循环流化床锅炉脱硫的试验研究

循环流化床锅炉脱硫的试验研究（共10篇）

1.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇一

循环流化床烟气脱硫模拟中试试验研究

摘要：在东南大学热能工程研究所建立的φ600mm,处理烟气量达m3/h(标准状态,下同)的.循环流化床烟气脱硫中试试验台上,进行了循环流化床烟气脱硫的试验研究.分别讨论了Ca与S的摩尔比、烟气流量、入口SO2浓度、反应温度等因素对脱硫效率影响.试验结果表明,Ca与S的摩尔比和反应温度的影响最为显著,烟气量和SO2入口浓度也有一定的影响,但不十分明显,说明循环流化床烟气脱硫工艺对锅炉负荷和燃煤煤种的变化有较好的适应性.Abstract：At present, SO2 pollution control of coal combustion is an urgenttask in the field of air pollution control in China. An experimental research was carried on the simulated pilot-scale test facility of Circulating Fluidized Bed for Flue Gas Desulfurization (CFB-FGD) whose diameter is 600mm and nominal flow rate of the flue gas is 2 000 m3/h in Thermal Engineering Research Institute of Southeast University. The Ca/S molar ratio and the reaction temperature have great influence on the efficiency of desulfurization, but the influences of the flow rate and SO2 inlet concentration are not obvious. So the result indicates that CFB-FGD technology is applicable for the variation of the boiler’s load and the coal used.作 者：冯斌    李大骥    周志良    吴颖海    杨军  作者单位：冯斌,李大骥,吴颖海,杨军(东南大学热能工程研究所, 南京 210096)

周志良(江苏省昆山市环保局管理处, 昆山 215300)

期 刊：东南大学学报(自然科学版)  ISTICEIPKU  Journal：JOURNAL OF SOUTHEAST UNIVERSITY(NATURAL SCIENCE EDITION) 年，卷(期)：, 31(2) 分类号：X-505 关键词：循环流化床烟气脱硫    模拟中试    Ca与S的摩尔比    烟气流量    入口SO2浓度    反应温度    反应湿度   

2.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇二

关键词：循环流化床,超低排放,炉内喷钙,单塔单循,提效

节能减排作为国家可持续发展的战略,受到发电企业的空前重视,《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014 - 2020 年) 》( 发改能源[2014]2093号) 要求发电锅炉烟气SO2实现超低排放,即浓度低于35 mg /Nm3( 干基,6% O2,设计/校核煤种) ,原100 mg / Nm3标准已经无法满足要求,脱硫系统提效改造势在必行。

1 原有脱硫系统介绍

某发电企业,锅炉采用2 台1150T/H蒸发量的超临界循环流化床锅炉,原脱硫系统采用炉内脱硫+ 炉后烟气湿法脱硫方式,控制SO2排放浓度低于100 mg / Nm3。炉内脱硫为返料腿添加石灰石粉的干法脱硫方式( 图1) ,脱硫效率70% 。

烟气湿法脱硫布置在低温省煤器后烟道与烟囱之间,一炉一塔布置方式,四层喷淋层单塔单循环,二级屋脊式除雾器加一级管式除雾器,不加装GGH,不设旁路烟道( 图2) ,脱硫效率95% 。

锅炉燃用的煤种为煤、矸石和煤泥的混合低值高灰煤,且硫份偏高,表1 为用煤特性。

脱硫系统设计参数表2。

表2 炉内脱硫( 脱硫效率70% ) + 炉后石灰石湿法脱硫( 脱硫效率95% ) 后,烟气中的SO2排放浓度56. 7 mg /Nm3,超过35 mg /Nm3超低排放标准。若实现超低排放要求,可采用两种方法进行提效: 提高炉内喷钙系统脱硫效率,提高尾部湿法脱硫系统效率。

2 炉内脱硫系统提效方案可行性分析

按照理论核算,若达到SO2超低排放指标,在不改变炉后石灰石湿法脱硫效率的前提下,炉内脱硫效率需提升至81. 5% 以上。根据同类CFB电厂运行经验,床温稳定在850℃,石灰石品质及粒径达标,钙硫比大于2,炉内脱硫系统才可能达到81. 5%以上的脱硫效率[1]。

炉内脱硫系统直接在锅炉内加入石灰石,作为一种通用的脱硫方案,该工艺简单,设备少,投资省,运行费用低,检修维护工作量小,但是影响其效率的因素也比较多,如锅炉燃烧的稳定性,石灰石品质、粒径及输送特性等,导致国内循环流化床电厂炉内脱硫系统效率不高的原因较多,主要表现在如下几个方面:

( 1) 循环倍率较低。国外的循环流化床锅炉的循环倍率一般为50 - 80,而国内一般低于30,本项目循环倍率为30,低循环倍率下无法达到设计的脱硫效率。

( 2) 循环流化床床温不稳定,给煤系统的均匀性、连续性,布风均匀性,回料均匀性,风量配比等变化,使炉内反应区域温度在一定范围内频繁波动,脱硫效率波动大。

( 3) 炉内硫酸盐化过程,使石灰颗粒孔隙的堵塞,阻碍了脱硫剂与二氧化硫的接触,导致效率下降。

( 4) 高的钙硫比导致烟尘中的Ca O含量增大,容易导致尾部烟道中SCR催化剂中毒; Ca O是N转化为NO的强催化剂,当钙硫比超过1. 5 时,NO生成迅速增大[2]; 过量石灰石影响锅炉效率,约降低1% 左右,因此石灰石的喷入量必须控制在一个较小的水平。

( 5) 添加石灰石往往会根据锅炉的燃烧工况添加石灰石,而不是根据燃料的含硫量进行添加,调整存在滞后性,因此脱硫效率不稳定。

( 6) 市场上的石灰石产品参差不齐,Ca O及Si O2含量较难控制,石灰石粉的颗粒度不均,造成石灰石耗量高,脱硫效果差。

因此,为了保证烟气中SO2含量稳定达标,不能完全依赖于炉内脱硫系统的提效,炉内脱硫效率维持70% 是适宜的,不能作为主要的脱硫手段,需提高炉后烟气脱硫设备的脱硫效率,才能解决超低排放稳定的根本问题。

3 湿法脱硫提效方案论证

石灰石- 石膏湿法脱硫是目前世界应用最多、技术最成熟的脱硫工艺,脱硫的利用率高,脱硫效果稳定。其缺点是湿法脱硫系统要消耗石灰石和淡水资源,且系统较复杂,运行维护工作量大。脱硫塔改造目前有三种常用的解决方案: 单塔单循环、单塔双循环、双塔双循环。

3. 1 单塔单循环技术分析

脱硫空塔是通过增加气液接触,即增加液气比提高脱硫效率; 通过塔内一定高度的液滴区设置多层喷淋层来实现,每个喷淋层设置足够多的喷嘴,将浆液细密地喷淋到烟气区,覆盖整个气流流过界面。将脱硫塔提高,增加喷淋层,可以提高液气比,一方面增大了喷入塔体空间的浆液量,从而增大SO2的吸收表面积; 另一方面加强了空间中液体的密布程度,增大了气液传质表面积,强化了传质作用,提高了烟气与浆液中的接触机会及反应时间,从而达到提高脱硫效率的目的。因此,增加喷淋层,提高脱硫效率至97% 以上是完全可行的。

3. 2 单塔双循环技术分析

单塔双循环湿法脱硫技术基本原理如图3 所示。与传统的单循环技术不同,脱硫工艺设有两级循环,两级循环分别设有独立的循环浆池和喷淋层,根据不同的功能,两级循环采用不同的运行参数。

在脱硫塔内设置积液盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区,下循环段p H值控制在4. 5 左右,浆液停留时间在4 ~ 6 min,完成预吸收及氧化亚硫酸钙过程,此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果及充足的石膏结晶时间,p H值为4. 5 时,氧化效率最高,可以大大提高石膏品质。上循环段p H值控制在6 左右( 石灰石相对过量) ,实现SO2高效吸收,此级循环实现主要的脱硫洗涤过程。这样在一个脱硫塔内形成相对独立的双循环脱硫系统,烟气的脱硫由双循环脱硫系统共同完成。

单塔双循环解决了石灰石的溶解、Ca SO3·1 /2H2O氧化与SO2吸收效率对p H值要求不一致的矛盾。下循环中,强化了氧化过程,浆液停留时间大大缩短,有效降低氧化风机的出力和电耗;高p H值的二级循环中,由于石灰石浆液是直接加入到这一级中的,二级循环的p H值保持在很高的范围,可以大大降低液气比和循环浆液量,降低循环浆泵的出力和电耗[3]。

从投运的脱硫工程运行效果看,单塔双循环效率基本可以保证在98% 以上,甚至可达到99% 。当进行改造时,因为要布置塔外浆池,需考虑脱硫塔区域的布置情况,本项目炉后布置有湿法脱硫系统、低温省煤器系统、湿式除尘器系统、灰库设备等,布置紧凑,无充裕的改造空间。

3. 3 双塔双循环技术分析

双塔串联技术是在双循环技术上的发展和延伸,该工艺采用两个吸收塔串联运行,烟气先经过一个预洗塔,与浆液逆流反应脱除部分SO2后,进入第二个吸收塔,两个塔之间形成烟气流程的串联结构,共同脱硫[4],见图4。

