电子发烧友App
循环流化床锅炉运行经济性分析
华电淄博热电有限公司#3、4锅炉系哈尔滨锅炉厂制造的HG-465/13.7-L.PM型循环流化床锅炉，分别于2003年8月和2003年12月相继投产运行，由于我公司的两台循环流化床锅炉投运早、容量大、经验少，自机组投运以来曾多次出现问题，影响了机组的安全经济运行。在这期间我们总结了大量的经验和教训，采取了诸多保证锅炉安全运行的措施，取得了较理想的效果，但在经济运行方面与煤粉炉相比还存在较大差距。本文试图从循环流化床锅炉的几个主要经济指标（燃烧效率、飞灰含碳量、煤耗、风机电耗）方面进行分析，并依据我公司现状，总结一些提高其经济性的运行调整经验，以便在实际运行中加以实施，充分发挥循环流化床锅炉的优势。
关键词 循环流化床锅炉 经济性 燃烧效率 电耗 运行调整
0 前言
随着近几年电力工业的高速发展和环保力度的逐步加大，特别是洁净发电技术的推广应用，循环流化床技术（CFB）得到了较快的发展和普及。提高大型循环流化床锅炉运行的安全性、经济性、环保性和可靠性受到了越来越多的关注和重视。目前已投运的高参数循环流化床锅炉，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但在运行经济性方面却不容乐观，如风机电耗高、飞灰大、煤耗高、非计划停炉次数多、点火耗油量大等，因此分析和研究循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，对提高循环流化床锅炉的运行可靠性和可利用率有着重要的现实指导意义。
华电淄博热电有限公司#3、4锅炉是哈尔滨锅炉厂生产的465 t/h循环流化床锅炉，锅炉各热力参数基本能达到设计值，并能满负荷稳定运行，在安全运行基础上，我公司积极研讨循环流化床锅炉的运行调整和优化运行方式，并进行认真分析，总结经验教训，积极对设备加以改造，目前两台循环流化床锅炉的运行经济性有了显著的提高。本文试图从锅炉设备改造、运行调整等方面进行分析，总结提高循环流化床锅炉经济性的有效节能改造措施，为国内大型循环流化床锅炉的安全、经济运行提供经验参考和借鉴。
1 465t/h循环流化床锅炉概况
循环流化床锅炉主要由炉膛、高温绝热旋风分离器、双路回料阀和尾部对流烟道组成：燃烧室（炉膛）蒸发受热面采用膜式水冷壁和双面水冷壁，布风装置采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，燃烧室内布置屏式二级过热器和屏式高温再热器；两个直径8.08米的高温绝热旋风分离器布置在燃烧室与尾部对流烟道之间，其回料腿下布置一个U型自平衡双路回料阀；尾部对流烟道内布置三级过热器、一级过热器、低温再热器、省煤器、空气预热器。
一、二次风由各自的风机单独供风，采用分级配风：一次风经布风板给入；二次风于炉膛密相区以上、下二次风箱分26个喷口给入；给煤、石灰石系统的密封风均取自二次风，播煤风来自热一次风。
循环流化床锅炉启动采用床上和床下启动燃烧器联合点火启动方式：床上油枪共四只，设计单支最大出力1500kg/h；床下油枪共四只，设计单支最大出力975kg/h，启动燃烧器雾化方式均为蒸汽雾化，配用高能电子点火器，燃用#0轻柴油。
锅炉主要参数（见表1）：
表1 锅炉主要参数
2 锅炉运行状况
