分析。

3.1 循环流化床锅炉煤泥泵出力大幅变化是导致SO2波动的根本原因

在正常的锅炉运行中, 风量配比、风机出力一般不进行大幅度的调整。煤泥仓内的煤泥在预压螺旋、煤泥泵频率没有调整变化的情况下, 由于煤泥仓内的煤泥量的多少、煤泥含水率的多少、脱硫剂含量的不同等等各种情况的影响, 造成煤泥泵的出力可能出现大的变化, 具体表现就是锅炉含氧量出现大幅变化、SO2大幅波动[1]。

3.2 炉膛内煤泥的比例变化是影响SO2波动重要因素

南屯电力分公司锅炉在煤泥掺烧比例50%以下均能保持较高的燃烧效率及较高的脱硫水平, 对锅炉的稳定没有不利影响, 但在60%以上时放渣含碳量明显增加, 渣中明显看到未燃尽的碳, 锅炉床压一般在5.5 kPa～8.0 kPa之间波动, 对锅炉脱硫效率形成影响。

3.3 运行工况调整滞后对SO2波动的影响

南屯电力分公司锅炉运行工况的调整主要采用运行人员根据变化情况进行调整, 由于SO2的滞后性, 造成调整的困难。

4 SO2异常波动情况采取的应对措施

4.1 合理控制煤泥的含水率

随煤泥水分的降低, 煤泥的表观粘度和流动阻力急剧增大, 水分增减3%～7%, 相同剪切心力下的剪切应力相差3倍～7倍, 使煤泥的流动性大大恶化。本厂采用的煤泥泵, 其出口压力小于20 MPa, 当煤泥水分低于30%时, 出力随水分的减少而下降很快, 即使在高转速下, 随转速增加出力并不随之正比增加。而是减缓。在正常的生产过程中保持煤泥仓料位大于50%, 若低于30%联系上煤泥, 使煤泥在煤泥仓内有充分的时间来进行搅拌、混合。煤泥水分控制在要求范围内, 加水至煤泥中调整好煤泥粘稠度, 煤泥含水量35%±5%。调节出料螺旋速度与泵送速度使两者协调, 既不能溢煤泥又不能空打。泵送过程中, 不允许有吸空或无料泵送现象。改进了煤泥仓加水方式, 有原来单一水管加水改为多个点加水方式, 增加一套煤泥污水添加方式, 即解决了煤泥操作层冲洗污水的排放问题, 又为调整煤泥的含水率增加了另外一种途径[2]。

4.2 调整煤泥皮带添加脱硫剂运行方式

由于设计原因, 此种煤泥皮带添加脱硫剂的方式, 煤泥和脱硫剂缺乏充分的搅拌。在现有的基础上, 调整煤泥皮带上方的脱硫剂添加系统, 使该系统和煤泥皮带系统形成闭锁, 这样就不会造成煤泥皮带上没有煤泥而添加脱硫剂的情况发生。

4.3 控制炉膛中床料厚度在安全稳定状态

因大量掺烧煤泥。床料厚度不宜太薄, 但不是无限制的增厚, 否则系统阻力增大, 一次风量降低, 炉膛内上下部颗粒浓度大幅度波动。通过实际探索, 控制锅炉床压在6 kPa～6.5 kPa较为合理稳定。在这个床压范围内, SO2波动比较小。

4.4 煤泥泵投运时的控制

在煤泥泵投运时, 由于煤泥仓下部的煤泥搅拌非常均匀, 煤泥的流动性非常强, 预压螺旋会满负荷出料, 所以投料过程应非常缓慢, 注意锅炉氧量的变化趋势。煤泥开度每次增加不得超过5%, 调节间隔为5 min～10 min, 流量设定值的范围在25%～100%之间, 燃烧工况不稳定时应延长调节间隔时间。这样避免了大量进入煤泥后, 造成脱硫效率下降, 炉前喷粉系统调节不及时, SO2产生波动。合理控制混煤燃烧量和给煤颗粒度配比, 使床料颗粒度配比合理、稳定。控制给煤粒度2 mm以下的在65%左右。

4.5 工况发生变化, 及时调整相关参数

当SO2有变化趋势时, 运行人员及时根据趋势及时调整。在SO2控制的初期, 当SO2已经出现大幅变化时, 运行人员往往再采取措施, 比如提高投入脱硫剂的用量, 提高含氧量等方法。由于SO2有滞后性, 经常造成SO2调节滞后和超标。现在一般根据锅炉的最佳脱硫运行工况, 当负荷需要增加时, 先略提二次风量, 一次风量尽可能保持不变 (当二次风量提高到最大后, 根据含氧量逐步微调一次风量) , 增大给煤量或煤泥量, 观察氧量和SO2变化趋势, 再进行调整。

