大型循环流化床

大型循环流化床（共12篇）

大型循环流化床 篇1

循环流化床锅炉的施工具有其本身的规律, 尤其是大量耐磨耐火材料、保温浇注料的施工, 与普通煤粉炉相比, 具有施工工期长、工艺复杂、难度大等特点。因此, 合理选择施工方案和技术措施是保证施工安全、质量, 较大辐度地缩短工期, 从而取得良好经济效益的关键。现以准能矸电二期工程为例, 探索此类锅炉的典型施工方法。

1 锅炉简介

准能矸电二期工程2x300MW (CFB) 机组扩建工程配置2台东方锅炉集团股份有限公司设计制造的1177t/h CFB锅炉。该锅炉的整体设计为循环流化床、亚临界、一次中间再热自然循环汽包炉、锅炉紧身封闭布置。

锅炉钢架共分5段。采用高强螺栓连接。锅炉受热面由1个膜式水冷壁炉膛, 3台冷却式旋风分离器和1个汽冷包墙包覆的尾部竖井 (HRA) 三部分组成, 炉膛内前墙布置12片屏式过热器管屏、6片屏式再热器管屏、后墙布置2片水冷蒸发屏, 炉膛底部由水冷壁管弯制围成水冷风室, 风室左右两侧布置一次热风道, 在一次热风道内各布置一个燃烧器, 六个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部, 对应安装6台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间布置3台冷却式旋风分离器, 尾部烟道采用双烟道结构, 前烟道布置三组低温再热器后烟道从上到下依次布置有两组高温过热器、两组低温过热器, 向下前后烟道合成一个, 在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式空预器, 卧式空气预热器沿炉宽方向双进双出布置, 汽包为悬吊式结构, 布置在炉前B4与B6排柱大板梁上。受热面管屏整体支吊在钢架上。

2 施工机械的配置

该锅炉结构特点和现场条件为:空气预热器在锅炉钢架卧式空气预热器单独布置在炉后钢架 (KD~KF) 与 (B3~B4) 之间标高为12.8m的4根钢架上。钢架顶部标高68.3m, 钢架上有12根大板梁, 其中最重一根为107T布置在KD列上, 汽包悬挂在施工现场狭小, 组合场比较远, 只能采用大面积组合吊装, 宜选用中等吊机。关键是要解决吊机覆盖范围和吊装速度问题。综合各方面的因素。锅炉主力吊选用DBQ4000/125型轨道吊 (塔式工况) 和LT40/7027塔吊, 同时配备50t履带吊和汽车吊作为辅助吊机。DBQ4000/125吊机布置在炉右侧, DBQ4000/125吊机可以吊装钢结构、大板梁、旋风分离器、尾部竖井及水冷壁和配合卷扬机吊装汽包。DBQ4000/125吊机布置与炉右KCKE之间, KD~B9柱缓装。LT40/7027吊机具有回转半径大、吊装速度快的特点, 65m回转半径时, 可吊装3.4t, 最大起重量为16t, 布置在钢架KF-B8B9之间, 主要用于吊装钢架次梁、平台、扶梯和尾部烟道竖井内受热面等吊装。在吊装钢架期间, 以DBQ4000/125吊机为主, 需要变换2次工况。DBQ4000/125吊机主臂69.2m副臂51m工况先吊装钢架柱和梁, 待吊107T大板梁吊装时改为主臂69.2m副臂30m工况, 等大板梁吊装完毕后, 把缓装部分在进行吊装;钢架全部安装完毕后, 再把DBQ4000/125吊机改为主臂69.2m副臂51m工况, 用于吊装炉膛水冷壁、旋风分离器、尾部包墙、吊挂装置、连通管、支吊架、吹灰器、大层顶、消音器排汽管等。DBQ4000/125吊机在炉右侧移动。

3 施工方案

施工的总思路是多点平行施工, 其关键是尽量错开上下工序的交叉。炉膛水冷壁区域, 尾部竖井区域, 外围烟风管道同步施工。

3.1 钢结构钢结构分段吊装, 其中最重的立柱为29.

5t, DBQ4000吊机布置在炉右侧, 可全回转, 满足吊装需要。炉后开口位置采用临时加固措施, 保证左右侧钢架的稳定性。吊装验收完1层后再继续上1层的吊装, 穿插安装预热器, 除缓装件之外, 梯子平台同步安装, 确保有安全的施工通道。

3.2 大板梁大板梁共12根, 最重件为107.

6t。钢架吊装结束后, DBQ4000吊机改为主臂69.2m副臂30m塔式工况, 先从炉前大板梁开始吊装, 直到完成整个大板梁的吊装工作。

3.3 汽包汽包是锅炉最重的特殊大件, 悬挂在两大板梁之间上, 汽包中心标高为56.

7m, 距KA柱4594.5mm, 在KA′柱上方, 因此是施工的难点。通过方案比较, 决定采用传统的卷扬机滑车组方案。在大板梁上做2个8m高的门型支架, 其前后位置安装临时承重梁.用于悬挂定滑车组。2台15t卷扬机布置在炉顶后部大板梁之间的次梁上。汽包拖运到炉内, 用2套200t滑车组和卷扬机水平起吊, 再往炉前移动一定距离后下就位。

3.4 旋风分离器钢架吊装的同时, 把旋风分离器的回料阀、回

料管进行预存, 旋风分离器分段组合成圆形, 采用DBQ4000/125T塔吊从下组件至上组件的吊装顺序依次从事先预留的K-C—K-D的空挡吊入, 从钢架上横担两根假梁临时支撑固定或采用钢丝绳临时吊挂, 存放与每件的相应标高位置, 待最上件吊挂与吊挂梁上找正后, 利用倒链提起下部组件依次安装就位。

3.5 受热面受热面施工期间, 机具分配是保证工期的关键, 必

须既能满足水冷区域、外置床内和尾部竖井内的受热面施工, 又能满足外围系统同步施工。由于水冷壁下部和延伸水冷壁以及布风板等需要浇注耐磨耐火材料, 造成施工周期长。首先, 水冷壁采用局部组合、分段吊装的方式, 联箱单独穿装。采用炉顶开口吊装和炉内起吊相结合的吊装方式。水冷壁总体从上至下分4段吊装, 每段又分别组合成3件进行吊装, 上段最大尺寸为30189mm~9831mm, 重量大约25t。中段水冷壁相对长一些, 可考虑在龙门内组合, 部分水冷壁也可在炉膛内用汽车吊组合。水冷壁组合时, 先要将固定刚性梁的挂钩焊好, 以减少高空安装的工作量, 刚性梁提前存放在相应标高点。水冷壁主要采用DBQ4000吊机吊装, 用50t汽车吊配合吊装。在地面应预先将高空对口的安全设施做完, 一起吊装。吊装主通道在炉顶开口处, 上段全部用DBQ4000吊机吊装就位。当吊装中段或下段时, 在炉顶还应布置2台5t卷扬机配2套16t滑车组, 作为备用。水冷壁组合时应当把对应段的延伸水冷壁临时加固在上面, 减少吊装次数。前、后水冷壁的上联箱要事先找正、加固。延伸水冷壁的进出口集箱先临时存放在安装位置, 水冷壁对口完成后立即安装临时存放的刚性梁, 将集箱固定在刚性梁上。

尾部受热面, 在KD和KF 2根大板梁之间的吊挂梁缓装, 并将KF~B3B5标高在51.23m~64.33m次梁缓装作为吊装开口, 在KF~B3B5标高64.33m梁下的安装一台10t电动葫芦, 用作吊装省煤器、低温过热器、低温再热器、高温过热器。再把省煤器进口集箱、出口集箱和临时吊装用的2个5T电动葫芦轨道、省煤器护板风门等预存, 包墙过热器分段组合吊装, 前后包墙分上、下2段组合, 联箱和刚性梁一起组合, 高空只需完成1道焊口。用DBQ4000吊先将前包墙下段存放于大板梁下面, 再将上段存放于上部。待吊挂装置安装之后, 先就位上段, 接着提升下段对VI焊接。左包墙同样分上下2段组合 (含刚性梁、下联箱) , 中隔墙、顶棚集箱和中隔墙下集箱组成1件吊装, 也先存放在大板梁下面, 右侧包墙为吊装口, 等省煤器、低温过热器、低温再热器、高温过热器安装完毕后也分2段进行吊装就位。后顶棚组分单件吊装。吊挂装置安装后, 用DBQ4000吊先把中隔墙从纵向的大板梁下面换1次钩就位;前包墙、后包墙、左包墙上段用10T手拉葫芦从纵向的大板梁下面换1次钩就位, 下段换钩之后直接悬挂在上段下面。然后。将前后顶棚过热器分散件用LT40/7027塔吊逐片依次从左向右安装, 待前后顶棚过热器的就位后, 将两台5t电动葫芦安装分别安装在前后顶棚过热器下面就位。此时可把炉顶全部封口, 等末级过热器、低温再热器、高温省煤器吊装之后, 把右包墙过热器分片从KF~B3B5标高在51.23m~64.33m预留口吊人, 完成整个包墙过热器的安装。只是在预存时使用DBQ4000/125塔吊因此不会影响对水冷壁的吊装。在水冷壁吊装的同时, 进行竖井烟道内的省煤器、低温过热器、低温再热器、高温过热器采用安装在在KF~B3B5标高64.33m梁下10t电动葫芦和尾部竖井内的2台电动葫芦配合吊装。可将管排用拖车从除尘器前面的通道送到锅炉后, 用LT40/7027塔吊从炉后标高64330mm和51230m m之间吊入。用10T电动葫芦接钩送入包墙右侧, 然后再用2台5T电动葫芦接钩送入包墙竖井内就位。

摘要：根据大型循环流化床锅炉的设计、结构特点, 以准能矸电厂为背景, 从机械布置、施工方案、吊装、顺序、衔接工序等方面阐述了此类锅炉的施工, 力图确保安装质量, 节约施工场地, 缩短施工周期。

关键词：锅炉,循环流化床,施工

大型循环流化床 篇2

摘要：本文主要对国内外循环流化床发展现状进行了简略的总结、归纳，并通过与国外循环流化床技术大型化、高参数的发展趋势对比，对我国循环流化床锅炉技术发展前景进行展望同时，阐述了主要研究方法，技术路线和关键科学技术问题。关键词：循环流化床；国内外现状；研究方法；技术路线；科学技术问题；前景 Abstract: This paper briefly summarized the current situation about the development of circulating fluidized bed at home and abroad，compared with the foreign circulating fluidized bed technology which has a large development trend，and investigated the prospects of circulating fluidized bed boiler technology in China．At the same time, this paper expounds the main research method, the technical route and to solve the key technological problems.Key words: CFB；development at home and abroad；research method；technical route ；key technological problems ；prospect前言

循环流化床锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉技术，它的工作原理是将煤破碎成0～10mm 的颗粒后送后炉膛，同时炉膛内存有大量床料（炉渣或石英砂），由炉膛下部配风，使燃料在床料中呈“流态化”燃烧，并在炉膛出口或过热器后部安装气固分离器，将分离下来的固体颗粒通过回送装置再次送入炉膛燃烧[1]。

循环流化床锅炉的运行特点是燃料随床料在炉内多次循环，这为燃烧提供了足够的燃尽时间，使飞灰含碳量下降。对于燃用高热值燃料，运行良好的循环流化床锅炉来说，燃烧效率可达98%～99%相当于煤粉燃烧锅炉的燃烧效率。

循环流化床锅炉具有良好的燃烧适应性，用一般燃烧方式难以正常燃烧的石煤、煤矸石、泥煤、油页岩、低热值无烟煤以及各种工农业垃圾等劣质燃料，都可在循环流化床锅炉中有效燃烧。

由于其物料量是可调节的，所以循环流化床锅炉具有良好的负荷调节性能和低负荷运行性能，以能适应调峰机组的要求与环境污染小的优点[2]，因此在电力、供热、化工生产等行业中得到越来越广泛的应用。循环流化床锅炉国内外研究现状

2.1 国外研究现状及分析

国际上，循环流化床锅炉的主要炉型有以下流派：德国Lurgi公司的Lurgi型；原芬兰Ahlstrom公司(现为美国Foster Wheeler公司)的Pyroflow型；德国Babcock公司和VKW公司开发的Circofluid型；美国F.W.公司的FW型；美国巴威(Babcock＆Wilcox)公司开发的内循环型；英国Kaverner公司的MYMIC型。

大型化、高参数是目前各种循环流化床锅炉的发展趋势，国际上大型CFB 锅炉技术正在向超临界参数发展。国际上在20世纪末开展了超临界循环流化床的研究。世界上容量为100～300MW的CFB电站锅炉已有百余台投入运行。Alhstrom和FW公司均投入大量人力物力开发大容量超临界参数循环流化床锅炉。由F.W.公司生产出了260MW循环流化床锅炉，并安装在波兰[3]。特别是2003年3月F.W.公司签订了世界上第一台也是最大容量的460MW超临界循环流化床锅炉合同，将安装在波兰南部Lagisza电厂[4]。由西班牙的Endesa

