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循环流化床返料


循环流化床锅炉循环回料不稳原因分析及建议
摘要:本文介绍 CFB 锅炉飞灰循环系统在点火过程中循环回料不稳定,对锅炉运行造成影 响的原因分析,为锅炉飞回灰循环系统的运行稳定寻找合适的方法和途径。

关键词:循环流化床锅炉 灰循环系统 循环回料

1 系统介绍 我公司热电厂有三台 220t/h 循环流化床锅炉,于 2002 年建设施

工,2003 年投入生产运行。 锅炉指标参数、性能概述如下: 220t/h 循环流化床锅炉系高温高压参数(9.81MPa,540℃)、单汽包、自然循环蒸汽锅炉, 采用循环流化床燃烧方式,物料分离采用高温绝热旋风分离,平衡通风。 锅炉主要由四部分组成:燃烧室、高温旋风分离器、自平衡 U 型密封返料阀和尾部对流烟 道。燃烧室位于锅炉前部,四周和顶棚布置有膜式水冷壁,以保证炉膛气密性。底部为略有 倾斜的水冷布风板, 布置有大直径钟罩式风帽。 炉膛上部与前墙垂直布置有四片水冷屏和四 片二级过热器,以提高辐射传热。燃烧室后有两个平行布置的高温绝热旋风分离器,直径 φ5160mm,内衬耐磨绝热材料。密封返料阀位于旋风分离器下部,与燃烧室和分离器相连 接,回料采用自平衡方式,流化密封风采用高压风机单独共给。燃烧室,旋风分离器和密封 返料阀构成了物料粒子循环回路, 煤与石灰石在燃烧室完成燃烧及脱硫反应。 尾部对流烟道 在锅炉后部, 烟道上部的四周及顶棚由包墙过热器组成, 其内沿烟气流程依次布置有三级过 热器和一级过热器,下部烟道内,依次布置有省煤器和卧式空气预热器,—、二次风分开布 置。 锅炉采用单段蒸发系统, 下降管采用集中与分散相结合的供水方式。 过热蒸汽温度采用二级 给水喷水减温调节。锅炉布置在主厂房 DE 间隔,炉本体采用紧身封闭方式,8m 运转层下按 全封闭设计,设有炉顶小间。锅炉构架采用全钢焊接结构,按 7 度地震裂度设计。 锅炉采 用支吊结合的固定方式,除旋风分离器和空气预热器为支撑结构外,其余均为悬吊结构。为 防止因炉内爆燃引起水冷壁和炉墙的破坏,锅炉设有刚性梁。锅炉分别将炉膛中心线、旋风 分离器中心线、为部烟道中心线设置成膨胀中心,以膨胀中心为原点自由膨胀,在分离器、 炉膛、回料阀、尾部烟道的连接处设有非金属膨胀节,以解决热位移密封问题,确保锅炉密 封严密。 锅炉燃烧系统采用前墙四点给煤,炉前煤斗里的煤经称重皮带给煤机送入炉前刮板给煤机,
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经落煤管进入炉膛,为防止正压烟气反窜入给煤系统,在给煤系统中通入二次风正压密封。 石灰石系统采用正压气力输送, 由石灰石风机将日用仓内的石灰石经送风管路送入二次风管 道进入炉膛和回料阀斜腿。 锅炉排渣由床面两个排渣孔进行, 高温灰渣经两台滚筒冷渣器冷却, 再将低温灰渣送入除渣 系统。 锅炉配风设有一次风机、二次风机、高压风机、石灰石风机及引风机,采用平衡通风方式, 压力平衡点设在炉膛出口。 锅炉点火系统采用床上床下联合启动方式, 床上布置四支启动燃烧器, 床下布置两支热烟气 发生器,具有热效率高,加热均匀,启动速度快、点火可靠性高等优点。 2 灰循环系统问题 2006 年 12 月 16 日在锅炉点火过程中,锅炉出现回料波动。当时锅炉炉膛中部床温点温度 过高,锅炉出口温度、旋风分离器进出口温度偏低,灰循环回料温度低,灰料压力低,且时 有波动。 3 问题分析 3.1 CFB 锅炉物料分析。 CFB 锅炉的物料分布可分四种形式:飞灰、底渣、内循环和外循环物料。其中,内循环物 料和外循环物料平衡的实现是 CFB 锅炉运行的关键,如果回料不稳或突然停止工作,会造 成炉内循环物料量不足,气温、气压床温难以控制,危及正常的运行。而造成外循环回料不 稳的原因,除浇筑料脱落堵塞外,最为重要是锅炉循环灰量不足致使烟气短路,难以建立连 续稳定的外循环物料平衡。如不加以重视及时采取措施加以调整,后果将十分严重。 3.2 锅炉点火启动过程分析 分析锅炉点火启动过程中,循环灰量不足的原因很简单,因为当我们在锅炉点火启动前,炉 料是一定的,有 700mm 厚,锅炉升温前 5 小时是不投煤的,就没有介质进入炉内,来补充 随烟气连续不断被带走的循环灰量, 而此时燃烧室内所剩的炉料以大颗粒居多 (这也是这一 次发生床温波动的主要原因),加之我们在点火初期一般一次风量控制的不够准确,使大量 飞灰扬析随烟气又进一步被带走, 那么被烟气被带走的循环灰都那里去了呢?都积存在返料 阀内了,因为我们在点火启动初期返料阀是空的,只有当返料阀内达到一定厚度的料位后, 才能建立起良好的循环,为什么这样讲呢?让我们首先来了解一下回料阀、回料立管、高压 风机的作用和运行特性。 转贴于 中国论文下载中心 http://www.studa.net

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3.2.1 U 回料阀 实际是一个小流化床, 回料风由下部两个小风室通过流化风帽进入阀内, 运行中高压风通过、 图 1;a1、a2 进入风室通过布风板、风帽流化 U 型阀内的物料。U 型阀属于自平衡阀,既 流出量与进入量自动调节,阀本身调节流量的功能较弱。它还有一个最为重要的作用是:用 以回料密 封。 .2.2 回料立管 立管的作用是输送物料、系统密封、产生一定的压头避免炉膛烟气反串,与回料阀、高压风 机配合使物料能够由低压向高压(炉膛)处连续稳定地输送。

3.2.3 高压风机 高压风机是一种高压头低风量设备, 有较高的压头并且具有阻力增加, 风机压头增加的特点 来克服炉堂内的高压, 实现物料连续稳定的输送。 低风量是为了避免高温物料在回料阀内结 焦。 3.3 回料不稳原因分析 3.3.1 回料循环的建立 让我们再从图 1 中分析看、此时 4 是空阀没有一定厚度的料层,也就失去了 U 型阀本身,
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其中一条最为重要的作用:“回料密封”,炉膛内的高压 5 将返窜,造成烟气短路,从而阻碍 正常的飞灰循环。 B1 段为回料立管,当外循环灰进入立管中物料的自重 B1<B2+5 高压风 加炉膛内的高压将反串的阻, 阻碍了立管中物料向下流动, 当立管中的物料堆积到一定重力 后、B1>B2 时才能使循环灰进入到 U 型阀内,但此时进入 U 型阀内的循环灰量较少还难以 输送回炉膛内,只能在 U 型阀内积存,而此时又将形成上述所讲的几次或十几次的循环, 使 U 型阀内积存一定量的循环灰量最终只有当、B1=B2 或、B1≥B2 时才能建立起良好稳定 的外循环物料平衡。 3.3.2 回料阀的自平衡 根据上述的分析和 U 型阀的特性,让我们再次试分析:当 U 型阀内如果在图中 B2 段存有 厚度一定的料层时,在高压风机的作用下,料位膨胀被流化,(它是决不会被吹空的,我们 曾经在停炉时做过实验,两台高压风机同时启动运行很长时间后,打开 U 型阀内还是存有 B2 段厚度的循环量)假如我们将 U 型阀 B2 段内原有的存灰比作是被,“膨胀流化的水”、 既“连通器”原理。那么当分离器被分离下的循环灰,由图中 3 回料立管 B1≥B2 连续不断地 进入 U 型阀(既“连通器”原理)返回炉内,从而建立起良好的外循环回路,实现其原有的 设计理念,“U 型阀属于自平衡阀,既流出量与进入量自动调节” 3.3.3 回料不稳现象 由此又使我们联想到, 曾经正常运行时出现过的几次回料不稳时, 主要出现在锅炉减负荷过 急、过快,原因当外循环灰量突然减少时立管中物料的自重、B1<B2 高压风的阻力从而阻 碍了立管中物料向下流动,当立管中的物料堆积到一定重力后、B1>B2 时使高压风机阻力 增加压头增高、B1 段物料大量返回炉内,从而使 B1 段压力又小与 B2 段造成返料不稳,形 成恶性循环。只有当、B1=B2 或、B1≥B2 时才能建立起良好稳定的外循环物料平衡,在调 整时不能急噪要循序渐进,也许需要数小时的调整才能使外循环物料平衡稳定。 3.3.4 回料循环不稳定的影响 通过在点火启动过程中, 旋风分离器入口温度比较低并且温升缓慢, 也可以证明被分离器分 离的循环灰,滞留在 U 型阀内没能回送炉膛燃烧室参与灰循环,如果有循环灰来参与灰循 环, 旋风分离器入口温度势必将随着床温度的提高而提高, 因为是循环灰将温度带到旋风分 离器入口,而在我们点火启动初期,未投煤时分离器入口与床温偏差极大,不利于分离器温 升控制,也势必造成分离器开裂、脱落情况的发生。 3.3.5 其它电厂锅炉循环回料系统情况
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根据其它电厂锅炉点火启动过程的经验, 也可以证明我们在点火启动过程中造成回料不稳定, 是和回料阀清空没有一定厚度料位是有关系的。以吉林市东关电厂、辽宁大连香海电厂、辽 宁盘锦电厂的点火启动过程来看。吉林市东关电厂点火启动过程及正常运行时从未出现过, 回料波动现象的发生,他们一般锅炉小修情况时,对 U 型回料阀内的存灰,是从不进行清 理的,全部留着再次点火启动时使用,所以从未发生过回料不稳定情况的发生,盘锦电厂也 是如此进行的。大连香海电厂,点火床料比较细,一般都在 5mm 以下,并且在点火启动过 程中还得根据床压表计变化, 对锅炉进行两次补装床料, 来补充循环灰量的不足和床料的缺 失,大连香海电厂,自行设计了床料补装口,锅炉点火启动过程中即可进行补料工作,十分 方便,所以他们在点火启动过程中,也从未出现过回料波动现象的发生。 4 避免回料不稳措施建议 4.1 循环灰的留用 如果未出现分离器、回料立管、U 型阀、内浇注料脱落现象发生的情况,对 U 型阀内存灰 不进行清除工作, 留着下次点火启动时使用。 如果有类似回料波动的情况, 进行回料阀清理、 修补、检查后,将细灰留存,重新投入炉膛使用。 4.2 启动风量调整 对回料阀不进行清理工作,再次点火启动过程中,有可能出现的问题是点火生温速度慢。我 们可以采取减一次风量, 增加点火油压的方法解决。 因为我们历次点火启动过程的一次风量 裕量较大,高温烟气都随着炉膛负压被带走,存于炉料中用于加热床料的热量非常少。 5 结论 物料在 CFB 锅炉内的分布可分为四种形式:底灰、飞灰、外循环物料和内循环物料。CFB 锅炉的物料平衡可以进一步认为是内循环和外循环物料的平衡。 CFB 锅炉点火启动过程中, 出现回料波动时,在调整时不能急躁,要循序渐进,也许需要数个小时的调整才能使循环灰 系统的外循环物料平衡稳定。

2× 440t/h 循环流化床锅炉运行经验介绍
1 绪 论 运河发电有限公司两台 SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉,分别于 2003 年 9 月和 2004 年 2 月相继投产运行,由于我公司的两台循环流化床锅炉属于上海锅炉生产的首批循环流化床 锅炉, 属于典型的“三边” (边设计、 边制造边安装) 产品, 自机组投运以来曾多次出现问题,
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影响了机组的安全运行,我们通过对设备存在的问题进行认真分析,总结经验教训,寻找对 策解决问题,两台锅炉目前运行比较稳定。 2 循环流化床锅炉简介 SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉为超高压中间再热,单锅筒自然循环、循环流化床锅炉 是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收美国 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和几十台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、 制造、 运行的经验,进行本锅炉的全套设计。 SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉主要由锅筒、悬吊式全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分 离器、U 型返料回路以及后烟井对流受热面组成。 炉膛上部布置 4 片水冷屏和 16 片屏式过热器,其中水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后 烟井之间,布置有两台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型 回料器,回料器底部布置流化风帽,使物料流化返回炉膛。 锅炉采用两次配风,一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛,二次风从燃烧室锥体部分进 入炉膛。锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石给料口,均匀地布置在炉前。炉膛底部设有钢 板式一次风室,悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式,床上共布置 4 支(左右侧墙各 2)大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣 器。 本锅炉锅筒中心标高为 47000mm,G 排柱至 K 排柱的深度为 37200mm,主跨宽度为 21000mm, 左右侧副跨宽度均为 5000mm。。 3 循环流化床锅炉常见故障分析及对策 3.1 炉内受热面磨损 循环流化床锅炉(简称 CFB 锅炉)除了高效节能、低污染地清洁燃烧优点以外还有一个最 大的特点就是燃料适用的广泛性。正因为如此,大多的循环流化床锅炉都燃用了高水份、含 灰量极大的劣质煤,燃烧时,烟气中含有大量的飞灰颗粒,这些灰粒以极高的速度冲刷炉壁 及其设备,使其表面受到剧烈的磨损,发生局部的严重破坏,甚至导致事故停炉。 炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡位置、温度测点周围、炉内悬吊 受热面、 顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近, 由于上述位置均处于物料 的次密相区和涡流区,飞灰浓度和速度相对较大,设计上没有在该处考虑受热面的防磨,因 此就出现了防磨的盲点。 据不完全统计, 全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事 故中有 26.41%是出现在上述部位。
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3.1.1 各部位磨损机理分析 3.1.1.1 流化床区域 在燃烧室中, 从床的底部至固体颗粒膨胀起来的床层界面称为流化床。 要使流化床上的固体 颗粒保持悬浮沸腾状态, 使煤粉颗粒得以充分有效地燃烧, 从炉底布风装置出来的空气流必 须具有足够的速度、强度和刚度,以在支撑固体颗粒料层的同时,产生强烈的扰动,研究发 现,当床料密度 ρs(1-ε)=8-10kg/m3 时(ρs??颗粒密度,ε??空隙率),床内细颗粒就会聚成 大粒子团,团聚后的粒子团由于重量增加体积加大,以较大的相对速度沉降,并具有边壁效 应, 使流化床中气?固流动形成近壁处很浓的粒子团以斜下切向运动, 下降到炉壁回旋上升, 颗粒彼此之间以及与炉壁之间进行频繁的撞击和摩擦,使炉壁出现了严重的磨损。 锅炉运行一年后大修检查, 发现水冷壁密相区耐磨料过度部位的水冷壁普遍出现不同程度的 磨损,经测厚最薄为 4.7mm,磨损量达 1.8mm。 3.1.1.2 炉膛内悬吊受热面

布置在炉膛内的过热器等受热面,所处的位置是烟气流必经通道,高浓度、高速度的飞灰颗 粒,大大地增加了在单位时间内颗粒对受热面的撞击率,我们知道,管壁表面的磨损量是与 撞击率以及流速成正比: T∝ (ηkω3/2g)τ 式中:T ??管壁表面的磨损量,单位为 g/m3 τ??时间,单位为 s g??重力加速度,g=9.18m/s2 ω??飞灰速度,可认为等于烟气流速,单位为 m/s κ??烟气中飞灰浓度,单位为 g/m3 η??飞灰撞击率 因此,布置在炉膛内的悬吊受热面,特别是第一、二排的管束,磨损较严重。 锅炉运行一年后大修检查,发现两侧水冷屏的第一排管束与侧墙相对的一面磨损较为严重, 经测厚最薄壁厚为 5.2mm。 3.1.1.3 炉膛出口(分离器进口) 炉膛出口处烟气流流通截面骤降,并使粒径 d50 为 40~70μm 的固体颗粒加速到最大速度, 以满足分离器所需分离临界速度, 不同结构的分离器有着各自不同的临界速度, 据我们了解, 一般这一临界速度达 25m/s 左右,这样高速度的固体颗粒在炉膛出口转弯处(俗称靶区)将 产生较大的离心力,强烈地冲刷炉膛出口管,同时,高密度的灰粒在与管表面碰撞时,使金
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属显微颗粒克服分子之间的结合力, 使本已处在高温处的局部管表面温度升高引起该处金属 变软,使金属颗粒更易与母体分离产生磨损。 锅炉运行一年后大修检查, 发现分离器入口两侧水冷壁磨损较为严重, 特别是与耐磨料结合 处的一根水冷壁管冲刷出现许多凹坑,深度达 2~3mm。 3.1.2 设备改造情况 针对炉内受热面磨损严重的问题我们采取了如下措施: (1)将水冷壁两侧的床温测点(约标高 26 米)拆除,将测点两侧的让管进行取直。 (2) 我们在过热屏的迎火面加装了部分耐磨鳍片, 鳍片的两端与管子的角度磨成 150 斜角。 (3)考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性,我们利用大修机会对炉内部分受 热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上 1.5 米、焊缝两端各 0.2 米,顶 棚往下 1.5 米和分离器入口两侧相对应的部位。 3.1.3 运行采取的措施 (1)循环流化床锅炉受热面磨损速率与颗粒速度的三次方和颗粒粒径的平方呈正比,为了 减少磨损必须严格控制入炉煤的粒度和热值,细碎机出料粒度总体标准如图(3-2)所示:

对煤粉粒度的具体要求如表(3-1):

图 3-2 表 3-1 煤粉粒度控制表
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筛孔尺寸 通过量占总量比例(%) (mm) 10mm 100% 8mm 98~100% 6mm 95~100% 3mm 78~90% 1mm 38~60%

超过上表所示的范围,视为不合格。 (2)对入炉煤的热值进行严格的取样化验,确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种即大于 19500KJ/Kg,发热量小于该值的煤种一律进行掺烧,防止煤量过大。 (3)由于我们公司现在的煤种的热值很难达到校核煤种的热值,为了减少飞灰磨损带来的 危害, 保证烟速在规定的范围内, 决定对入炉煤进行定量燃烧, 严格将燃料耗量控制在 69t/h 以下。 (4)炉内受热面的磨损与运行人员的调整有很大的关系,一、二次风的配比和物料浓度对 受热面的磨损有直接的影响,在保证炉内床料流化良好的前提下,减小总风量,145MW 合 理风量在 450t/h 左右。 (5)在保证料层差压合理分布的前提下,降低炉膛差压,145MW 合理床压在 13.4~14.5KPa 左右。 (6)根据燃烧工况,合理控制风量配比,减小“多余”风量的送入。 (7)煤、风调整应缓慢均匀,精心监视,降低炉内的扰动。 (8)高负荷,在保证蒸汽参数前提下,控制外循环物料量。 (9)根据排渣粒度每 360 运行小时置换换床料一次。 (10)开展各种活动,不断优化燃烧调整,丰富经验,提高机组安全、经济性。 3.2 炉内耐磨料损坏 非金属耐磨材料,由于热震稳定性好,施工维修简单,是循环流化床锅炉中应用最多的耐磨 材料, 从整台锅炉的经济比较来说也占了相当大的比例。 非金属耐磨材料有定形制品与不定 形制品, 定形制品以预制品和砖为主, 而砖在循环流化床锅炉中大面积的耐磨墙体应用较多, 如分离筒、回料器,尾部烟道等,目前常用有硅线石砖、锆铬刚玉砖、碳化硅砖等。不定形
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制品有喷涂料、耐磨耐火可塑料、耐磨耐火捣打料、耐磨耐火浇注料等。 耐磨耐火可塑料,是由耐火骨料、结合剂和液体组成的混合料。交货状态为具有可塑性的软 坯状或不规则形状的料团, 可以直接使用, 主要结合剂可以为陶瓷、 化学结合剂。 以捣打 (手 工或机械),震动、压制或挤压方法施工,在高于常温的加热作用下硬化,耐磨耐火捣打料 的组成基本与耐磨耐火可塑料相同,所不同是耐磨耐火捣打料,一般来说均在现场调配,用 多少配多少,最适用于用量不大的修补,而耐磨耐火可塑料,不宜久存,特别是开封后极易 硬化,故较适用于用量较大的批量施工。如悬吊在炉膛内的受热管束,使用现存的可塑性软 坯在管节距之间捣打挤压,即密实又施工方便。 耐磨耐火浇注料是由耐火骨料和结合剂组成的混合料。 交货状态为干状, 加水或其他液体调 配使用。主要结合剂为水硬性结合剂,也可以采用陶瓷和化学结合剂,以浇注、震动的方法 施工,无需加热即可凝固硬化。 保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风 分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置,其损坏主要有脱落和磨损两种情况,造成上述损 坏的原因是多方面的。 3.2.1 耐磨料损坏的原因 耐磨料的损坏主要有以下原因造成: (1)有些耐磨料其本身的成分配比不符和要求,使耐磨料的稳定性达不到设计要求,表面 硬度减弱以及粘结力降低,耐磨料极易磨损和脱落。 耐磨材料的的物理化学性能非常重要。 一般来说, 耐磨材料的耐压强度、 抗折强度、 耐磨性、 热震稳定性和重烧线变化是主要的考虑指标,同时,高温耐压强度指标也要考虑。有许多种 耐磨材料结合剂须 1200℃以上温度烧结后才有一定强度,在 1200℃以下使用,因耐火材料 达不到烧结温度而导致强度很低,因此,在流化床锅炉上选用效果不理想。 (2) 施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏, 在施工中没有严格按照料水 (或磷酸结合剂) 浓度进行合理配比, 耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、 施工时欲 留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等,在运行中极易造成耐磨料大片脱落。 (3)设计结构不合理也会造成耐磨料脱落,例如:抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较 低都会造成耐磨料大面积脱落。 从目前情况来看, 我公司两台循环流化床锅炉的分离器总体设计不是很合理; 该墙原设计厚 度 304mm,内层为 150mm 厚高强度耐磨耐火砖,外层为 154mm 厚的耐火保温浇注料,用 拉砖钩将耐火砖拉住。该结构的墙保温效果差,经常造成墙体塌落,现在设计中常设计成棋
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盘式结构,效果较好。 (4)运行操作不当也会造成耐磨料脱落,耐磨材料随温度的升降,产生膨胀或收缩,如果 此膨胀或收缩受到约束,材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料,与金属制 品相比, 由于它的热导率和弹性较小、 抗拉强度低、 抵抗热应力破坏能力差、 抗热震性较低, 在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大,就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。 3.2.2 针对耐磨料损坏所采取的措施 (1)对耐磨料进行了招标,选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工,在 施工中严格施工工艺,加强质量监督,对耐磨料的成分进行不定期抽样检查,对不合格的产 品一律拒绝使用。 (2)旋风分离器切向位置的耐磨料,飞灰碰撞积率最大、烟速和烟温最高,磨损最严重、 三维热膨胀最大。我们对该处的耐磨料进行了施工改造,将原有的耐火砖拆掉(部分脱落) 增加了 Y 型抓钉,并在抓钉上面焊接了 φ6mm 的不锈钢网,外层用 60mm 的高温硅酸铝棉毡,中 间用微孔保温砖,内层附以 150mm 厚的耐磨捣实料,经过 8 个多月的实际运行,保温效果 和强度都非常好。 (3)回料器的水平段耐磨料经常脱落,致使该处的铁板烧红,我们利用大修机会对该处进 行了改造:在耐磨料最内层加装了成型的碳化硅预制板,该板耐高温,抗磨损冲刷,使用效 果比较好。 (4)对屏式过热器和水冷屏在下部增加了销钉数量。 (5)为了避免出现耐磨料脱落的现象发生,每次停炉和启动,都应严格按照温升曲线进行 3.3 过热器超温 #3、4 炉自投产以来,屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高,在 135MW 冷段出口温度 最高达 475℃,比设计值高出 50.8℃在一级减温器减温水量 26.1t/h 时,热段出口温度最高达 534℃,比设计值高出 40.6℃,其中#3、4 炉屏式过热器高温段部分管子由于过热出现了球 墨化现象。 3.3.1 原因分析 (1) 在锅炉设计时,由于设计人员比较保守,造成炉内过热器受热面较多。 (2) 在锅炉设计时,没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。 (3) 燃用煤种偏离设计煤种较大。 (4) 运行中风量配比偏差较大。
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3.3.2 设备改造 (1) #3 炉分别将热屏和冷屏去掉了一屏,并在下部增加了部分耐磨料。 (2) #4 炉在冷屏和热屏底部增加了部分耐磨料,以减少冷屏和热屏的整体吸热量。 (3) 为了减少屏过管子的热偏差,分别在每屏出口前后两侧的管子增加了部分耐磨料。 (4) 为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热,分别将#3、4 炉分离器出口混合室内悬吊管和 隔墙管加装了隔热护板。 3.3.3 运行采取的措施 (1) 点火过程中,运行油枪应雾化着火良好,燃烧器风量适当;冲转并列时,调整回油