5 结语

通过实际运行效果来看, 合理控制煤泥含水率是保证SO2稳定的前提条件。稳定的煤泥泵运行, 保证了SO2不会大幅波动现象的出现。同样也稳定了脱硫剂使用量, 降低了生产成本。对调整运行方式和改造脱硫剂添加方式后的SO2运行数据进行一个月的统计分析看, 以前SO2每分钟高于1 000 mg/m3次数改造前多达120次, 而进行各方面调整后, SO2每分钟高于1 000 mg/m3次数已经大大降低, 基本上不再出现。SO2波动得到了有效控制。间接提高了锅炉的出力。提高了锅炉的脱硫效率和达到了环保要求而且得到比较满意的经济效益。

摘要：通过对南屯电力分公司三台HG-220/9.8-L.MN17循环流化床锅炉掺烧煤泥燃烧过程中出现的SO2波动问题分析, 探索出循环流化床锅炉大比例掺烧煤泥运行过程中对脱硫的影响, 提出相应的处理措施, 对指导实际运行操作有借鉴意义。

关键词：循环流化床,煤泥,效率

参考文献

[1]岑可法, 倪明江, 骆仲泱, 等.循环流化床锅炉理论设计与运行[M].北京:中国电力出版社, 1998.

煤泥循环流化床锅炉 篇8

淮南矿业集团新庄孜综合利用自备电厂采用哈尔滨锅炉厂生产循环流化床锅炉 (HG-440/13.7-L.MN33) 。电厂与矿区交界处新建烘干加工车间、洗混煤受煤坑、洗混煤受煤坑至烘干车间带式输送机栈桥。

烘干车间:降低混合物料水分以达到电厂用煤对水分的要求。目前, 在煤炭行业常用的干燥设备为滚筒干燥机。优点:单机处理能力大, 设备简单, 操作方便, 适于50mm以下的物料的干燥;由于物料直接跟高温烟气进行热交换, 故热效率高, 干燥时间短, 占地面积少, 是一种应用广泛, 使用成熟的干燥设备。

燃烧干燥机系统:洗混煤由带式输送机送至炉前燃料仓内, 再由炉前给煤系统将燃料煤送入炉膛内进行燃烧, 产生的高温烟气进入干燥机内与被干燥的物料 (洗混煤、煤泥、煤矸石) 进行热交换。

干燥设备工艺系统:按比例掺配后, 被干燥的燃料 (洗混煤、煤泥、煤矸石) 由带式输送机运输至干燥车间内密封刮板运输机上, 经密封给料阀将物料送入干燥机内进行干燥, 干燥后的产品转载至带式输送机运送至电厂。

2 掺烧后存在问题及解决方法

2.1 烘干燃料在炉前仓内起拱、搭桥棚煤问题

新加工的烘干燃料在炉前仓内易发生起拱、搭桥棚煤现象, 对锅炉的安全运行形成威胁。分析原因是燃料经烘干后化验含水分在4%左右, 但其表面会形成由于受烘干温度影响而产生的水汽, 冬季尤为明显。含有大量水汽的烘干煤直接进入炉前仓后, 水汽在仓内不易散发, 积聚并凝结成水造成烘干煤在仓内流动性变差, 形成结块、起拱, 导致下煤不畅, 频繁发生棚煤问题。

另外, 在原煤斗的设计中, 不同水分、压力、粘度的原煤滑落质量所要求的原煤斗倾斜角度不一样, 越是水分大, 、粘度大、团聚性强的原煤, 其安息角越大, 流动性越差。现行的原煤斗一般采用圆锥体或方锥体设计, 从结构上看, 原煤流通截面自上而下逐渐缩小, 截面收缩率从上至下快速增大, 原煤颗粒间的挤压力也逐步增大, 愈到下部愈容易使煤流粘接结块, 而且原煤滑落时中心部位流速快, 靠斗壁外缘流速慢, 这些都是产生粘煤、堵煤的内在因素。

通过水分、粘度、压力、动势能对原煤颗粒流动性影响的分析, 对煤斗各节的截面收缩率、水平面与仓壁夹角及高度进行优化设计。煤斗采用不等高圆台组合拼接而成, 截面收缩率设计成不等值且不断下降变化, 使每节圆台的连接点成为一个压力分散点。原煤经过时, 颗粒运动平衡状态被打破, 压力方向改变, 原煤颗粒移动, 压力分散, 阻力减少, 动力增大, 同时增加靠煤斗壁边缘煤流速度, 从而达到防止堵棚煤目的, 并能更好解决粘性大、团聚性强、水份大原煤及造成掺烧煤泥的原煤斗棚堵现象。

解决方法:1) 控制烘干煤水分在4%以下;2) 定期清理炉前仓下煤通道;3) 在输煤皮带上分段装设抽湿风扇;4) 对炉前仓进行设计改造, 增大下煤通道截面, 选择适合对应煤种安息角的仓形。

2.2 锅炉启动过程投煤阶段时的影响

烘干煤燃煤粒径两级分化严重, 灰份含量大, 在锅炉点火投煤阶段着火控制上难度较大, 较易产生因风煤比调节不当而导致的爆燃现象, 对锅炉启动阶段的参数控制带来影响。通过对多次启动过程的分析, 认为:1) 严格控制锅炉点火底料铺设的厚度和颗粒度满足设计需要。2) 投煤时, 尽可能控制并缩短油煤混烧时间, 使床温升至并保持在着火点温度之上。3) 及时调整风量, 保持氧量变化造成且充足。4) 投煤量控制应遵循点火操作原则, 不可大起大落。

