段 宝， 范 龙， 惠世恩

(1. 国家电投集团电站运营技术(北京)有限公司 西北分公司，陕西 西安 710077;2. 西安交通大学 能源与动力工程学院，陕西 西安 710049)

0 引言

350 MW超临界CFB锅炉兼备超临界参数和循环流化床燃烧技术的优点，参数高、供电效率高、有深度调峰性能，且适合宽煤种，具有廉价炉内石灰石脱硫和低NOx燃烧控制及低投资SNCR技术等优点，是燃煤火电机组发展的主要趋势。山西晋能大土河发电厂2×350 MW超临界CFB锅炉，#1锅炉已于2017年12月完成168满负荷试运。从整个试运情况看，该级别大型超临界CFB锅炉设计是非常成功的，机组参数稳定、无超温现象、效率高，低负荷稳燃能力强、煤质适应性强，炉内脱硫效率高和NOx排放少，以及不易灭火等优势已充分显现。但是也存在一些问题，除了较常见的磨损、排渣困难等问题外，在锅炉热态启动过程中发生耗油量大、平均每次热态启动耗油量至65 t以上，是原同类型亚临界流化床锅炉的1倍左右。结合多次实际热态启动过程，具体分析耗油量大的原因，并提出改进技术，对同类型循环流化床锅炉的设计、制造和安全运行有借鉴意义。

1 设备介绍

山西晋能大土河发电厂2×350 MW机组，锅炉均采取东方锅炉厂设计、生产的DG1235/25.4-Ⅱ1超临界CFB直流锅炉，单炉膛、M型布置、平衡通风、一次中间再热、采用3台高温蒸汽冷却式旋风分离器进行气固分离，其下部各布置一台“U”阀回料器锅炉主要技术参数如表1所示。

表1 锅炉主要技术参数

不带再循环泵的启动系统，在负荷≥30%BMCR后，进入直流运行；锅炉采取床下油枪点火，设置4个床下点火风道，分别从炉膛后侧进入风室；前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀均等布置10个给煤口，炉后水冷壁下部均等布置5个排渣口,锅炉设计燃用煤质和实际燃用煤质如表2所示。

表2 锅炉设计燃用煤质和实际燃用煤质

2 热态启动耗油量大的具体现象

2017年11月20—12月5日，#1机组进入整套启动调试阶段来，因多种原因造成机组负荷在50%(175 MW)以上的锅炉跳闸后，锅炉冷却速率快，约在4 h内锅炉平均床温由原850 ℃迅速下降至305 ℃左右，难以实现压火后直接启动；且在此工况下，炉热态启动，投入床下油枪点火恢复过程中，发生当平均床温约在300 ℃以上时，保持原常规启动点火时运行工况，而床温升速率很缓慢，造成的耗油量大和启动时间过长的问题。即：床压控制在6.5～7 kPa、流化风量约在180～190 kNm3/h(机组整套启动前利用启动床料确定临界流化风量约170 kNm3/h)，及其床下油枪出力(4只床下油枪全部投入，通过油压调节，启动点火阶段油量控制在5.8～7 t/h)，但平均床温温升速率仅为0.2～0.35 ℃/min；减少流化风量，平均床温温升速率也无明显变化，增加流化风量至220～230 kNm3/h时，平均床温温升速率增加至0.7～0.9 ℃/min，最大不超过1.3 ℃/min；并通过进一步增大床下油枪出力约至8.5～9.3 t/h，可进一步提高床温平均升速率至1.2 ℃/min以上。在2017年12月2日因100%甩负荷停机消缺后启动，及2017年12月5日因变压器风冷误发全停信号，270 MW机组解列锅炉跳闸后消缺启动，均发生上述类似现象。此热态启动过程不仅耗时长，而且耗油量大；统计：点火至投煤至平均床温至750 ℃退全部油枪约8 h左右，耗油量超过 65 t以上，比原机组利用启动床料点火投煤耗油量平均多15 t，约超过同等级亚临界350 MWCFB机组热态启动耗油量的1倍左右，问题突出。且启动时间长及其投油后造成的硫、氮氧化物排放超标等带来的附加问题也较为严重。