该工艺具有较低的液气比,较高的SO2脱除率,而且非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程,能有效的利用原有脱硫装置,避免了重复建设和资源浪费,对原有系统的改造工作量少,一级塔独立建造,改造期间不影响脱硫系统的正常运行。已经投运采用双塔串联的改造工程,脱硫效率达到了99. 3% ,长期稳定运行的脱硫效率达到了98. 7% 。但此方案需要建设一级塔,并增加循环泵、石膏排出泵、工艺水箱等设备,并且需要对原有的烟道做较大的改造,对改造空间的要求比单塔双循环更高,不适于本项目的改造。

4 脱硫系统提效

通过对上述几种提效方法的比较,结论如下:

( 1) 脱硫效率均到达97% 以上,并且后两种技术特别是双塔双循环可达到99. 0% 以上;

( 2) 双塔双循环改造工程量最大,其次为单塔双循环和单塔单循环;

( 3) 烟气阻力和系统电耗双塔双循环最大,单塔双循环最小;

( 4) 双塔双循环在改造过程中对运行设备影响最小,但投资最大,占地最多; 单塔单循环投资最小,占地最小。

本工程的原烟气SO2浓度3 779 mg /Nm3,炉内喷钙脱除70% ,只要尾部湿法脱硫效率满足97% 以上就可以实现超低排放要求; 考虑到脱硫区域总平布置紧张,按照系统改变最小,投资最省原则,达到超低排放的要求,本工程采用单塔单循环提效方案。

4. 1 吸收区高度计算

吸收区是湿法脱硫系统的核心,是脱除SO2的主要设施,要保证较高的脱除效率,必须对吸收区高度进行详细计算[5]。根据物料平衡关系,从烟气中除去SO2的量等于石灰石浆液吸收的SO2的量,对吸收区某一微元高度dz,得出传质方程[6]

式中y———气相中SO2摩尔分率;

y3———SO2在气膜侧的平衡浓度;

Kya———SO2单位体积内以气相摩尔差为推动力的总传质系数/kmol·m- 3·s- 1; a是单位体积内有效传质面积/m2·m- 3;

G———载气流量/ kmol·m- 2·s- 1; 因烟气中SO2含量很低,可近视为烟气流量。

由式( 1) 得吸收区高度h

式中( 1 - y)LM———载气在气相和气膜侧浓度的对数平均值,即( 1 - y) 和( 1 - y3) 对数平均值,对于烟气中y值很小,( 1 - y)LM≈1;

y1———吸收区入口气相中摩尔分率;

y2———吸收区出口摩尔分率;

Δym———平均推动力,即吸收区入口推动力和吸收区出口推动力的对数平均值: 本工程中y1、y2较小,可取y13≈0,y23≈0。

因此,式( 2) 可简化为

原吸收区高度h = 9 m,脱硫效率95% ,代入式( 3)

吸收区增加后,脱硫效率提高至97% ,代入式( 3)

本工程中,吸收区加高后,载气流量G保持不变; 总传质系数Kya几乎不变; 由式( 4) 和式( 5) 得

h = 10. 53 m≈11 m

原吸收区高度9 m,喷淋层4 层,每层间隔2 m。因此,经理论计算,提效改造后吸收区高度为11 m,即增加一层喷淋层可满足脱硫效率大于97% 。

4. 2 工艺改造方案

( 1) 采用石灰石- 石膏湿法,一炉一塔,保持原塔径不变;

( 2) 吸收区加高2 m,原吸收塔浆池加高15% ,满足增加一层的浆液循环量;

( 3) 原4 台浆液循环泵参数适当增大,另外再增加1 台浆液循环泵。循环管作相应调整;

( 4) 吸收塔塔顶及净烟道作相应改造;

( 5) 原2 台氧化风机参数适当增大。氧化空气管道作相应调整;

(6)维持原设计石灰石浆液制备系统;

(7)维持原设计排空系统;

( 8) 维持原设计石膏脱水系统和废水处理系统;

(9)维持原设计工艺水系统和压缩空气系统;

(10)维持原设计烟气系统和氧化空气系统;

(11)脱硫系统接纳湿除系统排放的废水。

4. 3 改造效果

燃用设计煤种以及锅炉BMCR工况条件下,测试数据如下:

( 1) 炉内喷钙系统不投入,SO2脱除率98. 8% ,脱硫装置出口SO2浓度小于45 mg /Nm3。炉内喷钙投入( 钙硫比1. 5) ,SO2浓度小于17 mg /Nm3。

( 2) 机组脱硫装置连续运行168 h,工艺用水量消耗量平均49. 7 t/h; 石灰石消耗量平均值7. 70 t / h; 仪用气消耗量约1 Nm3/ min; 电量消耗量( 6 KV馈线处) 均值7 793 k Wh /h,脱硫岛内闭式冷却水耗量约15 t/h。

( 3 ) 除雾器出口烟气携带的水滴含量约45 mg / Nm3( 干基) 。

(4)脱硫塔出口烟气温度49℃。

(5)FGD的压力损失1 550 Pa。

5 结论

( 1) 循环流化床锅炉炉内脱硫效率应保持在70% 左右; 过高的钙硫比降低锅炉效率,增加NOx生成; 影响炉内脱硫效率的因素较多,脱硫效果不稳定,宜作为脱硫的辅助手段。

( 2) 单塔单循环、单塔双循环、双塔双循环脱硫工艺均能满足本工程的脱硫效率要求,考虑到炉内脱硫系统的辅助作用,以及改造工程对布置空间、投资、工艺等因素的综合比较,本工程采用单塔单循环方案。改造完成后,系统稳定,达到设计预期效果。

( 3) 循环流化床锅炉推荐采用单塔单循环提效方案。其它炉型,原脱硫系统已有较高的脱硫效率,投资关注较高,建议单塔双循环的提效方案; 原脱硫系统效率较低,布置空间允许,对机组停运时间要求较高,推荐采用双塔双循环。

参考文献

[1]赵魏恒.电厂480 t/h燃煤循环流化床锅炉炉内喷钙脱硫效率控制[J].科技传播,2013,16(8):121.

[2]王炜,杨建蒙,严正波,等.大型CFB锅炉NOx,N2O排放规律和运行控制技术研究[J].广州化工,2013,14(7):119-21.

[3]王国强,黄成群.单塔双循环脱硫技术在300 MW燃煤锅炉中的应用[J].重庆电力高等专科学校学报,2013(5):51-54.

[4]高广军,赵家涛,王玉祥,等.双塔双循环技术在火电厂脱硫改造中的应用[J].江苏电机工程,2015(4):79-80.

[5]薛建明.湿法烟气脱硫设计及设备选型手册[M].北京:中国电力出版社,2011.

3.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇三

【摘要】CFB锅炉具有燃料适应性广、负荷调节范围大、燃烧污染物排放量低等优点，但其环保排放指标的控制也受多方面因素的影响。本文结合国家最新下发的环保标准，根据神华国神集团推广的CFB锅炉炉内脱硫脱硝一体化耦合技术，对郭家湾电厂锅炉脱硫和脱硝中存在的问题进行了分析总结，并通过一系列。

【关键词】循环流化床锅炉；床温；脱硫脱硝

一、锅炉简述

郭家湾电厂位于陕西省府谷县大昌汗镇郭家湾工业集中区，电厂选用哈尔滨锅炉厂生产制造的第一台国内自主知识产权的HG-1065/17.5-L.MG44型循环流化床锅炉，锅炉为双布风板、亚临界参数，炉膛蒸发受热面采用膜式水冷壁及水冷屏结构，其特点是取消了ALSTOM技术路线的外置床，将两级中温过热器及高温再热器以吊屏的形式 从炉顶分别悬挂于炉膛前墙、后墙，以增加过热器系统和再热器系统的辐射受热面积。锅炉共采用四个内径约8米的旋风分离器，布置在燃烧室两侧墙，外壳由钢板组成，内衬耐磨耐火材料，分离器上部为圆筒形，下部为锥形；每个旋风分离器下分别布置了一个非机械型回料阀，其回料方式为自平衡式，返料风与松动风用高压流化风机供给。

锅炉的脱硫方式采用炉内脱硫，其脱硫剂为石灰石粉，以气力输送方式分四点送入回料阀斜腿，分四路进入炉膛。

二、锅炉长期存在的问题及解决办法

1、存在的问题

1.1 床温高；1.2 循环灰量不足或不稳定；1.3 受热面超温；1.4 总风量大；1.5 受热面磨损；1.6 环保排放指标难控制，Ca/S高；1.7 锅炉飞灰CaO含量高

2、解决办法

1.1 增加炉内受热面；1.2 分离器提效改造；1.3 对风、煤配比优化调整；1.4 石灰石系统改造；1.5 石灰石籽料、粉料均匀给入炉膛。

三、锅炉系统改造

1、锅炉受热面的改造

锅炉在原有8片水冷屏的基础上加宽加长，每片增加5根，即将原水冷屏由原来的1.63m宽增加到2.55m，長度由原来的24米增加到28.45米，受热面增加约310m2；在此基础上，左右侧再增加两片水冷屏，受热面总计增加约540m2。

2、分离器的改造

在煤种不变的情况下，为了有效的增加锅炉循环灰量以降低锅炉床温，因此提高了旋风分离器的入口烟气流速，由原设计的23m/s提高至了29m/s（四个分离器入口缩口500mm，下部垫高400mm），分离器的分离效率大幅提高。