2.3 尾部受热面积灰严重, 排烟温度超标

因燃煤粒径过细, 飞灰受烟气携带现象严重, 造成尾部受热面积灰严重, 排烟温度上升, 导致排烟热损失增大和飞灰含碳量增加, 影响了锅炉效率。

为降低排烟温度, 减少吹灰次数, 对吹灰器进行改造。将原尾部烟道固定短吹更换为伸缩式长吹, 增强了吹灰效果。改造后排烟温度由原来170℃降至140℃左右 (接近设计值) , 但每吹灰一次影响负荷2000KW~3000KW, 机组经济性受较大影响。

2.4 床料分布不均, 排渣困难, 冷渣器出现流渣现象

大比例掺配煤泥的混合煤种燃烧时对锅炉流态化工况的正常与否会产生一定的影响, 由于粒径的两级分化, 一次风量控制不当时, 会导致流化床出现局部吹穿或底渣沉积现象的发生, 造成锅炉密相区下部床温波动, 甚至会有由于流化不良而造成的局部结焦现象。其次, 大比例掺烧煤泥使锅炉床压波动不稳定, 底渣中细颗粒比例大幅增加, 在排出炉膛经放渣管时流动阻力增大, 造成冷渣器出现流渣现象, 威胁锅炉安全运行。

解决方法:1) 调整入炉煤掺配比例, 尽可能满足锅炉设计需求。2) 进行冷渣器优化改造, 增加进渣管管径, 调整进渣管倾斜角度。增加受热管排, 提高冷渣机换热面积。调整冷渣器螺旋导流片高度。3) 运行中, 操作人员根据床压波幅, 尽早对冷渣器的转速调节做到勤调、细调、小范围调整, 避免大幅度调节。保证冷渣器冷却水流量充足、稳定。

3 掺烧比例对锅炉运行安全的研究

大比例使用烘干煤后, 由于受燃煤粒径两级分化严重的影响, 造成锅炉频繁发生外循环中断现象。床温、负荷、蒸汽等参数波动剧烈, 威胁锅炉安全运行。通过运行调整和相关的技术改造, 能在一定程度上抑制锅炉外循环中断现象的发生, 但若想从根本上解决问题, 应考虑从煤泥掺烧比例上进行优化, 可按煤泥比例份额占20%、30%、40%、50%等掺配比例, 在锅炉不同负荷工况下做燃烧的经济性和安全性对比分析。找出适应电厂机组运行的最佳工况对应的煤泥掺烧比例, , 盲目加大比例或会对锅炉稳定运行带来不利的影响。

4 总结

循环流化床锅炉煤泥、洗混煤、煤矸石大比例掺烧综合利用发电表明循环流化床 (CFB) 锅炉具有良好的环保性能, 燃料适应性广, 不仅能实现国家提倡的资源综合利用、环保、节能减排, 提高电厂生产经济性, 同时也体现了较为突出的社会价值。大比例掺配煤泥的应用方面, 应着眼于从锅炉设备特性方面的改造和燃烧调节方式的优化入手, 在充分掌握燃料特性的基础上, 不断进行优化设计、改造的实施, 才能确保煤泥掺烧在流化床锅炉应用上的安全、可靠。

参考文献

[1]岑可法等著.循环流化床锅炉理论设计与运行.中国电力出版社.

[2]孔艳丽, 周永刚, 赵虹.不同水分, 压力对原煤颗粒体系流动特性的影响.煤炭学报.2012

浅析循环流化床锅炉脱硫 篇9

关键词：循环流化床锅炉,二氧化硫,脱硫机理,脱硫效率,锅炉热效率

循环流化床锅炉因其燃料适应面广、负荷调节性能好、燃烧效率高、可通过向炉内添加石灰石减少SO2排放等优点, 得到了广泛的应用, 特别是其炉内加钙脱硫的特性, 在环境问题日益紧张的今天更是受到了极力的推崇。但是, 从目前实际生产运行的循环流化床锅炉脱硫状况来看, 脱硫效率还比较低, 排放的锅炉烟气中SO2浓度高、排放量大, 远没有达到国家标准规定的要求。究其原因, 这与炉内加钙脱硫的影响因素众多且生产运行中不易控制、添加石灰石对锅炉的运行存在较多负面影响都有较大关系。