#3、4循环流化床锅炉投运后，经过不断的经验交流和总结，已基本能保证锅炉的安全运行，连续运行天数可达百日以上，但运行经济性方面与传统的煤粉炉相比却不容乐观，其主要经济指标如风机电耗、飞灰、煤耗、非计划停炉次数、点火耗油量等均不如煤粉炉，提高循环流化锅炉的运行经济性迫在眉睫。我公司上下齐努力，从多方面入手，积极探索并总结提高循环流化床锅炉运行经济性的经验，并取得了显著成效，2005年第三季度的经济指标已明显好于试运初期，其对比效果见表2。
表2 锅炉运行主要指标对比
3 提高循环流化床锅炉运行经济性的措施
3.1 运行管理措施
在成功保证循环流化床锅炉的安全运行后，其运行经济性不高的缺点比较明显，为提高其运行经济性，公司成立了专门的运行管理小组，首先在运行管理上加大力度，采取的措施主要有以下几点：
3.1.1 2004年初，针对#3、4机组刚投产，机组非计划停炉次数较多。从操作技术不成熟、对循环流化床机组燃烧特性不了解等方面，组织技术管理和运行人员，到其他兄弟单位学习、搜资，研讨优化运行调整方案并在实际运行中加以验证和实施。
3.1.2 成立运行攻关小组并积极组织专业技术人员，利用学习天、公休天和工作现场，对#3、4机组人员进行技术再讲课、再培训，将公司和其他兄弟单位运行中遇到的异常，根据现象进行分析原因并制定防范措施，及时将措施编印给运行人员并在运行中严格执行。
3.1.3 将循环流化床锅炉理论和经验交流会的部分成果吸收、消化，转化为与我们机组相适应的技术措施，讲解给运行人员，使所有运行人员深入了解和掌握循环流化床锅炉的原理和调整原则。
3.1.4 每季度在公司仿真机上组织一次反事故演习，不断锻炼运行人员处理事故和应变的能力。
通过以上措施，使运行人员理论知识更加丰富、运行调整能力大大提高、事故处理应变能力得到加强，相应机组运行水平得到提高。
3.2 运行技术措施
在确保循环流化床锅炉能够安全稳定运行前提下，我公司对机组主要经济指标（如厂用电率、供电煤耗、锅炉效率等）加强了管理，通过搜集资料、多次研讨优化运行调整的方案，制定多项运行调整措施，并在实际运行中加以验证后再次改进，总结一系列针对循环流化床锅炉燃烧调整的经验，提出了四项有效的燃烧措施，使循环流化床锅炉的燃烧经济性得到大幅提高，详述如下：
3.2.1 低床压燃烧措施
床压的大小是反映炉内床料量多少的参数，也是炉床料量多少的唯一判断依据，其数值又受到负荷、风量、床料粒度、煤质、煤种等多因素的影响，因而床压是循环流化床锅炉燃烧技术中最重要而又复杂的参数之一。
在锅炉运行中，床压的测量值会随着锅炉的负荷、炉内灰的粒径、煤的质量、煤的破碎粒度以及风量的调整而变化。因此炉内的床压控制值不是一成不变的，合适的床压控制值应根据大量的运行经验来决定，在不同的锅炉负荷下，依据床压测量值和水冷风室压力判断炉内床料量的多少，并参考密相区三层床压值对床料粒度组成作出正确判断。控制床压在合理范围内运行，即能保证锅炉安全运行，又能维持合理且稳定的床温，还能维持较高的炉内燃烧效率。床压过低与过高的不利影响有以下几点：
床压过低：
l 炉内床料量少，床料在炉内的翻滚混合效果减弱，易产生局部流化质量下降，影响安全运行。
l 炉膛内没有足够的床料参与内循环，对流换热减弱，容易使锅炉带不上额定负荷。
l 密相区燃烧份额减少，稀相区燃烧份额增大，炉内高温受热面（二级过热器、高温再热器）的对流传热增强，易造成受热管壁面超温。
床压过高：
l 炉内床料量多，为保证流化的良好性，必须增大一次风量，较大的风机压头与较大的一次风量使一次风机电耗过大。
l 炉内床料粒子浓度大，二次风机压头增加，二次风机电耗大。