3、二次风口及除尘系统改造

新增加了12个上二次风口，比原上二次风提高了约2m，以降低NOx的生成量；对2#电袋除尘器更换了布袋。

4、脱硫系统改造

在原有石灰石粉系统（石灰石在回料阀斜腿分四路进入炉膛）的基础上新增加了一套石灰石粉输送系统，通过气力输送方式分四点送入裤衩腿内侧下二次风口，最后通过下二次风口送入炉膛，使石灰石粉均匀的喷入炉膛中，同时石灰石粉仓也进行了增容改造，两套石灰石粉气力输送系统共用一个石灰石粉仓。石灰石粉系统的自动采用烟气出口SO2排放量、锅炉总给煤量、床温变化、给煤量与石灰石需要量的对应关系，充分实现了石灰石输送系统的“三自动”。

石灰石籽料系统暂通过输煤5号带处上至炉前料仓，通过控制四台小皮带给料机分别进入四台刮板给煤机至炉膛脱硫。

四、锅炉系统改造后的效果

1、锅炉经受热面、分离器改造后，机组满负荷情况下锅炉的悬浮段差压约上升了600pa-800pa，同时经过锅炉的优化运行调整炉膛的下部床温降低了60～100℃（受热面改造后锅炉床温由970～990℃降至940～960℃，分离器改造床温可降至900～910℃，经过锅炉调整床温可降至870～890℃，若入炉煤粒径控制较好床温可降至860℃左右）；

2、锅炉降床温改造后，在炉膛床温下降的同时，还降低了锅炉的风量，机组满负荷情况下：一次风量下降了6～10万m3/h，总风量下降了10～15万m3/h，这样不仅降低了风机的耗电率还减小了锅炉的磨损，对于双布风板结构的锅炉其一次风量的减小也降低了翻床的风险，提高了机组的可靠性。

3、脱硫系统改造后，满负荷情况下可以将SO2排放值控制在200mg/Nm3（折算6%O2）以内；添加石灰石籽料后，SO2瞬间排放的稳定性也明显提高。

4、烟尘排放指标降低较明显，现#2锅炉排放值约在20mg/Nm3。

五、锅炉燃烧优化调整

为满足国家2014年7月1日起执行《火电厂大气污染排放标准》（GB13223-2011）的要求：（6%氧量浓度下）二氧化硫排放浓度≤200mg/Nm3；氮氧化物浓度≤200mg/Nm3；烟尘排放浓度≤30mg/ Nm3，电厂锅炉专业在降床温改造和石灰石系统改造全面完成后，开展了炉内脱硫脱销燃烧优化调整试验，全面梳理机组运行和设备治理中存在的问题，制定了试验调整方案，并逐渐摸索出了适合本锅炉的调整方法。

1、入炉煤粒度在不同级配下的试验

1.1入炉煤粒度过大或过细，都可能造成锅炉床温升高。入炉煤粒度过大时，往往造成大颗粒煤沉积在炉膛的下部，导致床温升高；入炉煤粒度过细时，煤在进入返料器料腿的时候就开始加热燃烧，进入炉膛下部时，就充分燃烧，致使炉膛稀相区的燃烧份额减少，导致锅炉床温升高。

1.2试验前首先要求入厂燃料品质，保证源头质量过关。

1.2.1入厂原煤控制标准：低位发热量在5000大卡/千克以上，水份小于12%，灰份小于15%，含硫量小于0.5%，颗粒度小于30mm，小于1mm不大于15%；

2.2.2入厂矸石控制标准：低位发热量在700大卡/千克以上，水份小于10%，灰份小于45%，含硫量小于0.5%，颗粒度小于30mm；

1.3根据我厂输煤破碎设备现状，改造了最新一代12排锤头细碎煤机，调整高幅筛间隙从8mm至12mm，更换了粗碎煤机锤头，经过不断的调整试验后，我厂燃煤颗粒度在经过调整后，基本稳定在以下表中范围：

粒度（mm）筛上物占全样（%）控制标准（%）

25.0～13.02.18≤2

13.0～6.016.1418

6.0～3.029.9035

3.0—1.026.2625

1.0以下25.52≤20

2、通过调整燃用煤种进行试验，主要用能东煤和榆家梁矸石配比在不同的发热量下试验对床温的影响

2.1#2炉采用能东原煤和榆家梁矸石配比进行试验，在颗粒度基本稳定的情况下，试验了不同发热量对床温的影响，从试验的情况看，入炉煤发热量的高低，对床温的影响较大，大约发热量每升降300大卡，床温升降约5℃。

2.2经过试验，发热量超过3500大卡时，床温大约上涨5—10℃，所以参烧矸石的比例很关键，掺烧太多时经济性较差，且易造成受热面磨损。但掺烧较少时，炉内的循环灰量较少，床温较高。经过综合分析，我厂原煤发热量5000大卡以上，矸石发热量800-1000大卡左右，入炉煤发热量配比在3300—3500大卡，煤矸配比1.5：1，床温低且较稳定。

2.3保证控制锅炉床温在850℃--900℃之间，要求控制入炉煤发热量和负荷对应关系如下：

负荷（MW）≤150180210240270300

发热量（大卡）380036003400330033003200

说明以上数据以安全运行为前提进行控制

3、调整内外侧上下二次风，试验不同的配风方式下，对床温和NOx的影响

3.1调整内外二次风对床温的影响进行试验。关闭原外上二次风门至10%，打开新加二次风门至100%，外上侧调门根据氧量调整开度。我厂新加的外二次风门为左后右共12个，在原外二次風门上侧，试验中，关小原外二次风门后，产生了一定的高度差，对于燃烧分级和脱氮产生了良好的作用，NOx基本能控制在200mg/m3以下，在氧量2%-3%之间，每涨0.1%，NOx含量大约上涨10mg/m3。

3.2试验内侧二次风对床温及NOx的影响。负荷300MW时，床温939℃/936℃，上部差压1300Pa，调整内侧二次风调门至全开，内侧上二次风手动门从50%至全开。外侧根据氧量调整至2%。床温下降约10℃，上部差压上升约200Pa。试验结果为NOx在200mg/m3左右，但二次风无调整余地。

通过对内外二次风的试验证明，外侧上二次风调整NOx，内侧二次风调整床温有明显的效果，目前在调整中控制内外侧二次风调门开度接近一致，基本能平衡床温和NOx的关系。

3.3二次风的调整对氮氧化物的影响较大，所以调整的总原则是：上层二次风开度大于下层二次风的开度，同层二次风开度遵循“中间大、两侧小”，左右墙二次风量小于前后墙二次风量，石灰石侧二次风大于同层其他二次风。

3.3.1裤衩腿内侧左、右侧上二次风（各4路）手动门开度40%；

3.3.2锅炉前墙上二次风电动门为50%；

3.3.3锅炉左侧上二次风手动门（6路）开度从前墙至后墙开度依次为50%、60%、70%、70%、60%、50%；

3.3.4锅炉后墙上二次风电动门为50%；

3.3.5锅炉右侧上二次风手动门（6路）开度从前墙至后墙开度依次为50%、60%、70%、70%、60%、50%；

3.3.6锅炉床上油枪二次风门（外侧下二次风）调门开度为15%～50%（根据负荷调整）

3.3.7 锅炉外侧二次风调门（左、右侧）开度与裤衩内侧二次风调门（左、右侧）开度比例为1：1.5。

3.3.8新加外二次风电动门开度为15%～40%（根据负荷调整）

4、通过调整一次风量，试验一次风量对床温的影响

4.1根据不同工况下的床温情况，在满足最小临界流化风量的前提下，降低一次风量运行，减少受热面的磨损和减少密相区内的氧量。通过多次试验找到不同负荷下一次风量最高限值，形成一次风量与负荷相对应的优化曲线图，固化在日常的运行操作中。

负荷（MW）≤150180210240270300

一次风量（万KNm3/h）≤26≤28≤30≤32≤34≤36

说明以上数据以安全运行为前提进行控制

4.2在不同工况下，又做了多次提高一次风量的试验，床温呈现先下降后上涨到原来水平的现象，说明一次风量在满足锅炉流化的前提下，加大一次风量对于降低床温效果并不大。

5、调整锅炉床压试验

5.1首先进行了降低床压试验，当风室压力控制在14KP时，锅炉下部床温上涨15℃左右，说明床温会随着床压的降低而升高。

5.2在不同负荷段下进行了提高床压的试验。适当的提高床压，使锅炉的蓄热量增加，床温相对能稳定在一定范围，波动较小。根据多次的试验得出结论：锅炉床压每增加1KPa，锅炉下部平均床温约降低3-5℃左右。考虑到锅炉床压升高，会使一次风机电耗增加，受热面磨损增大，而且还存在翻床的危险，锅炉床压还必须保持在安全的范围内。所以应合理的控制炉膛下部床压在7kpa之内，风室压力14-17KPa，尤其是锅炉高负荷时，应适当的保持合理的床压。

6、调整氧量试验

4.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇四

循环流化床脱硫塔直/旋流复合流化下的两相流场试验研究

循环流化床脱硫装置的文丘里管直流流化速度随锅炉负荷的变化而变化,这会影响脱硫效率.本文提出了适应锅炉负荷变化的直/旋流复合流化方式,并用PDA测量系统对这种流化方式的气固两相流场进行测试,得到了循环流化床内旋流风率和假想切圆半径改变时气固切向速度和浓度分布.试验表明,复合流化循环流化床的`切向速度随着半径增大而升高,气固切向滑移速度比直流流化增大,脱硫塔内的浓度增加,内循环增强,脱硫效率随之提高.