以下就二氧化硫在燃烧过程中的析出方式, 循环流化床锅炉脱硫机理, 影响脱硫因素等方面进行分析, 以期对循环流化床锅炉的合理脱硫做共同探讨。

1 煤燃烧过程中SO2的析出

煤中的硫以四种形态存在即黄铁矿硫、硫酸盐、有机硫和元素硫。其中黄铁矿硫、有机硫和元素硫占煤中硫份的90%以上, 是可燃硫。硫酸盐硫是不可燃硫。煤在燃烧过程中, 所有的可燃硫都在受热过程中从煤中释放出来。黄铁矿硫在300℃时即开始失去硫份, 形成黄铁矿和赤铁矿, 黄铁矿硫的大量分解则在650℃以上。有机硫在煤加热至400℃时即开始大量分解, 首先分解为中间产物 (主要是H2S) , 而后在遇氧气和其他氧化性自由基时逐步被氧化为SO。在炉膛的高温条件下存在氧原子或在受热面上有催化剂时, 一部分SO会转化成SO2。此外, 烟气中的水份会和SO2反应生成硫酸 (H2SO4) 气体。硫酸气体在温度降低时会变成硫酸雾, 而硫酸雾凝结在金属表面上会产生强烈的腐蚀作用。排人大气中的SO2由于大气中金属飘尘的触媒作用而被氧化生成SO3, 大气中的SO3遇水就会形成硫酸雾。烟气中的粉尘会吸收硫酸而变成酸性尘。硫酸雾或酸性尘被雨水淋落就变成了酸雨。以上煤燃烧过程可能产生的硫氧化物, 如SO2、SO3, 、硫酸雾、酸性尘和酸雨等。不仅造成大气污染, 而且会引起燃煤设备的腐蚀。

2 循环流化床锅炉脱硫机理

2.1 炉内脱硫

循环流化床锅炉炉内脱硫是在燃烧过程中在炉内加入脱硫剂, 常用的脱硫剂是石灰石。循环流化床锅炉采用掺烧石灰石 (炉内喷钙) 来实现炉内脱硫, 该物质在锅炉内煅烧分解, 发生如下反应:

细小的Ca O颗粒与SO2气体发生下列反应:

CaSO4进入锅炉燃烧后的灰渣之中, 从而达到脱硫的目的。

2.2 炉外脱硫

在锅炉出口后增加一级半干法烟气脱硫, 美国在1999年批准的佛罗里达州Jacksonville的JEA电厂300MW燃用石油焦循环流化床项目采用了这一方法。但这一方法在国内还不成熟。

3 循环流化床锅炉脱硫的影响因素

循环流化床的燃烧及脱硫过程十分复杂, 实际运行中影响脱硫效率的因素很多, 如运行床温、钙硫比、床料粒度、流化速度、SO2在炉膛停留时间、燃料煤含硫量等, 下面就一些主要影响因素进行简要分析。

3.1 行床温的影响

锅炉运行床温对脱硫效率影响较大, 这是由于床温的变化直接影响脱硫反应速度、固体产物的分布和孔隙堵塞特性, 所以床温会影响脱硫反应的进行和脱硫剂的利用率。脱硫的最佳温度并不是一个常数, 它与脱硫剂的品种、粒径、煅烧条件等有关, 一般控制在800~900℃之间。温度太低时, 脱硫反应变慢, 脱硫效率下降;温度太高时, CaSO4将会分解为SO2, 也会降低脱硫效率。

3.2 钙硫比的影响

固硫剂所含钙与煤中含硫的摩尔比称为“钙硫比”。所用煤质一定, 煤中含硫量也是定值, Ca/S越大就表示固硫剂使用的越多, 它是表示固硫剂用量的一个指标。当温度一定时, Ca/S越高, 脱硫率也越高。但是Ca/S越高, 石灰石粉的利用率越低, 残留的Ca O越多而不经济。一般认为Ca/S为1.5或2时较为经济。

3.3 床料粒度的影响

脱硫剂和燃料的粒度以及两者的粒径分布对脱硫效率也有较大影响。采用较小粒径的石灰石易使SO2扩散到脱硫剂核心, 其参与反应面积增加, 有利于脱硫。但石灰石粒度太小或使用太易磨损的石灰石会增大其以飞灰形式的逃逸量, 使脱硫效率下降。

3.4 燃料煤含硫量的影响

在相同钙硫比的情况下, 含硫量越高的煤, 其脱硫率也越高。这是因为高硫煤会使炉膛内产生较高的SO2浓度, 因而提高了脱硫的反应速度。

4 添加石灰石对循环流化床锅炉运行的影响

4.1 对入炉热量的影响

添加石灰石脱硫的热化学反应包括Ca CO3煅烧的吸热反应和硫酸盐化反应的放热反应两部分。一开始石灰石从给煤机添加进入炉膛后, 床温会明显降低, 这是因为石灰石进入炉膛后在高温下首先发生煅烧分解反应, 这个反应是吸热过程, 同时由于石灰石与燃煤混合后进入炉膛, 在螺旋给煤机转速不变时, 加石灰石后入炉煤量肯定减少了, 放热量也减少, 这两方面因素必然导致床温降低, 而且加入的石灰石越多, 即Ca/S越高, 床温下降越大也越快。

4.2 对灰渣物理热损失的影响

由于从锅炉排出的炉渣和从分离器下排出的灰分仍具有相当高的温度, 这部分热量不能被利用, 所引起的热损失称为灰渣物理热损失。

4.3 对排烟热损失的影响

由脱硫公式可以看出, CaCO3反应后产生的CO2为82m3, SO2在与CaO反应的过程当中, 多消耗的氧量为15.26m3, 需要增加的空气量为73m3, 整体增加的烟气量为140m3, 造成排烟热损失增加量为30458kj。