l 炉内床料粒子浓度大，二次风的穿透能力弱，稀相区煤粒与氧的混合效果差，燃烧效率低。
l 大量的一次风量携带灰粒能力大大加强，颗粒大、风速高，使炉内受热面磨损严重。
因此，床压是一多变而复杂的控制参数，运行中要做到对床料“质”、“量”全面控制，必须符合循环流化床锅炉燃烧特性及总结众多的运行经验来综合控制理想的运行值。我公司在运行初期，为保证锅炉满负荷稳定运行而采用较高的床压运行控制值，结果造成使用较高的流化风量，炉内耐火材料和水冷壁管交界处管壁的磨损情况十分严重，被迫停炉次数较多，后经过多次逐渐降低床压运行控制值，并总结分析每次改变床压值后的运行情况，最终探索出一较合理的运行控制值（6－7 kPa），比原控制值（9～11kPa）有了较大幅度的降低，高负荷时控制偏低值，低负荷时控制偏高值，在该范围内床压过低、过高的不利影响均得到有效控制。
另外，炉内的床料是大量具有一定粒经分布的颗粒组成，其稳定性决定了锅炉燃烧的稳定性，因此，在运行中锅炉排渣应采取连续或半连续排渣的运行方式，即勤排少排原则，这样可保持床内料层稳定，防止有效循环颗粒的流失，以保证锅炉的燃烧稳定性，同时锅炉的燃烧经济性也得到大幅提高（见表4）。
3.2.2 低氧量燃烧措施
在循环流化床锅炉运行初期，对其燃烧控制经验不足，对氧量的控制大多沿袭传统煤粉炉的燃烧经验及运行设计说明书，采用了较大的过量空气系数，氧量O2控制值在4－6%，引起一系列不利影响，如：磨损大、床温低、飞灰大、风机电耗大等。经过认真分析及总结经验，打破固定思维，考虑到循环流化床锅炉炉膛的密封性好，漏风系数极小，氧量随烟气流向逐渐降低，与传统煤粉炉的氧量随烟气流向因漏风的增加而变大正好相反，因此降低氧量运行是可行且有利的，在经过多次运行分析对比，更加证实其正确性。在采用低氧量燃烧技术后，风量的减少使风机电耗降低；床温的提高使锅炉燃烧效率升高、飞灰含碳量降低；风速的降低使磨损减弱。因此低氧量燃烧技术的采用大大提高了锅炉的燃烧经济性（见表4）。
3.2.3 高炉膛压力燃烧措施
为充分发挥循环流化床锅炉的优势，经充分论证考虑后，炉膛压力的控制先由试运初期的0±50 Pa改进为微正压运行，提高了其运行经济性。在经过长时间运行后，发现炉膛压力的控制可以更进一层，即将炉膛压力微正压运行改为+100～+200 Pa运行，或将其控制零点改为接近三级过热器的入口烟道处烟气压力，可以最大限度的发挥循环流化床锅炉的优势，又可充分避免其炉膛与尾部烟道的内、外漏风。
提高炉膛压力运行的试验对比见下表3：
表3 燃烧调整试验参数对照表
说明：调整前，#3炉各参数稳定运行，将引风机负压自动调整目标值由-30 Pa改至+150 Pa总共上升180 Pa，其他参数未做任何调整，稳定运行30分钟后，从参数对比表中发现上升的参数有：蒸发量、床压、床温、分离器出口温度、炉膛出口温度、水冷风室压力；下降的参数有：低温再热器壁温、含氧量、引风机电流、引风机转速、二次风机电流、排烟温度、三过入口烟温。
分析：
l 炉膛压力上升后，烟气在离开炉膛时灰粒子的扬析作用加强，一次风离开炉内密相区时的夹带作用增强，因此炉内内循环倍率升高，炉内的灰粒子浓度上升，其对炉内水冷壁面的传热作用加强，有利于提高炉内的热利用率。同时，灰粒子在炉内的停留时间延长，其燃尽程度得到提高，燃烧效率上升，飞灰可燃物下降；另外，飞出炉膛的灰粒子减少，也有利于降低飞灰可燃物。
l 因在炉内煤燃烧后的热量不能及时带走，造成炉膛密相区的床温上升，煤的燃烧效率上升。同时，炉内密相区灰粒子之间的碰撞、磨损、爆裂作用因压力的上升而作用加强，因此灰粒子的燃烧效率上升，锅炉的底渣含碳量降低，锅炉效率上升。