作 者：郝晓文 马春元 黄盛珠 张立强 HAO Xiao-wen MA Chun-yuan HUANG Sheng-zhu ZHANG Li-qiang  作者单位：郝晓文,马春元,张立强,HAO Xiao-wen,MA Chun-yuan,ZHANG Li-qiang(山东大学,能源与动力工程学院,山东,济南,250061)

黄盛珠,HUANG Sheng-zhu(哈尔滨工业大学,能源科学与动力工程学院,黑龙江,哈尔滨,150001)

刊 名：热能动力工程  ISTIC PKU英文刊名：JOURNAL OF ENGINEERING FOR THERMAL ENERGY AND POWER 年，卷(期)：2005 20(5) 分类号：X701.3 关键词：循环流化床   复合流化   切向速度   内循环  

5.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇五

通过对流化床烟气脱硫吸收塔塔顶和塔底结构的改进,开发出一种新的内循环流化床烟气脱硫工艺.该工艺以60～80目细砂作为主要床料,在流化气速为2～5 m/s情况下,实现了绝大部分固体颗粒在脱硫塔内的内循环,从而强化了热质传递,避免了粘壁现象.考察了各种因素对脱硫效率的`影响,结果表明,绝热饱和温度差是影响脱硫效率的显著因素,颗粒浓度是保证系统稳定运行的关键因素.在Ca/S为1.2和颗粒浓度为10 kg/m3条件下,系统能连续稳定运行,脱硫效率达90%以上.

作 者：杨柳春 杨文奇 童志权 作者单位：杨柳春(湘潭大学环境工程系,湘潭,411105;华东交通大学土木建筑工程学院,南昌,330013)

杨文奇,童志权(湘潭大学环境工程系,湘潭,411105)

6.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇六

循环流化床烟气脱硫数学模型参数的确定

给出了循环流化床烟气脱硫数学模型中的.各个参数或相应的计算公式.采用微机编程软件VB对脱硫效率进行了计算,介绍了计算程序.经验证:模型计算结果与实际数据较为吻合,表明这种模拟计算方法是有效的.图2表1参12

作 者：马双忱 赵毅 MA Shuang-chen ZHAO Yi 作者单位：华北电力大学,环境科学与工程学院,保定,071003刊 名：动力工程 ISTIC PKU英文刊名：JOURNAL OF POWER ENGINEERING年，卷(期)：200626(5)分类号：X701.3 TK229.66关键词：环境工程学 循环流化床 烟气脱硫 数学模型 参数 确定

7.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇七

循环流化床锅炉由于其具有燃料适应性广、燃烧效率高、污染物排放低、炉膛单位截面积热负荷高、负荷调节范围大、调节速度快等特点, 目前已在全世界范围内被广泛的应用, 且具有炉内脱硫脱硝功能, 以低成本实现低污染排放。循环流化床锅炉燃烧温度是适合以石灰石作为脱硫剂的脱硫反应的最佳温度区段。在燃烧时向炉内加入适量的石灰石。能得到90%-97%以上的脱硫率;同时, 较低的燃烧温度以及燃烧空气分级送人炉膛, 能有效地控制NOX排放。本文根据山西潞安煤基合成油有限公司CIRCOFLUID型150t/h循环流化床锅炉炉内脱硫运行实际情况, 对影响循环流化床锅炉炉内脱硫效率的因素进行了分析。

1 循环流化床锅炉燃烧机理

循环流化床锅炉炉内流化风速较高 (一般为4~8m/s) , 在炉膛出口加装了气固物料分离器。循环流化床锅炉燃烧所需的一次风和二次风分别从炉膛的底部和侧墙送入, 燃料的燃烧主要在炉膛中完成, 炉膛四周布置有水冷壁用于吸收燃烧所产生的部分热量。由气流带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛。床上大的颗粒被一次风吹起来, 处在悬浮状态, 这部分具有流体的性质, 小的颗粒被吹走, 气流带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛, 这部分成了循环燃烧。

2 循环流化床锅炉的脱硫机理

循环流化床锅炉的脱硫采用炉内燃烧室添加石灰的方式实现, 其机理和操作过程都相对简单, 适用于低硫煤燃烧过程中的脱硫。循环流化床锅炉炉内脱硫最常使用的脱硫剂是石灰石粉, 循环流化床锅炉工作温度为830-900℃, 在此温度下石灰石颗粒受热发生化学变化分解为氧化钙, 氧化钙与炉膛内煤中馏分燃烧产生的二氧化硫进行盐化反应生成硫酸钙, 最终硫酸钙以固体形式与炉渣一起排出实现锅炉烟气脱硫的目的。

脱硫反应过程:

3 影响循环流化床锅炉炉内脱硫效率的主要因素

影响循环流化床锅炉炉内脱硫效率的因素比较多, 主要由脱硫剂特性及粒度、床层温度和钙硫比, 此外还有物料流化速度、循环倍率以及煤种、石灰石输送系统等因素决定。控制好这些因素就可以大大提高循环流化床锅炉炉内脱硫效率。

3.1 脱硫剂的特性

作为脱硫剂, 石灰石主要有以下几个特性:反应活性、化学组成、煅烧产物Ca O的比表面积、孔隙率、孔径分布和孔隙结构等。而对脱硫影响较大的是石灰石反应活性。反应活性高, 则在表面吸收二氧化硫的反应较为容易。石灰石反应活性受石灰石的成分和内部微观结构等影响。因此要提高脱硫剂的活性就应对其化学反应性能进行分析, 尽可能选取高反应活性的石灰石。

3.2 石灰石粒度

石灰石的粒径分布对炉内脱硫效率有着重要影响。粒径分布律偏小, 加入的脱硫剂石灰粉不能被分离器捕集、直接被烟气飞灰带走的石灰粉增多, 被带走的这部分细石灰石粉由于没有循环与烟气接触的时间过短, 吸收反应不充分;加入石灰粒径律偏大, 由于重力作用这部分石灰直接进入炉渣, 也不能循环反应, 使石灰石的利用率降低。通常要求石灰石的最佳粒度为80%石灰石颗粒能够参与炉内循环, 并经多次循环利用后随烟气或底渣排出炉膛。根据实际经验循环流化床锅炉脱硫剂石灰石粒径最佳粒径为0.15~0.5mm。

3.3 床温

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, 低于750℃时由于石灰石反应的条件限制, 几乎不发生脱硫反应。温度太低时, 脱硫反应变慢, 脱硫效率下降;温度太高时, Ca SO4将会分解为SO2, 也会降低脱硫效率。此外, 也可能从燃烧效率、CO排放上考虑, 而选择高于850℃的床温。据报道, 德国四家循环流化床电站锅炉的满负荷额定运行床温都在850-890℃范围内。

3.4 Ga/S摩尔比

Ca/S摩尔比被认为是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素。在燃烧中, 不加石灰石时, SO2排放与煤的含量成正比。燃烧时, 燃料硫约有28.5%的硫分残留在灰渣中, 71.5%则以气体形式排放出来。来自工业循环流化床锅炉的运行数据表明, 随着Ca/S摩尔比的增加, 脱硫效率在Ca/S摩尔比低于2.5时增加很快, 而继续增大Ca/S摩尔比或脱硫剂量时, 脱硫效率提高的很慢。投入过多的脱硫剂时, 脱硫效率增加很少, 不仅浪费了脱硫剂, 而且多余的Ca O又可催化生成NOX, 使NOX排放量增加, 另外也增加了灰渣的物理热损失。通过实际经验总结最佳Ca/S摩尔比为2.5。

3.5 石灰石输送系统的影响

循环流化床锅炉脱硫的基本条件是必须将足量的石灰石粉剂通过石灰石输送系统送入炉膛, 如果石灰石输送系统有缺陷, 无法将石灰石送入炉膛或送入的量不足, 将严重影响脱硫效率。石灰石输送系统发生故障的原因有多种, 大部分与石灰石品质有关。我们知道, 石灰石粉极易吸潮, 用风输送时很容易堵塞输送管道, 造成下粉不畅;石灰石硬度较高, 长期运行对输送管道磨损严重, 容易造成输送管道漏粉。这些因素均会造成脱硫效率大幅度降低, 是循环流化床锅炉脱硫运行维护的难题。因此, 解决好石灰石输送系统的缺陷, 是保证二氧化硫稳定达标排放的前提。

3.6 其他影响

其他如氧浓度、分段燃烧、床内风速、SO2在炉膛内停留时间长短、负荷变化、炉膛压力等对脱硫效率均有影响。通常, 过量空气系数1.1-1.25、SO2在炉膛内停留时问不少于3~14S但不能过长。另外.还有如循环倍率的影响, 循环倍率越大, 脱硫效率越高。因为飞灰的再循环延长了石灰石在床内的停留时间, 提高了脱硫剂的利用率。

4 结束语

通过实验及运行说明, 循环流化床锅炉在运行时, 石灰石与煤同点给入, 石灰石粒径严格控制在0.15~0.5mm的范围内、Ca S比控制在1.5~2.5的范围内、床温控制在850℃~900℃左右、提高物料的循环倍率。脱硫效率可以达到90%以上, 完全可以达到国家排放标准。

摘要：循环流化床锅炉因其具有高效、低污染和清洁燃烧等特点, 在国内外得到迅速推广。文章简述了循环流化床锅炉的脱硫原理;结合在我公司蒸汽锅炉运行实践, 从Ca/S摩尔比、床温、脱硫剂粒度、循环倍率等方面分析了影响该循环流化床炉脱硫效率的主要因素及其控制方法。

关键词：循环流化床锅炉,脱硫,效率

参考文献

[1]刘德昌.编著.循环流化床锅炉运行及事故处理[M].中国电力出版社, 2006.[1]刘德昌.编著.循环流化床锅炉运行及事故处理[M].中国电力出版社, 2006.