Generacion电力公司、FW芬兰公司及芬兰、德国、希腊和西班牙共六家公司合作的一项为期三年的CFB800的研究项目也正在进行中，并已提出了800MW超临界CFB锅炉的概念设计。

另外一个趋势就是加强研究增压循环流化床锅炉，发展增压循环流化床锅炉型蒸汽－ 燃气联合循环与常压循环流化床锅炉和增压鼓泡流化床锅炉比较，其具有以下优点[5]：(1)炉膛截面热强度高；(2)环保性能更好。

2.2国内循环流化床锅炉发展现状

中国与世界几乎同步于20世纪80年代初期开始研究和开发循环流化床锅炉技术。大体上我国的循环流化床燃烧技术发展可以分为4个阶段：

1980—1990年为第一阶段，其间我国借用发展鼓泡床的经验开发了带有飞灰循环、取消了密相区埋管的改进型鼓泡床锅炉，容量在35—75t/h。由于没有认识到循环流化床锅炉与鼓泡床锅炉在流态上的差别，这批锅炉存在严重的负荷不足和磨损问题。

1990—2000年为第二阶段，我国科技工作者开展了全面的循环流化床燃烧技术基础研究，基本上掌握了循环流化床流动、燃烧、传热的基本规律。应用到产品设计上，成功开发了75—220t/h蒸发量的国产循环流化床锅炉，占据了我国热电市场。

2000—2005年为第三阶段，其间为进入电力市场，通过四川高坝100MW等技术的引进和自主开发，一大批135—150MWe超高压再热循环流化床锅炉投运。

2005年之后为第四阶段，期间发改委组织引进了法国阿尔斯通全套300MWe亚临界循环流化床锅炉技术，第一个示范在四川白马（燃用无烟煤）取得了成功，随即，采用同样技术的云南红河电厂、国电开原电厂和巡检司电厂（燃用褐煤）以及秦皇岛电厂（燃用烟煤）均成功运行。由于我国已经形成了坚实的循环流化床锅炉设计理论基础，对引进技术的消化和再创新速度很快，引进技术投运不久，就针对其缺点，开发出性能先进、适合中国煤种特点的国产化300MWe亚临界循环流化床锅炉，而且由于国产技术的价格与性能优势，2008年后新订货的300MWe循环流化床锅炉几乎均为国产技术。所采用的主要研究方法和技术路线

国内发展大型化循环流化床锅炉的主要研究方法和路线主要为应用相似原理。

2008年1月9号，中国研制的330MW的循环流化床锅炉在江西分宜电厂投产发电。此前西安火电研究所（IPRI）与哈尔滨锅炉厂有限责任公司（HBC）合作开发了具有自主知识产权的循环流化床锅炉，包括：100MW、210MW循环流化床锅炉，这些锅炉分别于2003年6月19日和2006年7月7日投产运行，并且各项性能指标满足设计要求。这两种锅炉的运行在中国循环流化床锅炉发展史上具有里程碑的意义，它们为发展大容量循环流化床锅炉做了铺垫。通过相似原理中国设计了具有自主知识产权的最大容量循环流化床锅炉，锅炉容量为330MW[6]。这是迄今为止在中国运行的最大容量的循环流化床锅炉。相关科学技术问题

我们可以从循环流化床锅炉技术特点来阐述科学技术问题。

4.1化床锅炉和其他型式锅炉比较有如下特点。

1)燃料适应性广。循环流化床锅炉既可燃用优质煤，也可燃用各种劣质煤。不同设计的循环流化床锅炉，可以燃烧高灰煤、高硫煤、高水分煤、低挥发分煤、煤矸石、煤泥、石油焦、油页岩甚至炉渣、树皮和垃圾等。

2)燃烧效率高。循环流化床锅炉的燃烧效率通常为95%—99%[7]。燃烧效率高的主要原

因是气固混合好、燃烧速率高、大量的燃料进行内循环和外循环重复燃烧，从而使煤粒燃尽率高。

3)高效脱硫。循环流化床锅炉的低温燃烧特点与石灰石最佳脱硫温度一致, 添加合适品种和粒度的石灰石，Ca/S摩尔比在1.5—2.5时，可以达到90%的脱硫效率[8]。

4)氮氧化物(NOx)排放低。循环流化床锅炉氮氧化物排放低的原因主要有两个，一是低温燃烧抑制空气中的氮转化为氮氧化物；二是分段燃烧抑制燃料中的氮转化为氮氧化物。

5)燃烧强度高，炉膛截面积小，炉膛截面积热负荷为3—5MW/m2，接近或高于煤粉炉。

6)负荷调节范围大，负荷调节快。循环流化床锅炉的负荷调节比可达(3—4):1，由于截面风速高和吸热控制容易，循环流化床锅炉的负荷调节速率快，每分钟可达4%BMCR（锅炉最大连续出力）。

7)燃料预处理和给煤系统简单。给煤粒度一般小于12mm，燃料的制备破碎系统大为简单。炉膛的截面积较小，良好的混合使所需的给煤点数量大大减少。

8)易于实现灰渣的综合利用。炉内优良的燃尽条件使得锅炉的含碳量低，灰渣量较煤粉炉要多，灰渣作为水泥掺和料或建筑材料，容易实现灰渣的综合利用。从上特点可以看出循环流化床锅炉是优于链条炉，抛煤机炉，煤粉炉和鼓泡床锅炉的炉型。

4.2循环流化床锅炉存在的主要问题

循环流化床锅炉具有较强生命力，但其发展历史不过三十余年，正处在发展时期，还存在许多缺点，热爱它的研究者，使用者齐心协力，使之茁壮成长，臻于完善。

根据目前状况，循环床锅炉存在下述缺点[9]。

1)由于设计和施工工艺不良，导致炉内受热面磨损严重仍是当前循环流化床锅炉安全稳定运行最为主要的原因。主要存在于水冷壁密相区防磨方式、炉内受热面安装工艺质量、炉内耐磨耐火浇注料施工工艺和质量带来的磨损问题。

2)锅炉排渣不畅也是影响锅炉安全长期运行的问题。影响锅炉排渣不畅的主要原因是入炉

煤颗粒较大，含石块较多。

3)炉膛、分离器以及回料装置之间的膨胀和密封问题。

4)飞灰含碳量高的问题。循环流化床锅炉的低渣含碳量较低，但是飞灰含含碳量较高。

5)厂用电率较高。由于循环流化床锅炉独有的布风板、分离器结构和炉内料层的存在，要满足锅炉燃烧、循环、排渣的需要，风机电耗相应较高。

上述循环流化床锅炉存在的主要问题即为有待解决的关键科学技术问题。国内循环流化床锅炉前景展望

随着全球煤炭储量的不断减少和对环保要求的不断提高，给循环流化床的发展及推广带来了新的机遇，进行如下分析：

(1)煤炭是重要的化工原料，随着储量的不断减少，大型煤粉锅炉将逐渐被国家所限制。而循环流化床由于适合燃烧各种燃料，而且是城市垃圾处理的好项目，必然能得到政府的大力扶植。

(2)目前全国的火电厂顺应国家环保局的要求，纷纷上马脱硫项目。但作为煤粉锅炉，受结构的限制，很难采用干法脱硫技术，因此大多采用石灰石湿法脱硫。湿法脱硫需要增加烟道、增压风机、吸收塔、石灰石浆液系统、石膏脱水系统、废水系统、石灰石粉制备系统等脱硫设备的大量投资，一般直接投资就在2亿以上，而后期的运行和维修费用更是天文数字。而循环流化床锅炉可以采用炉内喷钙干法脱硫，甚至可以实现脱硝，且增加的投资很少。喷钙脱硫成套技术主要由炉内喷射钙基吸附剂脱硫和尾部水合固硫两部分组成，在炉膛烟温

900～1200℃区域内喷入石灰石粉，可将系统脱硫率提高到80%以上[10]。

(3)随着我国电机技术的发展，风机的功率得到了不断的提升，而循环流化床的结构也在不断的改善，因此循环流化床的出力也可逐步向大型化发展。总结

循环流化床锅炉在清洁煤燃烧方面已经充分显示了其优越性,但在高效方面,仍然存在不足,其容量尚不足以满足电力生产的需要。而这种燃烧技术本身决定了发电效率的提高只能通过提高蒸汽参数循环效率的途径来实现。因此,容量大型化以及高参数化是循环流化床燃烧技术的发展方向。循环流化床技术具有燃料的灵活性、低的排放等优点。超临界循环流化床锅炉便是结合二者的优势,是一种高效、低污染燃煤发电技术。

原则上循环流化床及超临界均是成熟技术,二者的结合相对技术风险和技术难度不大。循环流化床炉膛中的热流要比煤粉炉中低得多且比较均匀,比煤粉炉更适合采用超临界参数。

超临界循环流化床作为下一代循环流化床燃烧技术,已经受到人们的高度重视。目前,我国也在积极策划实施超临界循环流化床锅炉示范工程。预计不久的将来,世界上容量最大、参数最高的循环流化床锅炉将在中国诞生。

参考文献：

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大型循环流化床 篇3

关键词:DCS;循环流化床;机组

中图分类号:TK323 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2010)10-0108-01

分散控制系统(DCS)广泛应用于发电厂自动控制,不仅提高了机组控制性能,而且合理、有效地利用了资源,使过程控制自动化水平和管理水平都达到了较高层次。

1工程概述

该电厂三期工程为新建两台亚临界参数,纯国产化循环流化床汽包炉,引进型(西门子-西屋公司)300MW纯凝汽轮发电机组,DCS系统采用国产和利时公司第四代DCS系统HOLLIAS-MACSV集散型控制系统,控制范围涵盖机、炉、电等全厂各工艺系统。DCS系统随机组于2009年11月正式投入商业运行。

2机组自动化功能

两台单元机组的监控分别由两套DCS实现,同时对纳入DCS控制的两台单元机组的公用辅助系统采用DCS公用网络进行监视和控制。DCS公用控制网络与两台单元机组的控制网络分开独立设置,设置冗余的公用系统数据服务器。同时设置DCS上层监控网络,公用系统数据服务器接入监控网络。

单元机组操作员站通过软件设置,访问公用系统数据服务器,实现运行人员通过两台单元机组DCS的操作员站对DCS公用控制网络的系统进行监视和控制,两台单元机组DCS对公用系统的控制指令具有相互闭锁功能,防止同时在两处操作。

单元机组分散控制系统DCS按照功能分散和物理分散的原则设计,主要功能包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS),同时还包括有汽机旁路控制、锅炉吹灰控制、锅炉除渣控制、石灰石输送等功能。

汽机数字电液控制(DEH)、汽机紧急跳闸系统(ETS)采用进口DCS硬件和PLC硬件实现,通过通讯方式实现与DCS系统的信息交换。

3 系统配置

3.1单元机组系统测点(单台机组)

单元机组系统测点详情如表1所示。

单元机组模拟量输入点1598点,脉冲量输入点24点,模拟量输出点204点,开关量输入点2928点,开关量输出点1147点,IO点共计5901点。系统备用裕量20%,单元机组系统配置总点数7081点,两台机组共计14162点。

3.2公用系统测点(两台机组)

公用系统测点详情如表2所示。

两台机组公用系统模拟量输入点112点,脉冲量输入点6点,模拟量输出点12点,开关量输入点540点,开关量输出点176点,IO点共计846点。系统备用裕量20%,公用系统系统配置总点数1015点。

3.3硬件配置(两台机组及公用系统)

硬件配置详情如表3所示。

两台机组及公用系统均采用双网冗余配置,各配置两台数据服务器共6台;单元机组分别配置两台工程师站,主要实现系统配置及组态、调试功能,每台工程师站均能实现对公用系统的操作,单元机组分别配置5台操作员站供运行监视使用。

为实现与其它系统的通讯单元机组分别配置两台通讯站;远程I/O及I/O站为现场控制级基本控制单元,所有控制逻辑均在I/O站控制器实现,两台机组及公用系统共配置42对控制器;继电器柜集成主要保护输出继电器,配电柜实现对所有机柜的交流电源分配。

4系统特点

①模拟量控制(MCS)的主要回路、锅炉炉膛安全监控(FSSS)的控制处理器单独冗余配置。锅炉跳闸保护系统(FSS)的处理器模件单独冗余设置;顺序控制(SCS)中发电机/变压器组及厂用电源系统的控制处理器单独设置;数据采集(DAS)/模拟量控制(MCS)简单回路/顺序控制(SCS)的控制处理器和I/O柜根据工艺系统统筹冗余配置;数据采集(DAS)的远程I/O柜(用于炉顶壁温检测和发电机本体温度点检测)布置在现场。

