从而实现燃料不断的往复循环燃烧

1、云南开远电厂300MW循环流化床锅炉，是引进法国ALSTOM公司技术，哈尔滨锅炉厂有限公司生产。锅炉型号为HG-1025/17.5-L.HM37，该锅炉系超高压参数、单汽包、自然循环、单炉膛、平衡通风、半露天岛式布置。炉膛宽度15.051m，深度14.703m，高度35.5m。锅炉采用全密封结构，燃用煤质为小龙潭褐煤，设计燃煤量226.5t/h
2、燃烧机理：循环流化床锅炉采用流态化的燃烧方式，是介于煤粉炉悬浮燃烧和链条炉固定燃烧之间的燃烧方式，即通常所讲的半悬浮燃烧方式。在循环流化床锅炉中,存有大量床料,首次启动时人为添加床料,在锅炉运行时床料主要由煤中的灰、未反应的石灰石、石灰石脱硫反应产物等构成。床料在从布风板下送入的一次风的作用下处于流化状态，煤粒、床料及石灰石被烟气夹带在炉膛内向上运动，在炉膛的不同高度部分大颗粒将沿着炉膛边壁下落，形成物料的内循环；较小固体颗粒被烟气夹带进入分离器，进行分离，绝大多数颗粒被分离下来，一部分通过回料阀直接返回炉膛，另一部分通过外置式换热器后返回炉膛，形成物料的外循环；飞灰随烟气进入尾部烟道。通过炉膛的内循环和炉外的外循环，从而实现燃料不断的往复循环燃烧。
循环流化床根据物料浓度的不同将炉膛分为密相区、过渡区和稀相区三部分，密相区中固体颗粒浓度较大，具有很大的热容量，因此在给煤进入密相区后，可以顺利实现着火；与密相区相比，稀相区的物料浓度很小，稀相区是燃料的燃烧、燃尽段，同时完成炉内气固两相介质与蒸发受热面的换热，以保证锅炉的出力及炉内温度的控制。
3、
国电小龙潭电厂2×300MW 机组选用上海锅炉厂有限公司设计制造的SG-1025/17.4-M801型循环流化床锅炉（CFB）。该锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收法国ALSTOM公司循环流化床锅炉技术的基础上，运用了ALSTOM公司验证过的先进技术以及本公司十几台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验，而进行设计、制造的。首台锅炉于开始烘炉，11月10日吹管，12月20日顺利通过168小时试运行。锅炉采用岛式半露天布置、全钢构架、炉顶设置轻型钢屋盖、单锅筒自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、风水冷流化床冷渣器，炉底采用水冷一次风室结构。
炉膛上部布置了36片扩展蒸发受热面。后烟井内依次布置有高温过热器、低温再热器和二级省煤器。二级省煤器之下布置有由框架包围的4组一级省煤器。炉膛二侧从上至下依次布置了4台旋风分离器、4台回料器、4台外置式换热器及4台冷渣器，炉后布置一台四分仓容克式空气预热器。
锅炉采用2级破碎制煤系统，配4台称重式给煤机，布置在炉前，燃料通过4套皮带给煤机送至布置在回料腿上的8只给煤口和布置在炉膛两侧墙上的4只炉膛给煤口。 3.1锅炉主要技术参数名称
单位 BMCR BECR ECR 过热蒸汽流量 t/h 1025 943.8 897.3 过热蒸汽出口压力 MPa(g) 17.40 17.28 17.20 过热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 再热蒸汽流量 t/h 846 783.3 747 再热蒸汽进口压力 MPa(g) 3.99 3.70 3.53 再热蒸汽出口压力 MPa(g) 3.80 3.52 3.36 再热蒸汽进口温度 ℃ 327 320 315 再热蒸汽出口温度 ℃ 540 540 540 给水温度 ℃ 282 277 274 3.2设计燃料名称
符号单位设计煤种收到基碳 Car ％ 36.72 收到基氢 Har ％ 1.87 收到基氧 Oar ％ 12.59 收到基氮 Nar ％ 1.01 收到基硫 St.ar ％ 1.66 收到基灰分 Aar ％ 11.45 全水分 Mt ％ 34.70 干燥无灰基挥发份 Var ％ 52.70 收到基低位发热量 Qnet.ar MJ/kg 12.435锅炉烘炉结束后，主要进行了输煤系统、给煤系统、燃油系统、除灰除渣系统调试，锅炉冷态试验，蒸汽管路吹扫试验，整套启动调试等。
4.1 给煤调节控制问题
4.1.1 给煤系统介绍
每台锅炉设计4套给煤系统布置在炉膛二侧，每一侧设2套。每套系统为两级给煤，一级为四台称重给煤机，二级为四台刮板给煤机。一台刮板给煤机设三个出口，前后两个为回料腿给煤口；中间为墙式给煤口，设在侧墙水冷壁上。前面的回料腿给煤口和中间的墙式给煤口各安装一手动插板门，由此分配三个给煤口的下煤量。每台锅炉共设置12个给煤口。回料腿给煤管下方设有自动隔绝门，优质加气砖设备。并有冷二次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气反串入给煤机；两侧墙给煤管上设有自动隔绝门，并有冷一次风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气反串入给煤机。见图1。