3 热态启动耗油量大的具体原因分析

3.1 锅炉跳闸后补水冷却的影响

因超临界CFB直流锅炉特性，停炉后为保证水冷壁安全，防止发生超温烧损及管束间较大的热偏差，依据床温的高低，必须给予不同的给水流量进行冷却；但如给水流量过大或冷却速率过快，会造成锅炉跳闸后受热面冷却及其床温下降速率较快。表3是2017年12月2日100%甩负荷后，严格依据锅炉厂提供的补水冷却流量的床温下降变化，不难发现：约4 h左右，平均床温已降至400 ℃以下，后期锅炉点火投煤影响较大；且停止补水冷却后，在2 h内床温也下降近45 ℃，无法实现热态启动直接投煤。原同等级亚临界CFB锅炉，锅炉热态跳闸后，仅需依据汽包水位情况间断性的补水，在较长时间内床温可维持在550 ℃以上，可迅速投煤，减少启动时间。但需要指出的是，对于超临界CFB锅炉为保证水冷壁的安全，锅炉跳闸后应保证合理的冷却流量，建议结合水冷壁的降温速率进行控制。

表3 高负荷锅炉跳闸后给水流量对于锅炉降温速率的影响

3.2 炉内物料粒径及粗颗粒增加

原在吹管阶段及其首次整套启动点火阶段，锅炉物料均采取经筛分的启动床料为主，粒径参数：dmax=6 mm，且小于1 mm的床料通过率约45%；投煤后燃烧生产的炉渣为辅的物料，基本满足锅炉厂的物料粒径要求。而在锅炉高负荷运行后，炉内物料完全是煤燃烧的炉渣形成，并受入炉煤粒径的影响很大。锅炉设计入炉煤粒径dmax=10 mm，且小于3 mm的通过率有70%左右；但输煤系统因环锤碎煤机振动、振动筛粒径调整不当及其堵塞等故障频发，实际入炉煤粒径严重高于设计值，甚至多有25 mm以上的大块；且受多台给煤机煤仓长期蓬煤的影响，板结的块状的煤增多；经多次化验平均的入炉煤粒径dmax值已超过10 mm，小于3 mm的不足27%，锅炉冷渣器排渣后的取样也发现超过10 mm以上的渣块明显增多；同时投油点火升温期间，床压至5.7～6 kPa左右时，床压下降速率即物料损失明显减少，也反映炉煤物料粒径和粗颗粒比重明显增加。其炉内物料粒径和粗颗粒比重严重偏离设计值时，对于流化和物料间传热有显著影响，需明显增加流化风量保证其流化均匀性和混合传热，防止其粗颗粒进一步聚集成块，发生板结现象；且粗颗粒物料吸收来自点火风道热烟气加热的表现能力也差，即反映出：在投油升床温期间，原保持的流化风量180～190 kNm3/h相对不足，需增加流化风量至220～230 kNm3/h，床温才有明显的温升速率。

3.3 增加流化风量的影响

为保证炉内粗颗粒的流化和换热，明显地增加流化风量，但为保证来自点火风道的热烟气温度和加热能力，增加床下油枪出力近2 t/h，造成耗油量明显增加；且使水冷壁稀相区及旋风分离器因循环灰量增加而造成的吸热能力增加，及细灰急速损失携带烟气热量散失，在投油点火期间不利于床温的升高，进一步增大启动时间和耗油量。

4 解决措施

4.1 合理的给水冷却流量

锅炉跳闸压火后结合水冷壁、中间隔墙的壁温及水冷壁出口工质混合温度(3个测点)的下降速率控制给水流量，约60 min不超过100 ℃；且最终冷却保证水冷壁和中隔墙壁温和工质温度不能有过热度，不在干态工况运行；进入湿态后，结合水冷壁、中隔墙管道材质(12CrMoV，金属承温510 ℃)在保证足够的水冷壁防超温烧损的安全余量时，及时停止补水。