[2]许华年.循环流化床燃烧技术[M].第一版.中国电力出版社, 1998.[2]许华年.循环流化床燃烧技术[M].第一版.中国电力出版社, 1998.

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[4]吴剑侠.浅析循环流化床锅炉脱硫[J].黑龙江科技信息, 2011 (2) .[4]吴剑侠.浅析循环流化床锅炉脱硫[J].黑龙江科技信息, 2011 (2) .

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[6]陈玲玲.浅析循环流化床锅炉脱硫[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (6) .[6]陈玲玲.浅析循环流化床锅炉脱硫[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (6) .

8.循环流化床锅炉的优点 篇八

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；

9.循环流化床锅炉题库 篇九

一、填空：

1、循环流化床锅炉简称CFB锅炉。

*

2、型号YG75-5.29/M12的锅炉，其额定蒸发量75t；其额定蒸汽压力5.29MPa。

3、流体的体积随它所受压力的增加而减小；随温度的升高而增大。4、1工程大气压=9.80665×104Pa。

5、流体的流动性是流体的基本特性。

6、流体是液体和气体的总称。

7、管道产生的阻力损失分为沿程阻力损失和局部阻力损失两种。

8、管道内流体的流动状态分为层流和紊流两种。

9、锅炉受热面表面积灰或结渣，会使管内介质与烟气热交换时的传热量减小，因为灰渣的热导率小。

10、朗肯循环是由等压加热、绝热膨胀、定压凝结放热、等熵压缩四个过程组成。

11、液体在管内流动，管子内径增大时，流速降低。

12、标准状态是指压力为1物理大气压、温度为0℃的状态。

13、比热是指单位质量的物质温度升高1℃所吸收或放出的热量。

14、热电偶分为普通型热电偶和铠装热电偶两种。

15、热电阻温度计是应用金属导体的电阻随温度变化的规律制成的。

16、饱和温度和饱和压力是一一对应的，饱和压力越高，其对应的饱和温度越高。若水温低于水面上压力所对应的饱和温度，这样的水称为不饱和水；若水温高于水面上压力所对应的饱和温度，这样的水称为过热水。

17、水蒸汽凝结放热，其温度保持不变，主要放出汽化潜热。

18、蒸汽锅炉按其用途可分为电站锅炉和工业锅炉。

19、锅炉设备包括本体和辅助设备两大部分。

20、火力发电厂生产过程的三大设备是锅炉、汽轮机和发电机。

*

21、燃料在炉内的四种主要燃烧方式是层状燃烧、悬浮燃烧、旋风燃烧和流化燃烧。

22、煤的成分分析有元素分析和工业分析两种方法。

23、煤的发热量的高低是由碳、氢元素成分决定的。

24、煤的元素分析成分中的可燃元素是碳、氢、硫。

25、根据燃料中的挥发分含量，将电厂用煤划分为无烟煤、烟煤和褐煤。

26、煤灰的熔融性常用三个温度表示它们是变形温度、软化温度、融化温度。在通常情况下控制炉膛出口烟温比变形温度低50-100℃。

27、氢是煤中单位发热量最高的元素，硫是煤中可燃而又有害的元素。

28、灰分是煤中的杂质成分，当其含量高时，煤的发热量降低燃烧效率降低。*

29、发生燃烧必须同时具备三个条件可燃物质、氧化剂和着火热源。

30、单位数量的燃料完全燃烧时所需的空气量称为理论空气量。

31、实际空气量与理论空气量之比值称为过量空气系数。

*

32、煤在炉内的燃烧过程大致可分为三个阶段着火前的准备阶段、燃烧阶段和燃尽阶段。

*

33、所谓锅炉热效率，就是锅炉的有效利用热量占输入锅炉热量的百分数。

34、计算锅炉热效率有两种方法，即正平衡法和反平衡法，火力发电厂一般采用

反平衡法。

35、在室燃炉的各项热损失中排烟热损失是其中最大的一项。

36、与锅炉热效率有关的经济小指标有排烟温度、氧量值（二氧化碳值）、一氧化碳值、飞灰可燃物、炉渣可燃物等。

37、锅炉所用阀门按其用途可分为截止阀、调节阀、逆止阀、减压阀。

38、逆止阀是用来自动防止管道中的介质倒流。

39、截止阀是用于接通和切断管道中的介质。

40、电气除尘器是利用电晕放电，使烟气中的灰粒带电，通过静电作用进行分离的装置。

41、燃煤锅炉的烟气中含有大量的飞灰，若飞灰随烟气直接排入大气将严重污染环境，为此电厂锅炉中都要装设除尘器。

42、发电厂常用的除尘器有湿式除尘器、电气除尘器、陶瓷多管除尘器。

43、电厂的除灰方式分为水力除灰和气力除灰两种。

44、风机按其工作原理分为离心式和轴流式两大类。

45、后弯叶片可以获得较高的效率，噪声也较小；前弯叶片可以获得较高的压力。

46、风机特性的基本参数是流量、风压、功率、效率和转速等。

47、如果风机故障跳闸，而在跳闸后未见异常，应重合闸一次。

48、离心泵启动前，应关闭出口门，开启入口门。

49、锅炉水循环可分为自然循环和强制循环。

*50、在自然循环锅炉中，蒸发设备是由汽包、水冷壁管、下降管、联箱所组成。其中汽包和下降管不受热。

51、循环流速是表示自然循环的可靠性的主要特性参数。

52、自然循环锅炉的主要故障：上升管中工质产生循环停滞、循环倒流和汽水分层下降管带汽等。

53、蒸汽中杂质主要来源于给水，是以机械携带和选择性携带两种方式进入蒸汽中。

*

54、锅炉的水处理分为锅内水处理和锅外水处理。

55、锅炉负荷增加，蒸汽温度增加。

*

56、锅炉排污分为连续排污和定期排污两种。

57、锅炉的排污率是指排污量占锅炉蒸发量的百分数。

58、影响汽包内饱和蒸汽带水的主要因素有锅炉负荷、蒸汽压力、蒸汽空间高度和炉水含盐量。

*

59、根据换热方式，过热器分为对流式过热器、辐射式过热器和半辐射式过热器。

60、对流过热器按烟气与蒸汽的流动方式可分为顺流、逆流、双逆流和混流。61、热偏差产生的原因是工质侧的流量不均和烟气侧的热力不均。62、对流过热器的汽温特性是负荷增加，过热器出口汽温升高。63、过热器管内工质吸热不均的现象，称过热器的热偏差。64、喷水减温器具有结构简单，调节灵敏，易于自动化的优点。65、在锅炉起动时，为保护省煤器，在汽包与省煤器之间装设省煤器再循环。66、省煤器的出水管与汽包的连结采用加装套管的方式。*67、安全门分为控制安全门和工作安全门，其作用是当蒸汽压力超过规定值，安全门能自动开启，将蒸汽排出使压力恢复正常。

68、轻型炉墙一般由耐火粘土层、硅藻土砖层和绝热材料组成。69、锅炉的水压试验是锅炉在冷状态下对锅炉承压部件进行的一种严密性检查。

70、水压试验分为工作压力下的水压试验和超压水压试验。71、燃烧室和烟道的严密性试验分为正压试验法和负压试验法。72、烘炉是利用一定的热量将炉墙内的水分从炉墙表面排除出去。

73、烘炉分为两个阶段：炉墙在施工期间的自然干燥阶段和加热烘烤阶段。*74、煮炉是利用碱性溶液，清除锅炉内壁产生的铁锈、沾染的油脂、水垢及其它脏物。

75、煮炉常用的碱性溶液有氢氧化钠、磷酸三钠和无水碳酸钠。76、蒸汽吹洗时汽流对异物的冲刷力与额定工况时汽流的冲刷力之比称为吹管系数。

77、锅炉设备安装完毕并完成分部试运行后必须通过72h整套试运行。*78、根据锅炉起动前所处的状态的不同，起动分为冷态起动和热态起动。

79、锅炉上水的水质应为除过氧的除盐水。

80、锅炉上水完毕后，若汽包水位继续上升，说明进水阀未关严，若水位下降，说明有漏泄的地方。

*81、在锅炉起动过程中，当汽压升至0.1~0.2MPa时，应关闭所有的空气门，汽压升至0.2~0.3MPa时，应冲洗 汽包水位计。

82、锅炉起动并汽时，起动锅炉的汽压低于母管0.05~0.1MPa，汽温比额定值低30~60℃；汽包水位低于正常水位30~50mm。

*83、锅炉的停运分为正常停炉和事故停炉。

84、为防止停炉后汽包壁温差过大，应将锅炉上水至最高水位。85、停用锅炉的保养方法有湿法防腐和干燥保护法两种。86、干燥保护法是使停用锅炉内部金属表面经常保持干燥或使金属表面与空气隔绝，达到防腐的目的。

87、保持运行时蒸汽压力的稳定主要取决于锅炉的蒸发量和外界负荷。*88、引起水位变化的主要因素是锅炉负荷、燃烧工况、给水压力。

89、沿着烟气的流动方向，烟道负压逐渐增加。

90、汽压变化时，无论是外部因素还是内部同位素，都反映在蒸汽流量上。*91、若在水位计中看不见水位，且用叫水法叫不上来，称严重缺水应紧急停炉。*92、锅炉的燃烧事故包括炉膛灭火和烟道再燃烧。

