引言新能源为主体的新型电力系统中，煤电的定位由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，煤电机组在电力系统中将发挥灵活性调节和托底保供作用。国内煤炭市场变动较大，各煤电企业入炉煤的煤质与设计值的差别较大，部分机组处于低负荷深度调峰状态。电厂机组低负荷运行时，锅炉平均床温约800 ℃，部分位置床温低至700 ℃，CFB锅炉床温为850~950 ℃，低负荷运行可能影响机组的安全性和经济性。开展锅炉燃烧调整、水冷壁浇注料改造、石灰石给料系统改造以及入炉煤和石灰石粒度优化等工作能够提高循环流化床锅炉床温，有效降低石灰石耗量，提升机组经济性[1-4]。以某电厂2×150 MW机组的两台循环流化床锅炉为例，寻找提高低负荷运行机组床温的方法，从而提高机组的安全性与经济性。1机组概况某电厂机组装机容量为2×150 MW，两台循环流化床（CFB）锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，型号为DG490/13.73-Ⅱ2，容量为2×490 t/h。循环流化床锅炉与设计煤质的主要参数如表1、表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.10.004.T001表1循环流化床锅炉主要参数项目设计值额定蒸发量/(t/h)490过热器出口工作压力/MPa13.73再热器出口工作压力/MPa2.67过热蒸汽温度/℃540再热蒸汽出口温度/℃540给水温度/℃254.8床温/℃899入炉煤粒径/mmdmax9.0d500.9入炉石灰石粒径/mmdmax1.50d500.4510.3969/j.issn.1004-7948.2022.10.004.T002表2煤质的主要参数项目设计值收到基碳/%52.47收到基氢/%2.3收到基氧/%2.36收到基氮/%0.63收到基硫/%1.72全水分/%6收到基灰分/%34.52干燥无灰基挥发分/%12.64低位发热量/(kJ/kg)20 0702现存问题分析循环流化床锅炉的床温稳定是确保锅炉安全、经济运行的关键，提高床温有利于提高碳的反应活性，缩短煤的燃尽时间，在一定的停留时间内提高煤的燃烧效率，降低飞灰和炉渣的含碳量，提高锅炉运行效率[5]。新型电力体制下，某电厂锅炉机组长期处于低负荷运行状态，入炉煤热值低，硫分和灰分高，锅炉低负荷运行的平均床温约800 ℃，部分工况床温最小值约700 ℃（锅炉结焦等因素），导致炉内石灰石的煅烧效果较差，部分石灰石未形成CaO就随炉渣排出，石灰石投入量较大。机组存在配风方式不合理、入炉煤粒径偏大等问题，导致机组的煤耗量较大。3优化煤炭机组运行效率的措施3.1燃烧优化调整3.1.1炉膛出口综合氧量调整煤炭原料在循环流化床锅炉炉膛中进行脱硫反应，反应过程必须有充足的氧参与才能生成稳定的CaSO4，炉膛及烟气缺氧时生成CaSO3，CaSO3在高温环境中分解产生SO2，导致锅炉脱硫效率下降[6-7]。通过查阅电厂历史数据发现，锅炉尾部目前未设置CO在线测点，不能实时监测烟气中未完全燃烧的气体，不利于调节总风量。按照热力计算要求，机组出口氧量应保持约4%，但部分负荷氧量仅为设计值的50%，过量空气系数低于设计值（1.23），导致流化床脱硫效率下降，机组钙硫比增大，降低了机组热效率，提高了机组煤耗。因此，调整期间在不造成床温降低的情况下，尽量增大总风量，保证炉膛出口的过量空气系数值达标，保持炉膛出口处的氧量为3.5%~4.0%，确保炉膛氧量充足，有助于炉内脱硫反应的进行并提高机组脱硫效率。3.1.2二次风配风方式调整公司锅炉在低负荷运行时的床温较低，导致脱硫效率下降。为了降低SO2的排放浓度，需要增加石灰石的投入量，导致锅炉效率下降，能耗水平升高，亟须通过不同手段提高低负荷段的床温。锅炉下层二次风直接冲击密相区，风门开度越大时，下床温越低。因此，床温偏低时，可以减小下层二次风门的开度，最小可以减少至5%，从而降低下层二次风量，但不能完全关闭下层二次风门，防止出现烧损或结焦堵塞现象，调整后流化床的床温可以提高5~10 ℃，效果显著。3.1.3流化风量及床压调整对流化床机组流化风量增大时，床压增加，炉内循环流动速度加快，入炉煤颗粒和石灰石颗粒在炉膛内煅烧及反应的时间变短，会出现飞灰和炉渣含碳量增大、石灰石未反应就排入冷渣机的现象，增大了石灰石耗量。