CFB锅炉设备

CFB锅炉设备（精选4篇）

CFB锅炉设备 篇1

0 引言

焦作演马电力有限责任公司位于焦作市马村区演马矿东侧, 由演马电厂一期扩建25 MW煤矸石发电机组改制而成, 锅炉采用北京锅炉厂生产的BG-130/3.82-M型循环流化床锅炉, 燃料原设计以煤矸石为主, 后根据市场变化, 燃料由介石、煤泥、矸石、原煤共同组成。属于河南煤化焦煤集团自备电厂, 2003年运行至今。

长期以来, 演马电力公司一直致力于安全、节能工作的开展。在锅炉点火方面经过总结分析, 从规范运行人员操作方法入手, 逐步提高运行人员点火操作技术水平。经多次试验和分析, 最终采用就地与远方相结合的床下安全节能操作方法。实践证明, 成功率达到100%。该创举不仅提高了点火的安全性, 还缩短了点火时间, 节约了锅炉点火用油。

1 实施背景

循环流化床锅炉的点火与其他类型锅炉相比有所不同, 点火过程是该炉型启动过程中的一个难点问题, 尤其是从未接触过循环流化床锅炉的操作人员, 在未掌握点火方法前, 常易引起床料结焦或灭火, 既影响锅炉的正常启动, 又造成人力物力的浪费。很多同类电厂也有类似情况。为此, 我们对点火方法及点火程序进行研究。总结出循环流化床锅炉安全节能点火操作法。以解决循环流化床锅炉点火过程中的灭火、结焦、耗油量大等问题, 实现锅炉长周期连续运行。

2 点火操作方法

锅炉采用流化床下预燃室油枪点火启动方式。锅炉完成冷态试验之后, 检查各阀门开关位置都保持在操作规程规定的状态, 汽包水位保持在正常水位, 炉前仓准备一定数量的燃料, 粒度严格控制在10 mm以下。

2.1 点火前准备阶段

检查流化床床面, 各风帽应牢固, 风孔无堵塞, 完好无损;铺底料, 用粒度为0～8 mm流化床锅炉炉渣, 堆积厚度500～600 mm;开启引风机、一次风机吹平料层, 风量≥12～13 m3/s, 5～10 min后, 停下风机测量料层厚度;关闭炉门、关闭联络风门、关闭点火油阀、开启回油阀、启动油泵、调节回油阀, 使油压达到0.5 MPa。

2.2 点火操作

开启引风机和一次风机, 调节引风机风门挡板, 控制炉膛出口负压为-150～-250 Pa, 调节一次风机风门, 使一次风量在11～12 m3/s。开启油枪油门, 利用就地高压电子点火枪, 依次点燃2#、1#点火油枪, 观察油枪火炬的燃烧情况, 观察左、右预燃室的温度偏差, 通过调节油枪进油量、冷却风门、蜗壳风门开度, 控制预燃室出口温度在600～800 ℃预热炉料, 并保持两个预燃室温度偏差小于50 ℃。

2.3 低温加热阶段

根据油枪雾化程度, 调节并控制燃烧室出口温度在600～800 ℃, 升温至200 ℃, 可根据情况启动罗茨风机, 用循环灰辅助控制床温。

点火后, 床料从室温加热到400 ℃左右, 这一阶段升温较慢, 因为温差较大, 一次风量较小, 一般需120～180 min;升温初期可小开一次风量, 使床料处于鼓泡床状态, 这样可加快床料升温速度并节约点火用油。

随着床温升高, 适当增大一次风量, 在床料升温过程中, 要控制两个预燃室的温度不要超过850 ℃。过高的温度会损坏水冷系统和布风装置, 锅炉内衬有大量耐磨耐火材料, 在升温期间, 应严格控制烟气温度的变化速度以防止内衬热应力过大从而导致脱落。

2.4 中温加热阶段

从400 ℃再升温到650 ℃左右, 此阶段温差减小, 升温快。床温达到400 ℃时看火人员可向炉内投入一定的烟煤, 进行辅助升温。投烟煤时一定要与监盘人员加强联系, 保证炉膛负压稳定, 要采取勤投、微投的方法, 防止大量烟煤进入炉内出现爆燃现象。

2.5 高温加热阶段

当床料温度达到650 ℃且继续上涨时, 开始投运给煤机进行少量给煤。这一阶段由于点火油枪仍在继续工作, 煤着火后, 不会出现熄火, 关键是控制好燃料给入量, 燃料给入量过大, 床内煤量过多容易出现爆燃而超温结渣, 投煤量太小, 则退出油枪后, 床层会被流化风冷却降温造成灭火。投入燃料应采用阶梯递增给煤的方法, 燃用烟煤时, 烟煤的挥发会高, 着火点低, 给煤调节很好进行。增加给煤量, 床温上升, 减小给煤量, 床温下降, 响应很快, 因此, 给煤量的增加幅度要小。要使床温升温缓慢平稳, 防止失控发生超温结焦, 升温不能太快, 升温速度控制在6～8 ℃/min为宜, 最后给煤量约为满负荷的30%左右。当床温达到750～800 ℃时, 可适度开大一次风量到14 m3/s左右, 使床料流化良好。当床温达到850 ℃左右且稳定燃烧时, 退出点火油枪, 开启联络风门。无烟煤的着火温度高, 在床温较低时 (700～800 ℃) , 燃料进入床层不会马上燃烧, 要等待一段时间才开始着火燃烧。加大燃料后, 床温不但不升高, 反而因给煤吸收床层中的热量而使床温下降。在这种情况下, 可采用间断给煤的方法, 即加大给煤量2～3 min, 床温开始下降, 减少给煤量甚至停煤, 床温又开始上升, 如此重复进行, 使床温呈阶梯形上升。