以上说明循环流化床锅炉加钙脱硫会降低锅炉的热效率。

5 解决循环流化床锅炉脱硫问题的对策

5.1 加强炉内脱硫技术的研究

由于循环流化床锅炉炉内加钙脱硫的影响因素较多, 对脱硫效率的影响较大, 因此, 运行人员在运行中应摸索、总结各因素与脱硫率间的关系, 简化控制因素, 不断提高参数控制的可操作性, 从而提高脱硫效率。另外, 要获得稳定的脱硫效率, 必须采用适用、先进的控制手段, 以实现石灰石添加的自动、准确给料。除进一步改进锅炉设计、提高操作的自动化水平外, 还应加快开发研制新型的脱硫剂, 通过提高脱硫剂的使用效率, 降低钙硫比, 减少添加量, 从而减轻因加入脱硫剂而对锅炉运行产生的影响。

5.2 制定配套相关政策并加强管理和监督

国家有关部门应尽快制定针对锅炉脱硫厂家运行的有效激励政策, 使已投运的循环流化床锅炉都能发挥炉内脱硫优势, 降低燃煤排放SO2对环境的影响。

对于循环流化床锅炉脱硫的管理和监督, 应和我国目前实施的SO2总量控制结合起来。对于新建的循环流化床锅炉, 其排放量必须符合当地SO2总量控制指标的要求。

参考文献

[1]岑可法, 倪明江, 骆仲泱, 等.循环流化床锅炉理论设计与运行[M].北京:中国电力出版社, 1998.

[2]冯俊凯, 沈幼庭.锅炉原理及计算[M].北京:科学出版社, 1992.

煤泥循环流化床锅炉 篇10

关键词：煤矸石循环硫化床锅炉,煤泥掺烧

山东华聚能源济东新村电厂配有三台35t/h循环流化床锅炉(济南锅炉厂生产，型号为YG-35/3.82-M7), 主要燃用济二矿或济三矿的洗中煤和矸石，2008年洗中煤紧缺价格持续飙升，使电厂的燃料成本占运营成本的比例从71.6%升至74.8%。要想提高效益，节煤就成了重中之重。通过现场调查，煤泥发热量14700-16800kJ/Kg，与洗中煤发热量相近，市场价格每吨要便宜150元。如果掺烧煤泥，就可节约高额的成本，效益非常可观。本文通过大量的调研咨询，结合YG-35/3.82-7型循环流化床锅炉自身结构和燃烧性能特点分析，创新地提出煤泥掺烧方案。

一、现状分析

1. 煤泥煤特性分析。煤泥是选煤厂的副产品，由煤炭、矸石与粘土混合组成，一般浓度 (含固量) 为72%～77%，含水率25%～31%。颗粒直径小于0.5mm，产量约为入洗原煤的10%～20%，是一种高浓度、高粘度的粘稠物料，其表观粘度变化较大 (10～104Paos) ，均匀混合后属于典型的非牛顿流体，流动性小、粘结性大。

2. 循环流化床锅炉的特点分析。济南煤矸石循环硫化床锅炉YG-35/3.82-M7所用燃料为济三矿洗中煤和矸石，其低位发热量为12409KJ/Kg。入炉煤粒径要求13mm以下，入炉煤水分<7.5%。设计循环倍率为20倍，炉膛高度达28m，截面积较小仅仅3.37m3，具有良好的混合及燃烧区域的扩展，燃料在循环流化床锅炉中，按重量计，入炉燃料仅占床料的1%～3%，其余是不可燃的固体颗粒，如脱硫剂、灰渣。因此，燃料进入炉膛后很快与大量床料混合，燃料被迅速加热至着火温度，而同时床层温度没有明显降低。上述分析表明循环流化床锅炉掺烧煤泥方案可行。

二、实现煤泥掺烧需要解决的关键问题

1. 由于煤泥具有高水分、粒度细、持水性强、灰分高等特点，必须实施技改投入，降低含水率和粘度，确保煤泥掺烧比例，达到入炉燃烧指标的要求。

2. 其次，针对易造成碎煤机堵塞、煤仓搭桥、给煤机断煤等一系列问题，必须实施技改投入，保证设备的稳定运行。

3. 保证掺烧煤泥增加的灰量正常输送。

三、解决方案

采用不改变锅炉炉体结构，主要通过煤泥烘干设备将煤泥烘干(一般烘干后煤泥含水量≤10%)后与原给煤混合在一起，通过破碎后送至锅炉进行燃烧的方案。

通过购置生产能力为8±1t/h的郑州鼎力煤泥烘干机，煤泥烘干后水分控制在8%以下，粒度控制在8mm以下。

四、采取的对策和措施

1. 充分利用厂内空地，对进场煤泥先摊薄晾晒，再通过煤泥烘干设备将煤泥烘干后煤泥呈松散状态，已不具有粘结现象后，对煤泥提取样本化验含水量合格后组堆备用。

2. 以锅炉设计煤种特性为调节基数，以现锅炉燃用煤种特性为定量，以烘干后煤泥特性为变量，求出掺配方案为煤泥量：现锅炉燃用煤量=1∶5。

3. 利用新工艺，大胆对振动筛、破碎机的筛板加装变孔自清理装置;给煤机加振打监视装置;锅炉风帽改为防磨防漏渣型;将下渣口周围的风帽制造成一体的风帽等进行了20多项技术改造，推出了5项管理革新。活动中有效利用各种图表、工具，严格按照PDCA循环的步骤，解决了系统堵煤和锅炉掺烧运行稳定的问题，达到煤泥掺烧后输煤、锅炉燃烧的稳定运行。