门开度、调节ⅠⅡ级旁路,必要时,开启向空排气门,维持主汽压力稳定,保证屏过壁温不 超温,必要时减少油枪投入数量。 (2) 并列后初期升负荷,保持高压调门全开,使汽压、汽温、负荷按规程规定上升,宁

慢勿快,监视屏过壁温变化。 (3) 初期投煤执行“脉动”给煤的规定,根据床温变化率、氧量变化,确已着火方可连续

少量给煤,否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加,使汽压稳定升高, 注意一二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧,床温失去控制。 (4) 根据汽温变化情况,及时投入、调整减温水,特别注意一级减温水的调整,保证屏

过热段出口汽温、壁温不超温。 (5) 给煤稳定后,根据床温变化率,床温升至 600℃以上,及时逐一切除油枪运行,注

意停止大油枪对床温的影响。 (6) 升负荷过程中,注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化,合理调

节一二次风比例,及时排渣置换床料,保证稀相区燃烧份额,控制床温及升负荷速度。 (7) 低负荷时,一次风比例大,随床温升高,一次风比例降低,合理调节一二次风比例

及二次风门开度,减小各层床温与分离器进出口烟温差,减小两侧烟温差。 (8) 防止过热器、再热器壁温超温,应烟气侧与蒸汽侧调整相结合;升负荷过程中,应

以烟气侧为主,调整减温水为辅。 (9) 高负荷时,严格按规程规定调节床温,均匀给煤,根据煤质,适当提高床压,通过

控制床温控制屏过壁温超温;合理调节一二次风比例及二次风门开度,保持氧量,通过控制 分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。 (10)高负荷时,注意协调一、二级减温水比例,保证屏过出口、再热器出口、过热器出口 汽温、壁温在规定范围内。
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(11)高负荷时,加强再热器、过热器吹灰,不允许为汽温而造成壁温超温,当发生保持汽 温额定与壁温超温相矛盾时,优先保证过热器、再热器壁温不超温,尽可能提高汽温,并满 足主、再热汽温差<27℃,主(再热)汽温 A、B 两侧之差<14℃的规定。 (12)当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时,加强责任心,及时调整,不等 不靠;当调整无效,壁温超温与机组负荷相矛盾时,减小锅炉负荷并汇报值长。 (13)稳定运行工况下,主、再热汽温保持正常,不允许超过 540℃的现象出现。减温水调 整应缓慢均匀,避免汽温不允许大幅度变化。 (14)当发生断堵煤恢复时,缓慢增加给煤量,控制床温、汽压缓慢稳定上升,并注意对汽 温、壁温的监视。 (15)当发生高加解列等异常情况时,可适当减负荷,控制床温上升速度,防止汽温、壁温 超温。 3.4 冷渣器排渣困难 本台锅炉共设置两台流化床冷渣器, 分布于炉膛下部两侧, 布置在零米层, 采用以水冷为主、 风冷为辅的双冷却形式,锅炉总灰量为 14188.4kg/h,一台冷渣器的设计底灰排出量为锅炉 总灰量的 50%,一台冷渣器即能满足锅炉正常运行的需要。冷渣器的进渣温度为 880° C,经 过冷渣器的两个冷却室的冷却, 落渣口的出渣温度为 150℃, 而冷却室蛇形管中的水温从 35℃ 加热到 70℃左右再引出到汽轮机的回热系统。冷却水的进口温度为 35℃,压力为 1.2MPa, 流量为 80000kg/h。设计从冷渣器侧面的正常排渣口排渣。 运河发电厂自投产以来,频繁发生冷渣器堵渣现象,炉膛床料无法排出,造成床压升高,被 迫减负荷进行处理;后期出现冷渣器结礁现象,造成停炉。 3.4.2 原因分析 造成冷渣器频繁堵渣的原因主要有以下三点: 3.4.2.1 高温结礁 (1) (2) 结礁。 (3) 点火过程中投入冷渣器运行,给煤落入冷渣器内,使冷渣器内发生煤粒再燃,造成 床温过高造成结礁 细碎机未及时调整,粗细煤粒的分布不合理,造成密相区燃烧份额加大,床温提高

高温结礁。 3.4.2.2 低温结礁 (1) 停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽,产生低温结焦,焦块进入冷渣器内。
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(2) 配风不合理和锅炉长期低负荷运行,炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。 (3) 炉膛内流化不良,存在部分死区,易使低温焦块生长。 (4) 低温焦块进入冷渣器中, 在冷渣器停运及吹扫过程中, 以其为内核滚雪球似的长大, 形成低温焦。 3.4.2.3 其它原因结焦 (1) 锅炉本身缺陷造成的冷渣器堵塞:如炉膛内有渣块、落渣管处的风帽堵塞、落渣管中 耐火材料脱落等易造成结焦堵塞。 (2) 冷渣器设计缺陷:冷渣器中间隔墙过高,较大的渣料由于流化困难,很难被从Ⅰ室吹 到Ⅱ室。 (3) 渣器堵塞后,不能与炉膛隔离,运行中没有清渣手段。 (4) 运行调整过程中,冷渣器运行关键参数的监视不到位。 3.4.3 设备改造情况 (1)将冷渣器内的中间隔墙降低,保留 5 块耐火企口砖,高度约 400mm。目的是便于主室 内的渣进入副室,从而自正常排渣口排出。 (2)降低正常排渣口的高度。即:将标高从 4.733 米下降至 3.84 米。做法:a、将 4.733 米 高处的正常排渣口用厚度 8mm 的不锈钢板(1Cr18Ni9Ti)满焊封住。B、标高 3.84 米处在 冷渣器侧墙用风镐开孔 ф273mm,孔的直径可适当稍大,然后用 ф273x10 的钢管与原正常 排渣管道相连。管道规格:ф273x10,材质:Q235-A。管道与冷渣器外箱体之间圆周焊接, 焊缝高度 8mm。 (4) 在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用:一是当炉膛排渣口 堵塞时可以将该门关闭, 利用冷渣风机的风将排渣口鼓开; 二是当冷渣器内结礁或冷却水管 道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。 (5) 在冷渣器底部加装了压力测点,根据压力合理控制排渣时间。 3.4.4 运行采取的措施: (1)严格控制床温,将床温控制在 850℃~900℃,严禁床温超过 950℃。 (2)每天对入炉煤进行检验,严格控制入炉煤粒度的均匀性,并保证粒度不大于 10mm, 发现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。 (3)冷渣器投运时,选择床温达到 600℃时,应平缓投入,保证床料得到良好的流化和床 料中的煤粒燃尽,使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。 (4)在停炉熄火后,应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却,并严密
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监视床温不得超过 400℃,如果发现有生温倾向应加大通风量。 (5)合理控制一、二次风配比,保证床料得到充分燃尽和流化。 (6)合理控制 A、D 给煤机的进煤量,使 A、D 给煤机的给煤量尽量小一些,一方面可以 减少排渣的含碳量,另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。 (7)实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置,以减少排渣的可燃物含量和使床料 得到充分的冷却。 3.5 给煤机堵煤 本台锅炉共设四台给煤机两个原煤仓,一个原煤仓分别对应两台给煤机,自标高 30 米至 22 米为一体,自 22 米向下至 18.5 米分成两个金属煤斗分别与两台给煤机连接。每台给煤机所 连接的煤斗设有 4 台空气炮。 原煤仓设计形状为方锥型, 12mm 厚的 Q235 钢板, 内衬 3mm 不锈钢板;煤斗下部收口为方型,安装电动插板门,由“天方地圆”收成圆筒,接入给煤机。 自投产以来,频繁发生给煤机堵煤、断煤现象,仓壁挂煤严重,虽经空气炮疏松但无明显效 果,只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿,堵煤现象更为严重。 3.5.1 原因分析 经过认真观察分析,认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成: (1) 入炉煤含水量较大,增加了煤的粘度。实践证明:当煤的含水量在 8%~15%范围内 粘性最大,煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。 (2) 煤仓和入口电动门结构不合理:煤仓设计为方锥型,入口电动门为方型结构,两台 给煤机共用一个原煤仓。中间分叉后变两个煤斗接入给煤机,由于仓壁四角产生“双面摩擦” 和挤压,越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大,所以在四角部位积煤特别严重。电动插 板门后为“天方地圆”结构,由于设计时预留高度太短,所以收缩太快,造成坡度减小容易堵 煤。 3.5.2 设备改造情况 (1) 对原煤仓进行了改造,从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构,分三节形成双 曲线型结构,内贴高分子 PST 板,去掉空气炮,每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产 的疏松机。 (2) 将给煤机入口电动插板门更换为双向液压门,该门为圆形桶体结构,采用液压双向 插板设计,相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构,从而减少了煤和门壁的摩擦,避免了门 后堵煤现象的发生。 3.5.3 运行采取的措施
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(1)加强入炉煤的掺配,严格入炉煤的化验制度,将入炉煤的水分控制在 8%以内。 (2)每周利用低负荷运行时,进行一次煤仓低煤位燃烧,以便于将积在煤仓四周的积煤“清 理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。 (3) 加强上煤巡检制度,杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。 (4) 如果长时间停炉, 必须进行空仓燃烧处理, 防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。 (5) 遇到雨天和煤湿时,煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法,始终让煤位在较低状

态下运行,避免湿煤在仓中结块。 3.6 非金属膨胀节的损坏 就 SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉总体而言,炉膛与旋风分离器进口烟道之间、分离器 与旋风分离器出口烟道之间、出口烟道与尾部前墙入口之间、分离器与直管之间、回料器入 炉斜管与回料弯管之间、 冷渣器进渣管与冷渣器箱体之间及回料管与箱体之间皆有非金属柔 性膨胀节,以解决从冷态到热态两者之间的三维的相对位移。 自投产运行以来, 炉膛与旋风分离器进口烟道之间的非金属膨胀节, 经过几次停炉检查发现 伸缩节导向板部分变形、烧坏,且磨损较为严重,以至于部分缝塞和高温棉被烟气吹跑,虽 经多次处理但始终没有达到满意的效果。 3.6.1 原因分析 (1)现场施工时,没有严格按照施工要求进行施工,伸缩缝内的缝塞质量较差致使缝塞经 常被抽走。 (2)所用的导流板耐温性能较差,经常发生过热变形。 (3)运行操作不当造成该处“负压”过大,致使缝塞被烟气带走。 (4) 伸缩节前后耐磨料脱落,造成伸缩缝内缝塞失效。

3.6.2 其它防范措施 (1)加强运行监督,确保分离器入口的压力保持在“微正压”运行。 (2)利用停炉机会对伸缩节进行检查,及时清理伸缩缝内的积灰,发现缝塞和导流板损坏 时要及时进行更换处理,防止缺陷扩大。 (3)伸缩节前后由于运行膨胀不匀会出现纵向裂纹,每次停炉时要对裂纹中的灰及时进行 清理,避免炉运行时膨胀受限而损坏伸缩节。 3.6.3 设备改造情况 (1) 伸缩节仍然采用上锅厂原设计的“Z”型结构, 伸缩节前两侧墙比伸缩节后增加 15mm 厚 度,并采用平滑过渡。
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(2)伸缩缝内部缝塞必须固定好,并用 φ5mm 销钉插入缝塞中,向火侧采用 φ2mm 的不锈 钢网制成的“U”型护网,最后焊上导流板。 不锈钢网和导流板材质为 1Cr25Ni20Si2 耐高温材料。 4 结 论 循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广, 低温燃烧氮氧化物排放量低, 可实现炉内脱硫等优 点,适应了当今社会对能源与环境保护同时提出了更高要求的潮流,因此,近年来循环流化 床锅炉得到了迅猛的发展,循环流化床锅炉的容量也日趋扩大,本文所述均为我公司两台 440t/h 循环流化床锅炉运行一年以来出现的问题讨论, 随着对流化床锅炉认识的加深和经验 的进一步积累, 流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高, 希望本文能够给其它 同类流化床锅炉的工作者提供有益的帮助, 同时, 也希望各位同行就本文的不足之处给予指 正和提出宝贵的建议。转贴于 中国论文下载中心 http://www.studa.net

循环流化床锅炉燃烧稳定性的运行调整方式建议
摘 要 文章针对某型号循环流化床锅炉在调试和试生产阶段出现的典型问题, 分析了床层 温度、 流化风量和料层差压等参数对运行稳定性的影响, 并对运行中的燃烧调整方式提出了 建议。 关键词 床层温度 料层差压 燃烧调整 循环流化床锅炉具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、负荷调节比大和负荷调 节快等突出优点,大容量机组已被发电等行业所接受。对其燃烧调整技术的深入研究,将为 循环流化床锅炉的推广、 改进和大型化提供前提和基础。 循环流化床锅炉燃烧稳定性主要表 现为合理的料层差压、稳定的流化风量、适宜的床层温度以及合理的循环倍率。下面针对某 公司自备电厂 2 号锅炉在调试和试生产阶段中出现的典型问题, 对循环流化床锅炉运行过程 中,影响燃烧稳定性的主要因素进行分析,同时对锅炉安全、稳定、经济、洁净运行提供燃 烧调整的建议。

1 设备概况 某公司自备电厂 2 号锅炉为 220t/h 高温高压循环流化床燃煤锅炉,于 2005 年 1 月投产。锅 炉为“π” 型布置,燃烧室、旋风分离器和返料器构成物料热循环回路。

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燃烧室(炉膛)蒸发受热面采用膜式水冷壁结构,底部设有水冷布风板。燃烧室与尾部对流 烟道之间布置了两个内径 5m 的高温汽冷旋风分离器,每个旋风分离器回料腿下布置 1 个 U 形非机械型返料器。 返料器的返料方式为自平衡式, 其返料风采用 2 台并联高压流化风机单 独供给。

锅炉采用前墙四点给煤, 在给煤系统中通入一次风分支来的密封风和播煤风, 以克服给料点 正压并有利于煤向床内播放。 锅炉排渣在燃烧室底部, 燃烧后较粗的炉渣从布风板上的三根 φ273mm 的放渣管放出,经 3 台滚筒式冷渣器排出。锅炉配风采用并联系统,即各个风机均 单独布置:锅炉设有一次风机、二次风机、高压风机及引风机,采用平衡通风方式,压力平 衡点设在燃烧室出口。

锅炉采用床下动态点火方式。 在风室后部布置有两个启动点火燃烧室, 每个燃烧室装有一支 简单机械雾化油枪,并配有高能点火器和火焰检测器。

表 1 主要风机设计参数

设备名称 一次风机 二次风机 高压风机 引风机

型号 G6-35№22.5F G4-60-14№18.5F SNH822 Y4-60-14№24.5F

Q/ m3?h-1 213700 174900 2190 244400

p/ kPa 19.91 10.36 71.25 6.2

锅炉设计煤质为霍林河褐煤:收到基碳为 31.57%,收到基氢为 2.22%,收到基氧为 9.07%, 收到基氮为 0.57%,收到基硫为 0.43%,收到基灰分为 27.49%,收到基水分为 28.65%,干 燥无灰基挥发分 Vdaf 为 43.37%, 低位发热量 Qnet, ar 为 11290kJ/kg; 变形温度为 1150℃, 软化温度为 1300℃, 流动温度为大于 1450℃; 煤的粒径范围为 0~10mm, 燃料消耗量 51.13t/h。 2 锅炉运行状况 2.1 流化试验 相同出力的循环流化床锅炉的临界流化风量在 45000m3/h 左右,此时的布风板空床阻力在 3000Pa 左右。从表盘数据分析,在这个风量下该炉也处于流化状态。此时打开 8m 平台人孔
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门观察发现,整个床面只从炉后向炉前流化了大约 2/3,而炉前的 1/3 还处于静止状态。表 计的一次元件安装位置恰恰是在侧墙的中间位置。 所以, 表盘数据已经不能作为监视流化的 手段。关闭所有风门挡板,控制人孔门处负压,在人孔门打开的情况下实际观察,发现流化 并不是在某一风量下整床出现的, 而是随着流化风量的逐渐增大, 流化现象沿炉后向炉前逐 步推进,在流化风量为 70000m3/h 时,炉前床面才处于鼓泡状态,而此时炉后部分的流化 已经很剧烈。为保证充分流化,取 80000m3/h 为临界流化风量,查布风板空床阻力曲线, 对应的空床阻力只有 1000Pa 左右。 2.2 床层温度 锅炉点火后,由于流化不均,床层温度表现为前后不均,左右不均,上下不均,最大偏差可 达 400℃,因此监视床层的平均温度已经没有意义。而炉膛上部稀相区温度也偏差很大。该 炉燃用煤种为褐煤,着火点较低,所以只能根据经验通过看火孔点动投煤,观察床面颜色进 行判断。在连续投煤以后,选择其中的几个温度点作为运行控制的监视数据。

2.3 料层差压 该炉左右侧墙安装有料层差压表计,但由于位置设计不合理,使得该表计显示数值偏小,而 且在完全流化之后也没有料层差压的平滑曲线出现, 始终表现为单调上升, 因此不能作为运 行中料层厚度的监视数据。为了保证锅炉的稳定运行,利用合理的参数,我们补充了 2 套监 视手段:其一,采用双参数控制法,即监视流化风量和风室压力。保证流化风量不低于临界 流化风量,保证风室压力不低于根据料层允许差压反推计算后的风室压力;其二,采用理论 计算的料层差压数据。料层差压=风室压力-流化风量对应下的布风板空床阻力-密相区出口 压力,该数据经过逻辑计算,在 DCS 画面上以特殊颜色显示。 3 床层温度与流化风量的调整与分析 循环流化床锅炉的燃烧是在特殊的流体动力特性下进行的。 在稀相区的特殊流体动力特性下, 固体物料被速度大于单颗粒物料的终端速度的气流所流化,物料以颗粒团的形式上下运动, 颗粒团不断地形成、解体又重新形成,产生高度返混,并伴有贴壁下降流,并不象在气力输 送系统中立即被气流夹带,其环-核形式的流动结构对炉内的燃烧和传热有重要的影响。而 在密相区, 高速运动的烟气与流化的湍流扰动极强的固体颗粒密切接触, 进行流态化燃烧反
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应过程。由于燃烧反应控制在动力燃烧区内,燃烧速率主要取决于化学反应速率,也就是决 定于温度水平, 因此床层温度的高低就是燃烧能否持续稳定进行的关键。 同时为了避免床面 和返料器内结焦, 根据锅炉设计煤质运行中将床层温度控制在 800℃~850℃之间。通过冷 态流化试验,确定该炉的临界流化风量为 80000m3/h。 循环流化床内沿高度方向划分为密相床层(布风板以上)和稀相空间(炉膛上部),床内的 床料绝大部分是惰性的灼热灰渣,其可燃物含量只占很小一部分。密相床层相当于一个“大 蓄热池”,煤粒燃烧释放出热量,流化风的加热吸收热量,床层与水冷壁的传热散发热量, 从而使床层保持一定的温度水平。

据参考文献[1],床层与水冷壁的传热量 Qa 可写成: 其中:

Qa—床层与水冷壁的传热量,[W];A—流化床中的裸露蒸发表面积,[m2]; hc—对流项换热系数,[W/m2?K];hr—辐射项换热系数,[W/m2?K]; Tb—床层温度,[K];Ts—管壁温度,[K]; ρb—燃烧区的床层密度,[kg/m3]; 从公式[1]可见,在稳定工况下燃烧区的床层密度是改变床层对壁面传热系数的直接因素, 为维持床层温度和管壁温度稳定在一定范围内,2 号锅炉额定负荷的流化风量在 90000 m3/h~130000 m3/h 之间,设计煤种的低位发热量为 11290kJ/kg、燃料消耗量 51.13t/h,流 化风加热吸收的热量约占锅炉输入热量的 16%,因此在锅炉燃料量和锅炉蒸发量基本平衡 的前提下,调整流化风量可以有效地控制床层温度。 181 182 184 185

4 料层差压的调整与分析 2 号循环流化床锅炉的料层差压选择了布风板上方静压和密相区上边界静压之差作为料层 差压的运行监视值,但其运行代表性并不理想。因此,在调试过程中采用前述的 2 套料层差 压监视手段,控制范围定为 8.0± 2kPa,试运中燃烧稳定性良好、排渣时机准确。

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布风板阻力曲线是在冷态、空床状态下,调整流化风量测试并拟合取得的,图 1 为 2 号炉布 风板空床阻力曲线。

从床层差压的运行测点安装看, 这一参数体现一段定高度区域的差压变化, 表征的是物料静 止状态下的堆积厚度, 运行中代表的是该段区域空隙率或床料的密度变化, 因此床层差压过 低,则床料密度下降,运行表现为床层温度不易控制,锅炉出力不足,煤质好的时候容易超 温造成床面结焦,煤质差的时候床温下降,影响燃烧稳定性,有可能无法点燃新进入的燃料 导致锅炉灭火。床层差压升高,则床料密度上升,虽然提高了对流传热能力,但是使一次风 机出力无谓增加,造成浪费,而且可调范围过窄,运行表现为风机压头提升。流化风量控制 困难。从风机的运行曲线可知,系统阻力的上升会导致风机风量的下降,所以料层差压过高 将造成一次风机不能在合理的稳定区间工作,风量急剧下降,流化风量丧失,不但床温无法 控制,而且床面不能流化,只能被迫停炉。