93、循环流化床锅炉的物料是由应床料，锅炉运行中加入的燃料和脱硫剂，返送回来的飞灰以及燃料燃烧后产生的其它固体物质等组成，其中飞灰和炉渣是锅炉的料。

94、物料循环倍率的大小主要决定于物料回送量。95、循环流化床内的传热主要通过物料对受热面的对流传热和固体、气体间的辐射换热实现的。

96、床温升高，循环流化床炉内传热系数增大。

97、物料循环倍率增加，炉内物料浓度增大，传热系数增大。98、循环流化最大特点是燃料通过物料循环系统在炉内循环反复燃烧，使燃料颗粒在炉内停留时间增加，达到完全燃烧。99、影响循环流化床锅炉物料浓度分布的因素有流化速度、物料颗粒特性、循环倍率、给料口高度、回料口高度、二次风口位置等。

100、循环流化床锅炉最低风量是指热态下保证料层不结焦的最低流化风量。*101、循环流化床锅炉受磨损的受热面有进埋管、水冷壁、空气预热器和省煤器。

102、布风板的结构型式主要有V字型、回字型、水平型和倾斜型。103、布风板均匀性检查有三种方法：火钩探测、脚试法和沸腾法。*104、虚假水位现象是由于负荷突变造成压力变化引起炉水状态发生改变而引起的。

*105、当省煤器损坏时，排烟温度降低，给水流量不正常的大于蒸汽流量，炉膛负压减小。

106、停炉冷却过程中汽包上、下壁温差不应超过50℃，否则应降低降压速度。107、锅炉热平衡中，表示化学不完全燃烧热损失。

108、锅炉的启动过程包括启动前的准备、上水、点火、暖管和升压、并汽。109、锅炉发生严重缺水时，此时向锅炉进水会引起汽包和水冷壁产生较大热应力，甚至导致水冷壁爆破。

110、物料循环系统包括物料分离器、立管和回料阀三部分。

111、气流速度一定，随着物料颗粒直径的减小，炉膛上部物料浓度增加。112、在火力发电厂中，实现化学能向热能转变的设备是锅炉。

二、判断：

*

1、排烟温度越低，排烟热损失越大。（×）

2、循环流化床锅炉正常运行时的一次风量低于临界风量。（×）

3、炉内加入石灰石粉后，可除去炉内的SO2，降低NOX的含量。（√）*

4、循环流化床锅炉几平可以燃用所有固体燃料，包括劣质燃料。例 如泥煤、油页岩等。（√）

5、二次风口大多数布置在给煤口和回料口以上的某一高度。（√）

6、循环流化床锅炉装设了物料分离器，使烟气中飞灰浓度减小，受热面基本不存在磨损问题。（×）

7、循环流化床锅炉炉床结焦时，减小一次风量，使之低于流化风量，炉内平均温度降低，结焦减轻。（×）

8、若锅炉发生微满水，应适当减小给水量，必要时，可开启事故放水门。（√）

9、锅炉缺水时，应严禁向锅炉进水，立即熄火停炉。（×）

10、在汽包水位计中不能直接看到水位，但用叫水法仍然使水位出现时，称轻微缺水。（√）

*

11、给水流量不正常地大于蒸汽流量，汽包水位降低，说明省煤器损坏。（×）

12、锅炉负荷增加，汽压升高，汽温降低。（×）

13、锅炉严重满水时，应立即放水，尽量恢复正常水位。（×）

14、锅炉的排污率越大，蒸汽的品质越高，电厂经济性越好。（×）*

15、连续排污的目的是连续地排除炉水中溶解的部分盐分，使炉水含盐量和其它的水质指标保持在规定范围内。（√）

16、自然循环的循环倍率越大，水循环就越安全（但不能过大）。（√）

17、机械不完全燃烧热损失是最大一项热损失。（×）

18、煤中挥发分的析出是在燃烧阶段完成的。（×）

19、燃料在炉内燃烧时，送入炉内的空气量是理论空气量。（×）20、送入炉内的空气量越多，燃烧越完全。（×）

21、对同一台锅炉而言，随着锅炉负荷的增加，锅炉的散热损失增大。（×）

22、用热电偶温度计测量的温度与制作热电偶用的材料没关系。（×）

23、处于平衡通风的锅炉，炉膛内的压力略低于外界的大气压力。（√）

24、闸阀允许流体两个方向流动。（√）

25、当发现风机轴承温度过高时，应首先检查油位、油质和轴承冷却水的运行情况。（√）

26、锅炉经过大修或检修后必须消除“七漏”。（√）

27、省煤器吸收烟气的热量，将水加热成饱和蒸汽。（×）

28、对流受热面的低温腐蚀是由于烟气中的水蒸汽在管壁上凝结造成的。（×）

29、锅炉水压试验降压时，速度均匀缓慢，一般降压速度为0.3-0.5MPa/min。（√）

30、锅炉起动时，上水至最高水位，锅炉停炉后，保持最低可见水位。（×）

31、过热蒸汽压力过高，会使安全门动作，造成大量排汽损失，影响电厂的经济性。（√）

32、汽压的变化，对汽包的水位没有影响。（×）

33、停炉后30min，开启运热器疏水门，以冷却过热器。（×）

34、锅炉水冷壁结渣，排烟温度升高，锅炉效率降低。（√）

35、炉膛的负压越小越好。（×）

36、水分的蒸发和挥发分的析出是在着火前的准备阶段完成的。（√）

37、过量空气系数越大，说明送入炉内的空气量越多，对燃烧越有利。（×）

38、受热较弱的上升管，容易出现循环停滞。（√）

*

39、锅炉连续排污地点是水冷壁下联箱，定期排污是从汽包蒸发面附近引出。（×）

40、煮炉是为了清除锅炉在长时间运行过程中出现的盐垢。（×）

41、锅炉起动时，需打开向空排气门及过热器出口疏水门，以便排出过热器内的积水，保护过热器。（√）

42、当过热器受热面本身结渣和严重积灰时，蒸汽温度降低。（√）

43、在定期排污前，应将水位调整至低于锅炉正常水位。（×）

44、循环流化床内煤粉颗粒尺寸对炉内传热量没有影响。（×）

*

45、循环流化床的布风板能够合理分配一次风，使通过布风板和风帽的一次风流化物料，使之达到良好的流化状态。（√）

46、水分的蒸发和挥发分的析出是在着火前的准备阶段完成的。（√）

47、锅炉升温升压过程中，多次进行排污、放水，其目的是为了提高蒸汽品质。（×）

*

48、二次风的作用一是补充空气量，二是对烟气进行横向扰动，消除局部温度过高。（√）

49、锅炉的热平衡是指锅炉在正常运行时，输入锅炉的热量与从锅炉输出的热量相平衡。（√）

50、在锅炉停用期间，为防止汽水系统内部遭到溶解氧的腐蚀，应采取保养措施。（√）

51、非机械回料阀靠回料风气力输送物料，运行中通过改变通风量来调节回料量。（√）

52、氧是煤中的杂质，其含量越高，煤的放热量也越高。（×）

三、选择填空：

1、锅炉的给水含盐量越高，排污率（A）。A、越大 B、不变 C、越小

2、在锅炉起动过程中，为了保护省煤器的安全，应（A）。A、正确使用省煤器的再循环装置 B、控制省煤器出口烟气温度 C、控制给水温度

3、锅炉正常停炉一般是指（A）。

A、计划检修停炉 B、非计划检修停炉 C、因事故停炉 *

4、在锅炉排污前，应（A）给水流量。

A、增加 B、减小 C、不改变

5、所有的水位计损坏时，应（B）。A、继续运行 B、紧急停炉 C、故障停炉

6、炉膛负压表的测点装在（B）处。A、炉膛上部靠近前墙 B、炉膛上部靠近炉膛出口 C、省煤器后

7、锅炉煮炉时，炉水不允许进入（C）。A、汽包 B、水冷壁 C、过热器

8、锅炉煮炉时，只使用（A）水位计，监视水位。A、一台 B、所有的 C、临时决定

9、新安装锅炉的转动机械须进行（B），以验证其可靠性。A、不少于4h的试运行 B、不少于8h的试运行 C、不少于30min的试运行

10、锅炉校正安全门的顺序是（B）。A、先低后高（以动作压力为序）B、先高后低（以动作压力为序）C、先简后难

11、云母水位计表示的不位（A）汽包中的真实水位。A、略低于 B、略高于 C、等于

*

12、省煤器的磨损是由于烟气中（C）的冲击和摩擦作用引起的。A、水蒸汽 B、SO3 C、飞灰颗粒

*

13、最容易发生低温腐蚀的部位是（C）。A、低温省煤器冷端 B、低温空气预热器热端 C、低温空气预热器冷端

14、工质入口端的烟气温度低于出口端的烟气温度的过热器是（B）布置的。A、顺流 B、逆流 C、双逆流

15、降低炉内过量空气系数，排烟热损失（B）。A、增加 B、减小 C、不变

16、在正常运行中，若发现电动机冒烟，应（C）。A、继续运行 B、申请停机 C、紧急停机

17、风机运行时，如因电流过大或摆动幅度大的情况下跳闸，（C）。A、可强行起动一次 B、可在就地监视下起动 C、不应再强行起动

18、进行水压试验时，环境温度应高于（C）。A、10℃ B、20℃ C、5℃

*

19、锅炉检验用的照明电压应为（C）伏。A、36 B、24 C、12 20、转动机械起动前，油箱油位为油箱高度的（B）。A、1/3~1/2 B、1/2~2/3 C、2/3~3/3