4. 将现有4根灰管在过马路后直接斜向连接至灰库底下弯头，取消所有过渡弯头，减少局部冲刷磨损，延长灰管使用寿命，保证掺烧煤泥增加的灰量正常输送。

5. 积极联系济三矿煤质销售科，及时采购质优价廉量丰的煤泥资源。及早储备燃料，包括：洗中煤、矸石、煤泥。

6. 制定煤泥掺烧规章制度并严格执行。

五、实施效果

1. 锅炉安全稳定经济运行，全年各项生产指标超额完成。

2. 据统计，2009年共掺烧煤泥1.034万吨 (150元/吨) ，节约洗中煤6130吨 (500元/吨) 。节约燃料成本：(0.613×500)-(1.034×150)=151.4万元。

试论循环流化床锅炉的发展 篇11

【关键词】循环流化床；锅炉；生物质能；烟气余热利用

1.我国循环流化床锅炉发展现状

循环流化床(CFB)锅炉因为其燃料适用性广、负荷调节性强以及环保性能优良而得到了越来越多的重视。在我国能源与环境的双重压力下，循环流化床锅炉在我国得到了快速的发展。据全国电力行业CFB机组技术交流服务协作网（CFB协作网）统计，我国现有不同容量的循环流化床锅炉近3000台，约63000MW的容量投入商业运行，占电力行业中锅炉总台数的三分之一强。可以预见，循环流化床锅炉将会在我国得到更大的发展。大量循环流化床锅炉机组的装备对于优化我国电力结构、改善电力供应品质、提高我国整体资源利用效率以及降低污染物排放方面发挥出了不可替代的作用。

2.循环流化床锅炉的特点

循环流化床(CFB)锅炉最为突出的特点主要有以下几个方面：燃料适用性广、环保性能优良以及负荷调节性强。

2.1循环流化床锅炉的燃料适应性

循环流化床锅炉机组的燃料适应性广的主要含义是指对于循环流化床这种锅炉来说，它可以适应很多种燃料，比如各种燃煤、煤矸石、石油焦、生物质以及有机垃圾等，但是对于一台已经设计好的锅炉来说，它的燃料是一定的，也就是说在燃用这种设计燃料的时候，其性能发挥最为出色，而随着燃料特性与设计特性的偏离，其性能会有很大的限制，因此不能够将循环流化床锅炉的燃料适应性无限夸大。当然，与此相对比，煤粉锅炉如果燃料特性与设计特性相差太远，可能会面临无法运行的状况，这也是循环流化床对煤粉锅炉的优势之一。

2.2循环流化床锅炉的环保性能

循环流化床锅炉由于能够采用低温燃烧以及炉内脱硫技术，所以其烟气中NOx以及SO2的产生量都很低。循环流化床锅炉机组不仅污染物的排放浓度低，而且随着人们环保意识的加强，烟气中污染物的排放浓度有进一步下降的趋势。

2.3循环流化床锅炉的负荷调节性

循环流化床锅炉由于炉内布风板上有大量的循环床料积蓄大量的热量，因此其在小负荷的状况下也能够点燃进炉燃煤，所以也就能够在低负荷下较好的保持运行状态。

3.循环流化床锅炉在生物质能利用方面的优势

3.1我国生物质能总量与利用现状

目前，在可再生能源中，生物质能是非常具有开发潜力的一种。生物质能是太阳能以化学能形式储存在生物质中的、以生物质为载体的能量。生物质能是人类使用的最古老的能源，也一直是人类赖以生存的重要能源。目前它仅次于煤炭、石油和天然气而位居于世界能源消费总量的第四位，在整个能源系统中占有重要地位，未来生物质能更会成为支柱能源之一。生物质资源一般包含农业废弃物，比如秸秆、粮食加工废弃物等；林业剩余物以及城市生活垃圾等。其中农业废弃物即农作物秸秆是最有开发潜力的生物质能资源。

3.2循环流化床锅炉混烧生物质秸秆分析

从能量利用的角度来看，利用现有的循环流化床锅炉进行生物质混燃的主要优势有以下几个方面：（1）利用效率较高，采用混燃发电的方式可以使生物质能以大机组的效率进行高效利用，因此效率远高于生物质直燃电站。（2）循环流化床锅炉机组由于燃料适应性广，因此对生物质秸秆的品种和与燃煤的配比方面较为灵活，尤其是当锅炉设计煤种为烟煤而实际煤种为无烟煤或贫煤的时候，无烟煤或贫煤经过与秸秆的适当配比可以使得配出的燃料具有烟煤的特性，更有利于锅炉运行。（3）设备改造投资较低，锅炉本体几乎不需要做大的改动，紧紧需要改动相应的辅机设备以及安装检测计量装置即可。