因此,提出最佳料层厚度的概念。这个厚度有两层含意:一是点炉时的最佳料层厚度,二是 正常运行时的最佳料层厚度。 点炉时的最佳料层厚度是指在正常操作下, 达到冲转条件所用 的时间最短而且最大限度的节油所用的厚度。在调试期间,点炉时的料层厚度在 500mm~ 800mm 之间,所用时间在 7h-10h 之间。料层太薄或太厚都会延长启动时间。根据调试期间 点炉的情况来看,点炉时的最佳料层厚度在 750mm 左右。正常运行时的最佳料层厚度已经 超过流化试验中的最大厚度, 因此真实的料层厚度需要根据运行数据进行估算。 这个厚度所 对应的料层差压是可以确定的。推荐的料层差压在 8000Pa 左右,运行很稳定,给加煤、减 煤、放渣都留有较大的余地。对应的料层厚度在 1000mm 左右。 该型循环流化床锅炉料层差压的运行控制主要依靠排渣, 由于返料器是自平衡方式, 因此在 其正常运行状态下对料层差压影响不大。但是,当出现返料不畅,返料器内部出现浇注料局 部脱落,造成类似煤斗“棚煤”的现象时,就可能在返料量急剧增加时导致料层差压的大幅度 提升,严重影响燃烧稳定性,如果排渣不及时,如前所述将造成锅炉被迫停炉,此种情况在 试生产阶段层出现过。因此,在运行中应注意返料器温度的变化趋势,如果出现 40min.内 的 70℃~80℃的大幅下降,即应判定为返料停滞,首选措施为启动备用回料风机,保持两 台回料风机同时运行,一般在 1h 内返料器床温会逐渐回升并趋于平稳。在两台回料风机同 时运行 20min.返料器温度仍无回升迹象,则应进行返料器风室放灰,若效果仍不明显就必 须做好停炉准备。
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5 结论 综上所述, 床层温度、 流化风量和料层差压等参数是决定循环流化床锅炉燃烧稳定性的主要 因素,它们之间又互相影响、互相制约:

(1)床层温度控制在 800℃~850℃之间可以保证煤的可靠点燃与燃尽,避免结焦;其主要 运行控制手段是流化风量。

(2)料层差压控制在 6.0~10.0kPa 之间可以保证适宜的床层温度和可靠的一次风机运行工 况。

(3)返料器的风室积灰和返料不畅会直接威胁料层差压的运行控制,在运行中应注意捕捉 现象,及时采取措施。

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循环流化床锅炉床温控制系统分析及参数优化

循环流化床锅炉(CFBB)是新一代环保型燃煤锅炉,具有燃烧效率高,燃料适应 性广,低污染燃烧,脱硫效率高,负荷调节性能好等优点,因此在短短几十年内得到了迅速 发展。 循环流化床锅炉的燃烧控制与常规煤粉炉相比较为复杂, 主要是其燃烧过程是一个具 有强干扰、非线性、时变、多变量相关联的过程,其主要被控对象之一的床层温度的控制是 整个循环流化床锅炉控制的一个难点。本文针对循环流化床燃烧的特殊性,设计串级 PID 控制器来控制流化床锅炉床层温度并进行了仿真, 结果表明, 该控制器能达到较满意的控制 效果。 1 主设备概况 保定热电厂 450t/h 循环流化床锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司生产的 DG450/9.81-1 型高温高压循环流化床锅炉、全模式水冷壁炉膛、单汽包自然循环、岛式半露天布置、汽冷 式旋风分离、高温回灰。锅炉设 6 个进料口,布置在前墙水冷壁下部的炉膛密相区,燃煤分 别经 6 个计量式给煤机进入气力播煤装置, 由给料口进入炉膛。 石灰石也由给料口同时送入 炉膛。系统配置 2 台播煤风机、2 台石灰石粉输送风机、2 台高温回灰用 J 阀回料风机。锅 炉采用二级点火,即:点轻柴油-点细煤。2 台床下风道点火器,4 台床上点火器。 汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的 CC100-8.83/0.981/0 196 型高温、高压、单轴、双缸两 排汽、反动式、双抽凝汽式汽轮机。
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控制系统采用新华控制工程有限公司 XDPS-400 实现, 具有数据采集系统、 模拟量控制系统、 顺序控制系统、 炉膛安全监控系统和汽轮机数字电液调节系统等 5 个子系统。 同时实现对电 气发变线组、厂用电源系统(含起动/备用电源)和 UPS 及直流系统的监测和控制。 2 锅炉控制对象特性 CFB 锅炉是一个多变量相关联、非线性、时变和分布参数的控制对象,各控制参数之间存 在紧密耦合的关系。与常规锅炉控制对象相比,CFB 锅炉的汽水系统与常规锅炉相似,控 制方式也大同小异。 主要不同点在燃烧系统。 因此一般将燃烧系统分解为几个相对独立的调 节对象,相应设置独立的调节系统。主要控制系统有负荷控制系统、床温控制系统、床层压 差控制系统、炉膛负压控制系统等控制系统。本文主要研究床层温度控制系统。 床层温度是一个直接影响锅炉能否安全连续运行的重要控制参数, 同时也直接影响着锅炉运 行中的脱硫效率及 NOx 的产生量.一般床层温度控制在 790~900℃之间,这个温度是实现 炉内脱硫的最佳温度。床温过低不但使锅炉效率下降,而且使锅炉运行不稳定,容易灭火; 床温过高会使炉内脱硫效率下降,NOx 的产生量大大增加,同时容易造成炉膛料床结焦, 使 CFB 锅炉无法循环流化燃烧;若发生炉膛料床结焦的情况则必须停炉。因此床温控制在 CFB 锅炉中至关重要; 3 循环流化床锅炉床层温度控制方案 3.1 床温的计算 (1) 床温测点的安装。

我厂 CFB 锅炉中原设计中共 21 支双支热电偶,42 个床温测点,分三排均匀布置在布风板 上方,安装高度分别为 30cm、45cm。后由于运行中双支热电偶损坏量过大,现已改为单支 热电偶,安装在布风板上方 45cm 的位置,尽管单支热电偶的寿命有所延长,但是由于炉膛 里的工矿异常恶劣床温元件仍然大量损坏极易损坏, 因此我厂在床温计算逻辑中采用多点平 均、坏点切除的方法以确保床温计算的准确。 (2) 平均床温的计算方法。

根据床温测点在布风板上的布置将 21 只元件分为 8 组,每三支元件为一组进行平均处理, 从而形成 8 个平均值,之后再对这 8 个数值进行大平均,最后得出平均床温。在进行平均计 算之前首先对单个测点进行判断看此点是否合格。 如果此点损坏或偏离平均值过大 (>168℃ 或<-168℃)此点将不再进行三点平均值的计算。用上一次计算过程中的平均值取代此点和 其它两点进行三点平均。 如果三点均损坏, 功能组将发出三点损坏信号到上一级平均值计算 逻辑当中,从而切除三点平均值在大平均值中的计算。床温计算逻辑图如图 2 所示。
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图 2 逻辑中用到以下几个模块分别进行说明: Dev(偏差运算):计算测点与三点平均值之间的差。 TQ(模块品质判断):检查测点是否为坏点。

图 2 床温计算逻辑图 SFT(切换器):当测点损坏时用三点平均值代替测点的数值。 ThrSel(三位平均运算):对三个测点进行平均形成三点平均值。 (3)床温测点损坏对床温及变化率的影响。 床温变化率是平均床温在每分钟变化的实时值, 它是对平均床温进行微分后得出, 一般情况 下它在+10~10℃之间变化,如果它是 5 就说明床温正在以每分钟 5 度的速度上升, 如果是-5 就说明床温正在以每分钟 5 度的速度下降。 床温变化率可以反映出床温的变化趋势, 在床温 控制处于手动时便于运行人员及时调整控制床温变化。 由于在平均床温的计算中, 可以把坏点切除, 所以只有测点在临界损坏状态下才会对床温示 值构成影响。如果损坏测点摆动偏离三点平均值过大就会被切除,取而代之三点平均值,在 切除之前的数值和三点平均值不是完全吻合, 切除瞬间就会有一个跳变。 这将引起床温和床 温变化率的波动,干扰运行人员监视。 (4)床温计算的改进。 对床温计算的改进主要解决的问题是测点临界损坏时数值的摆动对床温变化率的影响见于 测点临界损坏的现象:摆动幅度特别大与正常测点有着明显区别,正常情况下由于 CFB 锅 炉的燃烧特性床温是一个变化很慢的信号即使在点炉升温的过程中, 床温也不会变的很快一 般情况下不会超过 10℃/min。而处于临界损坏的测点发生的都是跳变。根据此特点对床温 计算逻辑进行如下改进:计算测点的变化率,来确定测点是否处于临界损坏状态,如果是就 切除此点禁止此点进行三点平均值的计算。 逻辑图如图 3 在原来逻辑的基础上测点判断部分
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增加了两个模块通过测点变化速率的监视来实现对临界损坏测点的识别。RatAlm/速率报警 器: 用来判断测点的变化速率是否越线 (上下线设在+100 和-100,正常测点不会到此数值) 如果是就将输出置"1"。Rsftp/ RS 触发器:用来永久切除此点,如果测点临界损坏说明测点 保护套以磨损到一定程度, 测点的测量值以无参考价值可以永久的切除此点。 当更换新测点 后可通过对 R 端的复位重新启用此点。

图 3 改进后的床温计算逻辑图 转贴 3.2 床温的控制 由于循环流化床锅炉床温与主汽压存在强耦合关系,因此多个变量如燃料量、石灰石量、及 一二次风量比都影响床温,使床温难以控制。 (1)燃料量对床温的影响。 循环流化床锅炉床内物料的热惯性很大, 调节滞后大。 煤颗粒在从加热到开始燃烧的过程中, 吸收热量,因而床温有下降的趋势。随着煤的燃烧,又释放出热量,使床温升高。通常采用 给煤微调的方式,考虑床温的变化趋势来进行床温调节。 由于燃料量与汽压、 锅炉热出力存在强耦合关系, 因此通常仅把燃料量作为反馈信号进行床 温的调节。 (2)石灰石量对床温的影响。 防止床温过高,可以采用增大石灰石供给的方法,以增加床料总量来降低床温,降低负荷减 少给煤量,直到床温开始下降为止。
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(3)一、二次风配比对床温的影响。 循环流化床锅炉燃烧所需的一次风通过床层底部的布风板送入炉膛, 二次风口布置在炉膛下 部密相区上边界。 一次风调整流化、炉膛温度和料层差压,二次风控制总风量,在一次风满足流化、炉温和料 层差压的前提下,在总风量不足时,可逐渐开启二次风门,随负荷的增加,二次风量逐渐增 加。 锅炉增加负荷时,应先增加风量后增加给煤量,减负荷时,应先减风后减煤,按该次序交替 进行,作到“少量多次”的调整方式,避免床温产生大的波动。 4 试验曲线及床温系统模型 4.1 试验条件及试验曲线 在相对固定工况下开大 (减小) 一侧流化风门开度 10%观察并记录一次风温度、 流化风量、 流化风压、各点床温变化、一次风母管压力变化、床层密度等的变化,记录响应曲线。如图 4 所示。

图 4 流化风量对床温响应曲线 由图可知:流化风风扰动下床温控制对象具有惯性,自平衡等特点。

特性辨识结果: 4.2 控制系统结构及优化响应曲线 鉴于流化床锅炉床温控制硬性因素过多, 流化风量对床温影响最大这一实际情况, 为简化控 制结构, 本文设计了通过炉底流化风量调整来控制床温的控制结构。 根据床温信号与给定值 的偏差,经 PID 控制器产生对流化风的修正。锅炉床温控制系统结构见图 5。

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图 5 床温控制系统结构 优化后系统响应曲线如图 6 所示。

图 6 优化后系统响应曲线 5 结论 床温控制在循环流化床锅炉控制中至关重要。本文列出了 450t/h 循环流化床锅炉床温的 控制方案,给出了控制系统结构,并对床温控制器参数进行了优化,给出了实际动态品质。 对 450t/h 循环流化床锅炉的实际运行, 及其它流化床锅炉的床温控制具有一定的借鉴意义。

转贴于 中国论床料粒度对循环流化床锅炉启动的影响

27 流化风量 床内工况 床料 (Nm3/h) (KPa) (KPa) (KPa) 风室风压 床层压力 床层差压

旧 微流化 新 旧 充分流化 新

130000 130000 170000 170000

8.0 8.0 9.0 9.0

7.0 6.9 6.5 6.5

6.4 6.4 3.5 6.0

1、概述 中国华电集团公司石家庄热电厂投产的 4 台 410t/h 循环流化床锅炉,是国内目前最大的大 型循环流化床锅炉群。它采用床下风道点火器点火方式,床上油枪起助燃的作用。锅炉冷态 启动时,在流化床内加装启动物料,首先启动风道点火器,在点火风道中将燃烧空气逐渐加 热, 在通过水冷式布风板送入流化床, 启动物料被加热, 床温升至 550℃之后投入床上油枪。 在床温升到 580℃~600℃并维持稳定后,将破碎成 0~8mm 的煤粒分别由 6 套给煤装置从 前墙水冷壁送入炉膛下部的密相区内燃烧,逐渐提高床温至正常运行水平。

2、问题提出及分析 在运行 1 年多的时间中, 4 台 410t/h 循环流化床锅炉经历了多次启动点火。 绝大多数启动中, 沿用了停炉后滞留在炉内的旧床料;也有的因停炉原因不同,被迫在停炉过程中排空床料, 启动前又加入了筛选后的新床料。 由于这两种启动床料粒度不同, 在启动过程中锅炉所表现 出的现象也不尽相同: 2. 1 当采用停炉后滞留在炉内的旧床料进行点火时, 在启动初期, 床内采用微流化状态时, 床层压力与床层差压基本相同;随着流化风量的不断增加,床内达到充分流化状态时,床层 压力基本保持并略有下降,而床层差压会有很大的变化,下降十分明显。当向炉内加入新床 料进行点火时,在启动初期,床内采用微流化状态时,床层压力与床层差压基本相同,这一 点与采用旧床料的现象相同;但随着流化风量的增加,床内达到充分流化状态时,床层压力 与床层差压仍没有太大变化,2 个参数在数值上依然十分接近,如下表所示:

2.2 采用旧床料进行点火的情况下,依靠床下风道点火器床温上升到 550℃左右时,床温 上升速度就会变得很慢,为了达到 580℃的最低投煤温度有时需要 1 小时左右,但烟气温度 相对水平比较高,这时为了提高床温一般要加大床下风道点火器出力并适当减少流化风量, 不过点火风道壁温也会相应上升,接近耐火材料承受温度;采用新床料点火时,依靠床下风
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道点火器床温一般比较容易就提高到 620℃左右,点火风道壁温在较大的流化风量下也容易 控制。 但到并炉后升负荷阶段时就会发现, 采用旧床料容易迅速升负荷, 而且床温容易控制; 而采用新床料时,锅炉负荷上升较慢,床温偏高,为了抑平床温需要更大的流化风量。 2.3 在投煤稳燃后试运冷渣器时会发现,采用旧床料点火的情况下投运 1 台冷渣器 2 小时 左右,床层压力下降约 1 KPa;采用新床料点火的情况下投运 1 台冷渣器 40 分钟左右,床 层压力就能下降约 1 KPa。 2.4 采用旧床料点火的前期和中期,J 阀回料装置的壁温和内部灰温会随着炉膛床温的上 升而缓慢上升;在锅炉并炉升负荷后 J 阀回料装置经过几次吹扫,其壁温和内部灰温会很快 达到正常水平,料位也能逐步建立。采用新床料点火时,会发现在点火过程的前期和中期, J 阀回料装置的壁温和内部灰温基本保持不变,即使多次吹扫也没有效果,只有在锅炉并炉 升负荷后一段时间,仍经过多次吹扫,其壁温和内部灰温才会上升,但上升速度很快,能迅 速达到正常水平,此时料位也迅速建立。 针对这些不同之处,我们进行了分析讨论。通过每次锅炉启动前对床料的检查,我们发现停 炉后滞留在炉内的旧床料的粒度一般偏细, 即细颗粒的比重较大, 这主要是由于锅炉的运行 原理造成的。 在锅炉长时间的运行当中, 物料颗粒经过炉内的多次循环, 不断进行摩擦碰撞, 细颗粒的比重会逐渐增加。 这些细颗粒是参与炉内循环和热量传递的主体, 它们在正常情况 下都悬浮于炉膛密相区的上部和稀相区, 因此从冷渣器排出的细颗粒比重较小, 当锅炉停运 后这些细颗粒才会全部沉积到流化床内。 而新床料一般采用冷渣器排出的灰渣, 因此新床料 的粒度一般偏粗,即粗颗粒的比重较大。 从采用粗、细两种床料点火锅炉所表现出的不同现象可以看出,当床料粒度偏粗时,随着流 化风量的增加,只有占床料比重较少的细颗粒离开床层,进入炉膛上部稀相区,而大部分粗 颗粒仍然在床层内流化, 从参数上表现就是床层压力和床层差压始终十分接近。 因为密相区 的物料比重增大, 加之粗颗粒的蓄热能力大于细颗粒的蓄热能力, 使得密相区所占的热量份 额偏大, 参数上表现就是床温容易提升, 局部床温偏高。 由于冷渣器采用选择式排灰冷渣器, 细颗粒仍会部分返回炉膛,因此当投运冷渣器时,大量粗颗粒床料排出炉膛,显示床压下降 速度较快。由于悬浮在稀相区参与炉内循环的细颗粒比重偏小,从参数上就会显示出 J 阀回 料装置中料位偏低,建立正常料位所需的时间比较长,J 阀回料装置的壁温和内部灰温长期 增长缓慢,但到了点火后期的某一时间随着细颗粒床料的逐步增加达到一定程度,J 阀回料 装置的壁温和内部灰温会突然上升直至正常水平。另外,细颗粒比重偏小,从密相区带走的 热量就少, 稀相区颗粒对流换热量下降, 水冷壁换热出现不足, 就会导致锅炉负荷上升缓慢,
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尾部烟道中过热器壁温偏高。 而采用细颗粒偏多的旧床料进行点火时, 就会呈现出与粗颗粒 偏多的新床料相反的现象。 采用旧床料点火, 在并炉带负荷阶段足够的细颗粒参与到炉内大 循环中,稀相区的水冷壁得到充分换热,锅炉负荷可以正常上升;另外,J 阀回料装置内的 料位逐步积累,按时建立正常料位,使炉内物料循环体系得以较快的进入稳定状态,并促使 燃烧系统也进入稳定工况。 我们曾经发生的一次异常也从侧面反映出炉膛内细颗粒物料的循 环量对锅炉负荷的重要性。事前锅炉正常运行负荷 401t/h,在 J 阀回料装置的流化风压力突 然由 50KPa 降至 5.2KPa 后仅 2 分钟,由于循环物料量急剧减少,在给煤量没发生变化的情 况下,锅炉负荷就降到了 320t/h,同时炉膛床压由 7KPa 降至 1.59KPa,这说明正常足够的 细颗粒物料循环量对锅炉稳定运行的重要性。转贴于 中国论文下载中心 http://www.studa.net 于 3、改进措施及建议 通过以上分析, 我们认为在循环流化床锅炉启动的初始阶段, 选用粒度偏粗的床料是有好处 的。 一方面, 在保证炉膛床温稳定升高的条件下, 可以减少启动耗油量, 降低锅炉启动成本; 另一方面, 可以保证充足的流化风量, 控制点火风道壁温, 保护耐火材料温度在规定范围内, 以延长使用寿命。 当锅炉启动进入投煤阶段后, 在床温比较稳定的时候就可以向炉内添加细 颗粒床料,同时投运冷渣器。这样一方面,在床压允许的范围内排出一部分粗颗粒床料,以 利于后期控制炉膛床温不致过高;另一方面,逐步增加炉内细颗粒的比重,有利于锅炉尽快 带负荷。但是,值得注意的一点是,启动初期的床料不易过粗,就现在的情况来看冷渣器的 排渣颗粒就过粗,应该适当进行筛选后再用于锅炉的启动当中。这是因为,如果床料过粗, 细颗粒的比重很少,那么炉内的循环物料量就会很少,导致 J 阀回料装置的温度不能稳步上 升,在点火后期其内部温度的突然上升又非常迅速,无法得到有效的控制,使 J 阀回料装置 内部产生很大的热应力,导致耐火材料的开裂、脱落以及装置外部钢材焊缝的开裂,长期如 此运行,就会出现 J 阀回料装置漏灰,局部烧红等缺陷。 在 2004 年 5 月 17 日的一次点火过程中, 我们就尝试了以上这种锅炉启动思路, 启动过程中 的参数变化基本验证了我们的分析结果,在整个启动过程中共耗油 21 吨,比规定燃油量 28 吨减少了 7 吨,节约人民币约 2.3 万元。在投煤稳燃后,通过添加细床料和投运冷渣器排出 部分粗床料,优化了炉内床料粒度分布,顺利的带上了负荷。不过,对 J 阀回料装置的温升 速度仍然没有控制到比较理想的水平,这还有待于今后进一步的摸索。

4、结束语
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通过床料粒度对循环流化床锅炉启动的影响分析, 使我们加深了对循环流化床锅炉的特性理 解, 认识到了不同粒度的床料对锅炉的影响, 意识到了优化床料对于循环流化床锅炉运行的 重要性,这种思路为我们解决其他问题提供了有益的帮助。 中国论文下载中心 http://www.studa.net

440T/HCFB 循环流化床锅炉燃用神华煤的运行经验
摘要:本文从料层高度、一二次风量、床温、入炉煤粒径、投煤时间、排渣、飞灰可燃物这 几点出发,着重介绍了循环流化床锅炉燃用神华煤的运行经验。

关 键 字:440t/h CFB 锅炉燃用神华煤的运行调整 440t CFB 锅炉 神华煤 运行调整 1、 锅炉简介 天津陈塘热电有限公司 135 机组系采用哈尔滨锅炉厂生产的 HG-440/13.7-L.PM15 型超高压 自然循环流化床汽包炉,锅炉采用引进 AIstom 公司循环流化床技术。该炉采用单锅筒、单 炉膛、 膜式水冷壁同时布置了双面水冷壁、 平衡通风、 一次中间再热、 固态排渣、 前墙给煤、 露天布置,循 环物料的分离采用高温绝热旋风分离器,布风装置采用水冷布风板、大直径 钟罩式风帽。锅炉主要由炉膛,高温绝热分离器,自平衡“U”形回料阀和尾部对流烟道 组 成。采用床上床下联合点火的启动方式,冷渣器采用风水联合冷渣器,由锥形阀控制两侧墙 排渣,底渣通过气力排渣系统排出,设计煤种为山西贫煤,煤质特性见 表 1:

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2、 燃用神华煤(烟煤)的运行调整 2.1 燃用神华煤遇到的问题 在调试阶段, 我公司对流化床锅炉燃烧调整还处于摸索阶段, 因此在运行调节中针对燃用神 华煤没有做好较充足的准备, 对于运行中出现的各种不正常的现象没有给予一定的重视, 对 设备造成一些方面影响,锅炉整体经济性较低。