l 炉膛压力的上升，直接降低引风机的转速、引风机的电流下降，其电耗下降；二次风的流动阻力上升，二次风量稍有下降，造成二次风机电流下降，其电耗下降。
l 烟气在炉内及尾部烟道的流动速度降低，对受热面的磨损下降。
l 在尾部烟道内，因烟气流速的降低，其对流传热作用减弱，但同时因进入尾部烟道的烟气温度升高，增强了对流传热作用，在二者共同作用下，排烟温度变化不明显，因此由排烟温度引起的排烟热损失变化不大，而由烟气量的减少带来的排烟热损失降低，因而总的排烟热损失是降低的。
l 低温再热器的壁面温度降低，会引起再热器的减温水流量减少，机组的效率会上升。
l 尾部烟道的压力下降后，可降低其漏风量，既降低磨损又降低引风机的电耗，既提高尾部烟道的热利用率又减少低温腐蚀的可能性（从省煤器入口处与尾部煤道底部处的氧量偏差约0.4%分析，其漏风量是比较可观的）。
从以上分析可以看出：提高炉膛压力运行后，多数参数的变化有利于提高锅炉的燃烧效率，从降低主要指标分析：蒸发量的上升说明发电煤耗下降、锅炉效率上升；引风机电流、二次风机电流的下降说明厂用电率下降；从降低锅炉的燃烧热损失分析：排烟热损失、不完全燃烧热损失、飞灰可燃物的热损失、底渣含碳量的热损失等均是降低的。因此其优点是明显的，可以较大幅度的提高循流化床锅炉的运行经济性（见表4）。
3.2.4 优化煤粒粒径级配措施
循环流床锅炉的床料内循环及外循环方式增加了灰粒（煤粒）在炉内停留时间，有利于煤粒燃尽，参与内循环的床料直径约为0.3～1mm，而参与外循环的床料直径约在0.09～0.3mm，它们均能在炉内停留足够时间而燃尽。在上述范围以外的粗粒子，只能在密相区翻腾，时间过长（10～30min），它会石墨化，反应活性下降而“失活”；而d＜0.09mm的细粒子大部分以飞灰形式一次经过分离器而离开锅炉，由于停留时间短，飞灰含碳量也会高。因此，必须根据该煤质的成灰特性，调整入炉煤的粒度级配，尽量减少粒径偏大或偏小的床料，其中，控制入炉煤中d＜0.2mm粒子的份额对降低飞灰含碳量尤为重要。
我公司加大对细碎机的设备管理，提高细碎机效率，增加煤粒取样化验次数，对煤的粒度提出了更高的要求：
l 入炉煤粒度为0-7mm；
l 中位粒径d50=0.6mm（d50=0.6mm代表的意义是煤的粒度以0.6mm为分界各占50%）；
l 煤的粒度小于200μm的不大于25%。
l 通过这些措施合理调整且优化了煤的粒度级配，减少煤粒中过大过小的成份，使煤在炉内的燃尽程度有了较大提高，有效降低了飞灰可燃物（见表5）和底渣含碳量，大大提高了循环流化床锅炉的燃烧经济性。
3.3 经济指标分析
3.3.1 降低风机电耗
对于典型的循环流化床锅炉，为适应其燃烧方式的特殊性，在炉膛底部布置了高阻力的布风板，并辅有较厚的床料，这就需要风机有足够的压头将燃烧风送入炉膛内燃烧，一次风机电耗较高；另外，炉内循环物料量大、浓度高，旋风分离器的存在也增加了烟气的流动阻力，因而引风机的全压也较高，引风机的电耗也较高。因此，循环流化床锅炉的风机电耗相对较高，我公司在试运初的一段时间内风机电耗高达14.12kwh/t（以蒸发量为计算基数）,为降低风机电耗我公司采取以下措施:
l 采用四项有效的循环流化床锅炉燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了风机电耗。