因此，在保证流化床正常流化的条件下，尽量维持低床压运行，降低机组流化风量，适当降低流化风量有利于提高床温。3.1.4炉膛运行负压调整炉膛负压值主要由引风机控制，负压越大，引风机耗电率越高[8]，燃料颗粒和烟气在炉膛和尾部烟道中停留的时间越短，导致燃料燃烧不充分，飞灰、炉渣含碳量偏高；石灰石脱硫反应时间较短，脱硫效率较低，石灰石单耗量较高，使锅炉效率降低。炉膛运行负压建议保持为50~150 Pa，即维持炉膛压力为微正压，避免机组在高负压下长期运行，不利于石灰石脱硫反应的进行和炉内燃料的燃烧。3.2入炉煤及石灰石粒度调整根据循环流化床锅炉燃烧特点，要求入炉煤和石灰石粒径在一定范围内。入炉煤粒径设计值为0.9 mm，对公司入炉煤粒径进行化验，粒径小于1 mm的炉煤占比为27.2%，未达到设计要求，入炉煤粒径偏高，燃料的可燃尽性变差，导致飞灰和炉渣中的可燃物含量偏高。建议积极协调燃煤的采购及掺配工作，降低入炉煤的含泥量，有效缓解筛分系统堵塞现象，进一步降低入炉煤粒径，使其达到设计值，可以降低飞灰及炉渣的含碳量，提高锅炉效率，降低机组发电煤耗。石灰石中位粒径为0.45 mm，石灰石目前由两个厂家供应，品质存在差异，粒径为0.1~1.0 mm的石灰石含量占比约50%，粒径为1~2 mm的石灰石含量占比约40%。2021年3月12日起，粒径为0.1~1.0 mm的石灰石含量占比降至30%左右，粒径为1~2 mm的石灰石含量占比约65%，石灰石粒径变大。化验尾部烟道飞灰的最大粒径为0.1 mm，占比为0.94%，粒径小于0.1 mm的大渣含量占比为53.39%。因此，石灰石粒径需控制在0.1 mm以上，粒径约0.45 mm为宜。通过检查发现，大渣中含有较大颗粒的石灰石未参与炉内反应，使石灰石消耗量升高，建议对其含量进行有效控制。3.3技术改造3.3.1石灰石系统改造在石灰石给料系统的前、后墙分别布置4个给料口，前墙的4个给料口与炉膛给煤口重合，后墙石灰石给料口和回料腿重合。给煤系统堵断期间，炉膛烟气压力变化使热风倒流，导致前墙石灰石给料中断，严重影响炉内石灰石煅烧的脱硫反应进行，容易出现SO2排放浓度超标现象[9]；前墙石灰石给料口与给煤口重合，石灰石进入炉膛开始煅烧，煅烧阶段吸热，导致入炉煤燃烧区域温度降低，推迟了入炉煤的燃烧，使飞灰含碳量和炉渣含碳量增大，降低了机组的经济性，使得机组煤耗增大。为了进一步提高石灰石的利用率，降低机组煤耗，提高机组经济性，在后墙回料腿增设4个石灰石给料口，将前墙的石灰石给料口移至后墙，可以设置在回料腿预留的床料添加口，或回料腿上的其他高度（必须处于回料腿下降段）开口。通过与锅炉厂家进行沟通，从回料腿处添加石灰石，石灰石与回料灰预混并吸热分解，进入炉膛后可以快速参与脱硫反应。建议在改造出现有益效果前，保留原前墙给煤口处的石灰石喷口及其管路。3.3.2水冷壁受热面改造为了提高锅炉的低负荷燃烧效率，进一步提高床温。针对目前入炉煤热值偏低、硫分和灰分偏高的情况，通过减少下部水冷壁吸热量提高床温，在原密相区耐火材料上部继续敷设浇注料，降低水冷壁受热面的吸热量，在检修期间，密相区敷设耐火可塑料40~66 m2，床温提高效果显著。3.4调整结果分析通过优化燃烧过程、调整入炉煤及石灰石粒径、进行技术改造，公司机组的低负荷运行参数得到明显改善。调整前、后低负荷运行锅炉的主要参数如表3所示。优化调整后公司机组低负荷运行的锅炉平均床温提高了52.1 ℃，低负荷平均床温能够有效控制在850 ℃，入炉煤硫分变化不大，石灰石单耗下降18.9 g/kWh，飞灰、炉渣含碳量下降明显，综合供电煤耗下降3.3 g/kWh，为公司提质增效提供助力。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.10.004.T003表3调整前、后低负荷运行锅炉的主要参数项目调整前调整后平均负荷/MW95.293.6主蒸汽温度/℃536.7537.2再热蒸汽温度/℃536.2536.8入炉煤热值/MJ16.5216.78入炉煤硫分/%3.463.38平均床温/℃795.6847.7石灰石单耗/(g/kWh)201.3182.4飞灰含碳量/%8.877.52炉渣含碳量/%3.793.12综合供电煤耗/(g/kWh)371.2367.94结语针对循环流化床锅炉低负荷运行时床温低的问题进行了系统性研究，通过锅炉燃烧优化调整和技术改造等手段，提升了循环流化床锅炉低负荷床温，有效降低了石灰石单耗和供电煤耗，为存在同类型问题的机组运行优化工作提供参考。