结合多次锅炉压火及后给水流量的经验和参数发现：在床温>640 ℃，主汽压力>9.5 MPa以上时，即使锅炉跳闸，但因蓄热的影响，水冷壁仍处于干态运行，有一定的过热度，应保持至少300 t/h以上的流量进行冷却；约床温至610 ℃、主汽压力8 MPa左右完全进入锅炉湿态运行，但因水冷壁壁温较高且不属于稳定工况，也应给予 200 t/h以上的给水流量进行冷却；但约床温至500 ℃、主汽压力已低于4 MPa，水冷壁温已降至210 ℃左右，有足够地保证水冷壁防超温烧损的安全余量时，可及时停止上水；能有效地维持锅炉跳闸后的床温和蓄热量，停止补水冷却后，约2 h床温仍维持在450 ℃以上，4 h至420 ℃以上，基本在投煤温度区域，便于热态启动，能有效地减少启动时间和耗油量。

4.2 输煤系统消缺、保证入炉煤粒径

结合流化床锅炉燃烧对于入炉煤粒径的要求和现阶段多发生的输煤系统中碎煤机、振动筛等问题，必须予以彻底处理；但因下阶段机组启动时间紧且消缺时间长，必须在现有的入炉煤粒径下完成启动；带负荷时逐步进行输煤系统消缺。

4.3 合适的流化风量

对因煤燃烧生产的物料，在合适的物料高度下床压约6.2 kPa，进行流化试验，确定其临界流化风量约205 kNm3/h，较采用原启动床料时增加约35 kNm3/h，证明其物料粒径过粗及其粗颗粒比重过大的对于流化、传热的影响。在点火初期采取微流化点火，流化风量控制在210～220 kNm3/h，不宜过大，减少热烟气损失；并控制点火风道出口烟气温度不超过950 ℃时，平均小时耗油量约5.1 t/h，床温升速率明显。

4.4 适当降低床压点火

床压即代表炉内物料的厚度，床压过高，则物料加热至相应温度需要的时间长、油量大；当锅炉高负荷跳闸后，大量悬浮在稀相区和返料器返至床层的物料迅速增加导致床压突升幅度大，锅炉点火加热的物料量大幅增加。并考虑到因锅炉高负荷后完全由煤燃烧形成的物料，物料的粗颗粒比重大，点火前加大排渣，不仅有利于降低床压，也能有效减少炉内粗颗粒的比重，对于物料流化、换热及节油有明显帮助。实践表明：热态启动锅炉床压控制在5.5～5.9 kPa，不仅能有效降低因流化风量过大造成的热损失，床温升速率明显，节油效果良好。

4.5 合理的燃烧方式，保证床温稳定上涨

选择合适的投煤温度，及合理的投煤方式、控制措施，保证床温稳定上涨，对于缩短启动时间和节油点火是至关重要的。 该锅炉实际燃烧约干燥无灰基挥发分在25%左右的无烟煤，其锅炉设计投煤温度520 ℃；通过多次实践摸索约在平均床温至430 ℃以上，既能保证着火。应注意是至平均床温520 ℃前，因煤的挥发分析出慢，且投煤吸热的表现比煤挥发分燃烧、释放的表现作用强烈等原因，要合理把握投煤量与床温的关系，多采取小煤量脉动给煤，切忌投煤量过大，否则易造成投煤后床温不涨、甚至持续下降的现象及其后期二次飞升阶段发生爆燃的危险。实践摸索：对于该煤种锅炉床温下降在430～480 ℃，投煤量控制在8 t/h以下脉动给煤；床温480～530 ℃，投煤量可控制在15～20 t/h左右脉动给煤；床温在550～600 ℃，投煤量控制在25～33 t/h，能保证床温有1.5 ℃/min以上的升速率；而床温在630～700 ℃内，易发生二次飞升，应及时增加流化风量、减少煤量予以调节。