由于燃用煤种为 80%以上含量的神华煤,其较高的挥发份和较低的灰份为锅炉运行调整带 来难度:燃煤进入炉膛,大量挥发份从煤中析出燃烧放热,导 致中、上床温居高不下;炉 膛出口烟气温度较高,运行中最高时达到 955℃。为了防止各受热面的金属超温,各级减温 水开度较大,过热器一级减温平均开度 80%左右,再热器事故减温也处于常开状态。回料 系统温度偏高,回料阀回料温度 968℃,回料腿回料温度 950℃。高温回料重返炉内床面起 不到冷却床料的 作用,同时还存在回料系统高温结焦的隐患。较低的灰份导致长时间不涨 床压且难于维持床压的稳定, 每日排渣次数较少, 使得炉料内较大的炉渣不能及时排放出 去,
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就会影响到流化效果,同时还会造成炉膛排渣口处的炉料“凝固” ,锥形阀排不出渣来。为 了维持较稳定的床压,启动时料层厚度维持较高,初期料层高度维持在 800mm 左右,锅炉 启动时间较长,耗油量居高不下;满负荷运行 中炉膛下床压维持在 8~9KPa,一次风量大; 密相区物料浓度高, 还导致下二次风不能很好的穿透物料提供足够的氧量; 运行期间飞灰可 燃物数值始终在 20~25%之间波动,最高时曾达到 29%,锅炉效率很低。运行一段时间后, 通过分析总结,我公司针对燃用神华煤制定了相对应的运行调整方式,效果明显。

2.2 燃用神华煤运行调整的改进。 2.2.1 料层高度的控制: 启动前,炉内铺设 650~700mm 左右的床料,这样做可有效的减短投油时间,我公司后期每 次点火用油都能维持在 30T 以内 (因床下启动燃烧器 存有设计及安装缺陷, 一直没能消除, 点火期间总是不能全部投齐床下四只油枪,从而延缓了床料的温升,投煤时间后延;否则, 启动耗油量还会大幅减少) 。 满负 荷时严格控制炉膛密相区下床压在 6.0± 0.5KPa 之间运行, 运行中炉膛中床压和上床压基本维持在 1.5~1.0KPa,这样既保证了锅炉负荷的需要, 又维 持了较低的料层高度。

2.2.2 一、二次风量的控制: 根据冷态流化试验得知,我公司锅炉临界流化风量为 8.5 万 Nm3/h,所以满负荷运行,一次 风总风量控制在 22 万 Nm3/h(其中播煤风风量接近 4 万 Nm3/h, 一次风流化风量基本维持在 18 万 Nm3/h 以内),低负荷时相对减少。二次风运行中感觉风量不足(设计每台风机额定出 力 10 万 Nm3/h), 满负荷运行时两台二次风机保持最大出力,炉膛氧量才达到 2~3%;下 排二次风风门开满,下二次风入口风压维持在 6~7KPa 之间,稍高于密相区床压,上排 二 次风门开 50%,入口风压维持在 3~4KPa 之间。通过运行一段时间,证明目前这种配风方式 较为合理,排烟温度、飞灰可燃物数值、主/再热蒸汽的各项参 数都能维持在合格范围内, 尤其是飞灰可燃物数值较低。 一、 二次风量的细调待停炉后检查炉内受热面磨损情况来进一 步确定。

2.2.3 床温的控制:

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神华煤具有低灰熔点特性, 在锅炉燃烧时有一定的结焦倾向, 神华煤灰的主要特点是灰中钙 含量较高,根据对炉料随机采样化验其灰渣熔融特性见表 2:

特确定运行中床温控制在 880℃~980℃之间,详见附表 3 平均 920℃,炉膛床温下、中、上 单点温度不超过 1000℃,运行较好,从未发生床面结焦等严重影响运行的事故。

从近期运行数据来看,满负荷时密相区床温平均控制在 960℃~930℃之间,炉膛出口烟温控 制在 900℃以内,比初期降低了 50℃左右,回料阀物料最高点温度不超过 930℃,也起到了 冷却床温的作用。

2.2.4 入炉煤粒径的控制: 按照锅炉厂提供的入炉煤粒径控制在<7mm,试运行中基本上能够满足燃烧要求。由于我 公司购进原煤多为末煤,上煤过程中,经过粗、细碎煤机的挤 压,煤粉颗粒的粒径分配较 不均匀, 尤其是燃用神华煤时, 该煤种煤质酥脆, 经取样化验入炉煤粒径后发现, 粒径 0.2mm 以下的煤粉占有比例竟超过设计值 10%还要多,燃用该部分煤种时,炉膛中、上部床温明
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显上升,飞灰可燃物数值增大。因此,针对上述原因,在燃用神华煤时,入炉煤粒径可控制 在<8mm,此 时运行状况良好。

2.2.5 投煤时间的控制: 神华煤具有较高的热值与挥发份、较低的灰份等特点,因此该煤种有较好的燃烧特性,其缺 点是全水份较大。 试烧神化煤时, 借鉴表 5 提供的数据, 当床 温达到 380~400℃时试投煤, 入炉煤能够很好的着火燃烧; 针对多方面考虑和现场试投试验, 最后设定投煤温度控制床温 420℃,较设计值大幅降低,从而 减少了启动耗油量。

2.2.6 排渣控制: 我公司借鉴了广东双水电厂的“勤排少排”排渣运行做法, 在调试所的帮助下设计了排渣控制 程序,试投后效果较好。由于燃用煤种的收到基灰份 (10%~14%之间)较低,运行中床压 基本变化不大或是涨幅极慢,排渣量较少,为了防止锥形阀处床料“凝固”出渣不畅,运行中 采用经常活动锥形阀的办法 解决这一问题。

2.2.7 飞灰可燃物:

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前期,由于运行中料层高度控制的不是很好,高时密相区下床压达到 8~9KPa,低时密相区下 床压达到 3KPa 左右,一次流化风量相对较高,同时 入炉煤粒径控制较粗等原因,在稀相 区气力输送的环境下, 大量未燃尽颗粒被烟气携带到高温分离器后再燃, 导致回料系统时常 超温,微细颗粒被携带到尾部烟道, 飞灰可燃物数值一度达到 20~30%左右。通过降低密 相区床压、提高密相区床层温度、调节入炉煤细度、调节一二次风比例等调整手段,飞灰可 燃物数值基本控 制在 4~5%左右, 最低时达到 2.69%,与设计值 10%相比,下降了 50%多, 同时排烟温度也能控制在设计值 140℃以内,提高了该炉的燃烧经济性。见 表 6:

3、 有待进一步解决的问题 由于神华煤水份高,全水份 Mt 一般在 10~16%,空气干燥基水份 Mad 一般在 6~9%。我公 司投建该炉时出于对投入资金的考虑, 没有建立干煤棚或其他防潮措施, 运行中给煤系统经 常堵煤,疏通给煤系统难度较大且限制锅炉出力。

一次风风量测量值不准, 出于设计和安装的问题, 多数风量测量装置安装时没有安装在满足 风量测量装置的合理位置上, 造成运行中从表记显示上, 一次风各路风量相加与一次风风机 入口总风量(机翼式风量测量装置)相差近 3 万 Nm3/h 的风量,因此对一次风流化风量的 控制只能以一次风机入口机翼式风量测量装置测量的结果作为调节依据, 同时通过现场目测 (炉膛观察孔) 和其他相关参数的变化趋势来确定一次风入口总风量的大小, 这样给运行调 整带来难度。

4、 结论

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我公司的实践说明,CFB 锅炉对煤种的适应性是比较强的,原设计煤种未贫煤的锅炉,采 取相应的后可以改烧烟煤。CFB 锅炉现在普遍存在的一些共 性的问题,经过设备的改进和 运行调整控制, 也是可以改善或解决的。 我公司哈锅 440t/hCFB 锅炉从 2005.12.12 开始投产, 走过的历程较短,运 行操作调整还需要不断的总结经验,逐步提高运行人员的实际运行操 作水平。通过本文与燃用烟煤的电厂或有关科研单位进行商榷,以便共同提高对 CFB 锅炉 运行 管理水平。

参考资料:(1)煤质分析报告,国电热工研究院制作(2)哈尔滨锅炉厂有限责任公司。 HG-440/13.7-LPM15 锅炉说明书

提高循环流化床锅炉安全经济性措施介绍
运河发电有限公司两台 SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉,分别于 2003 年 9 月和 2004 年 2 月相继投产运行,属于上海锅炉厂生产的首批 440t/h 循环流化床锅炉,从设计、制造、安 装、 运行方面都存在一定的问题, 自机组投运以来曾多次出现故障, 影响了机组的安全运行。 鲁能发展公司和运河发电公司对此非常重视, 专门成立了循环流化床机组运行可靠性攻关小 组,并将其列为公司科技项目,从设备技术改造、燃烧运行控制、燃料控制、检修工艺控制 等多个方面进行综合治理。 通过学习循环流化床锅炉先进的技术经验介绍, 我们对设备存在 的问题进行认真分析和归纳,总结运行经验教训,提出解决措施和方案并进行了实施,取得 较好效果。现在两台机组运行比较稳定,其中#3 机组 2006 年不停机连续安全运行目前已近 180 天。 1 运河发电公司循环流化床锅炉简介 锅炉型号 SG-440/13.7-M562,超高压中间再热,单锅筒自然循环循环流化床锅炉,是上 海锅炉厂有限公司在引进美国 ALSTOM 公司循环流化床锅炉技术的基础上进行的全套设计。 炉膛上部布置 4 片水冷屏和 16 片屏式过热器,其中,水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与 后烟井之间,布置有 2 台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置 1 台非机械的“U” 型回料器,回料器底部布置流化风帽,使物料流化返回炉膛。锅炉采用两次配风,一次风从 炉膛底部布风板、风帽进入炉膛,二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有 4 个给煤 和 4 个石灰石给料口,均匀地布置在炉前。炉膛底部设有钢板式一次风室,悬挂在炉膛水冷 壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式,床上共布置 4 支(左右侧墙各 2 有 2 支)大功
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率的点火油枪。 同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置 1 台流化床冷渣器。 锅炉锅筒中心标高为 47000 mm,G 排柱至 K 排柱的深度为 37200 mm,主跨宽度为 21000 mm ,左右侧副跨宽度 均为 5000 mm。 2.运河发电公司循环流化床锅炉常见故障分析 2.1 炉内受热面磨损 炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡区、温度测点周围、炉内悬 吊受热面、 顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近, 由于上述位置均处于物 料的次密相区和涡流区,飞灰浓度和速度相对较大,据不完全统计,全国的流化床锅炉因磨 损造成壁厚减薄而爆管的事故占 26.41%。 锅炉运行两年后检查发现,锅炉内受热面的磨损较为普遍,磨损最严重的部位主要集中 在炉膛四角、 后墙分离器入口两侧水冷壁以及分离器相对高度的两侧墙水冷壁磨损较为严重, 特别是与耐磨料结合部位磨损更为严重。

当出现给煤机断煤时间较长时,便会由于炉内配煤不匀,造成浓相侧水冷壁磨损严重。

2.2 炉内耐磨料损坏的原因 保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、 旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置,其损坏主要有脱落和磨损两种情况,造成上 述损坏的原因是多方面的。

(1)有些耐磨料其本身的成分配比不符合要求,使耐磨料的稳定性达不到设计要求,表面 硬度减弱以及粘结力降低,耐磨料极易磨损和脱落。

(2)施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏,在施工中没有严格按照料、水(或磷酸结合 剂)浓度进行合理配比,耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工 时预留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等,在运行中极易造成耐磨料大片脱落。

(3)设计结构不合理也会造成耐磨料脱落,如:抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低 都会造成耐磨料大面积脱落。
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(4)运行操作不当也会造成耐磨料脱落,耐磨材料随温度的升降,产生膨胀或收缩,如果 此膨胀或收缩受到约束,材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料,与金属制 品相比, 由于它的热导率和弹性较小、 抗拉强度低、 抵抗热应力破坏能力差、 抗热震性较低, 在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大,就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。

2.3 过热器超温的原因分析 3、4 号炉自投产以来,屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高,冷段出口温度最高 达 475℃,比设计值高出 50.8℃,当一级减温器减温水量为 26.1 t/h 时,热段出口温度最高达 534℃,比设计值高出 40.6℃,其中屏式过热器高温段部分管子由于过热严重出现了管材球 墨化现象。分析主要原因有:

(1) 炉内设计的过热器受热面较多。 (2) 在锅炉设计时,没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。 (3) 燃用煤种偏离设计煤种较大。(4) 运行中风量配比偏差较大。 2.4 给煤机堵煤 锅炉共设 4 台给煤机、2 个原煤仓。自投产以来,频繁发生给煤机堵煤、断煤现象,仓 壁挂煤严重, 虽经空气炮疏松但无明显效果, 只能用人工进行敲打和投通。 特别是雨季煤湿, 堵煤现象更为严重。经过认真观察分析,认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成:

(1)入炉煤含水量较大,增加了煤的粘度。实践证明:当煤的含水量在 8%~15%范围内粘 性最大,煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。

(2 煤仓和入口电动门结构不合理:煤仓设计为方锥型,入口电动门为方型结构,2 台给煤 机共用 1 个原煤仓。中间分叉后变 2 个煤斗接入给煤机,由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤 压,越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大,所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门 后为“天方地圆”结构,由于设计时预留高度太短,所以收缩太快,造成坡度减小容易堵煤。 2.5 冷渣器排渣困难原因分析:

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(1) 床温过高造成结焦 (2) 细碎机未及时调整,粗细煤粒的分布不合理,造成密相区燃烧份额加大,床温提高结 焦。

(3) 点火过程中投入冷渣器运行,给煤落入冷渣器内,使冷渣器内发生煤粒再燃,造成高 温结焦。

(4)停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽,产生低温结焦,焦块进入冷渣器内。 (5 配风不合理和锅炉长期低负荷运行,炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。 (6)炉膛内流化不良,存在部分死区,易使低温焦块生长。 (7) 冷渣器设计缺陷:冷渣器中间隔墙过高,较大的渣料由于流化困难,很难被从Ⅰ室吹 到Ⅱ室。

(8) 运行调整过程中,冷渣器运行关键参数监视不到位。 3 常见故障的改造处理措施 3.1 锅炉受热面磨损的改造措施 (1)考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性,我们利用大修机会对炉内部分受 热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上 1.5 m、焊缝两端各 0.2 m,顶 棚往下 1.5 m 和分离器入口两侧相对应的部位。 (2)大修喷涂后运行半年发现分离器两侧及后墙两角水冷壁磨损仍然较为严重,涂层被全 部磨掉后造成水冷壁减薄超标。 为了彻底解决磨损严重的问题, 对上述部位敷设了耐磨可塑 料,该部位的磨损问题得到彻底解决。

3.2 炉内耐磨料损坏的处理措施

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(1)对耐磨料进行了招标,选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工,在 施工中严格施工工艺,加强质量监督,对耐磨料的成分进行不定期抽样检查,对不合格的产 品一律拒绝使用。

(2)对旋风分离器切向位置的耐磨料进行了施工改造,将原有的耐火砖拆掉(部分脱落) 增加了 Y 型抓钉,并在抓钉上面焊接了 φ6mm 的不锈钢网,外层用 60mm 的高温硅酸铝棉 毡, 中间用微孔保温砖, 内层附以 150 mm 厚的耐磨捣打可塑料, 经过 8 个多月的实际运行, 保温效果和强度都非常好。

(3)回料器的水平段耐磨料经常脱落,致使该处的铁板烧红。利用停炉机会对该处进行了 改造,在耐磨料最内层加装了成型高温耐热钢板,板下部敷设 50mm 厚的可塑料,上部敷设 保温浇铸料和绝热材料,从目前运行情况来看,使用效果比较好。

(4)为了避免出现耐磨料脱落的现象发生,每次停炉和启动,都应严格按照温升曲线进行 操作。

3.3 过热器超温的改造处理措施 (1) 一。 将屏式过热器冷、热段炉膛中间各一屏割除,以减少受热面,降低出口汽温,如图

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(2)考虑到炉膛中间两屏过热器割除后,相邻两屏过热器对流、辐射换热加强,同时为了减 小不同屏间屏过管子的热偏差,在屏式过热器冷、热段出入口底部增加不同面积的耐磨料, 靠近炉膛中间增加耐磨料的面积大于靠近炉膛两侧各屏式的面积,如图二。 (3)为了减小同屏间管子的热偏差,在屏式过热器冷、热段出口每屏前、后两侧各三根管 子增加 3 米高耐磨料,如图二。 (4)为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热,分别将#3、4 炉分离器出口混合室内悬吊管和 隔墙管加装了隔热护板。 (5)屏式过热器冷热段入口加装温度测点。

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3.4 给煤机堵煤的改造处理措施 (1) 对原煤仓进行了改造,从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构,分三节形成双曲 线型结构,内贴高分子 PST 板,去掉空气炮,每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产的 疏松机。 (2) 将给煤机入口电动插板门更换为北京派通公司生产的双向液压门, 该门为圆形桶体结 构,采用液压双向插板设计,相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构,从而减少了煤和门壁 的摩擦,避免了门后堵煤现象的发生。 3.5 防止冷渣器排渣困难改造处理措施 (1)将冷渣器内的中间隔墙降低,便于主室内的渣进入副室,从而自正常排渣口排出。 (2)降低正常排渣口的高度。将标高从 4.733 米下降至 3.84 米。 (3) 在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用:一是当炉膛排渣口堵 塞时可以将该门关闭, 利用冷渣风机的风将排渣口鼓开; 二是当冷渣器内结焦或冷却水管道 泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。
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(4) 在冷渣器底部加装了压力测点,根据压力合理控制排渣时间。 4 针对发生的常见故障运行采取的措施 4.1 减少受热面的磨损 为了减少炉内受热面的磨损我们从运行方面采取了如下措施: (1) (2) 热 量小于该值的煤种一律进行掺烧,严格将燃料耗量控制在 69 t/h 以下。 (3) 右。 (4) 在保证料层差压合理分布的前提下, 降低炉膛差压, 145 MW 合理床压在 13.4~14.5 在保证炉内床料流化良好的前提下,减小总风量,145MW 合理风量在 450t/h 左 严格控制入炉煤的粒度,每班取样筛分,及时调整。 对入炉煤的热值进行严格的取样化验, 确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种, 发

kPa 左右。 (5) (6) (7) (8) 根据燃烧工况,合理控制风量配比,减小“多余”风量的送入。 煤、风调整应缓慢均匀,精心监视,降低炉内的扰动。 根据排渣粒度每运行 360 h 置换床料一次。 开展各种活动,不断优化燃烧调整,丰富经验,提高机组安全、经济性。

4.2 防止过热器超温运行采取的措施 (1) 点火过程中,运行油枪应雾化着火良好,燃烧器风量适当;冲转并列时,调整回油门 开度、调节Ⅰ、Ⅱ级旁路,必要时,开启向空排气门,维持主汽压力稳定,保证屏过壁温不 超温,必要时减少油枪投入数量。 (2) 并列后初期升负荷,保持高压调门全开,使汽压、汽温、负荷按规程规定上升,宁 慢勿快,监视屏过壁温变化。 (3) 初期投煤执行“脉动”给煤的规定,根据床温变化率、氧量变化,确已着火方可连续少 量给煤,否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加,使汽压稳定升高,注 意一、二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧,床温失去控制。 (4) 根据汽温变化情况,及时投入、调整减温水量,特别注意一级减温水的调整,保证屏 过热段出口汽温、壁温不超温。 (5) 给煤稳定后,根据床温变化率,床温升至 600℃以上,及时逐一切除油枪运行,注意 停止大油枪对床温的影响。

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(6) 升负荷过程中,注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化,合理调节 一二次风比例,及时排渣置换床料,保证稀相区燃烧份额,控制床温及升负荷速度。 (7) 低负荷时,一次风比例大,随床温升高,一次风比例降低,合理调节一二次风比例及 二次风门开度,减小各层床温与分离器进出口烟温差,减小两侧烟温差。 (8) 防止过热器、再热器壁温超温,应烟气侧与蒸汽侧调整相结合;升负荷过程中,应以 烟气侧为主,调整减温水为辅。 (9) 高负荷时,严格按规程规定调节床温,均匀给煤,根据煤质,适当提高床压,通过控 制床温控制屏过壁温超温;合理调节一二次风比例及二次风门开度,保持氧量,通过控制分 离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。 (10) 高负荷时,注意协调一、二级减温水比例,保证屏过出口、再热器出口、过热器出 口汽温、壁温在规定范围内。 (11) 高负荷时,加强再热器、过热器吹灰,不允许为汽温而造成壁温超温,当发生保持 汽温额定与壁温超温相矛盾时,优先保证过热器、再热器壁温不超温,尽可能提高汽温,并 满足主、再热汽温差<27℃,主(再热)汽温 A、B 两侧之差<14℃的规定。 (12) 当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时,加强责任心,及时调整,不 等不靠;当调整无效,壁温超温与机组负荷相矛盾时,减小锅炉负荷并汇报值长。 (13) 稳定运行工况下,主、再热汽温保持正常,不允许超过 540℃的现象出现。减温水 调整应缓慢均匀,避免汽温不允许大幅度变化。 (14) 当发生断堵煤恢复时,缓慢增加给煤量,控制床温、汽压缓慢稳定上升,并注意对 汽温、壁温的监视。 (15) 当发生高加解列等异常情况时,可适当减负荷,控制床温上升速度,防止汽温、壁 温超温。 4.3 防止堵煤运行采取的措施 (1)加强入炉煤的掺配,严格入炉煤的化验制度,将入炉煤的水分控制在 8%以内。 (2)每周利用低负荷运行时,进行一次煤仓低煤位燃烧,以便于将积在煤仓四周的积煤“清 理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。 (5) 加强上煤巡检制度,杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。 (6) 如果长时间停炉,必须进行空仓燃烧处理,防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。 (7) 遇到雨天和煤湿时,煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法,始终让煤位在较低状态 下运行,避免湿煤在仓中结块。
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4.4 防止冷渣器排渣困难运行采取的措施 (1) (2) 发 现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。 (3) 和床 料中的煤粒燃尽,使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。 (4) 严密 监视床温不得超过 400℃,如果发现有生温倾向应加大通风量。 (5) (6) 可以减 少排渣的含碳量,另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。 (7) 床料 得到充分的冷却。 5 加强指标管理、确保锅炉经济运行 5.1 降低飞灰含碳量 为降低燃料成本,运河发电公司 05 年开始进行无烟煤掺烧试验,直至 100%烧无烟煤,由 于设计煤种为烟煤,煤种偏离较大,造成灰渣含碳量偏大,对此我们采取了下列措施: (1)、加强风量调整,合理调配一、二次风比例,和适当增加床温可降低飞灰含碳量。 (2)、加强入炉煤的管理和监督,保持燃煤细度。 (3)、尽量保持较高的稳定负荷运行。 (4)、严格执行受热面吹灰管理制度,定期对受热面进行吹灰。 (5)加强预热器的漏风治理、尽量减少预热器的漏风。 (6)加强吹灰器的检修与维护,保持吹灰器安全可靠的运行。 (7)利用停炉机会对受热面进行清灰。 (8)利用停炉机会对炉内风帽进行检查,修复损坏的风帽。
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严格控制床温,将床温控制在 850℃~900℃,严禁床温超过 950℃。 每天对入炉煤进行检验, 严格控制入炉煤粒度的均匀性, 并保证粒度不大于 10mm,