②DCS通过高性能的工业控制网络及分散处理单元、过程I/O、人机接口和过程控制软件等来完成锅炉、汽轮机及其辅机热力生产过程、发电机、变压器组及厂用电源系统等的监视和控制。

③冗余配置的处理器模件中,一旦某个工作的处理器模件发生故障,系统应能自动地以无扰方式,快速切换至与其冗余的处理器模件,并在操作员站报警。当故障处理器修复并插入系统后,系统应自动进行状态拷贝并使其处于冗余运行方式。系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。

④所有的I/O模件都具有标明状态的LED指示和其它诊断显示,如模件电源指示等。开关量I/O的各通道具有状态指示。

⑤所有的模拟量输入信号每秒至少扫描和更新4次,所有的数字量输入信号每秒至少扫描和更新10次,事故顺序(SOE)输入信号的分辨率不大于1 ms。为满足某些需要快速处理的控制回路要求,其模拟量输入信号可达到每秒扫描8次,数字量输入信号可达到每秒扫描20次。

⑥在整个运行环境温度范围内,DCS的I/O精确度满足如下要求:模拟量输入信号(高电平)±0.1%;模拟量输入信号(低电平)±0.2%;模拟量输出信号±0.25%。电气系统模拟量输入信号±0.1%;模拟量输出信号±0.2%。

⑦模拟量处理器模件所有指定任务的最大执行周期不应超过250 ms,开关量处理器模件所有指定任务的最大执行周期不应超过100 ms。

⑧DCS提供一个“数字主时钟”,使挂在数据通信总线上的各个站的时钟同步。“数字主时钟”与GPS的时钟同步,也可以在工程师站通过键盘设定。各站之间时间误差应不大于2 ms。“数字主时钟”本身与电厂的GPS主时钟同步并能实现自动校正的接口。

⑨DCS与其它控制系统之间的通讯接口包括:厂级信息监控系统(SIS);汽轮发电机组振动监测和诊断系统(TDM);厂用电管理系统(ECS);电气网控系统(NCS)。

5应用效果

系统投运至今,运行稳定可靠。本工程为和利时公司实施的第一台国产300MW循环流化床机组控制系统。于2009年11月随机组试运行一次成功,全部回路投入自动,各项性能指标完全满足运行要求。

HOLLIAS-MACSV集散型控制系统网络分层设计,通讯快速、开放;系统电源、控制器、模块冗余,切换无扰;组态软件专业化、标准化、开放化,完全满足工艺系统对DCS的具体要求。

6结语

国产大型分散控制系统在2×300MW循环流化床亚临界机组的成功应用,提高了整个机组的运行效率,对电厂的安全、可靠、高效运行有着深远的影响。

参考文献:

大型循环流化床 篇4

1 大型循环流化床锅炉机组运行现状分析

本文主要从大型循环流化床锅炉机组的可靠性现状、经济性现状进行分析, 着重体现当前我国大型循环流化床锅炉机组运行过程中存在的不足, 希望可以给广大锅炉机组运行工作者、学者提供参考。

第一, 大型循环流化床锅炉机组运行的可靠性指标分析。要想实现锅炉运行的经济性与环保性, 首先要保证锅炉机组运行的可靠性, 笔者从两个方面探讨大型循环流化床锅炉机组运行的可靠性, 即非计划停运数量和全年可用总时间, 其中非计划停运数量主要是指大型循环流化床锅炉因故障而导致不能运行的次数, 如图1所示。全年可用时间主要是指在一段时间内, 锅炉运行的时间总和, 从中我们可以分析出该锅炉某段时间运行的状态。

第二, 大型循环流化床锅炉机组运行的经济性分析。无论是大型火力发电企业, 还是大型城市热电行业, 燃烧成本都是企业输出的重要成本之一, 尤其是在当前煤炭资源紧缺、好煤炭资源价格飞速上涨的背景下, 企业节省燃烧成本是提高企业经济效益的重要举措之一。本文主要分析了大型循环流化床锅炉在运行中所产生的飞灰含量、燃烧后的渣体碳含量、锅炉负荷率、排烟温度等, 总结出其运行的经济性, 分析如图3所示。

2 大型循环流化床锅炉机组运行发展技术分析

大型循环流化床锅炉机组在我国的发展与应用才刚刚起步, 在国家、企业大力的支持与开发下, 大型循环流化床锅炉机组在我国的发展潜力巨大, 对我国经济社会发展、节能环保型社会建设所起到的作用也是巨大的。大型循环流化床锅炉机组运行发展技术方向:第一, 在大型循环流化床锅炉机组发展中, 我们可以不断深化研究和开发更加高效节能的烟气余热利用技术, 如果能够将大型循环流化床锅炉机组中的排烟温度大幅度降低, 势必会提高锅炉运行效率。而当前需要我们解决的三个主要问题是:低温腐蚀问题、热量转换问题、排烟中的积灰处理问题, 在大型循环流化床锅炉机组运行中, 可以通过研发新型的热量转换器解决此问题。第二, 开展高效冷渣器技术研究。在流化床锅炉的发展过程中, 冷渣器从多种形式逐步集中成流化床冷渣器和滚筒冷渣器两个主要类型。通过对现役流化床冷渣器和滚筒冷渣器的能效分析, 发现二者尽管热效率较高, 但是效率均较低, 因此, 开发大容量、高效率的冷渣器对今后发展大容量流化床锅炉具有重要作用。

参考文献

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循环流化床锅炉培训试题 篇5

1、点火过程及方式

循环流化床锅炉的点火是指通过某种方式将燃烧室内的床料加热到一定温度，并送风使床内底料呈流化状态，直到给煤机连续给进的燃料能稳定地燃烧。循环流化床锅炉的点火与其它锅炉相比有所不同，点火过程一直是该炉运行中的一个难点问题，尤其是从未接触过循环流化床锅炉或者是鼓泡床锅炉的人员，在未掌握点火方法前，常易引起床料结焦或灭火，既影响锅炉的按时正常启动，又会造成人力物力的浪费。

循环流化床锅炉的点火方式主要分为：固定床点火；床面油枪流态化点火；预燃室流态化油点火和热风流态化点火四种，其优、缺点比较见表1。前三种点火方式使用较多，后文将作详细介绍。

2、冷态特性试验

循环流化床锅炉在安装或大修完毕后，在点火前应对燃烧系统包括送风系统，布风装置、料层厚度和飞灰循环装置进行冷态试验。其目的在于：

(1)鉴定鼓风机的风量和风压是否能满足流化燃烧的需要。

(2)测定布风板阻力和料层阻力。

(3)检查床内各处流化质量，冷态流化时如有死区应予以消除。

(4)测定料层厚度、送风量与阻力特性曲线，确定冷态临界流化风量，用以指导点火过程的调整操作，同时也为热态运行提供参数依据。

(5)检查飞灰系统的工作性能。

2.1 床内料层流化均匀性的检查

测定时在床面上铺上颗粒为3mm以下的料渣，铺料厚度约300－500mm，以能流化起来为准，流化均匀性可用两种方法检查。一种是开启引风机和鼓风机，缓慢调节送风门，逐渐加大风量，直到整个料层流化起来，然后突然停止送风，观察料层表面是否平坦，如果很平坦，说明布风均匀，如果料层表面高低不平，高处表明风量小，低处表明风量大，应该停止试验，检查原因及时予以消除；另一种方法是当料层流化起来后，用较长的火耙在床内不断来回耙动，如手感阻力较小且均匀，说明料层流化良好，反之，则布风不均匀或风帽有堵塞，阻力小的地方流化良好，而阻力大的地方可能存在死区。

通过料层流化均匀性的检查，也可以确定流化状态所需的最低料层厚度。这一数据对流化床点火十分重要，料层太薄，难以形成稳定的流化状态，锅炉无法点火和运行。料层太厚，又会延长点火时间和造成点火燃料的增多。

布风均匀是流化床点火、低负荷时稳定燃烧、防止颗粒分层和床层结焦的必要条件。

2.2 布风板阻力的测定

布风板阻力是指布风板上不铺底料时空气通过布风板的压力降。要使空气按设计要求通过布风板，形成稳定的流化床层，要求布风板具有一定的阻力。布风板阻力由风室进口端的局部阻力、风帽通道阻力及风帽小孔处局部阻力组成，在一般情况下，三者之中以小孔局部阻力为最大，而其它两项阻力之和仅占布风板阻力的几十分之一，因而布风板的阻力△Ρ可由公式1计算为：

△Ρ=ξ(Pa)(1)

式中 μ—小孔风速，m/s；

ξ—风帽阻力系数；

ρ—气体密度，kg/m3。

测定时，首先将所有炉门关闭，并将所有排渣管、放灰管关闭严密，启动鼓、引风机后，逐渐开大风门，缓慢地、均匀地增大风量，并相应调整引风，使炉膛负压为零。对应于每个送风量，从风室静压计上读出当时的风室压力即为布风板阻力。一直加到最大风量，每次读数时，都要把风量和风室静压的数值记下来。然后从最大的风量开始，逐渐减小风量，并记录每次的风量和风室静压的数值，直到风门全部关闭为止。把上行和下行的两次试验数据的平均值绘制成布风板阻力—风量关系曲线，如图1以备运行时估算料层厚度。

2.3 料层阻力的测定

测定料层阻力是在布风板上铺放一定厚度的料层，象测定布风板阻力的方法一样，测定不同风量的风室静压。以后每改变一次料层厚度，重复一次风量——风室静压关系的测定，风室静压等于布风板阻力与料层阻力的总和，即：

料层阻力=风室静压－布风板阻力

上式中的三项数值，都对应于相同风量下的数值。

根据以上两个试验测得的结果，就可以得到不同料层厚度下料层阻力和风量之间的关系，也可以绘制成料层阻力——风量关系曲线，如图2所示。大量统计数据表明，流化床的阻力同单位面积布风板上的床层物料的重量与流体浮力之差大致相等。即

ΔP==

=hfg(ρp－ρf)(1－ε)（2）

式中：△Ρ—流化床层的阻力，Pa；

G—流化床层中物料的质量，kg;

g—重力加速度，m/s2；

hf—流化床层高度，m；

Fb—流化床层面积，m2；

ρp、ρf—物料真实密度与空气密度，kg/m3;

ε—流化床层平均空隙率。

因为ρpρf，在计算时可忽略ρf的影响，故△Ρ=hfgρp（1－ε）。通过试验进一步简化，采用未流化前固定床物料的堆积密度来表示为：

△Ρ=Ahgρdg（3）

式中：hg—静止料层高度，m；

ρd—料层堆积密度，kg/m3；

A—由煤种决定的比例系数，见表2。

当静止料层厚度hg>0.3m后，计算结果和试验数据很接近。从公式3看出料层阻力与静止料层厚度成正比例关系，料层越厚，阻力越大。为简化，可以用表3通过料层阻力来估算料层厚度。

2.4确定临界流化风量

临界流化风量是限制循环流化床锅炉低负荷运行时的风量下限，低于该风量就可能结焦。最低运行风量一般与床料颗粒粒度大小、密度及料层堆积孔隙有关，具体通过冷态试验来确定。在测定料层阻力时，每一次料层厚度，都应根据炉内的临界流化情况，确定每一次料层的临界流化风量，其中最大的一次，作为热态运行时的最小风量。一般来讲，循环流化床锅炉的冷态空载面速度不能低于0.7m/s。在实际运行中，料层阻力直接测取比较困难，一般用总阻力（布风板阻力与料层阻力之和）或风室静压来监视运行。

临界流化风量的确定对循环流化床锅炉的点火是至关重要的。固定床点火温床结束后，启动鼓、引风机点火时，如果一次风量调整过大，流化激烈，很可能在几分钟内就会造成锅炉灭火。风量太小，流化不好，又会造成结焦。对于床下流态化油点火，如果风量太大，床料加热缓慢，热量损失严重，点火时间延长。风量太小，床料流化不好，又会造成大量热烟气在风室内积聚，这是很危险的，严重时会引起风室爆炸，有些采用床下流态化油点火的循环流化床锅炉在风室上装有防爆门，就是基于这个原因。因此临界流化风量是点火操作调整时的重要参数。