该煤种在低床温区域(600 ℃)时，可采取的“闷火”燃烧、“扬火”释放热量的调风方式，促进床温上涨。在煤燃烧的吸热阶段，可降低流化风量“闷火”燃烧，观察氧量的变化趋势，氧量下降至不变，说明在“闷火”燃烧的程度；并结合床温的变化速率，待负值变正时，说明煤燃烧已释放左右，可瞬时增加流化风量25～40 kNm3/h，“扬火”释放热量。“扬火”初期因瞬时补充氧量，燃烧增强，氧量也迅速下降，床温升速率持续增加至2～3 ℃/min以上；待氧量返回、且平均床温升速率小于0.5 ℃左右，则说明煤燃烧的热量作用已大幅度减弱，此时迅速减少原流化风量，进行闷火。 图1所示，即“扬火”时床温的作用效果。

图1 采取“扬火”方式的床温作用效果

多次实践说明：无烟煤在初始投煤过程中，把握好投煤量与床温的关系，并利用“闷火”和“扬火”的调节方式，能有效地提高床温升速率，节省启动时间和油量有很大帮助。随着投煤量增加、床温升高，需及时降低油枪出力，在床温至700～730 ℃，油枪出力降低至3～3.5 t/h；待平均床温稳定值780 ℃以上，且锅炉蒸发量至370 t/h，应及时撤出油枪。如具备条件启动阶段，投运挥发分更高的煤种，节油效果更加明显。

4.6 启动阶段给水流量控制，提高给水温度

该350 MW等级的超临界CFB锅炉，无炉水循环泵，前期启动阶段依照锅炉厂提供的给水流量曲线控制，不仅外排量大，且水冷壁及中间隔墙的吸热份额过多，床温难以持续上涨，延长启动时间且明显增加耗油量。通过实际摸索，可结合床温高低，基本确定锅炉启动阶段的基准给水流量，如图2所示；并结合水冷壁和中隔墙壁温的上涨速率和热偏差情况予以微调，如出现壁温上涨速率过快或热偏差大，及时增加水量10～30 t/h。且因启动阶段辅汽供给用户多和给水流量的影响，除氧器加热能力有限，给水温度仅为40 ℃左右，对床温也有很强的抑制作用，可在锅炉点火升压高旁开启后，及时利用冷再先投入2号高压加热器，能有效加热给水温度在30～40 ℃；汽轮机定速3 000 r/min后及并网初期，随机投入高低压加热器，保证锅炉给水温度。

图2 锅炉启动阶段给水流量控制

4.7 设备系统故障消除、保证入炉煤粒径

因设备系统故障，造成长期低负荷运行不能撤油、甚至非停、锅炉跳闸较多，启动次数增多是耗油量增大的关键因素之一。机组启动必须及时消除相关关联设备、系统的缺陷，保证可持续稳定的带至不投油负荷以上。并结合流化床锅炉燃烧的特点，需加强对于输煤系统、碎煤机、振动筛等设备的取消消除，确保入炉煤粒径；对于原煤仓蓬煤严重、给煤机断煤频发及其跑偏等问题予以及时消除；排渣时多发生的斗提机、链斗输送机堵塞、断链等问题及时处理，保证设备系统的运行可靠性。

5 结论

该锅炉热态启动过程耗油量大的关键原因在于：锅炉跳闸后的给水冷却速率快且停止补水不及时，不能维持相对高的床温；因炉内物料粒径和粗颗粒比重增加，严重偏离设计值等造成的流化、传热不良；流化风量增加造成启动点火时热损失增加等原因。并针对性采取控制合理的给水冷却流量，确定因物料改变后的流化风量，降低床压，有效的投煤燃烧方式保证床温上涨，及其启动点火阶段给水控制、设备缺陷消除等有效措施，耗油量大的问题得以有效控制，2017年12月13日锅炉在平均床温462 ℃，至完全撤油热态启动阶段，累计耗油量减少至38 t，效果显著。