21、陶瓷多管式除尘器属于（C）。

A、湿式除尘器 B、电气除尘器 C、干式除尘器

22、碳的发热量（B）氢的发热量。A、大于 B、小于 C、等于

23、导致锅炉受热面酸性腐蚀的元素是（B）。A、碳 B、硫 C、氧

*

24、（A）负责把炉膛内的烟气排出炉外，保持炉内的压力。A、引风机 B、送风机 C、二次风机

25、过热蒸汽的过热度越高，则过热热（A）。A、越大 B、越小 C、不变

26、气体的内动能主要决定于气体的（A）。A、温度 B、压力 C、比容

27、不含水分的饱和蒸汽称为（B）。

A、湿饱和蒸汽 B、干饱和蒸汽 C、过热蒸汽

28、排烟温度一般采用（C）测量。

A、压力式温度计 B、热电偶温度计 C、热电阻温度计

29、煤的化学成分中可燃元素有碳〈C〉、硫〈S〉一部分和（C）。A、氧（O）B、氮（N）C、氢（H）

30、在燃烧低挥发分煤时，为加强着火和燃烧，应适当（A）炉内温度。A、提高 B、降低 C、不改变

31、自然循环系统锅炉水冷壁引出管进入汽包的工质是（C）。A、蒸汽 B、饱和水 C、汽水混合物

32、若流入上升管的循环水量等于蒸发量，循环倍率为1，则产生（A）现象。

A、循环停滞 B、循环倒流 C、汽水分层

33、在正常运行状态下，为保证蒸汽品质符合要求，运行负荷应（B）临界负荷。

A、大于 B、小于 C、等于

34、随着蒸汽压力的增加，蒸汽的湿度（A）。A、增加 B、减小 C、不变

35、锅炉负荷增加，对流过热器出口汽温（A）。A、升高 B、降低 C、不变

36、省煤器内壁腐蚀起主要作用的物质是（B）。A、水蒸汽 B、氧气 C、一氧化碳

37、锅炉进行超压水压试验时，云母水位计（B）。A、也应参加水压试验 B、不应参加水压试验

C、是否参加试验无明确规定

38、锅炉暖管的温升速度大约控制在（A）。A、2~3℃/min B、4~5℃/min C、6~7℃/min

39、锅炉在升温升压过程中，为了使锅炉水冷壁各处受热均匀，尽快建立正常水循环，常采用（B）。

A、向空排汽 B、定期排污、放水 C、提高升温速度 *40、（C）开启省煤器再循环。

A、点火前 B、熄火后 C、锅炉停止上水后

41、需进行大修的锅炉停炉时，原煤斗中的煤应（A）。A、用尽 B、用一半 C、装满

42、锅炉停止供汽4~6h内，应（A）锅炉各处门孔和有关风门档板，以免急剧冷却。

A、严密关闭 B、半开半关 C、打开

43、水冷壁管内壁结垢，会导致过热器出口汽温（C）。A、升高 B、不变 C、降低

44、饱和蒸汽的带水量增加，过热器出口汽温（C）。A、升高 B、不变 C、降低

*

45、汽包正常水位允许变化范围是（B）。A、±40mm B、±50mm C、±60mm

46、一次水位计的连通管上的汽门泄漏，水位指示值（A）。A、升高 B、降低 C、不变

47、一次水位计的连通管上的水门和放水门泄漏，则水位计指示值（B）。A、升高 B、降低 C、不变

*

48、当锅炉燃烧系统发生异常时，最先反映出来的是（C）的变化。A、汽压 B、汽温 C、炉膛负压

49、锅炉送风量增加，烟气量增多，烟气流速增大，烟气温度升高，过热器吸热量（B）。

A、减小 B、增大 C、不变

50、当过量空气系数不变时，锅炉负荷变化，锅炉效率也随之变化。在经济负荷以下，锅炉负荷增加，锅炉效率（C）。

A、不变 B、降低 C、提高

51、送风量增大，CO2指示值（C），O2指示值增高。A、增高 B、不变 C、降低

*

52、水冷壁、省煤器泄漏时，应（B）。A、紧急停炉 B、申请停炉 C、维持运行

*

53、给水流量不正常地大于蒸汽流量，排烟温度降低，烟道有泄漏的响声，说明（C）。

A、水冷壁损坏 B、过热器损坏 C、省煤器损坏

54、炉膛负压摆动大，瞬时负压到最大，一、二次风风压不正常，降低汽温，汽压下降，说明此时发生（B）。

A、锅炉满水 B、锅炉灭火 C、烟道再燃烧

55、锅炉发生满水现象时，过热蒸汽温度（C）。A、升高 B、不变化 C、降低

56、在煤粒的整个燃烧过程中（C）燃烧所占的时间较长。A、氢 B、挥发分 C、焦炭

57、回料立管中流动的介质是（C）。A、空气 B、物料 C、气体与物料混合物

58、循环流化床的一次风通常是（A）。A、空气 B、烟气 C、气粉混合物

59、循环流化床的床温超过其允许温度会使脱硫效果（C）。A、更好 B、没影响 C、下降

60、循环流化床锅炉磨损较严重的受热面是（B）。A、水冷壁 B、埋管 C、过热器

61、随着蒸汽压力的提高，蒸汽的溶盐能力（A）。A、增加 B、不变 C、减小

62、通过（C）可减少炉水含盐量。A、汽水分离 B、蒸汽清洗 C、锅炉排污

63、烟气走廊的形成导致过热器的热偏差（A）。A、严重 B、减轻 C、没有影响 64、运行记录应（A）h记录一次。A、1 B、2 C、3 65、当汽压降低时，由于饱和温度降低，使部分水蒸发，将引起炉水体积的（A）。

A、膨胀 B、收缩 C、不变

66、在锅炉蒸发量不变的情况下，给水温度降低时，过热蒸汽温度升高，其原因是（B）。

A、过热量增加 B、燃料量增加 C、加热量增加

67、防止空气预热器低温腐蚀的最根本的方法是（A）。A、炉前除硫 B、低氧运行 C、末级空气 预热器采用玻璃管 68、V字形布风板中间风速（A）周边风速。A、高于 B、低于 C、等于

69、若床料颗粒直径相同，气流速度增加，流化床的料层高度（C）。A、不变 B、减小 C、增加

70、循环流化床锅炉在起动时，由（A）供给燃烧所需的空气量。A、一次风 B、二次风 C、播煤风

71、循环流化床锅炉回料阀突然停止工作时（B）。A、汽温、汽压急剧升高，危及正常运行

B、炉内物料量不足，汽温、汽压急剧降低，危及正常运行 C、不影响正常运行

72、循环流化床锅炉，流化速度小于临界流化速度后，增加流化速度，料层高度

（A）。A、增加 B、不变 C、减小

四、问答题：

1、运行中对锅炉进行监视和调节的主要任务是什么？ 答：（1）使锅炉的蒸发量适应外界负荷的需要。（2）均衡给水，维持汽包水位正常。（3）保证正常的汽压和汽温。（4）保证蒸汽品质合格。

（5）维持经济燃烧，尽量减少热损失，提高锅炉效率。

（6）注意分析锅炉及辅机运行情况，如有失常应及时处理，以防止事故的发生和扩大。

2、何谓实际水位，指示水位和虚假水位？

答：实际水位是汽包内真实的水位。它是观察不到的。

指示水位是水位计中所看到的水位。由于水位计放在汽包外部向外散热，使水位计内水柱温度低于汽包内饱和温度，造成水位计中水柱的密度增加，使指示值偏

低。

虚假水位是在锅炉负荷突然变化过程中出现的不真实水位。锅炉负荷急剧增加时，汽包压力突降，此压力所对应的饱和温度降低，低于汽包内炉水温度，使炉水和汽包壁放出大量热量，这些热量又来蒸发炉水，于是炉水内汽泡增加，汽水混合物体积膨胀用，促使水位很快上升，形成虚假水位。当炉水产生的汽泡逐渐逸出水面后，汽水混合物的体积又收缩，水位又下降。

3、简述影响循环流化床锅炉出力不足的因素。

答：（1）分离器效率低，物料分离器的实际运行效率达不到设计要求。（2）燃烧份额的分配不够合理。（3）燃料的粒径份额与锅炉不适应。（4）受热面布置不合理。

（5）锅炉配套辅机的设计不合理。

4、循环流化床锅炉结焦的原因有哪些？

答：（1）操作不当，造成床温超温而产生结焦。

（2）运行中一次风量保持太小，低于最低流化风量，使物料不能很好流化而堆积，导致炉内温度降低，锅炉出力减小，这时盲目加大给煤量，必然造成炉床超温结焦。

（3）燃料制备系统选择不当，燃料级配过大，粗颗粒份额较大，造成密相床超温而结焦。

（4）燃煤煤种变化太大。

5、简述锅炉自然循环的形成。

答：利用工质的密度差所形成的水循环，称为自然循环。在冷态时，管中的工质（水）是不流动的。在锅炉运行时，上升管接受炉膛的辐射热，产生蒸汽，管中的工质是汽水混合物。而下降管布置在炉外不受热。管中全是水。由于汽水混合物的平均密度小于水的密度，这个密度差促使上升管中的汽水混合物向上流动，进入汽包，下降管中的水向下流动进入下联箱，补充上升管内向上流出的水量，只要上升管不断受热，这个流动过程就会不断地进行下去。这样，就形成了水和汽水混合物在蒸发设备循环回路中的连续流动。