3、点火前的检查与准备

(1)检查燃烧室布风板和分离器等燃烧、循环系统，内部干净，风帽完好无损，通风小孔畅通。排渣管、放灰管和返料阀，无堵塞情况，关闭灵活。

(2)锅炉本体保温耐火层无脱落、破损现象，所有人孔、观察孔均应关闭，密封严实。

(3)检查鼓引风机调风门和风室、油点火各送风门是否正常，开关应灵活，指示正确。

(4)检查煤仓、给煤机、除尘器等辅机系统工作正常。

(5)油点火系统空压机（空气雾化）、油泵、管阀、点火器全面检查、试送正常。

(6)检查引风机、鼓风机、二次风机地脚螺栓有无松动。风机冷却水、油位是否正常，盘车应灵活,风机内无摩擦声响。

(7)检查汽水系统管阀正常，开关操作灵活。

(8)检查所有压力表、温度表、流量表等表计完好正常，指示正确。

(9)准备一定数量的点火底料，粒径为0～3mm。固定床点火还需准备一定数量的烟煤和木柴。

(10)确认锅炉汽包水位或循环水量正常。

4、固定床点火

这种点火方式是底料先在固定静止状态下被加热，当温度升到400～500℃时，开启鼓风机，逐渐送风，并在这个过程中投入引火烟煤，利用烟煤燃烧，继续对底料加热，直到给煤机送入的煤能着火燃烧为止。用固体燃料加热底料进行点火，方法比较简单，不需要专门点火设备。其点火操作步骤如下：

(1)在床上铺放粒径0～3mm的底料约300～400mm厚，或根据料层流化均匀性试验时，所掌握的最薄良好流化厚度为准，这样可以缩短点火时间，节约点火燃料。底料中含炭量不应超过3％。

(2)将准备好的木柴放入炉内底料上面并将其引燃，之后加入经筛选的块煤（大小在50mm左右）并推平，木柴及块煤的厚度掌握在150～200mm左右。这个过程称为温床。

(3)温床的时间一般在3～5小时，其间可根据炉内的燃烧情况，打开引风机档板或短时开启引风机引燃。温床过程实质是对底料及炉膛的加热过程，时间太短，底料不能很好地加热，时间太长，木柴及煤块又有可能着过火，两种情况均不利于点炉，因此应根据实际情况灵活掌握。

(4)温床结束后，用火钩检查有无未燃尽的大块煤，若有需将其钩出，并平整床面炭火。这一操作过程很重要，有时锅炉在点火过程中产生局部低温结焦，就是因为这些未燃尽的大块煤在底料开始流化后，沉到底料最下层紧贴风帽，由于供氧充足、燃烧激烈而造成的。

(5)启动引风机、鼓风机，依据冷态试验所掌握的风量尽快使料层达到微流化状态，同时向炉内加入引燃烟煤，炉膛保持微负压。这是利用上部燃烧形成的红炭火逐步加热整个料层，并引燃烟煤着火的过程，一般需持续5～8分钟。刚开始时炉内红色火焰消失而转暗，持续几分钟后，可以看到炉内有明亮的火星划过，而且会逐步增多，此时说明引燃烟煤中颗粒较小的部分已着火，这时应略增加风量，料层表面会出现红色的火苗和火浪，火焰由暗逐步转变为暗中带红，这时再继续播散引火烟煤，适当增加风量，炉内火焰会由暗红向红转变，而且越来越明亮，此时说明床温已达600～700℃。

(6)当床温升到700℃以后可继续播散少许烟煤，但应使床温平稳、缓慢的上升，达800℃时，即可关炉门，开动给煤机送入正常的燃料，同时加大风量使料层过渡到正常流化状态。此后利用给煤机的转速变化来控制温升，直到进入正常运行温度850～950℃，到此点火启动过程全部结束。这里要说明一点，加大风量是指引、鼓风同时匹配加大。

(7)在整个给煤、加风过程中，掌握风量是点火的关键，始终要看火调风,增减风量做到及时、准确。如发现风量过大，有灭火危险时应立即减风或停止送风，待料层表面的烟煤开始燃烧时，再少量加风，并向有火苗的地方撒入少量烟煤屑，使料层重新升温。但应随时注意用炉钩试探料层底部是否结焦，如有焦块，应及时钩出。为了防止点火时低温结焦和高温结焦，引燃烟煤投入方式要少量、勤给、均匀播散，加风流化后要用炉钩勤扒床料，使床温尽量均匀，平稳缓慢升温。固定床点火对操作工的经验要求比较高。

5、预燃室流态化油点火（床下油点火）

床下油点火是流态化点火，整个启动过程均在流态化下进行。它的基本原理是燃油雾化后在预燃室内完全燃烧，产生的高温烟气及火焰（1500℃）与鼓风机供给的冷风均匀混合成850℃左右的热烟气，通过风室、风帽进入床内，加热床料。这种点火方式不会出现低温或高温结焦。

点火用油一般采用轻柴油，目前有机械雾化和压力空气雾化两种，点火也分为火把点火和高能点火器自动点火两种。其点火操作步骤如下：

(1)床上铺放一定粒径和厚度的底料（与固定床点火相同）。

(2)启动空压机（空气雾化）和油泵，将空气压力和流量、点火油压力和流量调整到点火正常值。

(3)油枪在首次使用前应先作雾化实验，方法是将油枪从预燃室中抽出，插入一容器内，开启雾化风门和油枪阀门，观察油枪雾化情况，记录最好雾化效果时的空气压力和流量及点火油压力、流量，以此作为点火时的依据参数。

(4)启动引风机、鼓风机，关闭送风档板，将油枪点燃，然后打开送风门，调整送风量，使底料尽快处于临界流化状态。这一点对于床下油点火从安全角度讲十分的重要，这样不会造成热烟气在密闭风室内的积聚和膨胀。

(5)调节油枪油压和喷油量，改变热烟气发生器风道的燃烧风和混合风风量和风比，可控制热烟气温度和烟气量，为提高热烟气的热利用率，减少油耗，点火的热烟气量使床料呈流化状态即可，不宜用较高的流化速度。

(6)为避免烧坏风帽，一定要控制热烟气温度，不允许超过900℃，测量点火烟温的热电偶应插入风室中大于800～1000mm，以正确反映热烟气温度。

(7)应控制启动升温速度，主要从耐火材料的热膨胀要求和水循环的安全问题两方面考虑，特别是从冷态启动初期更应严格控制床温度，上升速度不大于10℃/min，根据锅炉容量不同冷态启动时间1～2h，锅炉容量越大，启动时间越长，130t/h的锅炉约2～3h。温态启动后较快，耗时20～40min。

(8)在冷态启动时，底料温度从室温缓慢地加热到300～400℃，当继续升温时，由于煤中的挥发份大量释放，在450～600℃时，床温会迅速上升，这一阶段的温度区间与燃用煤种有关，当出现此现象时（要求燃烧室床层温度采用直读式的数字温度计，可迅速直观反映床温），即可开始向燃烧室中添加少量煤并减少喷油量，当床温升到650～700℃，即可关闭油枪，正常给煤运行。

(9)燃用无烟煤时，为减少油耗，缩短启动时间，启动燃料也应采用烟煤。大量实践证明，在启动底料中加入含炭量不超过10％的烟煤，对减少油耗、缩短点火时间非常有效。

床下油点火方式具有耗油省、启动快、成功率高、环境卫生好、工人劳动强度低等优点。床下点火也可采用重油或气体燃料点火，其方法与上述轻柴油点火方法相同。

6、床面油枪流态化点火（床上油点火）

床上油点火与床下油点火一样，整个启动过程也在流态化下进行，其操作上较固定床点火容易，也不象床下油点火那样危险性较大。缺点是点火油耗量较大，温升速度较慢，油燃料的热利用率低。同时，由于油枪加热的不均匀性，使得床料的温度在点火期间不均匀，控制不好容易出现局部超温现象。点火操作步骤如下：

循环流化床锅炉爆管探讨 篇6

关键词：循环流化床锅炉；爆管；应对措施

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0088-02

循环流化床锅炉具有高效、清洁的特性，但由于其结构特点和运行原理，磨损问题远比煤粉炉严重，炉膛内部的运行环境也要复杂的多。本文结合印度巴尔梅尔8×135 MW项目运行中锅炉发生的爆管，分别从锅炉磨损、安装等几个方面对流化床锅炉爆管进行了初步的探讨和研究。

1 浇注料脱落或破损引起的爆管

浇筑料的状况对于循环流化床来说至关重要，如浇注料脱落或破损如没有得到及时修复，浇注料边缘行成的凹凸不平阻止锅炉内循环物料的下落，在局部形成涡流对水冷壁或者受热面加剧磨损，短时间即可造成爆管。由于锅炉呈方形布置，四个水冷壁角部的空气流速相对炉中间区域的流速较低，下降的物料量也会较大，角部的磨损量也会较大。根据对该项目的统计结果看，锅炉后墙水冷壁角部爆管明显多于其他部位。

①一号机锅炉25 m右后水冷壁管，角部耐磨浇注料边缘不平整，床料下流过程中遇阻后形成涡流磨损水冷壁，造成爆管，途中水冷壁的表面可看到明显的涡流磨损痕迹，如图1所示。

②一号机锅炉21 m左侧墙后墙水冷壁管，由于角部浇注料长时间运行后脱落，造成凹凸不平，影响了床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁进行磨损造成爆管，如图2所示。

③一号机锅炉17 m左侧墙和后侧墙水冷壁壁，由于此处浇注料脱落，造成凹凸不平，阻挡床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁磨损，造成爆管，如图3所示。

应对措施：

①及时对脱落的浇注料进行修补，保证浇注料表面平整和交界处的光滑过渡。

②锅炉停机后，不采取强制冷却，以免由于降温过快造成浇注料裂痕增多。

③严控浇注料和施工质量和烘炉。浇筑料施工前，首先要检查浇注料的状况，如发现板结或者受潮不得使用。施工中严格按照浇注料厂家的说明和相关标准进行施工，烘炉过程必须按浇筑料厂家给出的烘炉曲线进行。

④在锅炉后部和侧面水冷壁增加防磨梁，在后墙水冷壁角部增加2～3道防磨凸台，以减低物料沿水冷壁的下落速度，阻止涡流的形成，减少对水冷壁的磨损。

2 安装和焊接质量造成的泄露

流化床炉膛内部床料处于不断循环，炉膛中间床料和煤粒高速向上流动，到达顶部后，大部分会贴着四壁向下流动。安装或者焊接质量不过关，如局部存在凹坑和突起，阻止物料的自由下落，会形成旋流会造成水冷壁的局部磨损，而造成爆管。

①一号机锅炉炉前13 m前部水冷壁与双面水冷壁结合部， 由于密封不严和鳍片焊接不平整造成此处磨损后爆管，爆管后又冲刷周围炉管造成周围炉管泄露，如图4所示。

②由于密封盒处泄露和部分水冷壁的鳍片密封不严，造成床料向外泄漏，长期得不到修复而造成水冷壁的磨损泄露停机。

三号机锅炉下二次风管处，在停炉检修中打水压发现密封盒漏水，割开发现密封盒内水冷壁管子泄露，原因为安装过程中间密封盒密封不严密，长期漏床料未进行检修，对管子磨损所导致，如图5所示。

四号机锅炉炉右后13 m4#回料腿右侧，密封不严长期床料泄露冲刷管子造成。

应对措施：对水冷壁管间现场焊接的鳍片和焊缝检查，尤其是对前部水冷壁和双面水冷壁角接缝处要详细检查，对凹凸不平的位置进行打磨。对需要重点检查的部位，比如给煤口密封盒、二次风密封盒、回料腿密封盒和锅炉的角部进行检查。条件允许时，可采取炉内烟雾弹或者锅炉打风压的方法。

3 因检修原因造成的爆管

在检修过程中工艺不符合要求，爆管的损坏区域没有彻底修复，造成短期内同区域再次爆管。未彻底修复的缺陷多为：炉内焊口和密封鳍片没有进行打磨、鳍片焊接不平整、检修中造成临近管子损伤。三号机锅炉13 m右部前水和双面水冷壁结合部泄漏，检查发现此处管子发现有割伤痕迹，如图6所示。

应对措施：对锅炉水冷壁管子进行仔细检查，检查有无存在由于气割和焊接造成的水冷壁管子损伤。对锅炉水冷壁管子的厚度进行检测，并做好记录，发现磨损较严重的管子要进行补焊或更换。

4 结 语

综合统计后发现，三四号机组锅炉因为运行时间较短，爆管均是由于检修和安装的原因造成；一二号机组锅炉由于运行时间较长，主要的爆管原因是锅炉炉内受热面的磨损。该项目从以上原因入手，对四台机组进行检查和落实后，机组爆管数量明显减少。同时上述分析也为五到八号机组的安装和运行维护提供了经验，按以上措施严格执行后，五到八号机组的爆管明显少于前四台机组。

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摘 要：文章通过对印度巴尔梅尔8X135MW项目循环流化床锅炉爆管进行统计和分析，提出了相应的应对措施。