4.1.2 调试中出现的问题
锅炉投煤后发现，炉膛前后床温偏差非常大，基本上有150多摄氏度，特别是密相区上部床温，偏差300多摄氏度,如图2，炉膛前上部床温739.8℃，后上部床温为401.6℃（当时的给煤量为左侧8.8t/h、右侧8.4t/h）。最大的时候前后偏差达400℃。同时引起分离器出口烟温偏差，1#和4#分离器出口烟温明显比2#和3#分离器出口烟温高。
分析其原因，应该是给煤量不均造成的。随即对给煤机进行检查，发现刮板给煤机给煤口的手动插板门均为全开，未作调整。因此在给煤量小的时候，绝大多数给煤从第一个给煤口给入炉膛，导致前部炉膛温度偏高，而炉膛后部温度偏低。未完全燃烧的煤碳颗粒上升后，在二次风的补燃下，充分燃烧，释放大量热量，从而造成上部温度偏差更大。
因为其他电厂在给煤管上设有旋转给料阀，用以控制给煤量，而本台锅炉未设计。所以开始对手动插板门没有引起足够的重视。
按照设计标准，在正常工况下2个回料腿给煤口的给煤量分别占1套给煤机总煤量的40%，一个水冷壁给煤口的给煤量占1套给煤机总煤量的20%。
刮板给煤机给煤口的手动插板门从前往后开度应调整为40%、60%左右,最后一个给煤口没有插板门，为全开。由锅炉负荷要求，自动控制给煤机电机转速，调节给煤量从而控制每个给煤口的给煤量。给煤机电机转速范围为0~1500r/min。这样才有可能控制三个给煤口的给煤量分配分别为40%、20%、40%。
经过调整手动插板门开度后，前后床温偏差明显改善。
4.2 一、二次风量问题
4.2.1 量程设置问题
调试过程中发现，一、二次风量的量程设置都偏大。锅炉DCS左、右侧一次风流量的量程均为0~500 000Nm3/h,而每一侧的设计最大一次风量为151 500Nm3/h，是DCS量程的30%；设计最小一次风量为106 000Nm3/h，是DCS量程的21%。
DCS左、右侧总二次风量的量程为0~1000 000 Nm3/h,而每侧设计最大总二次风量为226 050 Nm3/h，是DCS量程的23%；设计最小总二次风量为69 400 Nm3/h，是DCS量程的6.9%。
DCS左、右侧下二次风量量程为0~1000 000 Nm3/h，而每侧设计下二次风量最大为128 980 Nm3/h，是DCS量程的13%；设计最小下二次风量为39 558 Nm3/h，是DCS量程的4%。
为了提高风量显示的精确度，应进行如下修改。每侧一次风量量程更改为0~227 000 Nm3/h，这样设计最大一次风量为量程的67%，设计最小风量为量程的47%；每侧总二次风量量程更改为0~300 000 Nm3/h，这样设计最大总二次风量为量程的75%，设计的最小总二次风量为量程的23%；每侧下二次风量量程更改为160 000 Nm3/h，这样设计最大下二次风量为量程的81%，设计最小下二次风量为量程的25%。
4.2.2 风量测量误差问题
调试过程中发现，DCS显示各负荷工况下运行的一次风量与设计值差别较大，而尾部氧量测量装置又不准。随即对一次风量测量装置进行校对（风量测量装置之前已进行标定）。以下几个表格的数据在70%负荷时测取。流量计为VRB型匀速管。
首先每隔5分钟读取就地差压变送器的开度信号。如下表：
就地差压变送器读数
差压 (Pa) 时间(12月8日) 15:10 15:15 15:20 15:25 平均(%) （变送器量程0~435Pa）左侧读数(%) 29 27.5 28 30 28.6 124.5 右侧读数(%) 36 34 34 36 35.0 152.2 在读取就地差压变送器的开度信号的同时，从DCS上读取以下参数，如下表：
时间(12月8日)
15:10 15:15 15:20 15:25 平均一次风压力(Kpa) 24 24 23.5 23 23.6 右侧一次风流量(Nm3/h).0 右侧一次风温度(℃) 282 279 275 273 277.3 左侧一次风流量(Nm3/h).0 左侧一次风温度(℃) 281 278 274 271 276.0 两种方式获取的风量的比较，如下表：
右侧一次风量
左侧一次风量就地差压变送器计算风量 (以DCS上的压力和温度修正)(Nm3/h) 就地差压变送器计算风量 (以DCS上的压力和温度修正) (Nm3/h) DCS上读取的风量(Nm3/h) DCS上读取的风量(Nm3/h) DCS显示风量的误差 17.3% DCS显示风量的误差 28.8% 70%负荷时设计风量(Nm3/h) 70%负荷时设计风量(Nm3/h) 实际风量比DCS显示的风量小，且存在两侧风量不均衡。
因为运行时需要投入自动控制，如果风量不准，会影响自控投入的效果，同时也会影响运行人员对锅炉运行参数的监视，最终影响机组的安全经济运行。因此，需要仔细检查发生误差的原因。重新紧固流量计和变送器的接线。
重新检查确认差压变送器的量程为0~435Pa.