l 低负荷时采用单风机运行：因循环流化床机组的调峰能力强，经常在较低负荷下运行（50%），一、二次风机、引风机的风机容量裕度大，因此低负荷时积极探索单风机运行方式，合理分配风量，优化风机出力，也直接降低了风机电耗。在最低负荷时一次风机、二次风机、引风机均为单风机运行方式。
l 设备改造：因循环流化床机组的调峰优势，负荷波动大，风机调整范围大，为此将引风机由挡板控制改为液粘控制，改造后引风机平均运行电流由改造前的113.8A下降到86.7A（2006年上半年数据），有效的降低了引风机电耗。
l 排渣系统改造：将原风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，三台冷渣器风机退出运行，风机电耗显著降低，同时还增加了排渣的可靠性。
经采取以上措施，2006年上半年#3、4炉引风机电耗完成4.23kwh/t，同比降低0.69 kwh/t；一次风机电耗完成5.51kwh/t，同比降低0.46 kwh/t；二次风机电耗完成2.33kwh/t，同比降低0.01 kwh/t；冷渣器流化风机电耗完成0 kwh/t，同比降低0.89 kwh/t（见表4）。风机电耗的降低直接降低了锅炉的厂用电率。
表4 锅炉主要经济指标对比表
3.3.2 降低飞灰可燃物
飞灰可燃物是循环流化床锅炉主要性能指标之一，我公司试运初期，飞灰含碳量较高，常常达到15%左右，以至锅炉热效率低于保证值，降低飞灰可燃物的措施有以下几点：
l 采用四项有效的燃烧措施即：低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了飞灰可燃物。
l 提高炉膛温度：循环流化床锅炉的飞灰中，粒径d=40～50μm的灰粒含碳量最高，d＞70μm灰粒的飞灰含碳量则比较低。d=40～50μm的灰粒多为分离器分离不下来而一次通过分离器的灰粒，与煤粉炉中的灰粒直径为一个数量级，其含碳量与炉膛温度有很大关系，在确保SO2及NOx排放指标合理的前提下，适当提高床温是降低飞灰含碳量的有效措施，将控制床温由试运初的860℃提高到900℃。
l 解决循环流化床锅炉炉膛中心缺氧问题：循环流化床锅炉的燃烧是分级燃烧，密相区氧量的供给主要是靠一次风，一次风不能满足燃烧用风量，因此在密相区处于还原性气氛中；在稀相区，二次风的补充使其处于氧化性气氛，但稀相区的气固两相流在横向的混合比较差，因此周围的氧气很难扩散到欠氧区以帮助燃烧，造成欠氧区在狭长通道内向上延伸，不利于不完全燃烧产物的燃尽，炉内缺氧区高（见图1）。为使缺氧区顶部下降，前述四项有效的燃烧措施的采用均可改善炉内扰动条件，使炉内传热、传质过程得到强化，大大改善炉内缺氧区的分布（见图2），提高了锅炉燃烧热效率，延长了物料在炉内的停留时间，并改善物料燃烧环境，使物料在密相区得以较充分的燃烧，提高了密相区燃烧份额，稀相区的不完全燃烧成份降低，飞灰可燃物得到明显的降低。
l 煤质的控制：
煤粒：煤粒度过大，煤粒表面易石墨化，造成煤粒不能破碎与燃尽，大量大颗粒床料积攒，床料粒度增大，为保证床料的流化必增加一次风量，造成燃烧上移；煤粒度过小，大量细颗粒来不及燃烧就被流化风吹起，在稀相区燃烧造成稀相区燃烧份额增加。因此煤粒度即不能过大也不能过小。