关键词：循环流化床锅炉；爆管；应对措施

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0088-02

循环流化床锅炉具有高效、清洁的特性，但由于其结构特点和运行原理，磨损问题远比煤粉炉严重，炉膛内部的运行环境也要复杂的多。本文结合印度巴尔梅尔8×135 MW项目运行中锅炉发生的爆管，分别从锅炉磨损、安装等几个方面对流化床锅炉爆管进行了初步的探讨和研究。

1 浇注料脱落或破损引起的爆管

浇筑料的状况对于循环流化床来说至关重要，如浇注料脱落或破损如没有得到及时修复，浇注料边缘行成的凹凸不平阻止锅炉内循环物料的下落，在局部形成涡流对水冷壁或者受热面加剧磨损，短时间即可造成爆管。由于锅炉呈方形布置，四个水冷壁角部的空气流速相对炉中间区域的流速较低，下降的物料量也会较大，角部的磨损量也会较大。根据对该项目的统计结果看，锅炉后墙水冷壁角部爆管明显多于其他部位。

①一号机锅炉25 m右后水冷壁管，角部耐磨浇注料边缘不平整，床料下流过程中遇阻后形成涡流磨损水冷壁，造成爆管，途中水冷壁的表面可看到明显的涡流磨损痕迹，如图1所示。

②一号机锅炉21 m左侧墙后墙水冷壁管，由于角部浇注料长时间运行后脱落，造成凹凸不平，影响了床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁进行磨损造成爆管，如图2所示。

③一号机锅炉17 m左侧墙和后侧墙水冷壁壁，由于此处浇注料脱落，造成凹凸不平，阻挡床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁磨损，造成爆管，如图3所示。

应对措施：

①及时对脱落的浇注料进行修补，保证浇注料表面平整和交界处的光滑过渡。

②锅炉停机后，不采取强制冷却，以免由于降温过快造成浇注料裂痕增多。

③严控浇注料和施工质量和烘炉。浇筑料施工前，首先要检查浇注料的状况，如发现板结或者受潮不得使用。施工中严格按照浇注料厂家的说明和相关标准进行施工，烘炉过程必须按浇筑料厂家给出的烘炉曲线进行。

④在锅炉后部和侧面水冷壁增加防磨梁，在后墙水冷壁角部增加2～3道防磨凸台，以减低物料沿水冷壁的下落速度，阻止涡流的形成，减少对水冷壁的磨损。

2 安装和焊接质量造成的泄露

流化床炉膛内部床料处于不断循环，炉膛中间床料和煤粒高速向上流动，到达顶部后，大部分会贴着四壁向下流动。安装或者焊接质量不过关，如局部存在凹坑和突起，阻止物料的自由下落，会形成旋流会造成水冷壁的局部磨损，而造成爆管。

①一号机锅炉炉前13 m前部水冷壁与双面水冷壁结合部， 由于密封不严和鳍片焊接不平整造成此处磨损后爆管，爆管后又冲刷周围炉管造成周围炉管泄露，如图4所示。

②由于密封盒处泄露和部分水冷壁的鳍片密封不严，造成床料向外泄漏，长期得不到修复而造成水冷壁的磨损泄露停机。

三号机锅炉下二次风管处，在停炉检修中打水压发现密封盒漏水，割开发现密封盒内水冷壁管子泄露，原因为安装过程中间密封盒密封不严密，长期漏床料未进行检修，对管子磨损所导致，如图5所示。

四号机锅炉炉右后13 m4#回料腿右侧，密封不严长期床料泄露冲刷管子造成。

应对措施：对水冷壁管间现场焊接的鳍片和焊缝检查，尤其是对前部水冷壁和双面水冷壁角接缝处要详细检查，对凹凸不平的位置进行打磨。对需要重点检查的部位，比如给煤口密封盒、二次风密封盒、回料腿密封盒和锅炉的角部进行检查。条件允许时，可采取炉内烟雾弹或者锅炉打风压的方法。

3 因检修原因造成的爆管

在检修过程中工艺不符合要求，爆管的损坏区域没有彻底修复，造成短期内同区域再次爆管。未彻底修复的缺陷多为：炉内焊口和密封鳍片没有进行打磨、鳍片焊接不平整、检修中造成临近管子损伤。三号机锅炉13 m右部前水和双面水冷壁结合部泄漏，检查发现此处管子发现有割伤痕迹，如图6所示。

应对措施：对锅炉水冷壁管子进行仔细检查，检查有无存在由于气割和焊接造成的水冷壁管子损伤。对锅炉水冷壁管子的厚度进行检测，并做好记录，发现磨损较严重的管子要进行补焊或更换。

4 结 语

综合统计后发现，三四号机组锅炉因为运行时间较短，爆管均是由于检修和安装的原因造成；一二号机组锅炉由于运行时间较长，主要的爆管原因是锅炉炉内受热面的磨损。该项目从以上原因入手，对四台机组进行检查和落实后，机组爆管数量明显减少。同时上述分析也为五到八号机组的安装和运行维护提供了经验，按以上措施严格执行后，五到八号机组的爆管明显少于前四台机组。

参考文献：

[1] 庄松田，吴剑恒.35 t/hCFB锅炉磨损的解决措施[J].中国设备工程，2005，（2）.

[2] 刘瑞堂，尹建成，张生坦.某电厂锅炉角部撕裂原因分析[J].锅炉技术，2003，（2）.

[3] 卢盛欣，于朝晖.DG 450/9.81-1型CFB锅炉机组调试要点[J].河北电力技术，2003，（4）.

摘 要：文章通过对印度巴尔梅尔8X135MW项目循环流化床锅炉爆管进行统计和分析，提出了相应的应对措施。

关键词：循环流化床锅炉；爆管；应对措施

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0088-02

循环流化床锅炉具有高效、清洁的特性，但由于其结构特点和运行原理，磨损问题远比煤粉炉严重，炉膛内部的运行环境也要复杂的多。本文结合印度巴尔梅尔8×135 MW项目运行中锅炉发生的爆管，分别从锅炉磨损、安装等几个方面对流化床锅炉爆管进行了初步的探讨和研究。

1 浇注料脱落或破损引起的爆管

浇筑料的状况对于循环流化床来说至关重要，如浇注料脱落或破损如没有得到及时修复，浇注料边缘行成的凹凸不平阻止锅炉内循环物料的下落，在局部形成涡流对水冷壁或者受热面加剧磨损，短时间即可造成爆管。由于锅炉呈方形布置，四个水冷壁角部的空气流速相对炉中间区域的流速较低，下降的物料量也会较大，角部的磨损量也会较大。根据对该项目的统计结果看，锅炉后墙水冷壁角部爆管明显多于其他部位。

①一号机锅炉25 m右后水冷壁管，角部耐磨浇注料边缘不平整，床料下流过程中遇阻后形成涡流磨损水冷壁，造成爆管，途中水冷壁的表面可看到明显的涡流磨损痕迹，如图1所示。

②一号机锅炉21 m左侧墙后墙水冷壁管，由于角部浇注料长时间运行后脱落，造成凹凸不平，影响了床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁进行磨损造成爆管，如图2所示。

③一号机锅炉17 m左侧墙和后侧墙水冷壁壁，由于此处浇注料脱落，造成凹凸不平，阻挡床料的正常下落而形成旋流，对水冷壁磨损，造成爆管，如图3所示。

应对措施：

①及时对脱落的浇注料进行修补，保证浇注料表面平整和交界处的光滑过渡。

②锅炉停机后，不采取强制冷却，以免由于降温过快造成浇注料裂痕增多。

③严控浇注料和施工质量和烘炉。浇筑料施工前，首先要检查浇注料的状况，如发现板结或者受潮不得使用。施工中严格按照浇注料厂家的说明和相关标准进行施工，烘炉过程必须按浇筑料厂家给出的烘炉曲线进行。

④在锅炉后部和侧面水冷壁增加防磨梁，在后墙水冷壁角部增加2～3道防磨凸台，以减低物料沿水冷壁的下落速度，阻止涡流的形成，减少对水冷壁的磨损。

2 安装和焊接质量造成的泄露

流化床炉膛内部床料处于不断循环，炉膛中间床料和煤粒高速向上流动，到达顶部后，大部分会贴着四壁向下流动。安装或者焊接质量不过关，如局部存在凹坑和突起，阻止物料的自由下落，会形成旋流会造成水冷壁的局部磨损，而造成爆管。

①一号机锅炉炉前13 m前部水冷壁与双面水冷壁结合部， 由于密封不严和鳍片焊接不平整造成此处磨损后爆管，爆管后又冲刷周围炉管造成周围炉管泄露，如图4所示。

②由于密封盒处泄露和部分水冷壁的鳍片密封不严，造成床料向外泄漏，长期得不到修复而造成水冷壁的磨损泄露停机。

三号机锅炉下二次风管处，在停炉检修中打水压发现密封盒漏水，割开发现密封盒内水冷壁管子泄露，原因为安装过程中间密封盒密封不严密，长期漏床料未进行检修，对管子磨损所导致，如图5所示。

四号机锅炉炉右后13 m4#回料腿右侧，密封不严长期床料泄露冲刷管子造成。

应对措施：对水冷壁管间现场焊接的鳍片和焊缝检查，尤其是对前部水冷壁和双面水冷壁角接缝处要详细检查，对凹凸不平的位置进行打磨。对需要重点检查的部位，比如给煤口密封盒、二次风密封盒、回料腿密封盒和锅炉的角部进行检查。条件允许时，可采取炉内烟雾弹或者锅炉打风压的方法。

3 因检修原因造成的爆管

在检修过程中工艺不符合要求，爆管的损坏区域没有彻底修复，造成短期内同区域再次爆管。未彻底修复的缺陷多为：炉内焊口和密封鳍片没有进行打磨、鳍片焊接不平整、检修中造成临近管子损伤。三号机锅炉13 m右部前水和双面水冷壁结合部泄漏，检查发现此处管子发现有割伤痕迹，如图6所示。

应对措施：对锅炉水冷壁管子进行仔细检查，检查有无存在由于气割和焊接造成的水冷壁管子损伤。对锅炉水冷壁管子的厚度进行检测，并做好记录，发现磨损较严重的管子要进行补焊或更换。

4 结 语

综合统计后发现，三四号机组锅炉因为运行时间较短，爆管均是由于检修和安装的原因造成；一二号机组锅炉由于运行时间较长，主要的爆管原因是锅炉炉内受热面的磨损。该项目从以上原因入手，对四台机组进行检查和落实后，机组爆管数量明显减少。同时上述分析也为五到八号机组的安装和运行维护提供了经验，按以上措施严格执行后，五到八号机组的爆管明显少于前四台机组。

参考文献：

[1] 庄松田，吴剑恒.35 t/hCFB锅炉磨损的解决措施[J].中国设备工程，2005，（2）.

[2] 刘瑞堂，尹建成，张生坦.某电厂锅炉角部撕裂原因分析[J].锅炉技术，2003，（2）.

大型循环流化床 篇7

1 节能型循环流化床锅炉的设计理念和方法

在锅炉燃烧的过程当中, 可以按照颗粒中断的速度和燃烧上升的气速进行有效分类, 可以将锅炉当中的床料分为两种类型, 即有效床料和无效床料两种。有效床料可以对燃烧室上部的快速床和外部环境形成循环的现象, 从而对锅炉炉膛内部以及热面的布置造成影响, 在无效床料的循环过程当中, 由于颗粒本身的终端速度和流化风速都是相对较大的, 是没有办法参与循环的, 只可以在底部形成相对密封的澎湃流动, 因此, 在锅炉的传热性能方面无效的床料是不会产生影响的。大部分的颗粒在循环流化床的燃烧过程当中经过燃烧都会变成相对较小的灰颗粒, 只需要有限的粗状的颗粒床存量来对颗粒的燃尽进行保证, 在此基础上可以利用控制给煤带来避免由于无效存料引起的风机能耗以及受热面的磨损情况[1]。

2 锅炉炉型对燃煤粒度的要求

在使用不同的锅炉期间, 对燃烧煤中的颗粒粒度要求也不同, 如果采用高循环倍率的循环流化床的锅炉进行燃烧的话, 就需要细粒径的燃煤颗粒, 如果采用低循环倍率的循环流化床锅炉进行燃煤的话, 就需要粗粒径的燃煤颗粒。而且, 如果其中带有埋管的中小型循环的流化床锅炉进行燃煤的话, 对于燃煤的粒径也是要求直径相对较大的。如果采用全模式的水冷壁循环流化床锅炉进行燃烧的话, 燃煤的颗粒平均直径相对较小。如果采用埋管式的循环流化床锅炉进行燃煤的话, 就需要为燃烧室的下部进行埋管受热面的设置, 以此来吸收更多的热量。在燃烧室下部的燃烧份额和释热份额的燃烧过程当中就需要相对较大。如果燃煤颗粒本身直径较粗的话, 在燃烧室下部的燃烧份额和释热份额就相对较大, 可以充满满足埋管循环流化床燃烧室下部对于热量的需要和要求, 并且在燃烧室下部的温度需要保持在850~950℃之间, 从而保证其稳定的运行。如果采用锅炉链条进行燃烧的话, 就属于固定床层状的燃烧方式, 需要保证燃烧颗粒能够呈现出块状分布的状态进行燃烧[2]。