重新检查DCS流量的计算公式，应进行温度和压力的修正。
检查确认没有飞灰堵塞流量测量装置。必要时进行吹扫。
4.3 翻床
调试过程中，发生过几次翻床事故。发生翻床时，床压和一次风量、风压波动频繁，而且波动幅度加大，如果未能及时对两侧一次风进行调整，则一侧的床料很快就会被吹往另一侧，造成这一侧床压和床温快速下降，一次风量大幅增大，而另一侧的床温和床压则快速上升，一次风量急剧减少，直至床压高的一侧一次风量为零，床压低的一侧床料被吹空。整个翻床过程在1~2分钟内完成。如果不能及时将两侧的床压恢复平衡，则必须停炉。
虽然发生翻床时，凭借运行人员的经验，及时对两侧的一、二次风量进行了调整，平衡了两侧的床压，但还是严重影响了锅炉连续稳定运行。所以就双裤衩腿CFB锅炉来说，防止锅炉翻床是非常重要，也是非常必要的。
4.3.1导致翻床的主要原因是：
1）两个裤腿的一次风量不均衡。
2）不适当的风量控制（例如手动控制）或高料位。
正常运行工况下，两裤腿的床压偏差约为1.25 KPa。当床压偏差超过2.5KPa时，须检查两个裤腿的床温和一次风量是否均衡。如果两侧的床温偏差很大，可以通过偏置给煤或设置适当的外置床锥形阀开度来调节。如果两侧的床温和一次风量是均衡的，则可通过炉膛底部排渣来均衡两侧的床压。
4.3.2防止翻床的措施主要是：
⑴ 使用一次风量的自动控制，严禁手动控制。
⑵ 严密监视冷渣器的运行，确保两侧的床料均衡。
一次风压由一次风机进口动叶片控制。根据设计要求，一次风压是两个裤腿炉膛差压中较高炉膛差压的函数。设计一次风压与炉膛差压曲线如图7。自动控制时，一次风量控制回路控制两个一次风挡板，以确保两个裤衩的风量均衡。为了防止翻床，需监视一次风量偏差，如果发现一次风量发生偏离，就会对一次风压控制回路发出信号。
在本工程的锅炉调试过程中发现，料位的控制还是合适的，但锅炉两裤腿的一次风量测量不准确或者是飞灰堵塞流量计，DCS显示两侧一次风量不均衡，如图9。无法很好的投自动控制，只能手制。
可能是调节两侧一次风的电动调节挡板的传动特性不一致。相同的挡板开度，得到的风量是不同的；或者挡板开到达一定程度时，其调节特性不再是线性关系。所以一次风量投自动时，当需要自动调节风量时，实际风量无法满足调节需要，造成两侧风量偏差，导致翻床的发生所以，在做空床阻力试验时，非常有必要对一次风电动调节挡板做传动特性试验，检验两个电动挡板的传动特性是否一致。
5．结论
给煤的分配和风量测量的准确性对CFB锅炉的燃烧和运行控制非常重要，特别是对双裤衩腿设计的CFB锅炉。因此，在锅炉调试过程中需要非常认真地做好这些工作。
5.1 给煤控制须尽量确保左右两侧和前后均匀，尤其在启动阶段，给煤量较少的情况下，防止炉膛床温出现较大偏差。
5.2 风量测量需准确，否则投自动较困难。
5.3 风量显示的量程应该设置合理，以免产生额外误差。
5.4 需要认真做一次风电动调节挡板的风量调节特性试验，通过风量与挡板开度的实际关系曲线进行设置，以修正偏差，保证两侧风量的一致性。
5.5 风量挡板调节特性不一致，一次风量不平衡，是引起翻床的主要原因。
参考文献：
[1] 上海锅炉厂有限公司设计处锅炉设计说明书
[2] 张文清朱玉文白马300 MW CFB锅炉运行中“翻床”现象浅析全国节能技术交流会论文集 2006.7
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