冷渣器投运时,选择床温达到 600℃时,应平缓投入,保证床料得到良好的流化

在停炉熄火后,应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却,并

合理控制一、二次风配比,保证床料得到充分燃尽和流化。 合理控制 A、D 给煤机的进煤量,使 A、D 给煤机的给煤量尽量小一些,一方面

实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置,以减少排渣的可燃物含量和使

5.2 降低排烟温度 5.2.1 原因分析 锅炉的排烟温度自运行以来,一直高于设计值,其主要原因为: (1) 炉在设计时,预热器的入口温度按 20℃设计,而一、二次风机的实际出口温度一般 在 50~75℃,由于预热器入口风温高于设计值较多,造成排烟温度高于设计值。 (2) 烧部分无烟煤,也会造成排烟温度升高。 (3) 为了降低飞灰含碳量必然要增加二次风量,和适当提高床温,同样会增加排烟温度。 (4) 省煤器和预热器积灰也影响排烟温度。 (5) 尾部烟道漏风也会造成排烟温度升高。 5.2.2 处理措施 为了降低排烟温度我们采取了如下措施: (1) 理调整一、二次风,在排烟温度和飞灰含碳量之间选择合理的最佳风量运行。 (2) 增加尾部受热面的吹灰次数。 (3) 利用停炉机会应对预热器进行全面查漏、堵漏。 6 效果分析 经过全面综合治理, 运河发电公司两台循环流化床机组的运行安全可靠性和经济性都有了较 大好转。 6.1 改造前后参数对比 机组负荷在 145MW 时改造前后参数对照表 参数名称 床温 旋风分离器出口烟温 过热器一级减温水流量 过热器二级减温水流量 高温省煤器出口水温 低温屏式过热器入口汽温 低温屏式过热器出口汽温 高温屏式过热器出口汽温 单位 ℃ ℃ t/h t/h ℃ ℃ ℃ ℃
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设计值 867 897 14.5 7.0 301.4 352.8 419.7 485.9

改造前 863 901 38.2 2.3 296.6 370.8 475 524

改造后 876 913 16.5 9.8 299.8 356.3 447.1 498.3

排烟温度 飞灰含碳量 灰渣可燃物(实际值) 连续运行天数

℃ % % 天

137.8

154 7.32 3.21 <60 天

149 5.48 2.31 >180 天

6.2 目前的运行效果 目前、我公司两台流化床锅炉运行较稳定,由原来的连续运行时间不足 60 天,达到了不 停机运行 180 天仍保持运行的好水平,各项经济指标也保持在较好的水平状态。 7.结束语 循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广, 低温燃烧氮氧化物排放量低, 可实现炉内脱硫等优 点,适应了当今社会对能源利用与环境保护更高要求的潮流。因此,近年来循环流化床锅炉 得到了迅猛的发展,循环流化床锅炉的容量也日趋扩大。本文所述均为运河电厂 2 台 440t/h 循环流化床锅炉近年运行以来出现问题的探讨, 随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一 步积累,流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高,但目前仍存在一些问题,比 如:石灰石系统运行不正常;风水联合冷渣器冷渣效果差;耐磨料使用寿命短;分离器表面 温度高等诸多问题还没有彻底解决。 我们将在今后的工作中, 向全国流化床锅炉专家及同行 进一步加强学习,并及时交流和沟通,共同努力使流化床锅炉的可靠性、经济性取得更好发 展和提高。 参考文献 1. 党黎军编著,《循环流化床锅炉启动调试与安全运行》,中国电力出版社,2002 年版。 2.岑可法,倪明江, 骆仲泱等编著, 《循环流化床锅炉理论设计与运行》 , 中国电力出版社, 1997 年版。 3. 李 恒, 程乐鸣,施正伦等.循环流化床锅炉中的磨损问题探讨.全国电力行业 CFB 机组 技术交论文集(六)2005 :114-124. 4. 姜述杰,高飞.循环流化床锅炉磨损问题初析。锅炉制造,2002,3:15-17 5.SG?440/13.7?M562 循环流化床锅炉运行说明书 上海锅炉厂有限公司

大型循环流化床锅炉点火过程分析及注意事项
摘要: 循环流化床锅炉点火启动是一项非常重要的操作, 本文结合循环流化床锅炉实际点火
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过程,应用着火理论对其中出现的一些问题进行了分析,提出了相应的注意事项,取得了较 好效果。

关 键 字: 大型循环流化床锅炉点火过程分析及注意事项 大型循环流化床锅炉 点火过程分 析 注意事项

1 河北华电石家庄热电有限公司 CFB 锅炉简介 河北华电石家庄热电有限公司八期工程装有四台 DG410/9.81-9 型 CFB 锅炉,系东方锅炉厂 引进美国 FW 技术制造。采用了高温分离物料、固态排渣、干式输送、平衡通风方式。两台 锅炉配一台 200MW 汽机,锅炉蒸发量为 410t/h,床温 896℃,每台锅炉前墙配有四台给煤 机,额定给煤量为 46.93t/h,总风量为 36.1 万 Nm3/h,当出现异常情况时,给煤速关阀可快速 切断燃料,防止烟气反窜烧毁给煤机皮带;点火方式采用床上、床下油枪联合点火,左右两 台床下风道点火器的出力为 1650kg/h,占总热容量 12%B-MCR,四台床上油枪的出力为 500kg/h,占总热容量 8%B-MCR,油枪出力通过回油量进行调节。 2 出现的问题 2002 年 12 月后相继投产的四台 CFB 锅炉,点火过程中出现主要问题如下: 2.1 底料太厚或太薄,底料太厚,炉膛床压 6.5kPa 以上,不仅使油枪出力增大,点火风道 温度升高,延长了启动时间;底料太薄,炉膛床压 4kPa 以下,点火后期赶火升压,主汽温 度迟迟上不来,延误并炉时间,负荷也不易带上。

2.2 汽包壁温差偏大。在点火初期,最高上下壁温差短时间内达到了 50℃以上。 2.3 点火风道烧红。特别是在快要达到投煤条件时投油过程中,为使床温达到投煤条件, 流化风量相应减少,造成点火风道油枪出口处的温度短时间内达到 1300℃以上。 2.4 床温多次反复。特别是投煤过程中,由于风煤比不合理,造成床温在 600~800℃之间 多次反复,延长了启动时间。

2.5 点火过程中,由于给煤机故障,导致大量煤进入炉膛,在点火后期床层爆燃,炉膛结 焦。
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3 着火过程理论分析 3.1 着火热 流化床锅炉的点火, 是一个将床料由冷态加热升温至煤的着火温度, 直至投煤进入正常运行。 这就要求进入床中的热量 Q1,应大于床中散失的热量 Q2,随着床温的升高,存在一个热量 动态平衡问题。点火过程中床温较低,床层向悬浮段辐射放热较小、向周围环境的散热也较 小、不排渣、溢流灰少、离开床层的惰性物质显热也很小。

故上述动态平衡关系式可简化为:Q1≥ Q2=Qg+Qit+ Q4b +Qbh; 可写为:Qbh ≤Q1- Qg- Qit -Q4b 其中 Qg 表示烟气带走的热量,Qit 表示传给受热面的吸热量,Q4b 表示离开床层的可燃物 热量损失,Qbh 表示床层物料吸收的热量,它提供了入炉煤的着火热。分析如下: 1)烟气带走的热量 Qg 多少与流化风量大小相关(此时二次风量较小); 2)在受热面已定,一定的床温下,受热面的吸热量 Qit 相应稳定; 3)煤质及煤粒的粒度分布影响离开床层的可燃物热量 Q4b 损失大小; 4)底料的厚度及粒度分布关系到床层物料吸收的热量 Qbh 的大小,即入炉煤到达着火点时 着火热的大小。

3.2 热力着火条件 在 CFBB 点火过程中煤粒的燃烧过程一般分为以下四个阶段: 1)干燥和加热。 2)500~600℃时,挥发分析出及燃烧。 3)700℃左右时,颗粒的膨胀、一次破碎。 4) 800℃左右时,焦碳的燃烧、二次破碎及磨损。
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要使煤粒混合物着火稳定, 不仅床温要达到煤焦非均相着火温度, 还要满足其热力着火条件:

Q1≥Q2 dQ1/dT≥dQ2 /dT 可以在实际点火过程曲线的拐点处看到两次较明显的床温飞跃。

用上述着火理论, 对实际点火过程进行分析及对出现的问题提出相应对策, 有一定的指导意 义。

4 实际点火过程分析 下图为某炉实际点火过程及厂家提供的升温曲线比较, 由此可将点火过程分为以下几个阶段。

转贴于 4.1 点火前的准备
1)底料,点火前静止床层高度,应保持在 600mm~800mm,这主要考虑到做冷态流化试验 及点火过程中床料的消耗,一般到投煤时炉膛床压维持到 4.5 到 6.0kPa 较好。床层太厚,则 Qbh 升高,炉膛床压 6.5kPa 以上时,不仅使油枪出力增大,耗油量大,点火风道温度升高, 延长加热时间,而且由于炉膛床层点火过程中处于微流化状态,有可能造成局部流化不良, 点火后期低温结焦;床层太薄,炉膛床压 3.5kPa 以下,一方面床料蓄热能力不够,点火后 期赶火升压,主汽温度迟迟上不来,延误并炉时间,负荷也不易带上;另一方面易造成床面 吹穿,流化不良,如果炉膛内存有大量未然尽煤,点火后期爆燃时,易造成高温结焦。根据 点火需要,应及时排床料或补充床料。

2) 床料粒度、 给煤粒度极其粒度分布应合理 , 控制在 0~8mm, 1 mm 以下分额应占到 50% 以上。对于床料一般使用筛分过的 CFB 锅炉炉渣,其粒度及其粒度分布易符合要求;对于 给煤主要由一次破碎机筛分控制, 主要目的细颗粒引燃性能好, 粗颗粒做着火后期维持床温 用。 粒度太细, 易使离开床层的可燃物热量 Q4b 损失增大, 用于着火需要的热量 Qbh 减少。 3)作好冷态流化试验,确定最底流化风速。试验结束后,检查床面应平整,不得有“凹凸” 现象,防止点火过程中局部流化不良。

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4)油枪雾化片应清洗,否则易造成油枪出力调整不灵敏。 4.2 投油枪过程 4.2.1 通过调整油枪出力及配风,初始温升率应控制在 3℃/min 左右。目的一方面控制点

火风道、炉膛内耐火耐磨材料温升率不太大,以免造成裂缝或脱落。另一方面,由于床温与 热烟气温度相差较大, 温升率不会太小, 由实际升温曲线看, 投油枪过程中温升率较大。 一 般先点一只床下油枪, 待床温变化率上升不太大时, 可依次点燃第二支床下油枪及床上油枪。

4.2.2 流化风量控制在 9~10 万 Nm3/h,达到微流化状态即可。 4.2.3 汽包壁温差应控制在 50℃以内。由于循环流化床整个炉膛床温比较均匀,炉内床料

蓄热量大,其水循环建立较快,点火过程中汽包壁温差一般能控制在 30℃以内。如果给水 温度较低,省煤器再循环管投入,会造成给水短路,直接进入汽包内,在汽包压力 1 Mpa 以内,使汽包壁温差短时间超过 50℃。 4.2.4 快要达到投煤温度时, 床下油枪的出力已较大, 应控制其出口处的温度小于 1300 ℃, 防止点火风道烧红。一要合理调整流化风量及环形冷却风量,不能一味减少流化风量;二要 调整油枪出力;三要巡操就地加强监视。

4.3 投煤过程 河北华电石家庄有限责任公司给煤机的投煤条件之一为床温达到 580℃。达到投煤条件后, 可以启动给煤机投煤。一般投煤分为点动给煤、连续给煤两个阶段。

4.3.1 点动投煤 一般启动两台给煤机 B、C,每次一台,点动 2t/h 左右,投煤 3~5min,停止投煤,观察氧量 变化及床温升率变化,一般当床温先降后升且逐渐增大,氧量下降时,可判断已着火,一般 实际投煤至煤燃烧,使床温达到最大值需要 4min 左右,注意在床温变化率下降时,及时点 动投煤,反复几次使床温上升到 650℃以上。其中氧量反映风与燃料配比,床温变化率反映 热力着火第二个条件。

4.3.2 连续投煤
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床温 650℃以上时,可用一台给煤机连投 2~5t/h 左右的煤量,观察着火情况,当床温升率 持续上升,能保持 1~3℃/min 的变化时,可判断已着火,否则应停止给煤机运行,进行点 动给煤。一般冷态点火连续投煤时的床温比温态点火要高一些。

4.3.3 两次床温跃升 在达到 730℃前的以上过程主要完成煤的燥和加热、 挥发分析出及燃烧、 少量细煤粒的燃烧。 床温虽然不断上升,但煤并未完全燃尽,在床内积聚的焦碳较多。

1)当床温 730℃左右时,出现第一次床温跃升,床温升率可达 6℃/min 以上,这是煤粒膨 胀及一次破碎引起的。

2)当床温 800℃左右时,出现第二次床温跃升,床温升率可达 8℃/min 以上,这是由于达 到煤粒的焦碳着火温度,积存的煤粒爆燃引起的。

当出现床温跃升, 流化风量不能加太快, 应观察床温变化率的变化趋势, 发现有下降趋势时, 注意及时补充相应的煤量,否则出现 Q2≥Q1, dQ2 /dT≥dQ1/dT 的情况,由于 CFB 锅炉的 热惯性大,致使床温下降较快,此点把握不好会使床温多次出现反复。

4.3.4 在投煤过程中出现下列情况时, 应对炉膛结焦的可能性高度引起注意, 并积极采取措 施:

1)给煤机故障或其他原因,造成大量煤进入炉膛未燃烧,引起床温的持续下降及床压的快 速升高。

2)炉膛发生剧烈爆燃时,应根据情况果断停止所有风机运行,待床温下降到较低时,重新 置换床料,点火升压,这可能是防止结焦的最佳时机。

3)在炉膛发生爆燃后,出现以下现象:(1)氧量较低,甚至到零后才恢复正常;(2)锅 炉发生床温高 MFT, 床温超过 1100℃ (一般床温测点显示温度比床上温度低 100℃~150℃) ; (3)床温测点分布不均,尤其存在床温测点偏高(超过 950℃)且持续不降时; (4)床压、 风室压力和布风板阻力出现了一些不对应现象, 床压与风室风压可能一致。 (5) 增减煤量, 床温、床温变化率、氧量和负荷等参数反映不明显。
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4)以上现象均是炉膛结焦的征兆,首先应增大一次风量,加强排渣,确定炉内的流化工况 是否正常及是否存在结焦现象。如果判断为结焦而且排渣、置换床料后,各种参数及炉内流 化工况仍无好转,应紧急停炉,进行清焦作业,不得存有侥幸心理,使事故进一步扩大。

4.4 停油枪过程 随着给煤量及流化风量的增加,床温 800℃以上后,应逐渐降低床上、床下油枪的出力,一 方面避免煤与油争氧,一方面节省燃油量。床温达到 830℃以上稳定运行时,可逐渐退出床 上、床下油枪的运行。此时要注意监视两个特征参数:一是炉膛上部出口温度能否上来,二 是炉膛出口氧量能否达到稳定预想值,它们都直接反映了炉膛内燃烧、流化工况的好坏,否 则应补充床料、加强流化等手段达到理想燃烧、流化工况。

5 注意事项 5.1 点火前底料的厚度应保持在 600~800mm,床料及给煤粒度及其粒度分布应合理,投 煤时炉膛床压维持到 4.5 到 6.0kPa 较好。 5.2 如果给水温度较低,尽量不投入省煤器再循环管运行。 5.3 为防止投油枪过程中床温上升较快,可调整油枪出力或不同阶段更换床下油枪的雾化 片,使其出力依次增大。

5.4 快要达到投煤条件的燃油过程中,对点火风道应加强监视,不应一味减少流化风量。 5.5 要建立床温变化率的趋势概念,特别是床温的两次跃升之时尤为重要,流化风量不宜

减的过快,且当床温变化率有下降趋势时,注意补充相应的煤量。

5.6 炉膛爆燃时应根据情况果断停止所有风机运行,掌握防止结焦的最佳时机。爆燃后应 根据参数综合判断, 加强排渣, 判断为结焦后, 置换床料及排渣也不能使炉内流化工况好转, 应紧急停炉,进行清焦作业,不得存有侥幸心理,使事故进一步扩大。

5.7 点火后期,要加强对炉膛上部出口温度、炉膛出口氧量两个参数监视,辅助判别炉膛 内燃烧、流化工况的好坏。

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总之,本文通过实际点火过程的理论分析,提出了相应的注意事项,以避免点火风道烧红、 炉膛结焦等事故的发生或点火时间的延长, 以供业界同行参考。 但影响点火过程的因素复杂, 有待于进一步分析,使点火过程在规定时间内更加安全、平稳。

参考文献:

[1] 岑可法,倪明江,骆仲泱等著,循环流化床锅炉理论设计与运行,北京:中国电力出版 社,1997。 [2] 刘德昌、阎维平主编,流化床燃烧技术,北京:水利电力出版社,1995.11。

中 440t/h

循环流化床锅炉优化调整的思路与实践

摘 要 :国内的 440 t/ h 流化床锅炉通常不进行严格的冷态的标定试验和热态的优化调 整 ,运行状况往往因煤质变化很大,炉内和烟道吸热不成比例,受热面磨损和后燃现象严重, 影响了锅炉的安全和经济运动。 豫联电厂通过对锅炉进行优化调整, 增强了锅炉对煤质的适 应性,降低了磨损速度,解决了后燃严重的问题,提高了锅炉运行的安全性和经济性。

关键词: 循环流化床锅炉 优化调整 后燃 磨损 思路 实践 1 循环流化床锅炉存在的问题及优化思路 1.1 循环流化床锅炉的后燃问题 豫联电厂循环流化床分离器内存在严重的后燃现象, 即部分可燃物在分离器内燃烧, 导致分 离器出口烟气温度升高,出入口温差达在 50℃,煤质变化时,甚至达到 80℃,旋风分离器 出口温度超过 1000℃。分离器后燃导致烟气温度上升,使得烟气对尾部对流受热面传热量 增加,锅炉减温水量增大,严重影响了受热面的安全。 后燃现象与燃料在炉内不同位置的燃烧份额有关,与入炉总风量、一二次风量的配比有关, 与入炉煤的粒度分布有关, 同时还与煤的特性有关。 试验表明循环流化床锅炉存在核心贫氧 区,这是造成后燃的重要原因,如图 1。因此解决后燃问题的思路,是通过配风和配煤调整 燃烧份额和物料的的均衡。因此可以通过以下调整手段来解决后燃问题: (1)通过入炉煤粒度级配,特别是通过控制入炉煤小于 1mm 和 R90,减少炉膛上部和旋风 分离器的燃烧份额,以保证合理的燃烧份额和物料均衡。 (2)缩短入炉煤的燃烬时间
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a.循环流化床锅炉床温偏低,则煤的加热时间较长,不利于煤的快速着火。由于循环流化床 锅炉密相区存在乳化相,本身处于还原性气氛,过早送入二次风,只能降低床温,影响燃烧 速度。 b.煤的燃烧特性 尤其是燃烧混煤时,两种不同的煤燃烧特性不同,抢风严重,造成了缺氧 严重,飞灰可燃物增大,后燃严重。因此煤种对循环流化床的燃烧有很大的影响。如图 2 c.风量和风量的匹配问题,如果风、煤、灰的混合差,会影响燃烧速度。

图 1 循环流化床锅炉的缺氧核心区 与可燃基挥发份的试验关系曲线

图 2 飞灰可燃物

1.2 循环流化床锅炉的磨损的问题 循环流化床设计上已经考虑了重要的磨损部位的防磨问题, 炉内受热面的不平整度导致的局 部磨损各电厂也都认识到了,但在实际运行中,往往由于运行条件的差异,导致磨损部位的 转移, 这样似乎磨损是不可预料的。 这样就给循环流化床锅炉的运行条件的优化和相对稳定 提出了很高的要求。同时,也必须在循环流化床运行条件发生变化了以后,及时预测磨损加 剧的部位,并采取相应的措施,将主动防磨与被动防磨技术的发展应用在设备管理上,提高 机组的可靠性和可控性。 (1)例如:炉膛底部的浓相区的设计高度是一定的,但是随运行条件的变化,锅炉的浓相 区会发生很大的变化。高的一次风量和粒子浓度必然就造成实际浓相区的上移。因此,锥段 上部 1000-2000mm 的防磨问题必须重视,很多电厂已经对此部位进行了喷涂。 (2)如果实际运行床压过高,炉内粒子浓度过大,在大风量运行条件下,磨损部位可能达 到旋风分离器进口烟窗的下沿。在大修防磨检查中,我们已经发现,在旋风分离器进口烟窗 的下沿的边角处几排水冷壁管磨损严重。 (3) 床内流化不均, 会严重破坏炉内的环核流动模型, 炉内的磨损形式发生了很大的变化, 大量的高速运动的粒子冲击磨损会加重, 会严重导致炉内的粒子的分布不均, 部分边角磨损 加剧, 也会导致密相区浇注料的局部冲击磨损。 一些电厂已经出现密相区浇注料由于流化不 均引起局部磨损严重,水冷壁暴露的问题。