挥发份：煤中挥发份的含量直接影响挥发份在燃烧室中不同区域的燃烧放热量，由于挥发份的热值较高，因而对燃烧份额分布的影响较大。对于高挥发份的易燃煤种来说，其在炉膛上部释放的热量较多，炉膛上部的燃烧份额比较大，需要较高比例的二次风来补充燃料燃尽所需的氧量。在实际运行表现：锅炉下层床温偏低，运行调整中适当降低一次风量来提高床温，提高二次风率以保证燃烧稳定；对于低挥发份的难燃煤种来说，其热量较多地释放在炉膛下部，炉膛下部的燃烧份额比较大，因此需要较高比例的一次风率来提供一定的氧气并将释放出来的热量带到炉膛上部。在实际运行表现：锅炉下层床温偏高，运行调整中适当提高一次风率来降低床温，降低二次风率以保证燃烧稳定。
我公司因原煤来源紧张，煤质变化较大，不同煤质的燃烧特性差别大，煤的粒度及煤中挥发份、灰份含量对炉内燃烧工况影响很大，因此在运行中及时了解煤质变化情况，并根据不同煤质及时调整运行方式，保持炉内最佳燃烧工况也是降低飞灰含碳量的有效措施（见表5）。
表5 飞灰可燃物分析对比表
3.3.3 减少循环流化床锅炉的非计划停炉次数
投产初期，由于运行经验少，风量配比差异，煤粒径不符合要求等不利因素，由排渣困难、受热面磨损引起的被迫停炉次数较多。
针对排渣困难采取的技术措施有：
l 改进冷渣器运行方式：提高冷渣器流化风量，防止冷渣器内低温结焦；
l 排渣方式为勤排少排，增加排渣次数，降低排渣温度；
l 改善煤质，燃烧低灰份燃料，降低冷渣器负荷；
l 将风水联合冷渣器改为滚筒式冷渣器，排渣效果良好。
针对受热面磨损严重采取的措施有：
l 采用四项有效的燃烧措施，合理组织炉内燃烧工况，降低风速运行，减轻了磨损；
l 每次停炉对受热面进行全面检查，重点磨损部位受热面进行喷涂；
l 控制炉内屏式二级过热器、高温再热器壁温，防超温引起的蠕变；
l 通过运行调整控制运行参数不超规定，如床温、汽温、汽压等。
l 总之，通过采取以上积极措施，因排渣和磨损引起的被迫停炉次数大大减少，同时其他影响锅炉非计划停炉次数的因素也有效减少，延长了循环流化床锅炉的连续运行时间。
3.3.4 降低循环流化床锅炉点火耗油量
从试运初期对每次点火进行认真对比分析，从中总结降低点火耗油的经验，主要有以下几点：
l 点火前的准备：点火前炉内加入的初始床料粒度由试运初的0～7mm降为0～3mm，厚度由试运初的600mm降为500mm，点火初期采用较细的床料可增强炉内床料加热的均匀性和燃油热量的热利用率，较少的床料可减少加热床料所必需的热量。
l 保证点火期间油枪的可靠性：点火过程中每只油枪均能可靠投用且燃烧雾化良好，保证炉内热源的均匀性。
l 合理投用床上油枪：因炉膛前墙布置二级过热器和高温再热器，为尽快提升汽温达汽机冲转条件，投用床上油枪时先投用两只靠近前墙的油枪，可缩短油枪投用时间，同时尽可能的投用两只床上油枪完成点火启动过程，减少其他两只床上油枪的点火风量，减少床上油枪的用油量。
l 投煤操作：床温达投煤条件后，及早投用给煤机且严格按规程要求脉动给煤，保证床温稳步上升，避免出现床温大幅波动。
l 降低流化风量和投煤温度：最低流化风量由试运初的129520 Nm3/h降为90000 Nm3/h，投煤温度由试运初的560℃降为520℃。
l 加强运行调整，减少点火期间不必要的风量，二次风保持最低风量运行，以减少风量带走的热量损失。
l 及早停油：每次点火总结经验，在保证床温稳步上升的前提下，及时停止油枪运行，缩短油枪投用时间，停油时的下部床温由试运初的800℃降为760℃。
通过以上措施和多次点火的经验总结，点火耗油量有了明显降低，从试运初期的30t/次降到了18t/次，有效降低了点火耗油量，其对比见表6。
表6 点火耗油量对比表
3.3.5 降低供电煤耗