3 燃煤粒度对循环流化床锅炉的影响

循环流化床锅炉燃烧的方式主要是利用气流的作用, 从而保证宽筛分的燃煤颗粒在流化床进行燃烧的过程当中可以保证一面燃烧的同时, 还可以保证其翻腾运动。造成此种情况的原因主要是对燃烧锅炉本身的燃烧方式造成的, 并且和粉煤锅炉的燃烧形式是不同的[3]。

首先, 燃煤粒度循环流化床锅炉点火启动的影响, 主要是利用加热锅炉底料的方式来达到所燃煤颗粒所需要进入的正常燃烧状态。在这个过程当中, 其中的影响因素是相当多的, 比如煤、配风情况、底料静止高度以及底料颗粒的结构。

其次, 燃煤颗粒度对循环流化床的运行以及燃烧效率的影响因素当中, 需要保证流化床的温度可以在正常稳定的范围之内, 并且不能出现高温等各种现象, 从而可以保证床料的沸腾流化正常。如果在锅炉运行的过程当中, 不对燃煤颗粒进行控制的话, 就会影响较大的燃煤颗粒的沸腾情况, 如果较小的流化风量的话, 就会对燃煤颗粒的数量以及速度造成影响, 造成经济方面的影响。

最后, 在燃煤粒度对设备磨损的程度进行分析的话, 最小的流化风量主要指的是固定床转移到沸腾床转移点的位置界面气流速度进行影响, 需要在一定的床温基础之上, 对其直径增加的情况下, 床料流化当中所需要的最小流化风量也需要进行增加。在床料阻力增加的情况下, 就会引起床料流化状态逐渐向不良的状态进行移动, 加速了对设备的磨损, 影响了锅炉运行的状态。与此同时, 燃煤粒度因素对于底渣颗粒粒径也有影响, 底渣需要充分保证小颗粒的煤在燃烧的过程当中可以被吹入到旋风分离器, 从而在分离器的下部反料床上进行二次燃烧。

4 结束语

综上所述, 循环流化床燃烧技术属于一种新型的高效洁净燃烧技术, 具有低污染、高效率、燃烧适应范围相对较广等特点和优势。在进行应用的过程当中, 需要对燃煤颗粒对锅炉燃烧所产生的影响进行分析, 从而寻找最佳的燃煤技术, 并且应用在实际生产当中, 最终将循环流化床的燃烧技术进行充分的应用, 保证其生态环境的健康, 减少其中所消耗的能耗, 起到节约资源的作用, 最终实现社会的可持续化发展。

参考文献

[1]高洪培, 王鹏利, 张敏, 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[J].热力发电, 2005, 34 (4) :31-33.

[2]吴炬, 李争起, 冷杰, 等.220t/h循环流化床锅炉运行特性试验研究[J].东北电力技术, 2005, 26 (6) :11-16.

大型循环流化床 篇8

流化床燃烧是一种先进的燃煤技术, 可降低NOx的排放, 实现煤的高效、洁净利用。由于流化床的燃烧温度较低 (800℃~950℃) , 其N2O的排放量远高于传统粉煤燃烧锅炉中N2O的排放浓度。N2O强烈吸收红外幅射而造成温室效应, 并能破坏臭氧层。N2O是同摩尔CO2造成温室效应的200多倍。其在大气中的浓度正以每年0.2%~0.4%的速度增加。在保证循环流化床清洁燃烧特性的基础上, 尽量减少其温室气体的排放是一个重要的研究方向。

2 测试方案

为了测量氧化亚氮, 试验中采用了2030型Multi Gas傅立叶变换红外气体分析仪, 该分析仪可分析含水量高达30%的气流, 能同时分析从ppb量级到百分量级的多达30种气体组分。其工作原理为:气体进入检测池后, 其组分吸收红外线。吸收光谱强度和频带分布与原子的化学键及化学键强度相关。每一种红外吸收气体的吸收光谱是独一无二的 (具有特征性) 。Multi Gas测量吸收光谱, 采用预装的处理程序进行算法处理, 求得各种气体的相应浓度。MS2000软件可以容许仪器连续测量、显示、记录气样的测试结果。

氧化亚氮烟气测量点安装在引风机出口处, 采用伴热管将烟气引入傅立叶分析仪和ABB烟气分析仪 (主要测量氧量) , 在300 MW褐煤循环流化床锅炉机组上进行相关测试工作。

3 试验结果及分析

3.1 氧量对氧化亚氮排放影响

针对电厂主要的燃煤, 进行了循环流化床燃烧试验。当炉膛氧量从1.12%增加到2.84%时, 燃煤燃烧时产生的N2O也增加, 在氧量较低时, 氧量对N2O的影响比较高时对N2O的影响大, 这是因为当过量空气系数较低时, 由于不完全燃烧, 有CO存在, 而CO在有金属氧化物存在时对N2O有分解作用, 另外, 烟气中的H, OH和O自由基也对N2O有分解作用, 因此, 氧量越大, H、O和OH自由基的浓度越低, N2O的生成量越大。

图1中炉膛氧量从1.12%上升至2.84%时, 氧化亚氮排放浓度也随着氧量的升高而升高, 从8.79 ppm上升至15.64 ppm, 上升幅度为77.93%。

3.2 床温对氧化亚氮排放影响

温度是影响N2O生成的主要因素, 温度升高时N2O降低, 是因为NCO (生成N2O的中间产物) 被其他并不生成N2O的竞争反应夺走了, 所以高温下N2O生成量小。高温下NO是HCN氧化的主要产物。所以随着温度的升高, NO增加而N2O减少。H和0H对N2O的分解和消减具有重要的作用。

从图2可以看出, 随着床温从771.97℃上升至813.99℃过程中, 氧化亚氮排放浓度逐渐减小, 从29.11 ppm降低至18.58 ppm, 降低幅度36.17%。此外从自脱硫 (无石灰石投入) 条件下随着床温的升高氧化亚氮排放浓度也逐渐降低, 具体见图3。

3.3 床压对氧化亚氮排放影响

床压的大小直接反映了炉膛内物料的多少 (或物料浓度) , 理论上分析床压增大时, 整个炉膛内的物料浓度增加, 由于褐煤属于高挥发份煤种, 床压的增大使得原煤在整个炉膛高度上的分布向上偏移, 即炉膛上部的原煤浓度增加, 导致氧化亚氮的增加, 从理论上分析, 降低氮氧化物应将燃烧区域集中在炉膛密相区, 减少氧化亚氮的外漏, 同时利用密相区的高温降低氧化亚氮的生成量。

从图4可以看出, 随着床压从5.48 k Pa上升至7.05 k Pa过程中, 氧化亚氮从12.98 ppm上升至17.77 ppm, 上升幅度36.90%。

3.4 二次风配风对氧化亚氮排放影响

二次风配风方式 (内外二次风质量流量比) 从原理上来讲主要是影响了炉膛密相区内的氧环境浓度, 通过调整二次风的穿透能力, 人为形成氧化区和还原区, 图5上可看出上下二次风均等配风方式下氧化亚氮排放浓度最高, 而形成上下二次风偏差越大氧化亚氮浓度越低, 因此在不影响燃烧的情况下可适当加大内外二次风的偏差。

4 氧化亚氮减排试验

根据对氧化亚氮排放规律的研究, 通过优化组合, 对氧化亚氮排放进行了优化, 在减少氧化亚氮方面, 降低运行氧量, 提高燃烧温度 (增加炉膛密相区床温) , 减小床压, 并尽可能减小内外二次风比例。

试验中为了保证二氧化硫的排放浓度不升高, 在进行优化的过程中没有进行深度优化, 仅仅综合对各参数进行整合。

氮氧化物NO及NO2的排放规律与N2O存在一定的异同, 在进行降低氧化亚氮的同时应减少其他氮氧化物的排放, 因此根据前期的研究结果进行了氮氧化物综合减排的试验研究。

5 结束语

优化前后在不增加二氧化硫排放浓度的条件下, 氧化亚氮从原来的33.39 mg/m3下降至20.18 mg/m3, 减排幅度为39.56%。在正常运行条件下, 通过适当的调节手段能有效降低氧化亚氮的排放浓度, 根据云南省内6台大型循环流化床机组, 按年利用5 000 h计算, 每年可减排氧化亚氮396.3 t, 相当于减排二氧化碳11.81万吨。

氧化亚氮在减排机理中需要进行二氧化硫及氮氧化物的综合减排考虑, 而氧化亚氮的减排中存在二氧化硫脱除、氮氧化物脱除等减排, 使得最终的优化变得更加复杂, 需要进一步的研究, 以便全盘优化组合, 达到节能减排效果。

摘要：针对褐煤循环流化床开展氧化亚氮排放特性的研究, 掌握不同参数对氧化亚氮排放的影响, 从而提出降低氧化亚氮排放浓度的方法。

关键词：循环流化床锅炉,氧化亚氮,温室气体,排放特性

参考文献

[1]曾东, 郑守忠, 蔡崧.流化床煤燃烧中氧化亚氮生成机理研究[J], 热力发电, 2000 (1) :17-19.

[2]任维, 吕俊复, 张建胜等.焦炭流化床燃烧条件下氧化亚氮生成过程的实验研究[J].热能动力工程, 2005, 20 (1) :18-21.

大型循环流化床 篇9

关键词：330MW,循环流化床锅炉,停炉不停机

引言

某电厂新建机组工程配套主机为2台由上海锅炉厂有限公司设计制造的330MW循环流化床锅炉,采用单锅筒自然循环、集中下降管、平衡通风、水冷式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、 滚筒冷渣器排渣形式; 后烟井内布置对流受热面, 过热器采用两级喷水调节蒸汽温度,再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主、喷水装置调温为辅的调温方式。2台由北京北重汽轮机有限责任公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。

20世纪90年代初期我国就有煤粉锅炉电厂试探应用停炉不停机技术,但由于锅炉机组故障率较高及非停对于电厂经济效益的严重影响,解除炉跳机大联锁保护,试行停炉不停机技术的探索被及时地提出。比较煤粉锅炉,循环流化床锅炉由于其本身固有的特点,即蓄热量大,在切断燃料后炉内800 ~ 900℃ 床料有着足够大的蓄热,故在进行停炉不停机操作的过程中更安全,稳定汽机工况的时间更长,给事故停炉消缺提供更多的时间余量,使得选择停炉不停机的事故工况的范围更宽。

文中从循环流化床锅炉的蓄热能力方面来分析循环流化床锅炉停炉不停机的理论时间并结合实际运行经验提出大型循环流化床锅炉停炉不停机的控制要点。

1循环流化床锅炉理论停炉不停机时间计算

通过对于锅炉利用蓄热自产蒸汽的计算,可以估算锅炉在燃料切断之前的蓄热量,根据《锅炉原理及计算》[1]中介绍的方法,构建锅筒系统的单容模型,在此并不详细介绍此研究锅炉动态特性的模型,只是用该方法来计算锅炉停炉后的蓄热能力。

已知参数:

P = 19. 82M Pa;

De= 1143t / h = 317. 5kg / s;

D1= D2= De;

V = 172m3;

V ' = 146m3;

ρ' = 496. 52kg / m3;

ρ″= 166. 06kg / m3;

Δi = 0. 128M J / kg ;

R = 0. 986M J / kg ;

Mb= 600t;

Ml= 200t。

式中: P—汽包压力,MPa;

De—满负荷蒸汽流量,kg /s;

D1—给水流量,kg /s;

D2—饱和蒸汽流量,kg /s;

V —模型总容积,m3;

V '—饱和水容积,m3;

ρ'—额定压力饱和水密度,kg / m3;

ρ″—额定压力饱和蒸汽密度,kg / m3;

Δi—给水欠焓,MJ /kg;

R—水汽化潜热,M J / kg ;

Mb—锅炉金属用量,约为汽包用量水冷壁用量其他引出管,t;

Ml—锅炉正常运行时床料量,t。

综合计算参数计算如下:

则压力变动时锅炉的蓄热能力J为:

用附加蒸发量表示的锅炉蓄热能力C为( 当压力每下降一个单位时的附加蒸发量) :

C = J / R = 9951. 97kg / M Pa。

则锅炉灭火后 汽包压力 从19. 82MPa降至7M Pa时,锅炉靠蓄热的自产蒸汽量G为:

G = 9951. 97 × ( 19. 82 - 7 ) = 127584. 22kg = 127. 6t。

如果停炉后,通过控制汽机主汽门的开度将汽机流量控制在80t/h,则通过理论计算锅炉可以维持1. 5h左右。通过与300MW煤粉锅炉的计算对比[2],循环流化床锅炉的蓄热自产气量较之煤粉锅炉多近1倍,能够有足够的时间进行停炉不停机操作。

2循环流化床锅炉停炉不停机的操作过程

2.1操作过程

1) 进行停炉不停机操作前,提前倒换厂用电, 启动电泵备用,退出1台汽泵运行,启动启动锅炉供辅汽或开启临炉供汽阀门保证辅汽供应( 主要是轴封系统) ,机组旁路通汽暖管。其他影响锅炉燃烧稳定的运行项目停止,并保证锅炉热量散失最小。

2) 锅炉手动M FT ,切断锅炉燃料供应系统,待氧量回头至10% 左右,锅炉手动BT( 锅炉跳闸) 。 检查减温水关断门是否关闭,各辅机设备是否联动正常并复位准备恢复时启动。给水随负荷切换至旁路运行。在锅炉整个操作过程中应派专人监控水位变化及时补水,避免汽包缺水、满水事故的发生。锅炉按照压火闷炉操作流程处理。

3) 锅炉M FT后汽机根据压力逐渐减负荷,此时机组可在TF方式下减负荷。待锅炉BT后,机组负荷控制切换至DEH阀位控制,通过手动关门来快速减低机组负荷,保证不损失过多的蒸汽,炉侧机侧疏水尽量减少外排减少热量及蒸汽量的流失。操作过程中严防蒸汽管道超压运行,如有超压现象及时采取措施。适当时机切除汽机高压加热器。

4) 将机组负荷控制在80M W左右,尽量避免汽轮机反切缸。汽轮机的切缸操作会带来机组负荷扰动,并影响机组旁路的动作,会导致蒸气损失。 所以在停炉不停机状态发生时,尽量控制负荷 ( 36MW) 及蒸汽流量保证机组不反切缸,如果汽轮机反切到中压缸控制后,则不再允许由中压缸控制切换至高压缸控制。

5) 在汽机低负荷维持运行期间,严密监视 蒸汽温度。如果蒸汽温度变化10min内大于50℃, 则汽机打闸机组解列。同时加大辅汽至除氧器的蒸汽量,尽量提高给水温度。汽轮机运行要严密监控凝汽器真空、低压缸排气温度、胀差、振动、金属温度、上下缸温差等一些重要指标,防止汽轮机进水,达到打闸条件时要果断打闸停机。

2.2操作安全注意事项

1) 提前做好检修准备工作;

2) 注意低压缸排汽温度不能 太高,如果升高 可采取低压缸喷水等措施降低低压缸排汽温度;

3) 注意监视锅炉各个受热面 的壁温,将壁温控制在表1范围内;

℃

4 ) 保持主蒸汽过热度 ≥80℃ ,保证主汽温比调节级金属温度至少高50℃ ;

5) 冬季空冷岛注意防冻,可先采取提高 背压设定或隔离某些列的办法;

6 ) 风机停运期间,保持各风机油 站油温在20℃ 以上,视情况投入电加热运行,始终确保 风机具备随时启动要求;

7) 对锅炉停炉前的参数进行 记录,以便快速 恢复时查阅。

3机组恢复启动控制要点

机组恢复锅炉点火,锅炉走吹扫程序( 一般直接走热态吹扫程序即可) ,投入油枪点火,到投煤温度尽早投煤以提高锅炉上部的燃烧份额,防止汽温在启动初期降低过快; 同时汽机不急于带负荷, 先用旁路拉汽温,当汽温有止跌势头后再逐渐提高负荷。

机组点火后要严格控制机组的升温升压曲线, 严格控制锅炉机组燃料量的投入,防止启动阶段的超温超压事故的发生。机侧疏水尽量全开,根据滑压曲线带负荷,投入高压加热器汽侧,除氧器倒四抽。启动阶段汽包水位控制偏低一点,防止汽包水位高跳闸汽机,造成汽机水击事故的发生。

点火后应注意以下几点:

1) 锅炉增加煤量应均匀,根据主汽 压力及各个受热面壁温及时增加负荷,避免受热面超温;

2) 关注氧量变化,及时加大送风量,防止缺氧燃烧。同时控制汽温、汽压上升速度,结合调门控制升负荷率;

3) 汽机维持低负荷充分拉升 汽温,同时进行充分暖机。关注机组胀差及振动情况,发现异常及时大闸停机。

4结语

1) 停炉不停机主要适用于处理停炉压火后能够有效隔离的炉外辅机设备。对于炉内爆管等事故处理不适用。

2) 循环流化床锅炉机组较强的蓄热能力能够在锅炉灭火后,维持汽机较长时间的运行,较之煤粉锅炉降低了停炉不停机操作的风险。

3) 运行人员应对诸如此类的特殊重大操作进行学习,并对操作过程中可能发生的事故做好事故预想,发生事故及时果断处理。

循环流化床技术及应用 篇10

1 结构及工作原理

该锅炉主要由燃烧系统、气固分离循环系统、对流烟道三部分组成。锅炉运行时燃煤和空气进入燃烧系统中的流态化燃烧室,进行混和、燃烧,产生的带有大量细颗粒物料的烟气经炉膛出口进入气固分离循环系统,把所携带的固体物料分离下来,烟气进入尾部对流受热面,被气固分离器收集下来的物料通过返料器送入燃烧室循环燃烧。

2 与传统炉型燃烧方式的比较

在煤颗粒的燃烧过程中,关键问题有以下三个:燃烧的充分性、燃烧的安全性和燃烧的清洁性。燃烧的充分性是最大限度地实现燃料的完全燃烧;燃烧的安全性是燃烧稳定,并将燃烧温度控制在合理的范围内;燃烧的清洁性是指燃烧过程生成的污染物最少。循环流化床锅炉与传统的层燃炉(如链条炉)和煤粉炉相比,其最大的优势体现在煤颗粒燃烧过程的控制上。

煤粉锅炉的燃烧为高温燃烧,可以通过煤粒度控制、煤种控制、配风控制对燃烧过程进行调节,达到较高的燃烧效率,降低氮氧化物排放。但是由于燃烧方式的特点,氮氧化物排放降低的程度极为有限,炉内脱硫效率很低,需要加装尾气脱硫净化装置,才能使排放达到环保要求。煤粉燃烧系统的改造主要定位于提高燃烧的安全性和充分性,但是由于煤粉采用高温燃烧方式,在这种高温下发生的化学反应必然带来较高浓度氮氧化物的排放。目前对煤粉在燃烧过程高氮氧化物的生成过程还没有有效的解决方法。

层燃炉的燃烧也是高温燃烧,对燃烧的控制和煤粉炉相同,但是该燃烧方式和煤粉炉相比较燃烧效率低,氮氧化物和二氧化硫的排放高,污染大。目前主要通过加装尾气脱硫装置来降低二氧化硫的排放,层燃炉对燃烧过程的改进方向主要为燃烧的充分性和稳定性。

循环流化床锅炉的燃烧过程和传统炉型相比较,炉内燃烧温度被控制在850℃左右,加入的适量石灰石在该温度下煅烧生成CO2和Ca O,其中Ca O与煤燃烧生成的SO2发生反应生成Ca SO4,从而实现燃烧过程中的脱硫,随着返料过程的进行,石灰石可以循环利用,在保证最佳的脱硫温度、炉内强烈的湍流混合和脱硫剂在炉内适当停留时间的情况下,脱硫效率可以大大提高,一般Ca与S的摩尔比为2时,脱硫效率可达90%;在脱硫的同时,通过低温燃烧和分级配风控制高氮氧化物的生成,减少高氮氧化物的排放浓度,循环流化床燃烧技术解决了燃烧稳定性问题,使得锅炉负荷调节范围大,是负荷变动较大的热电厂的主要燃烧设备。燃料适应性广,其炉内燃烧的独到之处同时实现了高效稳定燃烧和洁净燃烧,使锅炉的排放指标能够满足环保要求。

3 循环流化床燃烧的优点及稳定运行的关键因素

3.1 循环流化床作为一项高效、低污染的新型燃烧技术,具有其它燃烧方式无法比拟的优点,它的主要优点有:

(1)燃料适应性广,能够较好地满足我国锅炉煤种供应多变、原煤直接燃烧比例高等特点;

(2)环保性能好,通过对炉内燃烧的控制实现炉内高效脱硫,降低氮氧化物排放,满足环保要求;

(3)运行操作简单,燃烧稳定、安全、效率高;

(4)锅炉负荷调节范围大,可以适应锅炉带基本负荷,也可以进行大幅度调峰,特别适合负荷变化大的部门如热电厂等使用;

(5)灰渣可以综合利用,循环流化床锅炉属于低温燃烧,灰渣活性好,可直接用于建筑材料如水泥掺合料、制砖等。

3.2 保证循环流化床锅炉的稳定运行需注意以下几方面问题:

(1)配风

锅炉送风一般设有一次风和二次风,有的生产厂加设三次风,一次风比的选取受循环灰的物料平衡、燃料粒度及性质等因素的制约,一次风比要能够保证燃料中大颗粒绝大多数被吹起进入悬浮段,否则大颗粒因得不到充足的氧气燃烧不完全,排放的床灰中含炭量升高,经测试一次风比一般选择在50%左右。

二次风一般在密相床的上面喷入炉膛,一是补充燃烧需要的空气,再者可起到扰动作用,加强气固两相的混合,为保持炉内烟气流速的相对均匀,二次风可分成几股从不同高度送入炉膛。

(2)分离器的选择

从对锅炉性能的影响上看,选择高温分离较为优越,高温分离器内的二次燃烧可降低烟气中CO浓度,另外二次燃烧造成的升温有利于N2O的还原,降低N2O排放浓度。

(3)受热面磨损

由于受流化状态的床料冲刷,循环流化床锅炉中易出现磨损,常见的发生严重磨损部位在炉膛下部壁面垂直段与渐缩段交界处、炉顶及炉膛出口等处,运行操作时应注意检查并采取防磨措施。在尾部受热面中烟气速度快、颗粒粒度大,会导致尾部受热面磨损,应通过选择合适风速,避免尾部受热面的严重磨损。

参考文献

[1]《循环流化床锅炉理论设计与运行》.岑可法,倪明江等.中国电力出版社,1998.

[2]《循环流化床锅炉启动调试与安全运行》.党黎军.中国电力出版社,2003.

[4]《循环流化床锅炉燃烧优化调整》.杨勇,王鹏利,张敏等.热力发电,P47￣492003,Vol.32No.09.

循环流化床锅炉磨损机理浅析 篇11

关键词:循环流化床锅炉磨损措施

中图分类号:TK16文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)06(a)-0059-01

1 概述

循环流化床锅炉(CFB)是我国提倡发展的一种新型燃烧设备。循环流化床锅炉的特点是高效率低污染和排放综合利用率高,运行调整简单、维护检修方便、负荷调节范围大、氮氧化物排放低、易于脱硫灰、渣活性好、综合利用途径广等优点而备受青睐,近年来在电站锅炉、旧锅炉改造和燃烧各种固体废弃物锅炉等领域得到大力推广与应用。世界范围内也得到了很大的发展和推广。

从已投产的CFB锅炉运行情况看,磨损作为制压循环流化床锅炉正常运行的主要问题,它已成为电厂工作者普遍关心课题。锅炉的磨损与固体物料浓度、速度、颗粒特性和流动的几何形状等密切相关,循环流化床锅炉炉灰的浓度高,通常为煤粉炉的几十倍、几百倍,因此磨损就比其它类型锅炉严重。磨损不仅严重影响锅炉安全运行,还制约了循环流化床锅炉一些优点的正常发挥,从而增加设备运行维护费用,降低机组利用率,给企业生产带来损失。为此,本文具体以济南锅炉厂在辽河油田电力集团热电厂YG-240/3.82-M型循环流化床锅炉安装与运行为例,着重就循环流化床锅炉的磨损问题及处理设想进行初步的分析。

2 磨损机理分析

根据磨损的机理,循环流化床受热面磨损主要为冲击磨损。冲击磨损又分为冲刷磨损和撞击磨损。冲刷磨损是颗粒相对固体表面冲击角较小甚至接近平行的磨损。颗粒垂直于固体表面的分速度使它锲入被冲击的物体,而颗粒与固体表面相切的分速使它沿固体表面滑动,两个分速合成的效果起到刨削的作用。如被作用的物体经不起这种作用,如此经过反复、大量的作用,则固体表面将产生磨损。