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国论文下载中心 http://www.studa.net.3 煤质的变化和劣化 现在在运的循环流化床锅炉的入炉煤由于破碎的原因, 往往存在平均粒度偏低, 细粒子偏多, 粗粒子也偏多,平均粒子直径偏细的问题,同时近年来由于电煤紧张的原因,煤质也得不到 保证,这样导致的结果是: (1)炉内燃烧中心的上移,加剧床温倒置和后燃现象。 (2)给旋风分离器提出了严重挑战,细的未燃烬粒子飞出,增加了不完全燃烧损失。 (3)炉内的床料粒度级配的变化,导致炉内传热的变化,和炉内和尾部烟道热量的分配的 变化,自然会导致减温水量的变化,如果受热面材质的富裕量不足,会造成受热面超温。 煤质的变化和劣化,往往导致的直接结果是飞灰可燃物增大。如果煤的发热量超设计太高, 灰份太低, 炉内热量和物料严重失去平衡, 会导致超温结焦的问题, 甚至会影响负荷。 因此, 对于每台循环流化床锅炉必须通过技术经济比较确定煤质的变化范围。 我们的经验 (设计为 无烟煤)是发热量 19-24MJ/kg 灰份为 23——35%。 2 循环流化床锅炉优化调整的关键与实践 循环流化床锅炉的优化调整需从冷态风量的标定和动力场试验开始, 但循环流化床锅炉的稳 定性导致电厂很少重视这一点。 循环流化床锅炉要真正走上正常稳定运行的轨道, 必须进行 全面的优化工作。优化调整的内容至少包括以下几点: 2.1 冷态的风量标定和动力场试验 (1)冷态进行一次风量、二次风量、高压流化风量、冷渣风量的标定,确定总风量。 (2)一、二次风机出力试验(包括效率)。 (3)播煤风标定和调平(对前墙使用播煤风的锅炉) (4)给煤槽密封风调平 (5)二次风的调平和挡板特性试验以及不同风量和风压下的二次风速情况。 (6)布风板空床阻力特性试验特性 (7)最低流化风量试验(床料 600、900mm、1200mm)测定料层厚度、送风量与阻力特性 曲线, 确定冷态流化临界风量。 并进行低床压下的塌床检查, 床内各处流化质量. 消除死区, 我们的经验是床高 600 mm,床料过高则不能检查出布风的不均情况。 (8)测定不同风速下的布风板静压分布。这一点至关重要,往往运用塌床试验不能严格检 查布风板的布风均匀情况。 2.2 热态优化调整 (1)煤种接近全年平均指标稳定的混煤
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(2)一、二次风比率试验 (3)变氧量试验 (4)二次风调整试验(风量、风压和配比) (5)变床压试验 (6)变粒度试验(调整细碎机间隙) (7)典型煤种试烧调整试验 2.3 循环流化床锅炉优化调整实践 根据上述思路,豫联电厂对两台锅炉进行热态的优化调整试验,主要情况如下: (1)二次风配比对燃烧的影响试验 考虑到循环流化床锅炉的中心的欠氧燃烧,导致后燃严重,试验将二次风挡板调整为: 后墙上、下挡板开度 25%,前墙上二次风 70%,下 40%。通过调整,旋风分离器出口温度 降低 9℃。相同风量下,飞灰可燃物未见上升。见表 1: 通过燃烧试验我们发现,二次风量的分级送入的比例和刚度(压力),对燃烧份额的影响 很大,原因是循环流化床锅炉存在核心缺氧,通过增加二次风的刚度,炉膛出口(旋风分离 器进口)温度下降达 9℃,旋风分离器温升降低 7℃.。 表 1 二次风配比对锅炉燃烧的影响 项目 负荷 一次风量 二次风量 床温 床压 旋风分离器进口温度 旋风分离器出口温度 旋 风分离器温升 过剩氧量 飞灰可燃物 锅炉效率 单位 MW 万 Nm3/h 万 Nm3/h ℃ Kpa ℃ ℃ ℃ % % % 试验前状态 135 19 14 822 13.40 932 994 62 4 12.1 88.3 调整二次风配比后 135 19 14 816 13.50 926 985 59 4 11.6 89.1 (2)一次风量变化对燃烧的影响和床料分布的影响 在总风量不变得情况下,一次风量由 19 万 Nm3/h 增大 21 万 Nm3/h,床温下降 13℃,炉内 温度区域均匀,返料压力由 12.8KPa 升高至 14.8KPa,旋风分离器进口温度下降 12℃,旋风分 离器出口温度下降 7℃.原因是炉膛上部传热增强,但同比,飞出炉膛的细可燃物增多。飞灰 可燃物未见上升。 表 2 一次风量对燃烧的影响 项目 负荷 一次风量 二次风量 床温 床压 旋风分离器进口温度 旋风分离器出口温度 旋 风分离器温升 过剩氧量 飞灰可燃物 锅炉效率
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单位 MW 万 Nm3/h 万 Nm3/h ℃ Kpa ℃ ℃ ℃ % % % 工况 1 135 19 14 816 13.50 926 985 59 4 11.6 89.077 工况 2 135 20 13.1 807 13.90 916 979 63 4 13.7 87.5 工况 3 135 21 12 803 14.00 914 978 64 4 12.3 88.854 可见,一次风量对燃烧无烟煤不能过低,增加一次风量(总风量不变),上部物料浓度增 大,但增大不剧烈,仍在允许范围内。上部物料浓度过大,主要是煤质的原因和总风量的原 因,返料量和一次风量的关系如图 3。

图 3 返料量和一次风量的关系 (3)床压对燃烧的影响 床压增大,炉内温度趋于均匀,但旋风分离器温升明显升高,由 59℃升高到 65℃;飞灰可 燃物明显上升,由 12.4 上升至 13.2%。 因此,床压过大将加剧磨损,经济性也下降。 (4)试验得出的运行配风和调整方式 床压 13KPa (布风室和炉膛出口差压) ; 一次风量 21 万 Nm3/h; 过剩氧量 (按氧化锆) 4%; 二次风配比,后墙上、下挡板开度 25%,前墙上二次风 70%,下 40%。 参考文献: [1] 杨海瑞,岳光溪,王宇.循环流化床锅炉物料平衡分析【J】.热能动力工程 [2] 高洪培,王鹏利等.大型循环流化床锅炉临界流化风量控制与燃烧优化调整 热力发 电 【J】. 热力发电 [3] 姜义道,于 龙等.135MW 等级循环流化床锅炉运行状况研究 【J】. 热力发电 [4] 王大军.我国循环流化床锅炉存在问题及试验研究 【J】.电力设备 [5] P 巴苏,s A 弗雷泽,岑可法等译.【M】循环流化床锅炉的

135MW 循环流化床锅炉的优化运行分析
近年来大量循环流化床锅炉投入运行,但由于大型的循环流化床锅炉是近几年才发展起 来的,运行技术尚不够成熟,个别电厂还在摸索阶段,在这里就从连州发电厂两台循环流化 床锅炉的运行情况探讨一下如何优化运行。
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一、锅炉整体介绍

连州发电厂#3、4 炉是 HG-440/13.7-L.WM9 型循环流化床锅炉,循环物料的分离采用高温 绝热旋风分离器。锅炉主要由炉膛、高温绝热分离器、 自平衡“U”形回料阀和尾部对流烟 道组成。 燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁。 布风装置采用水冷布风板, 大直径钟罩式风帽, 燃烧室内布置双面水冷壁来增加蒸 发受热面。燃烧室内布置屏式二级过热器和屏式热段再 热器, 以提高整个过热器系统和再热器系统的辐射传热特性, 使锅炉过热汽温和再热汽温具 有良好的调节特 性。

原煤从原煤斗下落至第一级耐压计量皮带给煤机,经二、三级刮板式给煤机,送入锅炉回料 阀给煤口进入炉膛。助燃系统由床下四支油枪和床上六支油枪 组成,油枪为机械雾化内回 油式。 一次风机供风分为两路, 第一路经空气预热器加热后成为热风进入炉膛底部的布风板 上,第二路未经预热的冷风直接进入风道燃烧 器。

燃用煤种主要来自湖南临武、 宜章、 嘉禾、 白沙等地的产的无烟煤以及连州本地产的无烟煤, 以一定比例混合参烧。 进炉煤要求粒径≤7mm, d≤0.75mm 为 50%, d<0.35mm 不大于 10%。 煤种特性





设计煤种 校核煤种 备注 收到基碳分 Car(%) 66.10 53.29

设计煤种为鹤壁贫煤;校核煤种为山西璐安贫煤。最大允许粒径≤7mm d50=60mm d?200um 不大于 25%

收到基氢分 Har(%) 2.77 2.69

收到基氧分 Oar(%) 3.67 5.50
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收到基硫分 Nar(%) 1.14 1.06

收到基灰分 St.ar(%) 0.51 1.22

收到基全水分 Aar(%) 18.46 31.29

收到基全水分 Mt(%) 7.35 4.95

干燥无灰基挥发分 Vdaf(%) 15.24 18.60

收到基低位发热量 Qnet.v.ar(kJ/kg) 25492 灰熔点 DT(℃) 1470 ST(℃) 1500 FT(℃) 1500 ?1500 1500 1470 21012

二、循环流化床锅炉的运行调整

1、 循环流化床的升炉 循环流化床锅炉由于畜热量大,内部保温耐磨砖很厚,所以要求升温速度慢<100℃/min。机 组较适合滑参数启动。点火前锅炉先上好水,加床料至 4kpa 左右,由于冷态点火到产生蒸 汽需要大概 3 小时,所以汽机在点火后两小时左右再起循环水泵,给水泵,抽真空,可以省 厂用电。点火应逐支点床下油枪, 用回油调整油枪出力控制温升,在不超温的前提下床下 油枪出力应尽量大些, 因为床下油枪对床料的加热更快更均匀更安全。 直到温升很慢后再点 床上油枪,并且控 制一次风量在 10 万 m3 左右(保证流化良好),二次风尽量少,4 万 m3 左右就够了,减少风带走热量。点床上 油枪要更加注意流化情况,要注意油枪的油量是
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否正常,防止未燃尽油滴粘在床料上燃烧,引起床料熔融结焦。防止床上油枪出力过大并出 现贴壁燃烧,对流动相对 较慢的床料直接烘烤引起结焦。连州电厂曾经出现过几次由于长 时间点床上油枪在没投煤之前就出现较多几厘米大的焦块,后来调整了出力,调整了#1、6 床上油 枪的角度之后,这一问题就得到了解决。达到汽机冲转参数以后稳定汽温汽压,汽 机冲转汽温汽压按汽机要求调整。刚开始投减温水时一定要小,并且不能大起大 落,防止 气温急降,或造成水塞。汽机并网后全关旁路低负荷暖机,按汽机要求升温升压。在升炉过 程中较关键的一步是投煤,做得不好容易出现结焦,一定要谨 慎。在投煤之前要保证床压 3 到 4kPa 左右,目的是使煤容易被均匀加热,当床料过少时投煤易使落煤口处床温迅速下 降,煤一时难以着火,这时若投入过多的 煤,煤一旦被点燃后就会迅速升温,由于没有足 够的床料带走热量, 就很容易造成局部超温引起高温结焦, 出现这种情况一定要加大一次风 量,把着火的高温煤堆吹 散,控制住床温,不能让任何一点超过熔点温度。加负荷过程中 一般负荷 20MW 多床温 650℃开始试投煤,初次投煤应脉动少量投入,当氧量下降较快, 床温稳 步上升,证明煤已着火,可以连续少量投煤。投煤正常后按加负荷曲线加负荷,床 压升至 5kPa 应投入排渣系统少量排渣。当床温 800℃逐支退去床上床下油 枪。退油枪,应 先减少油量,再退出。退油枪过程中床温不应下降,否则容易引起床温较大的波动。机组启 动过程中,为了宿短暖机时间,高低加应在冲转时随机投 入,适时投入汽机汽加热系统。

2、流化床锅炉运行中如何调整,使机组安全经济环保运行。 风量的调整:为了减少排烟损失同时保证减少化学不完全燃烧损失,一般控制烟气氧量在 2~3%。当负荷变化时应根据烟气含氧量适当按比例调整一二 次风量。调节一次风量是不 会引起结焦的, 当然一次风量在调节时应不低于临界风量。 一次风改变主要是调节密相区的 高度。一次风除了流化床料外,还起着控制床 温的作用,当相同的总风量时,一次风所占 的比例越大床温就越低,因为一次风比二次风更能带起物料增大物料循环量,加强了换热。 锅炉正常运行过程中,一次风 量远远大于床料流化所需要的流化风量,它的主要作用是控 制床温,当床温在适宜范围内,床中和床下温差在 10℃以内,不再继续扩大,则一次风量 是适当的, 这 时可通过调节二次风来调整燃烧。 另外, 尽量用加大二次风来满足氧量要求, 还有两个好处,一是能节约厂用电。因为一次风比二次风的压头要高的多,当提供相同 的 风量时一次风机的出力是大于二次风机的出力的。二是减少风冒磨损。一次风大,风帽出口

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风速就相应提高,风的刚性加强,对周围的风帽磨损就增大。另外,二 次风射流的刚度应 尽量加大,有利于炉膛下部中心缺氧区的减小。

3、床温和烟温的控制。 控制好床温和烟温对运行的经济性和 SO2 的排放及 NOx 的排放都有较大影响。床温在 850~890℃,脱硫剂的 脱硫效果最佳,这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。当床温控 制在 790~900℃之间时,NOx 的排放量最低。而对煤的燃烧来说,在相同的床压下则床 温 越高越容易燃尽。但床温过高容易造成结焦,同时各非金属膨胀节的运行温度不能超过 1000℃。所以应尽量控制床温在 900~920℃左右。上面已经说过 一二次风量的调整如何影 响床温了,另外,在相同负荷下影响床温的重要因素还有床压和床料粒度。相同负荷下床压 越高床温越低。床温和床压都会影响燃烧,床压 偏低煤进炉后由于加热的物料少,下煤口 的床温就会偏低,使着火推迟且床温不均。所以要控制床压合适,在负荷 80~135MW 之间 一般床压相应在 5~8kPa 之间变化,当然随煤种的不同和煤粒度的不同床压也应相应调整。 床压的调整已床温尽量控制在 900~920℃,且各测点床温均匀,下煤口床温不 偏低为宜。 床压调整一般通过控制排渣量来完成。 全关排渣也无法提高时可以适当加入床料。 有时然用 的煤发热量太低且小石子较多时会出现密相区下部某个小区域 床温逐渐下降,最后降到 300~400℃。 点相应油枪把它烧起来以后过一段时间又降。 这时可调整相应的床上油枪冷却 风量,加大床料的横向扰动,加强密相区 的横向换热,使床温均匀。当煤的发热量比设计 值高很多时,会出现旋风分离器燃烧份额增多,出口烟温高。这时,我们加大一次风量会有 一点效果。

床料的粒度对床温的影响也很大。床料过粗,密相区高度降低,循环物料减少,换热减少, 床温就会升高。当床料过细,循环物料增多,床温降低。所以必须控制床 料粒度合适。在 升炉过程中最明显,由于长时间没排底渣,床料粗大化,常常出现床温过高而带不上负荷的 事,运行两天后就自然会好了,这也与加入床料的粒度、 密度有关。运行中可以通过置换 床料来控制床料粒度。

4、 SO2 排放量的控制一般都是通过自动和手动控制石灰石的给料速率, 即增减钙硫摩尔比。 但影响循环流化床锅炉脱硫效率还有床温,石灰石粒度等。改变粒度合格的石灰石量,可控 制 SO2 的排放量,在一定范围内,随石灰石给料量的增加,SO2 的排放量明显降低。床温
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在 850~890℃,脱硫剂的脱硫效果最佳,这一温度也正是锅炉正常运行的床温范围。所以锅 炉运行时的床温控制也是对 SO2 排 放量的控制。 石灰石在炉内的停留时间决定了石灰石的 利用率, 在锅炉运行条件不变的前提下, 石灰石在炉内的停留时间取决于石灰石的粒径大小, 所以选择合适的 石灰石粒径是至关重要的。粒径在 100~500mm 范围内的石灰石在炉内停 留时间最长,大于或小于这个粒径范围都将缩短其在炉内的停留时间。另外,合适粒 度的 石灰石分解形成的 CaO 和硫酸盐化形成的 CaSO4 都是极好的床料。石灰石的结构特征也影 响脱硫效果。

5、停炉操作 逐渐减少燃料和风量的输入,将负荷降于 50%,保持床温稳定。 降负荷过程中,保持汽包的上下壁温差小于 50℃。在降负荷时,保持炉内任意烟气侧温度 测点的变化率小于 100℃/h,以保护炉内的耐磨耐火材 料。当床温低于 760℃时之前,视具 体情况可投启动燃烧器,同时继续降低给煤量直到最小值。保持石灰石给料处于自动状态, 当停止给煤时,石灰石输入也停 止。继续流化床料,以冷却整个系统,控制启动燃烧器的 燃烧率,以保护要求的降温率。当床温 550℃,汽温 450℃,汽压 2MPa 左右,停床上启动 燃烧器, 汽机开启一二级旁路减负荷到零打闸停机。减少风量,停床下油枪,关闭一次风 机和二次风机控制挡板,停风机。

三、小结

以上是我们经过两年的运行所得到的一些经验, 现在连州电厂的两台循环流化床机组运行较 正常,经济性也不错。

转贴于 t 摘 要: 本文介绍了中国科学院工程热物理研究所和无锡华光锅炉股份有限公司 联合研制的 480t/h 循环流化床 (CFB) 锅炉在内蒙古华电乌达热电有限公司的调整运行实践, 该运行经验侧重点在于启动点火和运行调整。 关键词: CFB 锅炉 运行调整 前言 内蒙古华电乌达热电有限公司是华电集团公司在内蒙古建设的首家电源点,一期建设两台 150MW 机组, 配两台无锡华光锅炉厂生产 UG-480/13.73-M 型超高压自然循环 CFB 锅炉,
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该锅炉采用了中国科学院工程热物理研究所的 CFB 技术,锅炉形式为超高压中间再热、单 汽包自然循环锅炉, 采用绝热高温旋风分离器技术, 紧身封闭式布置, 锅炉总体布置见图 1。 本文将主要介绍该炉的设计特点及在实际运行中总结的锅炉的调整运行经验, 期望给采用同 样 480 t/h CFB 锅炉技术的厂家提供可靠的参考。 1 锅炉系统介绍 1.1 设备简介 锅炉型号为:UG-480/13.73-M 型超高压自然循环 CFB 锅炉 额定蒸发量: 480 t/h

过热器出口蒸汽温度:540 ℃ 过热器出口蒸汽压力:13.73 MPa 再热器入口蒸汽压力:2.92 MPa 再热器出口蒸汽压力:2.73 MPa 再热器入口蒸汽温度:330℃ 再热器出口蒸汽温度:540℃ 给水温度:252℃ 排烟温度:139℃ 1.2 燃烧系统流程 原煤经输煤两级破碎(粗、细碎)后输送进炉前煤斗,每台锅炉配两个煤仓,每个煤仓供 3 台给煤机,燃煤从布置在炉膛前墙的 6 个给煤口送入炉膛下部的密相区。 每台锅炉配备一个石灰石仓,石灰石经输送管道被气力输送到炉前分配装置,分配装置有 4 条输送管道接入前墙的 4 根下二次风口进入炉膛与烟气中的 SO2 进行脱硫反应,以实现锅 炉的炉内烟气脱硫。 锅炉底渣通过布置在炉膛下部的四个排渣口进入四台水冷滚筒冷渣器, 冷却后排入埋刮板机, 经斗式提升机存放在渣库后,专车拉出,锅炉还有一个紧急直排放渣管。 锅炉燃烧用的一次风进入炉膛下部水冷风室,通过布置在布风板上的 2130 个内嵌式柱形风 帽进入炉内, 锅炉燃烧用的二次风经环形风箱分两层进入炉内为燃烧提供进一步的氧气。 煤 粒和循环物料在炉内进行掺混燃烧并对水冷壁等受热面进行放热, 燃烧产生的烟气携带床料 经炉膛出口两侧的烟道进入两个高温绝热旋风分离器,被分离出的物料进入分离器下部的 “U”型回料阀,阀的底部布风板上布置有 193 个内嵌式柱形风帽,罗茨风机产生的高压流化 风将阀内的物料送回炉内进行进一步的燃烧。 未分离的飞灰随着烟气由分离器中心筒引出进
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入尾部竖井烟道,对布置在其中的高、低温过热器、低温段再热器、省煤器及空气预热器放 热,最终进入静电除尘器通过烟囱排向大气。 2 锅炉燃烧运行调整 内蒙古华电乌达热电有限 1、2 号机组分别于 2005 年 3 月 29 日和 7 月 5 日正式投入商业运 营,其中 1 号锅炉从 2005 年 5 月 3 日到 2005 年 8 月 28 日连续稳定运行,时间达到了 116 天,取得了良好的运行业绩(停炉是因为别的主机需要停炉检修) 。 下面通过锅炉的燃烧调整谈一下我们对 CFB 锅炉的一点认识转贴于

2.1 启动动火省油的措施 CFB 锅炉的燃烧特点决定着受热面磨损不可避免。为减少受热面的磨损,炉膛下部敷设有 大量的防磨耐火浇筑料, 锅炉启动过程中为保证耐火材料受热均匀, 必须严格控制温升速度。 锅炉提出的运行要求是床层温升率<100℃/h,因此启动时间较长,我公司的 480t/h CFB 锅 炉启动方式是先启动床下的四支油枪加热床料, 当床料温度达到 360℃之后再逐次投入布置 在床上的四支油枪来加热床料, 当床料温度达到 480℃启动给煤机进行脉动给煤。 由此可见, 锅炉启动投油时间将达到 8 小时以上,按照油枪的总喷油量计算,床下油枪是 4× 1.2t/h,床 上是 4× 1t/h,照此计算,启动一次锅炉将耗 60t/h 以上。 我们最初进行这种启动点火方式操作时,确实用油量较大,通过不断总结启动点火经验,采 取了如下三个措施使我们实现了既节油又能达到控制温升的要求,一是将原设计出力为 1.2t/h 的床下油枪雾化片孔径缩小,改为出力 0.4t/h,并有效地进行合理的配风,使燃油能 够完全燃尽。二是通过料层阻力试验,确定临界流化风量为 80000m3/h,床料厚度控制在 1000mm 左右,但在启动初期为降低烟气热损失,加快床料加热速度,减少床料被烟气带走 造成床料减薄的现象, 我们将流化风量维持在 60000m3/h 左右, 保持床料处于微流化状态, 同时打开高压流化风减压阀将高压流化风短路掉一部分, 以减少进入炉膛的返料量, 在高温 绝热旋风分离器立腿内储存一定量的物料, 使炉内床料控制在 700-800mm 的高度范围内。 床内料层变薄有利于床料的加热,减少用油量,加快启动速度。三当开始投煤时,床温上升 很快,调整床下流化风量对燃烧控制影响太大,此时我们关小高压流化风泄压阀,增大回料 阀高压流化风,将存储在立腿内的物料迅速送入床内,并有效地增大了循环返料量,有力的 减缓了床温的上升速率,这样即达到了调整床温的目的,又相应节省了电耗,同时每次启动 点火我公司都要求化学能够将入炉煤的煤质化验单及煤的粒度报告及时送到司炉手中, 使司 炉根据煤质、燃烧情况来调整最佳的投煤时机,达到缩短启动时间节能降耗的目的。在汽轮
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机冲转、 定速、 并网、 带负荷过程中, 控制好燃烧, 提前启动给煤机, 来弥补油枪出力不足, 保证汽温汽压曲线及汽机带负荷的要求。 根据升负荷情况逐渐加风加煤, 做好风煤配比工作, 使燃烧充分良好,逐渐根据燃烧、床温情况,停止油枪,降低用油量。 我们运行初期每次启动点火的耗油量都在 60t/h 以上,采取以上措施之后,每次启动点火的 耗油量可以完全控制在 25t/h 以下。 2.2 锅炉正常运行时的调整 锅炉达到满负荷后,我们及时调整流化风量,以减少磨损,降低能耗,现在床温一般都控制 在 930℃左右,一次流化风量在 160000Nm3/h 以下。 根据煤质不同,负荷不同,保证满足床内物料流化的前提下我们尽量保持低风量运行。 但低风量运行布风板可能出现流化死区, 因此在运行监视中密切监视床温床压的变化, 不定 期地适当加大流化风量,加强流化后再将风量降低,避免流化死区的存在,保证床料流化正 常,安全稳定运行。 在旋风分离器回料阀前后室风量的调整上, 我们一般保持前室 2500-3000Nm3/h、 后室 1000 -1100 Nm3/h,后室风量过低会造成流化不好,影响返料,严重时会造成结焦,风量过高会 穿透料层使分离器的分离效率变差。 在燃烧调整上保持炉膛上部出口烟气压力为-30~30 Pa 左右, 尾部的烟气含氧量为 3-4%, 这样能保证煤粒在炉内燃烧完全,又能降低整体磨损,保证电除尘的除尘效率,保证烟气含 尘量在正常范围内。调整原则是一次风控制床料流化风量,二次风补充燃烧所需的氧分,保 证满足流化和燃烧所需氧分前提下降低电耗。 近期由于电网原因,负荷调整较频繁,通过给煤量调整来适应负荷变化较迟缓,因为总给煤 量占床料的 2-3%。 煤量变化对于布风板面积为 56 m2 的大型流化床来说短期内反应很慢, 为了适应电网要求, 满足负荷调整速度要求, 在燃烧调整上我们基本上是通过调整风量为主, 合理利用风煤配合调节来保证负荷和蒸汽温度和力压的稳定。 根据不同的负荷保持不同的风室床压,负荷高时保持较高的床压,床压维持在 9-10KPa 左 右,负荷低时保持较低的床压,床压维持在 6-7KPa 左右,在保证流化的前提下,做好节 能降耗工作,同时大大加快了升降负荷的调整速度。 3 总结 我厂是一个新厂,对大型 CFB 锅炉的运行调整才进入稳步提高阶段,目前国内 CFB 锅炉还 没有一个完整的操作标准,我们的运行操作调整也还需要不断地总结经验,逐步提高。我们 会在科学严格的管理条件下不断提高运行操作水平。 最后欢迎大家参观内蒙古华电乌达热电
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有限公司,共同探讨大型 CFB 锅炉运行经验。为我国 CFB 锅炉的发展作出应有的贡献。