4.循环流化床锅炉尾部烟气余热利用研究

相比较煤粉锅炉，循环流化床锅炉因为风机出口压头较高，达到20kPa以上，所以风机出口空气温度可以比环境温度提高约20℃，如果在循环流化床锅炉空气预热器设计上忽略了这一点，那会导致排烟温度进一步增高，从而显著降低锅炉效率。如果能够将循环流化床锅炉排烟温度降低到100℃以下，我国循环流化床锅炉将平均提高锅炉效率在2%以上，节能非常明显。目前广东新会双水发电有限公司已经对循环流化床锅炉机组的烟气余热进行了利用，他们采用吸收式制冷机组，利用烟气余热制冷，供应全厂空调使用，效益十分显著。

5.循环流化床锅炉其他方面改进工作的研究

5.1石灰石与燃煤直接混合入炉研究

目前循环流化床锅炉机组的脱硫方式为采用独立的石灰石系统，利用石灰石系统将石灰石粉末喷入炉膛，从而达到脱硫效果。但是从实际运行效果来看，石灰石系统出现过很多故障，比如给料困难、磨损等，这大大影响了锅炉脱硫效率。CFB协作网经过调研后认为，如果采取去掉石灰石系统，而是将燃煤与石灰石粉末直接混合后经过煤仓供给锅炉可能是更好的方式。其主要优点如下：（1）节省了石灰石系统的投入，一套石灰石系统投资约需数百万元，去掉了石灰石系统，就等于节省了数百万元的投资费用。（2）减少了运行费用，石灰石系统在运行过程中需要压缩空气，这需要消耗一定的成本。（3）减轻了维护费用，因为没有石灰石系统，所以就不需要维护。

5.2消除煤仓搭桥研究

锅炉在运行过程中，其煤仓经常出现搭桥断煤问题，尤其是在燃煤含水量较大的情况下。当煤仓出现堵塞不能自动下煤时，时间短的会造成锅炉负荷和运行参数波动，时间长的若处理不好容易造成锅炉灭火，影响正常生产。燃煤的水份含量、粗细度比、热传导量的变化以及物料在煤仓内存放时间的长短等都是堵塞的原因。目前，解决方法主要有：（1）运行人员发现堵塞后，人工用大锤敲打或用长钎捅，缺点是效率极为低下，不但严重浪费了人力，同时由于需要的时间较长，使设备的可用率大大降低；（2）用振动器代替人工敲打，缺点是效率不高，同时在已经形成堵煤时越振越实，同时有时也使煤仓内壁上防堵煤衬板松脱造成更严重的后果；（3）空气炮振打等，缺点也是效率不高，而且有可能越振越实。

6.结论

（1）循环流化床锅炉尽管在我国的起步较晚，但是发展非常迅速，在缓解我国能源与环境双重压力、调整我电力供应结构等方面发挥了重要作用。（2）利用循环流化床锅炉燃料适应性广的优势可以混烧生物质秸秆，节能、环保，经济以及社会效益非常显著。（3）循环流化床锅炉因为采用炉内脱硫的方式，使得排烟中SOx含量较低，因此为开展烟气余热利用提供了基础，这有助于大幅度提高锅炉效率。（4）循环流化床锅炉可以考虑把石灰石系统作为系统备用，以降低投资、运行与维护费用。（5）利用活动面代替固定面有可能是解决煤仓搭桥的一个有效方法。　[科]

【参考文献】

［１］李建锋,郝继红,吕俊复等.中国循环流化床锅炉机组运行现状分析.锅炉技术（收录）．

循环流化床锅炉的燃烧控制 篇12

1 循环流化床锅炉的工作原理

循环流化床锅炉正常运行的时候, 炉前给煤系统将燃料送到炉膛里面, 一般送风设有一次风和二次风, 有的厂家会设三次风。一次风是为了保证料层流化和床温控制, 一般通过布风板下方进入到炉膛里面;二次风则是增加炉膛里面的总分量, 保证燃料充分燃烧。

炉膛内的物料在一定的流化风速作用下, 发生剧烈扰动, 形成气固两相流, 部分固体颗粒在高速气流的携带下离开密相区进入稀相区, 其中较大颗粒因重力作用沿炉膛内壁向下流动, 一些较小颗粒随烟气飞出炉膛进入物料分离装置, 进入分离装置的烟气经过固气分离, 被分离下来的颗粒沿分离装置下部的返料装置送回到炉膛, 经过分离的烟气通过对流烟道内的受热面吸热后, 离开锅炉。循环流化床锅炉设有分离效率很高的分离装置, 被分离下来的颗粒经过返料器, 重新进入到炉膛里面, 这样既可以保证燃料的充分燃烧还可以保证炉膛内灰的粒径、浓度保持在一个合适的程度, 所以和传统锅炉相比较, 循环流化床锅炉不仅有辐射传热方式, 还增加了对流以及传热等传热方式, 这样锅炉炉膛里面的导热系数会大大提高。