3 循环流化床锅炉主要金属部件的磨损

3.1 布风装置

循环流化床锅炉布风装置的磨损主要是风帽的磨损,其中风帽磨损最严重的区域发生在循环物料回料口附近,原因主要是由于较高颗粒浓度的循环物料以较大的平行于布风板的速度分量冲刷风帽导致的。

3.2 炉膛水冷壁管

炉内水冷壁管的磨损主要集中在以下三个区域:①炉膛下部卫燃带与水冷壁管过渡区域管壁的磨损;②炉膛四个角落区域的管壁磨损;③不规则区域管壁的磨损。炉膛下部卫燃带与水冷壁管过渡区域管壁的磨损原因一是在过渡区域内由于沿壁面下流的固体物料与炉内向上运动的固体物料运动方向相反,在局部产生涡旋流;另一个原因是沿炉膛壁面下流的固体物料在交界区域产生流动方向的改变,因而对水冷壁管产生冲刷。炉膛四个角落区域的管壁磨损原因是角落区域内壁面向下流动的固体物料密度比较高,同时流动状态也受到破坏。不规则区域管壁(如穿墙管、炉墙开孔处的弯管等)的磨损原因主要是不规则管壁对局部的流动特性造成较大的扰动。

3.3 炉内受热面的磨损

循环流化床的受热面磨损主要反映在燃烧室管壁的磨损、炉膛角落区域磨损、炉顶受热面磨损、尾部受热面磨损等。炉膛内屏式过热器、水平过热器管屏的磨损机理与炉内水冷壁管的磨损机理相似,主要取决于受热面的具体结构和固体物料的流动特性。

3.4 对流烟道受热面的磨损

尾部对流受热面经常磨损部位:①炉膛出口至分离器进口烟道受热面;②省煤器及空气预热器两端。对流烟道受热面的磨损主要发生在省煤器两端和空气预热器进口处,产生磨损的主要原因是设计上考虑不周,安装时出现误差;另一个原因是受热面材质不好。

3.5 电除尘输灰系统磨损

我厂燃煤灰分较大,其灰分为47.8%,经过旋风分离器分离后通过尾部电除尘器进行回收。由于长时间的冲刷,出现输灰管异常磨损情况,在供暖运行高峰期,每周平均需要检修4次,既不利于锅炉的经济、稳定运行,同时也对环境造成了污染,提高了检修人员的劳动强度。

3.6 循环流化床锅炉内主要非金属 耐磨材料的磨损

循环流化床锅炉内主要非金属耐磨材料的磨损的位置有水冷壁布风板;燃烧室下部四周水冷壁表面;燃烧室内布置的水冷屏、过热器屏等下端表面及其穿墙处周围的水冷壁表面;燃烧室出口周围及出烟口流道内表面;旋风分离器整个内表面;料腿及回料装置内表面;分离器出口烟道内表面;尾部对流烟道入口内表面。

循环流化床锅炉耐磨材料破坏的主要原因和机理:一方面是由于温度循环波动和热冲击以及机械应力造成耐磨材料产生裂缝和剥落;另一方面是由于固体物料对耐磨材料的冲刷而造成耐磨材料的破坏。

4 對策

4.1 水冷壁防磨措施

①在密稀相交接处,采用过渡区设计,壁免在此区域产生涡流,改善水冷壁管磨损。②密稀相交接处,喷涂高480mm碳化钨防磨层,近400㎡。

4.2 炉内受热面防磨措施

①在分离器出口,尾部对流受热面第一、二排受热面管上安装耐高温抗氧化、耐磨不锈钢护板;尾部竖井进口烟道转向处,浇铸耐高温耐磨浇铸料,提高尾部受热面抗冲击、冲刷的耐磨性能。②在高过、低过、蒸发器及省煤器进口第一、二排水平取管及悬吊管垂直段都安装耐高温抗氧化耐磨防护板。③管式空预器改为卧式布置,即空气从管内流动,而烟气从管外流动,改善管式空预器烟气磨损。

4.3 耐磨材料的磨损防范措施

对于热应力和热冲击造成磨损,应特别重视耐火浇铸料骨架型式及布置合理性,加强烘炉质量验收。尤其重视低温烘炉工艺,经几台烘炉实践,我们均采用无焰烘炉工艺进行低温烘炉,结果低温烘炉质量得到保证。②对于固体物料耐火耐磨材料强烈冲刷而导致的破坏,在施工中则尽量减少形状突变,采用平缓过渡,降低冲击角,尽量减少此类附加冲击力。

5 结语

本人经过以上对循环流化床锅炉在磨损机理及防治办法上进行了一点肤浅的分析,应对该炉型搞好运行、掌握其特性、更好地治理磨损、起到一点抛砖引玉的作用。由于经验少,对循环流化床锅炉的运行和磨损机理了解的还不够。但我相信随着循环流化床锅炉技术的不断日趋完善和防磨技术的提高,只要我们共同努力,在目前防磨治理的基础上,思想再开阔一些,对磨损原因和机理的探索再认真一些,防范措施、治理力度再加强一些、磨损这一顽症一定能相应治理好,循环流化床锅炉这个新产品一定能在全国的发电和供热等各项事业中发挥出更大作用,一定能以它的独特优点逐渐取代目前市场上正在运行的其他任何炉型,一定能为社会和各企业发挥出他的重大经济效益、社会效益和环保效益,为缓解煤炭紧张局势作出贡献。

参考文献

[1]周一工.循环流化床锅炉的发展前景与目前存在的问题[J].发电设备,1996(9).

大型循环流化床 篇12

我公司热电车间有两台75t/h CFB锅炉, 锅炉指标参数、性能概述如下:

75t/h CFB锅炉系高温高压参数 (6.8MPa, 480℃) 、单汽包、自然循环蒸汽锅炉, 采用循环流化床燃烧方式, 物料分离采用中温绝热旋风分离, 平衡通风。

本锅炉是引进德国BABCOCK技术, 由唐山信德锅炉厂制造的“CIRCOFLUID”型CFB燃煤锅炉。该炉具有高效、低磨损、中温分离、、运行可靠、启动迅速、环保性能好等突出优点。锅炉为半露天布置, 由前部及尾部两个竖井烟道组成。前部竖井为悬吊结构, 四周设有防雨金属外护板, 炉膛由膜式水冷壁组成, 自下而上依次为一次风室、浓相床、悬浮段、蒸发管、高低温过热器、及高温省煤器。尾部竖井采用支承结构, 布置有低温省煤器、管式空气预热器, 两竖井之间由两个并列的旋风分离器相连通, 分离器下部接回送装置。燃烧室及分离器内部均设有防磨内衬, 前部竖井采用敷管炉墙, 后部竖井采用轻型炉墙, 由八根型钢柱承受锅炉全部重量。锅炉采用床下点火, 分级燃烧, 一次风率为50%左右, 正常运行时, 密相区为湍流床, 床温应控制在860℃ (上限1100℃) 左右, 这样既有利于石灰石与燃料中的硫发生反应, 达到最佳的脱硫效果, 又造成了低温缺氧燃烧环境, 降低了NOx的生成量。在这一区域, 燃料中大部分热量被释放。未燃尽的碳粒进入悬浮段, 在二、三次风造成的氧化区内继续燃尽, 悬浮段烟温可达980℃左右。高温烟气夹带着固体粒子向上依次流向蒸发管, 高低温过热器和高温省煤器管束, 80%的热量被吸收, 烟温降至近450℃后进入旋风分离器进行气固分离。分离下来的再循环粒子一部分进入回送装置, 通过给料口被回送至密相床以控制床温。从旋风分离器出来的烟气流经尾部竖井, 热量被低温省煤器和空气预热器吸收, 烟温降至140℃左右后排出锅炉。锅炉采用干式出灰, 灰的排放有三个途经, 一是通过密相区底部的排渣管, 经滚筒冷渣机排放;二是通过分离器下部排放, 用于调节床温;三是作为飞灰被除尘器收集排放。

2 灰循环系统事故

2008年12月16日在锅炉运行过程中, 锅炉出现回料波动。当时锅炉负荷较高燃烧稳定, 突然床温急剧上升, 锅炉负荷下降, 床温点温度过高达到1000多度, 锅炉出口温度、旋风分离器进出口温度下降, 灰循环系统压力在dcs上显示不正常, 灰料压力时高时低, 且时有波动。

2009年2月10日在锅炉运行过程中, 锅炉出现回料波动。当时锅炉负荷较高燃烧稳定, 突然床温急剧下降, 锅炉负荷突然增加, 床温点在一分钟内下降100多度, 锅炉出口温度、旋风分离器进出口温度下降, 灰循环系统压力在dcs上显示不正常, 灰料压力时高时低, 且时有波动。

以上是在运行过程中遇到的典型事例, 如在处理过程中不及时或分析不准确, 将会造成外界系统的不稳定, 严重时可能会造成锅炉熄火事故。

3 问题分析

3.1 CFB锅炉物料分析

让我们首先来了解一下回料阀、回料立管、罗茨风机的作用和运行特性。

3.1.1 U回料阀

实际是一个小流化床, 回料风由下部风室通过流化风帽进入阀内, 运行中高压风进入风室通过布风板、风帽流化J型阀内的物料。J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。

3.1.2 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。

3.1.3 罗茨风机

罗茨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。

3.2 回料不稳原因分析

3.2.1 回料不稳的现象

床温难以控制, 床温上升或下降很快。氧含量O2突然上升或下降很快。炉膛上下部差压下降, 料层差压下降。返料器、分离器处压力显示不正常产生正压。锅炉负荷上下波动较大。锅炉出口温度降低。汽压、汽温上升或下降。外界管网压力波动较大。

3.2.2 回料不稳的原因

3.2.2. 1 返料器漏风严重, 返料风压不够, 或波动过大, 或返料风中断。

对于CFB锅炉来说, 流化风量是关键的控制因素之一, 它与返料器结构, 阻力及风源压力有关。当阀门确定后, 风量与风源压力呈现单函数变化。漏风或风压过低, 风量不足, 达不到返料流。返料器就不能正常投入。如下图;

一般在设计中, 根据压力平衡关系, 得出返料器正常工作时风源压力必须满足下列条件:

式中:P为返料压力;

△P布为返料器布风阻力;

P为物料堆积密度;

△H1、△H2分别为返料器入口料腿高度和出口高度;

式 (1) 、 (2) 是运行中控制返料风压的依据。所以, 漏风严重, 风压不够, 风压波动过大或返料风中断, 都会造成P<pg.△H2+△P布的情况。从而使返料器不投入, 造成堵塞。

3.2.2. 2 返料器中有异物, 将返料器出口堵塞或影响返料风。

返料器中有异物处于返料器出口时, 势必阻止物料返回炉膛, 导致物料在分离器内聚集造成返料器堵塞。

返料器中有异物处于返料风布风口时, 便会增大布风阻力。当返料风压力一定时, 会导致P<pg.△H2+△P布的情况出现, 造成返料器堵塞。

另外, 运行人员在运行监视过程中, 监视不严, 调节不及时或调整不当, 也会造成返料器堵塞。

3.3 处理

检查返料器、消除漏风现象。若有异物取出时, 将返料器中的灰全部放尽。停炉压火处理。切出单个返料器处理。加大返料器或分离器底部的放灰, 使其返料重新达到平衡, 维持锅炉运行。如看见氧含量O2上升或下降, 一定要判断准确, 不能盲目加煤或减煤。在平时键盘过程中要认真仔细, 及时发现问题, 果断采取措施进行调整。

4 避免回料不稳措施建议

消除分离器漏风的关键在于分离器外护板焊缝严密, 炉墙砌筑砖缝不透风。系统的观察孔, 测量孔, 排放孔密封严密。避免返料风量过小, 流化风压不足。根据循环返料的要求, 合理的调整好配风量, 并经常检查返料情况。能正常鉴定并严格控制炉膛灰浓度适应锅炉符合需要, 适时放灰。遇有燃用劣质煤时, 应重视并加大放灰力度。

控制旋风筒进口负压不超过1000pa。返料器流化风帽磨损严重要及时维修更换。由于施工质量问题, 以及运行中的冲刷磨损和频繁启停, 致使旋风分离器内衬砌体多次出现脱落混凝土块和耐火砖块现象, 使返料器无法正常工作, 因此施工及检修期间须细致严格的检查筒内砌体各部位的情况, 发现问题及时处理。

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锅炉在运行过程中, 要认真监视远行情况, 及时发现问题, 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。同时, 平时要多注意巡检发现问题及时处理, 在检修过程中要认真仔细, 保证检修质量。

摘要：CFB锅炉的回料系统堵塞现象对CFB锅炉运行的稳定性, 经济性影响很大。本文通过对回料系统堵塞现象的分析给CFB锅炉的稳定运行提供了必要的理论依据。

关键词：锅炉,回料不稳,分析

参考文献

[1]唐山信德锅炉厂有关设计资料