型循环流化床锅炉飞灰含碳量偏高问题的讨论
摘要: 本文介绍了循环流化床锅炉的发展历史, 并针对现阶段中小型循环流化床锅炉运行中 突出的飞灰含碳量高的问题展开讨论,提出一些降低飞灰含碳量的措施。

关 键 字:中小型循环流化床锅炉 飞灰含碳量偏高

0 循环流化床锅炉发展概况 循环流化床燃烧技术是国内外公认的一种洁净煤燃烧技术。 循环流化床锅炉具有煤种适应性 广、燃烧效率高、环境性能好、符合调节范围大和灰渣综合利用等优点,近十年来在工业锅 炉、电站锅炉、旧锅炉改造和燃烧各种固体废弃物等领域得到迅速的发展。我国是以煤为主 要一次能源的国家,燃用的煤种最为齐全。近十几年来,我国循环流化床技术发展迅速。

1981 年国家计委下达了“煤的流化床燃烧技术研究”课题,清华大学与中国科学院工程热物 理研究所分别率先开展了循环流化床燃烧技术的研究, 标志着我国循环流化床锅炉的研究和 产品开发技术正式启动。 到 2005 年 4 月为止, 我国运行的循环流化床锅炉 CFBB 已超过 100 台,已经投运的最大机组是安装在四川内江、从奥斯龙公司进口的 410t/h(100WM)循环 流化床高压电站锅炉,由于运行台数较少,各方面的经验还有待积累。

另外, 我国正在引进一台 Alstom 公司的 1025t/h 的常压循环流化床锅炉及相应的关键配套设 备,在四川白马电厂建立 300MW 循环流化床示范工程;国家电力公司热工研究院夜设计了 300MW 循环流化床锅炉方案标志着我国循环流化床锅炉将朝着大型化方向发展。现在,我 国已成为世界上 CFB 机组数量最多、总装机容量最大和发展速度最快的国家。 1 循环流化床锅炉目前存在的问题 但是这种超常规的循环流化床锅炉的发展速度使循环流化床锅炉运行出现了一些问题。 诸如: ①炉膛、 分离器以及回送装置及其之间的膨胀和密封问题。 特别是锅炉经过一段时间运行后, 由于选型不当和材质不合格, 加上锅炉的频繁起停, 导致一些部位出现颗粒向炉外泄漏现象。 ②由于设计和施工工艺不当导致的磨损问题。 炉膛、 分离器以及返料装置内由于大量颗粒的 循环流动,容易出现材料的磨损、破坏问题。一些施工单位对循环流化床内某些局部部位处
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理不当,出现凸台、接缝等,导致从这些部位开始磨损,然后磨损扩大,导致炉墙损坏。③ 炉膛温度偏高以及石灰石选择不合理导致的脱硫效率降低问题。 早期设计及运行的循环流化 床锅炉片面追求锅炉出力,对脱硫问题重视不够,炉膛温度居高不下,石灰石种类和粒度的 选择没有经过仔细的试验研究, 导致现有循环流化床锅炉脱硫效率不高, 许多锅炉脱硫系统 没有投入运行,缺乏实践经验的积累。④灰渣综合利用率低的问题。一般认为,循环流化床 锅炉的灰渣利于综合利用,而且利用价值很高,但由于各种原因,我国循环流化床锅炉的灰 渣未能得到充分利用, 或者只进行了一些低值, 需要进一步做工作。 ⑤飞灰含碳量高的问题。 这些问题的存在影响了循环流化床锅炉的连续、安全、经济运行,还带来了维修工作量大、 运行费用高等问题。就中小型循环流化床锅炉来说,飞灰含碳量高是一个比较普遍的问题。

2 飞灰含碳量的影响因素及应采取的措施 影响循环流化床锅炉飞灰含碳量的主要因素如下:

1、 燃料特性的影响。循环流化床锅炉煤种适应性广,但对于已经设计成型的循环流化床锅 炉,只能燃烧特定的煤种(即设计煤种)时才能达到较高的燃烧效率。由于煤的结构特性、 挥发份含量、发热量、水分、灰份的影响,循环流化床锅炉的燃烧效率有很大差别。我国主 要按煤的干燥无灰基挥发分含量对煤进行分类, 按照挥发分含量由低到高的顺序将煤分成无 烟煤、 贫煤、 烟煤和褐煤等。 挥发分含量的大小实际上反映了煤形成过程中碳化程度的高低, 与煤的年龄密切相关。 不同煤种本身的物理组成和化学特性决定了它们在燃烧后的飞灰具有 不同的形态和特性。 东南大学收集了山西大同烟煤、 广西合山劣质烟煤和福建龙岩无烟煤等 几种典型煤种在电站锅炉中燃烧生成的飞灰,制成样品,用扫描电镜进行了微结构分析。收 到基灰发分含量为 10%的广西合山劣质烟煤所生成的飞灰大部分是较密实的灰块,表面不 光滑,没有熔融的玻璃体形态存在,大部分粒子的孔隙率都较小,仅有少数球状空心煤胞出 现,但孔隙率也不大,壁面较厚,表面粗糙。该飞灰形态表明,该煤种燃尽率不高,取样分 析其飞灰含碳量为 10%左右。福建龙岩无烟煤挥发分含量较低,只有 4%左右,属典型难燃 煤种,表现为着火延迟、燃尽困难。虽然发热值高,燃烧时火焰温度可达 1500℃以上,但 燃尽率低,生成的球状煤胞中绝大多数为无孔或少孔,虽然也出现多孔薄壁球状煤胞,但数 量极少。无孔或少孔的球状煤胞表面很光滑,有熔融的玻璃体形态存在,对燃尽是极为不利 的。从煤粉锅炉种采取飞灰样,分析其含碳量在 10%以上。山西大同烟煤飞灰中虽然也发 现有极少部分少孔的密实球状煤胞, 但绝大部分为多孔的疏松空心煤胞和骨质状疏松结构煤
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胞,这两种煤胞的孔隙率很大,这样就形成了很大的反映表面积,对煤粉的燃尽十分有利, 因而这种烟煤的飞灰含碳量很低

2、 入炉煤的粒径和水分的影响。颗粒过大,一方面床层流化不好,另一方面,碳粒总表面 积减少,煤粒的扩散阻力大,导致反应面积小,延长了颗粒燃尽的时间,颗粒中心的碳粒无 法燃尽而出现黑芯,降低了燃烧效率,同时造成循环灰量不足,稀相区燃烧不充分,出力下 降。另外,大块沉积,流化不畅,局部结焦的可能性增大,排渣困难。颗粒过小,床层膨胀 高,易燃烧,但是易造成烟气夹带,不能被分离器捕捉分离而逃逸出去的细颗粒多,对燃尽 不利,飞灰含碳量高。通过实验发现:颗粒太小,由于煤粉在炉内停留时间过短,燃不尽, 飞灰含碳量就大。相对而言,燃用优质煤,煤颗粒可粗些;燃用劣质煤,煤颗粒要细些。所 以对于不同的煤质要调整二级破碎机的破碎能力来调整煤的粒度。 煤中水分过大不仅降低床 温,同时易造成输煤系统的堵塞,故对于水分高的煤进行掺烧。

3、 过量空气系数的影响。一次风作用是保证锅炉密相区料层的流化与燃烧,二次风则是补 充密相区出口和稀相区的氧浓度。调整好一二次风的配比,有效地降低飞灰、灰渣含碳量, 是保证锅炉经济燃烧的主要手段。运行中适当提高过量空气系数,增加燃烧区的氧浓度,有 助于提高燃烧效率。但炉膛出口过量空气系数超过一定数值,将造成床温下降,炉膛温度下 降,总燃烧效率将下降,风机电耗增大。所以在符合变化不大时,一次风量尽量稳定在一个 较合适的数值上,少作调整,主要靠调整二次风比例来控制密相区出口和稀相区的氧浓度。 一二次风的配比,与锅炉负荷、煤种等有关,通过进行燃烧调整试验可建立锅炉不同负荷与 一二次风量配比的经验曲线或表格,供运行调整时参考。

4、 燃烧温度的影响。和煤粉锅炉炉膛温度高达 1400~1500℃相比,循环流化床运行温度通 常控制在 850~900℃之间,属低温燃烧,在此条件下煤粒的本正燃烧速率低得多,加上流化 床内颗粒粒径比煤粉炉内煤粉粗得多,所需的燃尽时间长得多。提高燃烧温度,飞灰含碳量 低;相反,燃烧温度低,飞灰含碳量高。

5、 分离器分离效率的影响。分离器分离效率高,切割粒径小,飞灰含碳量低;相反,分离 器分离效率低,切割粒径大,飞灰含碳量高。经过 20 年的发展,目前我国循环流化床锅炉 使用的高效分离器有三种: 上排气高温旋风分离器、 下排气中温旋风分离器和水冷方形分离 器。
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6、 飞灰再循环倍率的影响。飞灰再循环的合理选取要根据锅炉炉型、锅炉容量大小、对受 热面和耐火内衬的磨损、燃煤种类、脱硫剂的利用率和负荷调节范围来确定。

7、 锅炉蒸发量的影响。锅炉蒸发量大,相应的燃烧室温度高,一次通过燃烧室燃烧的粒子 (分离器收集不下来的粒子)燃烧时间长,燃尽度较高,飞灰含碳量低;相反,飞灰含碳量 高。

8、 除尘灰再循环燃烧的影响。对难燃尽的无烟煤,采取分离灰循环燃烧之后,飞灰含碳量 仍比较高。为了进一步降低飞灰含碳量,一个比较有效的措施是采用除尘灰再循环燃烧。德 国一台循环流化床锅炉,当分离灰再循环倍率为 10~15 时,飞灰含碳量仍有 23%左右。为 了降低飞灰含碳量,采用了除尘灰再循环燃烧。当除尘灰再循环倍率为 0.3 时,飞灰含碳量 降低到了 10%左右;除尘灰再循环倍率为 0.6 时,飞灰含碳量降低到了 4%。 3 结论 降低飞灰含碳量的措施有多种, 应根据实际情况选择最经济最实用的措施。 我厂四台循环流 化床锅炉也存在飞灰含碳量高的问题, 我们会借鉴前人的经验, 尝试一些措施以降低飞灰含 碳量。

参考文献:

[1] 路春美等,循环流化床锅炉设备与运行[M],中国电力出版社,2003 [2] 刘德昌等,循环流化床锅炉运

循环流化床锅炉在机组甩负荷情况下的薄弱点和防范措施

摘 要 本文以华能济宁电厂#5 机组在发生甩负荷异常情况下,锅炉尾部受热面出现了因 膨胀热应力造成的受热面损坏泄漏为范例, 通过对泄漏原因的分析, 指出了该型流化床锅炉 异常膨胀状况下的薄弱点,并有针对性地提出了相应的防范措施。 关键词 循环硫化床 甩负荷 膨胀 损坏

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0 概述 华能济宁电厂#5 炉为上海锅炉厂产循环流化床锅炉,型号为 SG-440/13.7-M563,于 2003 年 7 月份投产,锅炉主要有炉膛、旋风分离器、后烟井尾部受热面三个部分组成,其中后烟井 受热面包括包覆墙过热器、隔墙过热器、末级过热器、两级省煤器和再热器,饱和汽由后烟 井顶部进入包覆墙过热器的两侧墙受热面, 并通过由包覆墙过热器的前墙过热器、 炉顶过热 器、后墙过热器组成的“Π”受热面完成包覆墙过热器的吸热,在后墙过热器通过 6 个管道将 蒸汽引至布置在后烟井中部的隔墙过热器, 隔墙过热器将后烟井分为前后两个受热烟道, 前 烟道布置了五组再热器受热面, 后烟道至烟道向下布置了三组末级过热器和二组二级省煤器。 在后烟井前后烟道的底部分别布置了过热器、 再热器的烟气挡板, 根据负荷的变化调节烟气 挡板的开度分配烟气的传热分额。后烟井内部受热面的介质有:给水、饱和汽、过热汽、汽 机中间抽汽。 锅炉部件产生的热膨胀是在膨胀设施控制下沿着一定的方向膨胀, 膨胀力主要 依据机组的负荷变化而变化, 锅炉必须能机组在满负荷运行中的热膨胀, 而足够的膨胀冷态 余量设定是确保不出现膨胀抵触重要一点。每个单一的设备膨胀方向、膨胀余量、膨胀零点 不同,而出现膨胀异常会产生相互之间连接处膨胀应力交叉、相互抵触作用,当出现膨胀过 量、膨胀受限、膨胀抵触、机组异常下的膨胀紊乱,就会造成受热面的部件损坏,这是循环 硫化床锅炉不同于其他锅炉存在的问题,这与锅炉的设计、安装、检修、运行、机组启停次 数、异常情况各个方面是紧密相联的,单方面或多方面出现问题就会造成受热面的损坏。 1 锅炉膨胀设置及受力分析: 1.1 水冷壁膨胀设置情况:为增加整个炉膛的刚性和抵抗炉内正压燃烧引起的水冷壁变形, 沿炉膛水冷壁高度方向上布置多层刚性梁, 并在炉膛刚性梁设置了三层膨胀中心, 分别为标 高为 EL.16700、EL.31700 和 EL.40360 的刚性梁,每层刚性梁都以膨胀中心点为起点按预定 方向、膨胀量向两侧膨胀。为保持膨胀中心位置不变,在每层刚性梁膨胀中心点设置了膨胀 导向装置。 在上下梁之间设置了平衡杆装置从而保证上下刚性梁之间的膨胀平衡。 为化解每 层刚性梁主梁之间的膨胀差与连接, 在刚性梁四角处设置了角向装置。 整体的刚性梁使水冷 壁能够有规律的自由膨胀,并整体向下膨胀,且能承受一定炉膛压力的变化。 水冷壁受热面的膨胀受力分析: 水冷壁采用悬挂方式通过上集箱的吊杆将力量集中在炉顶刚 性梁上,炉体整体向下膨胀。 1.2 后烟井受热面膨胀设置情况: 后烟井包复墙上设置二层膨胀中心(标高为 EL.32500 和 EL.41800),保证锅炉受热部件在运行状态下能够定向有序地自由膨胀,每一处的密封结构 都有确定的膨胀方向和膨胀量, 为密封设计提供明确的参考量, 使密封设计建立在可靠的基
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础上。后烟井四周包覆墙采用光管加扁钢焊接的膜式壁结构,因全部采用汽冷式包覆墙,各 处的膨胀量相同, 可简化密封设计。 后烟井炉顶管与包覆前墙、 包覆后墙的连接处不设集箱, 而是采用管子直接相连,使密封在结构上得到保证,炉顶管与包覆侧墙直接焊接,中间无膨 胀节。包覆前墙环形集箱的管座处采用折边板进行密封。高温过热器进出口、再热器进出口 与包覆前后墙穿管处采用密封盒结构, 密封盒的上下部分布置金属膨胀节, 可吸收宽度方向 上的热位移。 后烟井受热面的膨胀受力分析: 后烟井受热面与水冷壁膨胀情况有较大不同, 包覆墙过热器 与其内的二级省煤器、再热器、末级过热器之间由于设置了密封装置,密封装置有足够的膨 胀余量, 在不出现异常的情况下不会发生受热面管子之间膨胀不均造成的相互的摩擦, 而包 墙过热器与隔墙过热器之间为鳍片连接,二者存在当膨胀不一致损伤管子的可能。 2006 年 2 月#5 机组发生了一次甩负荷故障, 恢复运行后不久发现包覆墙过热器右侧 43 米, 末级过热器人孔门前上角部过热器管泄漏,现场检查发现包覆墙过热器前数第 25 根与隔墙 过热器连接鳍片末端由于膨胀应力, 致使两受热面管屏之间的连接撕开, 造成包覆墙过热器 前数第 25 根从鳍片焊口开始出现裂纹,裂纹贯穿到管子,造成受热面泄漏。由以上受热面 损坏情况和过热器温度的变化, 受热面损坏的部位是在包覆墙过热器的内部, 没有出现在包 墙与其他受热面之间的衔接处, 损坏的受热面是前后烟道中间的隔墙过热器与包覆墙的侧墙, 隔墙过热器是膜式受热面, 蒸汽流向与其连接的包墙左右墙受热面相反, 虽然在管屏底部两 侧有弯管消除相互之间的膨胀余量和交叉热应力, 但在隔墙过热器的上部膜式壁的末端两侧 的连接点,光管,烟气温度在 隔墙过热器同时又是饱和汽向干蒸汽过渡的受热点受热,在 出现甩负荷异常下炉内的受热面温度出现短时的温度交变, 温度的交变直接对过热器受热面 的特殊连接处出现短时的疲劳损坏, 而此处位置由于是鳍片末端焊接强度无法承受温度交变 损坏,造成温度交变疲劳损坏,损坏部位的长时间泄漏造成损坏的扩大形成泄漏。

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1.3 后烟井受热面与旋风分离器之间的膨胀分析: 后烟井受热面内部主要是过热器受热面, 整体的膨胀方向是向下侧, 而旋风分离器的两端连 接着水冷壁炉膛和后烟井受热面,向两端都有膨胀趋势,故其两端都设有非金属膨胀节,吸 收膨胀量。 2007 年 4 月, #5 机组在间隔较短的 2 次启动后发生包墙过热器前墙左右侧第一根管与后烟 井环形集箱根部焊口裂纹泄漏的故障。 分析为由于机组 2 次启动的间隔较短, 旋风分离器出 口底部斜烟道膨胀异常, 作用在后烟井环形集箱上的膨胀应力使得联箱上左右侧第一根管根 部焊口发生裂纹。 2 受热面在机组出现异常情况下预防和措施 2.1 运行人员的预防 运行人员在机组启动、滑停、出现异常时应加强对锅炉受热面膨胀的监督、巡查。有些运行 人员往往对锅炉膨胀指示器的作用重视不够, 启动过程中操作人员很少注意锅炉的膨胀情况, 也不做膨胀记录, 殊不知锅炉膨胀指示器不仅反映了锅炉受热面膨胀是否受阻, 而且还反映 了锅炉各受热面的水循环情况。 膨胀情况是指导锅炉安全运行的重要依据。 运行人员还应在 机组的启动前和冷炉后检查膨胀指示器是否归零位, 在检修后监督检修人员将膨胀指示器全 部校至零位以便于启动过程中的膨胀监督。 2.2 检修人员需要做的措施 2.2.1 检修人员应在机组检修前全面记录膨胀指示器的刻度, 受热面膨胀的方向, 根据膨胀 数据分析受热面的受热膨胀状况, 并将发现的问题结合实际待停炉后对内部进行细致的检查。 2.3 本次受热面受到膨胀损坏制定的措施 结合出现损坏的机理,防止受热面因膨胀而受到的损坏主要有以下三个方面: (A)只要将膨胀交变的应力消除即可达到受热面的膨胀有足够的适应正常及异常情况下 (B)消除受热面膨胀节点的焊接缺陷,防止由于膨胀热应力的变化,造成缺陷变为部件损坏 泄漏。 (C)无特别设置膨胀余量的特殊部位,根据实际情况可人为的设置膨胀余量。 参考文献 [1] 华中理工大学 刘德昌; 华北电力大学阎维平; 《流化床燃烧技术》 中国电力出版社 1995 年。 [2] 《华能济宁电厂 5、6 号机组检修规程》 2004 年

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0 前言 中国华电集团公司石家庄热电厂八期工程采用 DG410/9.81-9 型循环流化床锅炉。本锅炉系 高温高压、单汽包、自然循环锅炉,主要由一个膜式水冷壁炉膛、两台气冷式旋风分离器、 自平衡“J”阀回料器、风水联合冷渣器和尾部对流烟道组成。炉膛、旋风分离器和“J”阀回料 器构成了粒子热循环回路。其设计煤种为山西晋中贫煤,其中灰分占 23.6%。由于循环流化 床锅炉固有的一些特点, 结焦是锅炉运行中较为常见的故障, 它直接影响到锅炉的安全经济 运行。我厂的循环流化床锅炉试运投产已有两年了,通过这段时间的摸索和总结,本文就锅 炉结焦问题浅谈一下自己的看法。

1 结焦现象、原因分析、防止措施 结焦的直接原因是床料局部或整体温度超过灰熔点或烧结温度。 当床层整体温度低于灰渣变 形温度,由于局部超温而引起的结焦称为低温结焦,反之称为高温焦。

1.1 低温焦结焦现象、原因、防止措施 1.1.1 低温焦结焦现象 (1) 焦块较松软,且颗粒小; (2) 低温焦块具有渐进性; (3) 对床温分布的影响不明显; (4) 底渣排放存在一定的困难; (5) 炉膛的差压减小,且床温偏高。 1.2 原因分析 造成低温结焦的原因主要是:床压过高,流化风量偏小,而且局部流化不良,存在有流化死 区;床料成分中低熔点的碱性氧化物含量过大,床料的粒径分布不合理,有大量的过细床料 存在。低温结焦常在启动和压火时的床层中出现。在点火过程中,由于流化风用量较小,流
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化状态差,导致进入炉膛的煤粒不能均匀播撒分布,局部燃烧过多。在锅炉压火期间,床料 处于静止状态,如果漏入小风,热的床料中的可燃物获得氧气,便会产生燃烧。由于燃烧产 生的热量不能及时带走,使局部区域床料超温而结焦。

低温焦块质地较松软,且容易破碎。如果在低温焦块存在的情况下,加大流化风量,通过床 料颗粒之间的相互碰撞,有可能焦块破碎,但同时,流化风的增加也会加剧密相区耐磨材料 的磨损,如果把密相区拉伸超过耐磨材料区域,则会对水冷壁构成严重的威胁。

1.3 防止措施 (1) 在点火过程中保证床料良好的流化状态和正常移动状态,使温度均匀,防止局部超温。 (2)尽量缩短压火时间。 (2) 在运行中,要加强对各个床温测点的监视,密切注意床压、床层差压和密度的变化,提 供足够的流化风量,以保证床料在炉膛内能够得到均匀的流化。