机组试运初期，其供电煤耗较大，且明显高于同级别的煤粉炉，经一系列措施采取后供电煤耗由试运初的389g/kwh降为目前的381g/kwh（见表4），其主要措施有以下几点：
l 采用四项有效的燃烧措施：即低床压、低氧量、高炉膛压力、优化煤粒粒径级配措施，提高锅炉燃烧效率的同时也降低了供电煤耗；
l 机组低负荷时采用滑压运行方式：因循环流化床锅炉机组运行调峰能力强，机组经常在低负荷运行，采用滑压运行即可降低节流损失，又可降低给水泵电耗，机组经济性得到提高；
l 煤质：在煤源紧张的情况下，尽可能的保证煤质稳定，保持锅炉燃烧的稳定性，另外保证细碎机的可靠运行，使煤粒粒径级配在合理要求内；
l 经济性实验：积极对机组进行经济性实验，通过实验寻找提高经济性的措施，另外对机组做最大出力试验，通过试验对机组出力进行扩容，由135MW扩容为145MW，机组的出力得到有效提高；
l 运行调整：积极采取一系列优化, 燃烧的运行调整措施，经济性有明显提高，同时再热器减温水量大大减少，也相应提高了机组的经济性。
4 结论
针对循环流化床锅炉炉内燃烧这一个非常复杂的过程，通过对燃烧的理论研究和大量运行经验总结，针对每一问题、每一环节，公司上下齐努力，主要从设备改造和运行调整两方面积极探索解决方法，使我们较准确地把握了炉内燃烧工况，较精确地对燃烧进行了调整，既提高了运行水平，又保证了循环流化床锅炉的安全、稳定、经济运行，在国内同类型机组运行评价中达到领先水平：安全方面机组能连续运行百日以上；经济方面将循环流化床锅炉的热效率明显提高，#3锅炉热效率由试运前的90%提高到目前的93.2%，#4锅炉热效率由试运前的91.75%提高到目前的93.0%，在国内同类机组中处于领先水平；2005年，#3锅炉在中电联对循环流化床锅炉同类机组评价中获一等奖，#4锅炉获二等奖。
同时，我们还通过积极调整充分体现了循环流化床锅炉的诸多优势，如在燃烧煤种上通过试烧低挥分煤种（夹峰煤）和高挥发煤种（气肥煤）均获得成功，不但总结了大量运行经验，还大大拓宽了我公司进煤渠道。
我公司自两台循环流化床锅炉投运以来，始终坚持对循环流化床锅炉认真探索研究，与兄弟单位加强交流，技术公开，从不固步自封，多次举行技术交流会议，并积极对外来单位进行培训，得到同行的尊重并硕果累累：清华大学洁净煤燃烧基地在我公司落成；第一台超高压带一次中间再热循环流化床锅炉仿真机落户我公司；华电集团仿真机技术比武在我公司举行并一举囊括了前三名；中电联多次研究会议在我公司举行；山东省电力培训基地在我公司挂牌。这一项项成果都凝聚着我公司全体人员的心血，并积极推动着循环流化床锅炉的健康发展，为循环流化术燃烧技术的推广做出巨大的贡献。但是，对于循环流床锅炉我们尚不能完全掌握，尚不诸多优势未得到充分体现，与传统煤粉炉相比还有诸多不足，还有待我们更加深入地去探索和研究。
[1] 《循环流化床燃烧锅炉正常运行的规律》 作者：冯俊凯.能源信息与研究,2000,16(1)
[2] 《循环流化床锅炉设备原理及运行》 作者： 华北电力大学动力工程系
[3] 《循环流化床锅炉的启动调试与安装运行》 作者： 党黎军
[4] 《循环流化床锅炉理论设计与运行》 作者： 岑可法等 中国电力出版社，1998年版
[5] 《循环流化床锅炉运行与检修》 作者： 吕俊复、张建胜、岳光溪，中国水利水电出版社
[6] 《华电淄博135M机组循环流化床锅炉运行教材》 作者： 钊建民
[7] 《华电淄博135M机组循环流化床锅炉运行规程》 作者： 钊建民等。
工商网监
评论