2 燃烧控制的具体措施

1) 控制料层温度。料层温度又被称为床温, 指的是燃烧密相区内流化物料的温度, 这个参数直接关系到锅炉能否安全稳定运行。测定床温的时候一般采用不锈钢套管热电偶作一次元件, 将其布置在燃烧室密相层中, 距离布风板200~500mm, 插入炉墙深度维持在15mm~25m m之间, 且数量必须大于等于2只。锅炉运行过程中不能忽视料层温度的监视, 通常情况下需要将温度控制在850~950摄氏度, 这是因为温度过低锅炉会出现灭火以及燃烧不稳等情况, 并且这个温度区间也是最佳脱硫脱销温度, 温度过高则容易出现高温结焦, 造成锅炉出现停止运行的事故。所以物料层的温度不能低于800摄氏度, 最高则不能超过970摄氏度。

2) 控制料层厚度。循环流化床有着密相区与稀相区的分别, 密相区内静止物料厚度就是料层厚度, 当煤种一定的时候, 一定的料层差压意味着一定的料层厚度。一般情况下, 通常将风室与密相区上界面之间的差压值减去布风板阻力作为料层差压的监测数值, 料层厚度和差压值之间成正比, 也就是料层厚度越大, 差压值越高。

3) 控制物料浓度。反映炉膛内固体物料浓度参数的就是炉膛差压。一般情况下炉膛差压的监测数值就是测量密相区上界面与炉膛出口之间的压力差值。炉膛差压值、物料浓度、传热系数以及锅炉负荷四者之间成正比, 炉膛差压越大, 锅炉的负荷就越高。在锅炉正常运行的时候, 可以根据负荷调节炉膛差压, 而炉膛差压的控制则是通过煤质、煤粒、石灰石量、物料量及风量等实现的, 通常情况下炉膛差压控制在500~2000Pa区间之间。

4) 控制运行风量。一次风和二次风有着各自的作用, 前面笔者也提到过, 一次风主要是控制锅炉流化和床温的, 二次风则是为了控制总风量。当一次风满足流化和床温需求, 且总风量不足的时候, 可以逐步加大二次风, 二次风随着锅炉负荷的增加而增加。调整一二次风的配比, 也有利于控制NOX的排放。最低流化风量是为了保证和限制流化床启动及低负荷运行的下限风量, 是为了避免风量过低造成流化不良, 锅炉结焦情况的出现。当锅炉点火时, 让一次风量大于最低流化风量, 尽量避免低温结焦情况的出现。当锅炉低负荷运行的时候, 要保证其大于最低流化风量, 一般在冷态试验的时候确定最低流化风量, 测量风量时需加温度补偿。

5) 控制返料温度。通过返料器送回到燃烧室中的循环灰的温度就是常说的锅炉返料温度, 控制返料温度可以起到调节料层温度的作用。返料器是循环流化床锅炉的一个主要部件。它工作的好坏直接影响着锅炉的安全、稳定、经济运行, 首先要保证返料器有稳定流化气源, 启动时调整好返料器的流化风量。在运行中, 要加强监视和控制返料器温度, 防止超温结焦, 一般返料器处的温度最高不宜大于950℃, 当返料器温度过高时, 应及时查明原因并消除。温度过高的时候容易造成返料器结焦, 特别是将无烟煤作为燃料的时候, 无烟煤相比于普通煤更为难燃, 而且存在燃料后燃的情况, 如果不控制好温度, 很容易出现结焦的情况。当温度太高时, 加大返料风量并调整风煤配比、一二次风配比及煤质, 同时需要检查返料器有没有堵塞的情况, 如果有的话, 需要及时进行清除, 以达到保证返料器通畅的目的。

6) 调整锅炉出力。当锅炉运行负荷增加的时候, 这时候应该在少量增加一次、二次风量之后, 在增加煤, 按照少量多次的调整原则调节, 直到出力达到相关要求为止。增加负荷率的速度一般维持在2MW~5MW;当减负荷时, 首先要做的就是减少给煤量, 接着减少一次、二次风量, 同时将一部分底渣放掉, 保证固体物料循环, 必须维持一定的灰平衡, 最终达到降低炉膛差压、改善床料的目的, 直到达到所需出力为止。

3 结束语

运行循环流化床锅炉的时候, 需要结合锅炉当时的负荷情况以及燃用煤质, 对料层差压等多参数情况进行严格监控, 然后不断结合实际情况调整风量、煤量以及返料量, 保证锅炉运行过程中始终保持最佳运行效果, 保证循环流化床锅炉的功效得到最大程度的发挥。

参考文献

[1]黎倩.模糊鲁棒控制在循环流化床锅炉控制中的应用研究[D].河北科技大学, 2010.

[2]贾东坡.循环流化床锅炉燃烧优化数值模拟研究[D].华北电力大学, 2013.

[3]姜璐.基于源头提质的可燃固体废物流化床燃烧利用研究[D].沈阳航空航天大学, 2013.