(3) 根据床料的构成和其粒径的分布情况,在必要的时候可以考虑进行床料的置换,以尽量 避免低温焦块的形成。

高温焦结焦现象、原因、防止措施

2.1 高温焦结焦现象 高温结焦是指床层整体温度水平较高而流化正常时所形成的结焦现象。 高温结焦最显著的特 征就是局部床温明显偏高且床温下降缓慢,流化风量与布风板压力不存在正常的对应关系, 结焦部分已经基本不存在流化现象了。但是,从运行参数上看,除了床温,其他参数并无显 著变化。

2.2 原因分析 (1) 点火过程中,燃煤大量进入,锅炉发生,造成了高温焦块。 (2) 由于低温结焦的渐进性且流化风量过低,焦块逐渐熔合,形成了高温焦

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(3) 运行过程中,风煤配比严重不当。 2.3 防止措施 (1) 点火过程中,加强对给煤机的监视,防止大量给煤。 (2) 控制好流化风量,防止低温结焦。但是,流化风量的多少又取决于多种因素,例如:床 料量,床料成分,煤质,床料粒径分布及锅炉的负荷等等。

(3) 运行过程中,保持合理的风煤配比。 2.4 其他类型结焦 渐进性结焦是运行中较难察觉的一种结焦形式。 它是缓慢生长的, 此时床温和观察到的流化 质量都比较正常。 产生渐进性结焦的主要原因是布风系统设计和安装质量不好, 给煤颗粒度 超出设计值,运行参数控制不当,风帽错装或堵塞等等。

3 结束语 结焦不仅会影响到锅炉的安全稳定运行,甚至还会损坏设备,因此在锅炉点火、压火、正常 运行过程中,应加强对给煤机的监视、保证流化质量、认真调整风煤配比,同时运行中严格 控制床温及料层差压等参数,避免锅炉结焦,使锅炉的安全运行得到保证。

t 提高循环流化床床压测点可靠性的必要性 1 提高循环流化床床压测点可靠性的必要性 1.1 设备介绍:南定 4#机组锅炉主要由炉膛,高温绝热分离器,自平衡“U”型回料阀和尾 部对流烟道组成。采用床上、床下联合点火启动方式,冷渣器采用风水联合冷渣器,由锥形 阀控制排渣。

1.2 循环流化床特点: 当流化床中被流体带走的固体颗粒经过返料装置再返回到流化床中时,便形成循环流化床, 循环流化床具有以下特点:
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(1)循环流化床采用低温分段燃烧,固体颗粒充满整个空间; (2)有强烈的物料返混、扬析现象; (3)物料颗粒与流化风之间的相对速度较大; (4)床层空隙率和颗粒循环流量与流化风压力、流速有关; (5)床层压降随气流速度和固体颗粒的质量流量有关; (6)高流速、强烈颗粒返混、良好横向混合使得整个空间内温度分布趋于均匀; 1.3 煤种主要参数

由设计煤种可以看出,燃煤灰份含量大,而密项区压力测量的准确性是机组安全、经济运行 的正要条件,同时也可减轻机组运行、维护人员的工作量。

2 吹气式防堵装置的构成 吹气式防堵装置由压力取样头和恒气流控制箱组成。 适用于炉膛、 烟道中尘灰较浓处的压力 测量。

恒气流控制箱内装有过滤减压阀、压力表、转子流量计和流量调节阀。气源压力为 0.2~ 0.5MPa(干燥清洁的空气),调节阀输出压力为 0.1MPa,恒定流量为 60L/H。
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3 提高测量准确性的方法与重点预防措施 3.1 减小取样点安装高度误差 由于锅炉密相区浇铸厚度根据位置的不同而有所差异,前后墙斜面的厚度要大于侧墙厚度, 为避免在炉膛内部浇铸后测点高度误差过大, 因此在安装前应根据机务图纸确定同一层各部 位测点的浇铸层厚度。确保的测点的取样点高度误差<10mm,

3.2 合理优化变送器布置与管路敷设路径 传压管路敷设路径合理与否直接影响取样元件的防堵与测量的准确性, 因此就地变送器布置 位置应与充分考虑,在就地设备布置时着重考虑一下两方面:

1) 变送器布置充分考虑就近原则。 对于密相区四周的测点取样尽可能的引至炉膛前、 后、 左、右四面,管路敷设以垂直管路为主

2) 与取样点连接的管路垂直连接长度不小于 1 米。 为避免在运行过程中床料进入测量管路 造成粉尘淤积、 堵塞, 管路在敷设时应尽可能保证取样点向上应有不小于 1 米长的垂直管段。

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3.3 确保压力测点浇铸质量 当温度达到 800 度以上时, 插入炉膛内部的取样装置前端将变软, 因此取样装置安装时应避 免取样头插入炉膛内部, 这就为测点浇铸质量带来一系列问题。 怎样才能保证浇铸孔与取样 装置垂直是浇铸的关键。以南定 465T/t 循环流化床为例,取样装置为 Φ32*2.5 不锈钢管, 浇铸防堵短管示意如下

注意事项:

1)浇铸防堵短管表面应涂凡士林,并在表面均匀的缠上一层塑料膜,以防浇铸后短管无法 取出。

2)浇铸模板拆除时应将短管及时取出,取出时避免损坏浇铸面。 3.4 烘炉结束及时对仪表管路进行吹扫

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烘炉阶段大量水汽进入仪表管路内部, 因此在烘炉后应将仪表管路内积水及时吹扫出去, 防 止仪表管内部锈蚀。

3.5 检查管路严密型,确保为渗漏 管路及接头连接处渗漏造成管路堵塞的重要因素。 由于密相区为正压燃烧, 管路渗漏将造成 灰份在管路沉积,进而使管路堵塞,所以在机组启动前应全面检查取样装置“O”密封胶圈和 仪表管焊口,防止渗漏。

4 结 论 循环流化床机组密相区正压燃烧的特殊性决定了很多机组在运行中压力测点难以投入, 或投 入后测量不准确、频繁堵塞。在南定电厂 4#锅炉热控安装过程中我们广泛吸取以往机组安 装过程中的成功经验,仔细分析原因、提前着手,采取了积极有效的措施,使南定 4#机组 在试运过程中压力测点无一堵塞,确保了机组仪表、自动和保护投入率的 100%,为公司争 得了荣誉。同时也为今后同类机组的安装提供了借鉴。

摘要】 CFB 锅炉(循环流化床锅炉)灰渣含碳量直接反映锅炉燃烧的好坏 ,灰渣含碳量 对锅炉热效率有很大影响,也直接影响到灰渣的综合开发和利用。通过多年的运行实践,从 运行调整方面得出 CFB 锅炉的燃煤粒径、床温、床压、一次风和二次风的配比等因素对灰 渣含碳量的影响。

关键词:CFB 锅炉、灰渣含碳量、锅炉热效率、 近年来,随着环保压力的增大,CFB 锅炉因其燃料适应广、燃烧效率高、清洁燃烧,适合 环保要求,在国内得到广泛的推广;但是,CFB 锅炉在国内的研究起步比较晚 ,设计、运 行等方面的技术还是不太成熟 ,如磨损、达不到额定出力、灰渣含碳量高、厂用电率高等 问题。燃煤的成本超过电厂总成本的 75%,灰渣含碳量的高低,直接关系到锅炉热效率和 发电成本,进而影响企业的经济效益 ;并且灰渣含碳量高,还严重影响锅炉灰渣的综合利 用和开发。

根据多年的运行经验,并查阅了一些资料,对降低 CFB 锅炉灰渣含碳量从运行工况的调整 分析,总结为以下几点,供同仁们参考。
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1、燃煤的粒径 CFB 锅炉对燃煤粒径的大小要求范围比较大,但燃煤粗细份额大小影响到灰渣的含碳量, 燃煤粒径太大,受热面的磨损加快,缩短运行周期,增加检修次数。

(1 细煤粒份额比较大 根据 CFB 锅炉的燃烧动力场特点,在密相区属欠氧燃烧,形成了大量一氧化碳,大量的一 氧化碳和未来得及燃烧的煤粉随烟气进入稀相区, 增加了稀相区的燃烧份额, 使稀相区的燃 烧份额超过设计值,导致一部分一氧化碳和煤粉随烟气排出,造成了不完全燃烧,并且有可 能造成旋风分离器和尾部烟道非常剧烈的二次燃烧。

(2)粗煤粒份额比较大 粗煤粒份额比较大,使得许多大煤粒沉于密相区底部,燃烧不充分,随渣排出炉外;防止结 焦,可能会加大一次风量,使大量细煤粒随烟气排出,还会加大对受热面的磨损。

国内目前 CFB 锅炉采用的燃煤径粒一般为 0--10mm 或 0--8mm,通过多次实验,燃煤粒径 在 5--10mm 的占 80%且最大的不要超过 13mm, 灰渣的含碳量最理想, 下面是以 5 mm 以下、 5--10mm、10 mm 以上的燃煤粒径占燃煤份额的 80%以上所做的一组实验,通过调整其它参 数得到灰渣的最佳含碳量:

煤的粒径(mm) 5 以下 5—10 10 以上
2、床温

飞灰含碳量(%) 15 5 7

渣的含碳量(%) 4 1.5 以下 8

CFB 锅炉床温的选定,应根据燃烧的稳定性、运行的经济性及环保等要求综合确定。 (1 环保方面

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环保要求对电厂控制的排放物主要是粉尘、硫的氧化物和氮的氧化物。CFB 锅炉的旋风 分离器具有一级除尘作用,加上高效的电除尘,粉尘对环境的污染已得到有效的扼制。

煤燃烧生成氮的氧化物有两种形式 ,一种是空气中的氮和氧化合生成氮的氧化物,这种氮 的氧化物生成的可能性很小, 因为它的生成温度要大于 1300℃, 而 CFB 锅炉床温控制在 1000℃ 以内。另一种氮的氧化物生成是由煤中本身所含的氮(C-N)在燃烧中 C-N 键容易被破坏, 生成氮的氧化物。通过查阅资料,温度在 900℃左右氮的氧化物生成量最小,温度在 900℃ --950℃之间,氮的氧化物的生成量和温度在 900℃左右相比相差不大。 温度会改变脱硫反应速度、 脱硫剂性能等, 从而影响脱硫效率和脱硫剂利用率, 温度在 830℃ --930℃之间是常用脱硫剂高效脱硫的最佳脱硫温度区,床温控制在 930℃--950℃对脱硫的 效果基本没有影响。

(2)

经济性和安全性

根据 CFB 锅炉燃烧的特点, 从旋风分离器出来的可燃物基本是焦炭, 焦炭的燃烧温度在 800℃ 以上,这些焦炭颗粒的燃烧大部分在稀相区完成,CFB 锅炉二次风口一般布置在稀相区和 密相区交界处,床温过低,稀相区温度达不到焦炭燃烧温度,使燃烧不完全,灰渣含碳量升 高。 控制床温在 930℃--950℃之间, 物料经过稀相区二次风口后, 使稀相区温度高于 800℃, 基本可以解决这一问题;在这一温度区间,由于灰的变形温度一般高于 1100℃,也不会产 生结焦现象,保证锅炉稳定运行。

下面是某电厂#2CFB 锅炉调整床温时所跟踪的一组数据:

床温(℃) 870 900 924 930 946

炉膛出口温度(℃) 820 850 868 872 878

飞灰含碳量(%) 13 12.34 9.93 9.46 8.8

炉渣含碳量(%) 3.5 2.95 2.64 2.55 2.3

3、一次风和二次风的配比
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一次风从布风板下鼓入, 主要是满足物料流化和密相区欠氧燃烧的需要, 一次风量的大小, 应依据床温、稀密相区燃烧份额、受热面磨损情况、经济性综合确定;二次风主要满足炉内 扰动和助燃作用, 从而决定了煤粒在炉内分布的均匀性和燃烧情况, 二次风的大小应依据床 温、过量空气系数、经济性综合确定。一次风和二次风合理配比,不但保证 CFB 锅炉高效 低污染燃烧,还保证了 CFB 锅炉安全运行,防止受热面磨损。 对于不同型式的 CFB 锅炉,由于设计工况的不同,一次风和二次风配比与其燃烧份额也 不相同。目前,国产 CFB 锅炉的一次风和二次风配比值大致为 6:4、4:6、5:5,这些值 是设计值,锅炉设计者很难设计出一个固定的适合不同 CFB 锅炉运行的配比值。这就要求 运行人员在实际操作中,根据 CFB 锅炉本身特点,保证燃烧充分、风机电耗率低、减少受 热面磨损的情况下,通过精心调整,摸索出适合某台 CFB 锅炉的一次风和二次风合理配比 值。

4.床压

床压对 CFB 锅炉灰渣(特别是渣)的含碳量的高低有很大影响,随着一次风量的

变化,床压也发生变化。在做燃烧调整时,保证安全、经济的情况下,尽量提高床压,使炉 渣在炉内停留的时间长,燃烧充分,对降低渣的含碳量很明显。在调整燃烧时,必须保证在 同负荷下一次风量确定的情况下,尽量保持高床压(约 7—10Kpa),否则提高床压对降低 灰渣含碳量意义不大。

结论

综上所述,降低 CFB 锅炉灰渣含碳量,从运行调整方面归纳为: (1) 对燃煤选择合适的粒径

根据经验提供一个参考值:燃煤粒径在 5--10mm 的占 80%且最大的不要超过 13mm。 (2) (3) (4) 床温床温控制在 930℃--950℃,使稀相区的温度高于 800℃。 选择合理的一、二次风配比。

在保证安全、风机电耗率小的情况下,尽量提高床压(约 7—10Kpa)。

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CFB 锅炉料层差压和炉膛差压的控制技术
简介: 随着循环流化床锅炉在国内的推广,锅炉操作人员的操作水平有了很大提高,对正常运 行中的一些参数(如:汽温、汽压、床温)的控制基本都能掌握,但对复杂的物料循环系统 的控制,一些新投产锅炉操作人员,还不能完全掌握。料层差压和炉膛差压是物料循环系统 中两个主要控制参数, 是反映炉内物料及循环灰量多少的两个主要主参数, 反映了锅炉物料 循环系统的运行情况,对锅炉的稳定运行有很大影响,正常运行中床温、负荷等参数与其有 极大关系,运行过程中,根据工况将料层差压、炉膛差压调整到最佳数值,可以使锅炉的灰 渣可燃物及飞灰可燃物损失大大降低,从而提高锅炉效率及经济效益,节约能源。 1 前言 随着循环流化床锅炉在国内的推广, 锅炉操作人员的操作水平有了很大提高, 对正常运 行中的一些参数(如:汽温、汽压、床温)的控制基本都能掌握,但对复杂的物料循环系统 的控制,一些新投产锅炉操作人员,还不能完全掌握。料层差压和炉膛差压是物料循环系统 中两个主要控制参数, 是反映炉内物料及循环灰量多少的两个主要主参数, 反映了锅炉物料 循环系统的运行情况,对锅炉的稳定运行有很大影响,正常运行中床温、负荷等参数与其有 极大关系,运行过程中,根据工况将料层差压、炉膛差压调整到最佳数值,可以使锅炉的灰 渣可燃物及飞灰可燃物损失大大降低,从而提高锅炉效率及经济效益,节约能源。 1.1 料层差压的概念 料层差压是表征流化床料层高度的物理量, 一定的料层高度对应一定的料层差压。 因为 在流化状态下, 流化床的料层差压, 同单位面积上布风板上流化物料的重力与流化床浮力之 差大约相等, 对于正在运行的流化床锅炉, 根据燃用煤种和料层差压来估算料层厚度是十分 有用的。

1.2 料层差压的高、低对燃烧的影响 料层差压对流化床锅炉的稳定运行有很大影响,料层过薄,料层容易吹穿而产生沟流, 流化不均而引起局部结渣,难以形成稳定的密相区,同时还会造成放渣含碳量高,燃烧不完 全,增加了灰渣热损失。 料层过厚会增加风机压头,气泡增大,扬析夹带量增大,流化质量下降,底部大颗粒物料沉 积,危及安全运行,风机电耗增加,锅炉效率下降。因此,料层厚度应维持在适当的范围, 一般认为 500mm 左右为好。
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1.3 如何控制料层差压 正常运行中,风门开度是不变的,如料层差压增加,说明料层增厚,可以采取排放冷渣 来减薄料层,注意一次排放量不要太大,以免影响流化,排放后应将冷渣门关严以免漏入冷 风引起冷渣管结渣,如有条件最好采取连续排渣。不同厂家料层差压的测量方式不同,一般 采用风室静压,作为参照,风室静压等于布风机阻力加料层阻力。在冷态试验中测定不同风 量下的布风板阻力,运行中可以通过风室静压,估算料层差压和料层厚度。 对于 0≤13mm 的物料,为保证最低流化风量,风室静压要控制在 8KPa 以上,这时对应 的料层差压为正常运行料层控制的最小值。 循环流化床锅炉用一次风机、风压相对煤粉炉风机风压较高,运行中有风道撕裂现象,风机 压头和风道的强度、 风室的设计静压值也就决定了风室静压控制的最大值, 正常运行中一般 都要留有余量。 以上最谈到的是料层差压控制的最小值和最大值, 提供了控制的最大上下限, 运行稳定 后,应寻找控制的最佳值。 料层差压随时间的变化曲线,斜率最小时对应的料层差压数值为最佳值。 现在一般采用 DCS 控制,微机可以做出料层差压曲线,曲线斜率最小时,对应料层差 压为最小。 如果没有 DCS 微机控制,也可凭经验。放渣后,床温升高,说明料层控制过厚 放渣后,床温下降,说明料层控制过薄。

2 炉膛差压的概念 炉膛差压是表征流化床上部悬浮物料浓度的量, 炉膛上部空间一定的物料浓度, 对应一 定的炉膛差压,对于同一煤种炉膛上部物料浓度增加,炉膛差压值越大,炉膛差压与锅炉循 环灰量成正比。

2.1 控制炉膛差压的意义 流化床内物料粒子浓度是决定炉膛上部蒸发受热面传热强度的主要因素之一, 试验表明, 床、管之间放热系数随粒子浓度成直线关变化。因此,锅炉炉膛差压越高,锅炉循环灰量越 大,将有更多的循环灰被带到炉膛上部悬浮段参加二次燃烧,锅炉出力也就越大。对于同一 煤种, 物料浓度增加, 炉膛差压值增大, 对炉膛上部蒸发受热传热强度越大, 锅炉出力越强, 反之锅炉出力越弱。
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循环流化床锅炉密相区中, 燃料燃烧在密相区的燃烧热, 有一部分由循环系统的返回料来吸 收, 带到炉膛上部放热, 才能保持床温的稳定, 如果循环量偏小, 就会导致密相区放热过大, 流化床温度过高,无法增加给煤量,带不上负荷,因此,足够的循环灰量是控制床温的有效 手段。

2.2 如何控制炉膛差压 控制炉膛差压主要靠调整循环灰量来实现,当循环灰量少,炉膛差压小,床温偏高,不 能满足负荷的需要时应适当增加二次风量及给煤量, 这样炉膛上部颗粒浓度增加, 燃烧份额 也得到增加,水冷壁的吸热量增加,旋风分离器入口物料浓度增加,物料循环量增加,负荷 增加。有时因燃料含灰量高,循环量逐渐增大,床温过低燃烧无法维持,这时应放掉一部分 循环灰,来降低炉膛差压。

3 总结 以上料层差压和炉膛差压控制方法在我厂被广泛应用。 流化床密相区水冷壁的磨损和旋 风分离器的磨损都有所减轻,两台新投产 240t/h 锅炉连续运行周期均超过半年 摘要:循环流化床锅炉对煤种的适应范围广,可以燃用各种烟煤、无烟煤及低热值燃料。当 用高硫燃料时,通过向炉内填加石灰石,能显著降低 SO2 和 NOx 排放量,添加石灰石脱硫剂对 锅炉的效率有影响,本文指出了影响因素,并根据实际分析了各种影响因素的影响程度。 关键词:循环流化床锅炉;石灰石脱硫;锅炉效率;影响因素 1、前言 华聚能源济东新村电厂使用的 35t/h 循环流化床锅炉,是济南锅炉厂和中国科学院工程 热物理所,联合开发的一种高效,低污染的新型锅炉。 当燃用高硫燃料时,通过向炉内填加石灰 石,能显著降低 SO2 和 NOx 排放量。 目前,对循环流化床锅炉环保问题的研究已进行得非常深入,不仅对低 NOX 排放、炉内 石灰石脱硫等重大问题有了深入的了解,而且对 N2O、CO、CXHY 等原来不太被人们重视的 问题也给予了充分关注,但是,添加石灰石脱硫对循环流化床锅炉效率的影响目前仅有一些定 性的认识,尚未进行过定量分析。本文着重通过实例分析向炉内加石灰石脱硫剂对锅炉效率 的影响。 2、添加石灰石脱硫的石灰石投入量计算 石灰石脱硫的化学反应方程式为:
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S+O2——→SO2 CaCO3——→CaO+CO2 CaO+SO2——→CaSO3 CaSO3+1/2O2——→CaSO4 CaSO4+CO——→CaO+O2+CO2 由上述反应式中可以看出,一摩尔的硫(32kg)需要一摩尔的碳酸钙(100kg)进行反应,燃烧 时,煤中的硫大约有 28.5%的硫分残留于灰渣中,71.5%则以气体形势排放出来。 根据工业循环 流化床锅炉的运行数据表明,随着 Ca/S 比的增加,脱硫效率在 Ca/S 比低于 2.5 时,增加很快,而 当继续增加 Ca/S 比时,脱硫效率增加的很少,正常设计的 Ca/S 比为 2~2.5。脱硫反应在不同 的气氛中反应方向不同。在氧化性气氛中,CaO 和 SO2 结合占主导地位,而在还原性气氛中 CaSO4 的分解占主导地位。济东新村电厂锅炉设计耗煤量为 8726.4kg/h,燃煤含硫量平均为 0.5%,取 Ca/S 比为 2.5,计算得出每小时需要加入的石灰石量为 366.5kg。 3、添加石灰石脱硫对入炉热量的影响 添加石灰石脱硫的热化学反应包括 CaCO3 煅烧的吸热反应和硫酸盐化反应的放热反应 两部分,其热化学反应方程式如下: CaCO3——→CaO+CO2-1830KJ/kgCaCO3 CaO+SO2+1/2O2——→CaSO4+15141 KJ/kgS 一开始石灰石从给煤机绞龙添加进入炉膛后,床温均明显降低,这是因为石灰石进入炉膛 后在高温下首先发生煅烧分解反应,这个反应是吸热过程,同时由于石灰石与燃煤混合后进入 炉膛,在螺旋给煤机转速不变时,加石灰石后入炉煤量肯定减少了,放热量也减少,这两方面因 素必然导致床温降低,而且加入的石灰石越多,即 Ca/S 越高,床温下降越大也越快,当 Ca/S:2.5 时,10 分钟内床温由 1000℃下降到 980℃,降幅达 20℃。 然后温度回升至 990℃,由于石灰石分 解成氧化钙后与二氧化硫进行的硫酸盐化反应是放热过程,加上一部分氧化钙粒子经旋风分 离器分离下来重新回到炉床上继续硫酸盐化的放热反应,使床温升高。每小时加入的石灰石 量变成 CaO 需要吸收的热量为 670695kj,按照脱硫效率为 80%进行计算硫酸盐化反应的放热 量为 528505kj,损失热量为

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