6、炉膛水冷壁管的磨损机理。答：因为YG75-5.29/M12的布风板结构为V型，因此在循环流化床锅炉炉膛内，是典型的流体动力学结构“环一核”。在内部核心区内，颗粒团向上流动，而在外部环状区，固体物料沿炉膛水冷壁面往下回流。环状区的厚度从床底部到顶部逐渐减薄，环状区的平均厚度从实验室装置的几毫米到变化为大型循环流化床锅炉的几十厘米，固体物料沿炉膛水冷壁面向下回流是水冷壁管产生磨损的主要原因，炉膛水冷壁管的严重磨损通常与回流物料突然改变方向有关，突然改变方向的部位有：（1）水冷壁与卫燃带的分界面处。（2）膜式水冷壁的表面缺陷和焊接缺陷处。（3）水冷壁其它有凸出的部位。

7、简述循环流化床的工作原理？

答：燃料由给煤器进入炉内，而助燃的一次风由炉床底部送入，二次风由二次风口送入，燃料在炉内呈流化状态燃烧，燃烧产物——烟气携带一部分固体颗粒离开炉膛进入物料分离器。物料分离器将固体颗粒分离出来返送回炉床内再燃烧，烟气排出进入烟道。如此反复循环，形成循环流化床。

8、物料循环系统必须具备的条件是什么？ 答：（1）保证物料高效分离。（2）稳定回料。

（3）防止炉内烟气由回料系统窜入分离器。（4）回料量应连续并可调。

9、造成循环流化床锅炉物料流化不良，回料系统发生堵塞的原因有哪些？ 答：（1）回料阀下部风室落入冷灰，使流通面积减小。

（2）风帽小孔被灰渣堵塞，造成通风不良。

（3）风帽的开孔率不够，不能满足流化物料所需的流化风。（4）回料系统发生故障。（5）风压不够。

10.循环流化床锅炉脱硫的试验研究 篇十

广东粤电云河发电有限公司2×300MW锅炉是由上海锅炉厂有限公司生产制造的SG-1036/17.5-M4506型亚临界参数中间再热循环流化床锅炉,两台锅炉分别于2010年6月和7月通过168h试运行。机组投运后,由于设计煤种价格太高,不能满足供应要求,电厂被迫燃用低灰分的低价印尼褐煤,由于煤质差异太大,且国内尚无300MW等级循环流化床锅炉燃用低灰分印尼褐煤的先例,换煤种后出现了一系列问题。本文以6号锅炉为例介绍纯烧低灰分印尼褐煤运行方式以及燃烧试验研究主要成果和锅炉性能。

1 锅炉简介

1.1 概述

SG-1036/17.5-M4506型为亚临界中间再热,单锅筒自然循环、循环流化床锅炉,锅炉采用岛式布置、全钢结构、炉顶设置轻型钢屋盖。锅炉采用支吊结合的固定方式,锅炉运转层标高为12.6m。锅炉采用单锅筒自然循环、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、滚筒冷渣机,后烟井内布置对流受热面,过热器采用两级喷水调节蒸汽温度,再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主、喷水装置调温为辅。锅炉主要设计参数见表1。

1.2 燃烧系统

1.2.1 燃料破碎及给煤系统

原煤采用两级破碎,末级破碎机出口的煤的入炉粒度要求:粒度范围0～10mm,50%切割粒径d50=1.5mm。最终粒度合格的燃煤进入炉前大煤斗,经8台刮板给煤机将煤粒送至落煤管上方,每一根落煤管下方设置播煤风,将落下的煤粒均匀地吹入炉膛里。

锅炉设置有6台床上燃烧器,用于锅炉启动或助燃,后墙与左右侧墙各2台,同时锅炉还配置4台风道燃烧器,用于锅炉启动。

1.2.2 一、二次风及高压流化风系统

一次风空气预热器加热后一路进入炉膛底部一次风室,通过布风板上的风帽使床料流化,并形成向上通过炉膛的固体循环;第二路引至8根落煤管作为播煤风;第三路则从一次风机出口后的冷风道上引出作为炉前落煤管和给煤机的密封风。二次风经空气预热器加热后一路引至炉前,分三层从炉膛前墙密相区上部进入炉膛燃烧室,一路引至炉后,分两层从炉膛后墙密相区上部进入炉膛燃烧室。

高压流化风作为“U”型回料器流化用风和旋风分离器吹扫用风,同时还作为燃烧器油枪、点火枪及火焰检测装置的冷却用风。

2 低灰分印尼褐煤与设计煤种对比

试验前对印尼褐煤进行了取样和煤质化验分析,最终选择了两个具有代表性的典型煤种,作为试验对比及相关计算依据。表2为两种典型印尼褐煤与设计煤种煤质对比。

对印尼褐煤1和印尼褐煤2进行了热重分析,分析结果表明:印尼褐煤极易燃尽,200℃左右即开始反应,反应速度极快,但灰熔点很低,按低于灰熔点150℃运行的原则,床温应控制在950℃以内。表3为印尼褐煤1和印尼褐煤2的热重分析结果。

总的来说,对比原设计煤种,由于实际入炉的印尼褐煤具有挥发分高、水分高、灰分低的特点,煤的爆裂性好,燃烧后会迅速爆裂和破损成为更细的颗粒。因此可以预见,燃用印尼褐煤后密相区燃烧份额增大,必然导致运行中密相区床温升高。同时由于循环灰量减少,锅炉可能难以建立起必要的灰循环,也会进一步推高床温。

3 纯烧低灰分印尼褐煤带来的问题

2011年6月纯烧低灰分印尼褐煤初期,由于运行参数不合理时,出现了以下的问题:

3.1 床温偏高且炉内温度偏差大

锅炉平均床温930～945℃,最高床温长期保持在960℃左右,且床温偏差较大,在此情况下,由于印尼褐煤的灰熔点ST仅为1100℃左右,结焦的危险很大。

3.2 一次风量大

锅炉设计一次风量为38万/Nm3·h,一二次风比为6:4,而实际运行由于床温高,只能通过加大一次风量来降低床温,当满负荷时一次风量达到46万/Nm3·h,风帽及密相区磨损严重。

3.3 燃煤成循环灰特性差

满负荷时炉膛中部压差约为1.6～2.0kPa,稀相区灰浓度达到了设计要求,但所燃用煤种成循环灰特性差,未参与循环的飞灰份额大,所以参与循环、均化炉膛上下床温的能力偏低,置换煤种后稀相区灰浓度降至0.7kPa,并存在升负荷较困难的情况,此外,由于入炉煤灰分偏低,回料器的料位测点值也偏低。

4 燃烧试验研究项目

为解决纯烧低灰分印尼褐煤后带来的床温升高、风量不合理等问题,电厂开展了燃烧试验研究。

试验过程中,共进行了250MW和300MW两个负荷下的试验。在同一负荷条件下,依次进行二次风单项调整、回料阀单项调整,一二次风比例单项调整,上下二次风比例单项调整,总体上提高下二次风比例及总二次风比例,降低一次风比例,同时降低床压,研究床温、床压、风机电耗与锅炉效率的耦合特性。

5 燃烧试验研究结果及分析

5.1 二次风单项调整试验

二次风单项调整试验是在维持总二次风量不变的前提下,通过调整各层二次风门开度,摸索密相区床温变化趋势,寻找最佳的各层二次风门开度。试验期间250MW和300MW负荷下最优床温对应的二次风门开度见表4。

5.2 回料阀单项调整试验

稀相区差压低是造成床温高和炉内温度偏差大的主要原因。可通过对流化风量进行调整,减少回料阀上部喷嘴保护风和松动风,可以防止流化风过大时从下降管反窜至中心筒导致分离器效率低,进而影响循环灰量和稀相区差压。试验期间250MW和300MW负荷下最优炉膛上部差压值对应的回料系统风门开度见表5。

5.3 一二次风比例及上下二次风比例调整试验

一二次风比例及上下二次风比例调整试验是在维持总风量不变的前提下,通过调整一二次风比例及二次风上下层比例,摸索密相区床温变化趋势,寻找最佳的一二次风配风方式。

由于一次风量过大,密相区的磨损将成倍增长,为此需适当降低一次风的比例。同时通过调节排渣量,适当降低运行床压,观察床温与风机电耗变化。

试验期间250MW和300MW负荷下最优配风方式见表6。

5.4 锅炉性能及试验效果分析

(1)燃烧优化后锅炉性能测试试验结果见表7。

(2)试验结果表明,250MW负荷时,平均床温较调整前降低约20℃,最高床温较调整前降低约40℃,300MW负荷时,平均床温较调整前持平,最高床温较调整前降低约15℃。最高床温可以控制到低于960℃,炉膛和循环回路结焦风险大大降低,锅炉运行安全性大大提高,且有利于降低NOx排放。

(3)在床温较调整前明显好转后,床压适当降低,一次风量降幅明显,风机总电流也有所降低,有利于减少锅炉的磨损和节约厂用电,同时锅炉飞灰可燃物较低,锅炉燃烧效率高。

6 结语

试验结果标明,当燃用灰分仅为5%以下,煤灰熔点ST仅为1110℃的印尼褐煤时,锅炉经燃烧调整后同样能够保证稀相区差压维持在1.6～2.0kPa,且床温适宜,结焦风险低,带负荷能力好,锅炉可确保安全稳定高效运行。

本燃烧调整试验研究中,在能够保证床温和锅炉效率的基础上,通过优化运行方式,尽量降低了各负荷工况一次风量、床压、风机耗电量和锅炉NOx排放,提高了机组运行的经济性。

参考文献

[1]肖峰.上锅330MW循环流化床锅炉技术创新.锅炉技术,2010(6).

[2]曹昊,缪正清,肖峰.循环流化床二次风射流相关影响因素的数值模拟研究.锅炉技术,2011(5).