锅炉点火高温阶段特别要避免超温结焦, 应严格控制床温在1 000 ℃以下。

2.6 CFB锅炉启动过程中床压控制

流化床锅炉的炉膛内热量传递主要是靠物料的流化移动来进行, 床料少, 传递热量的能力小, 在点火过程中, 可采用添加床料或断续投煤的方式提高床压。本炉型由于燃料特性, 点火床压控制在9 kPa左右为宜, 转入正常运行后, 床压维持在12 kPa左右。

2.7 退出点火油枪, 进入正常运行阶段

点火油枪退出后, 由于预燃室内没有油燃烧了, 料层中氧的浓度增大, 煤的燃烧加剧, 在给煤量不变的情况下, 床温还会上升一些。这时要注意及时调节给煤量和一次风量, 切忌超温或熄火。点火油枪退出, 床温完全靠燃料燃烧加热维持, 为此必须掌握好燃料量和风量调节规律, 升温要求平稳缓慢, 床温保持不降即可。床温控制在850～950 ℃之间, 此时进入正常运行阶段。

油枪退出后注意事项:开启油枪吹扫阀对油枪内存油进行吹扫, 以防点火后油枪存油燃烧损坏油枪, 同时开启联络风门。

2.8 二次风的投入

如果锅炉准备低负荷下运行, 可不启动二次风机, 让锅炉在鼓泡床循环状况下运行。当锅炉准备带较高负荷, 床温升高到900 ℃以上时, 启动二次风机, 适当开启二次风机的调节风门, 升压速度用过热器出口集箱对空排汽阀及各疏水门进行控制。确认锅炉点火启动成功, 可停止油泵运行。

3 效果检验

1) 经过近年来实践检验, 锅炉点火成功率达到100%, 消除了点火结焦及灭火现象, 减轻了员工工作量。

2) 锅炉受热面因点火期间合理控制温升速度, 避免了膨胀不均撕裂管子的现象。

3) 为延长锅炉运行周期打下良好的基础。

4) 在点火期间, 操作人员精心操作, 及时调整引风机、一次风机风门开度, 始终将点火用风量控制在最小流化状态, 降低风机耗电量。

5) 点火开机期间司炉操作人员积极调整床温, 严格控制汽压, 同时和汽机一同采用滑参数启动方式, 既减少了大量蒸汽的浪费又节约了点火用煤。

6) 在点火过程中合理运用本点火操作法, 可有效缩短点火时间, 每次点火能够节约用油0.3～0.5 t, 为公司节支降耗做出贡献。

4 结语

实践证明, 在点火前选择合适的点火床料, 确保料层厚度、颗粒度大小及炉渣等符合要求, 认真完成油枪雾化及布风板均匀性等冷态特性试验。在点火过程中, 加强床温表、风量表、氧量表及风室压力等重要参数的监视和控制, 勤调、微调给煤量及送风量, 保持合适的风煤配比, 严格按升温升压曲线运行, 就能够确保点火成功率达100%。

摘要：通过对130/th循环流化床锅炉点火进行分析, 总结出一套循环流化床锅炉安全节能点火操作法。解决了循环流化床锅炉点火过程中的灭火、结焦、耗油量大等问题, 实现锅炉长周期连续运行, 点火成功率达到100%。

关键词：循环流化床锅炉,点火,床温

CFB锅炉瓦斯燃烧器改造 篇2

中国石化青岛炼油化工有限公司动力车间配备2台310t/h循环流化床锅炉 (CFB) 、2台60MW汽轮机和1台75t/h开工锅炉。生产过程中炼化装置产生的瓦斯气除自用外还有剩余, 原工艺设计是将剩余瓦斯气引入开工锅炉燃烧, 设计存在缺陷: (1) 若瓦斯气产量较小, 开工锅炉单独烧瓦斯气, 蒸汽品质达不到并网要求, 需掺烧天然气;若开工锅炉不投运或瓦斯气产量较大, 则需将瓦斯气放空燃烧。 (2) CFB锅炉正常运行期间, 如为燃烧瓦斯气运行开工锅炉, CFB炉须降负荷运行, 电和水消耗、设备运行及维修成本等增加较多。为此决定将CFB炉原有床上燃烧器改造为瓦斯燃烧器, CFB炉启动时, 正常情况用床下燃烧器点火, 若床下燃烧器不能满足, 则投运瓦斯燃烧器助燃;CFB炉正常运行期间, 将前述剩余瓦斯气引入CFB炉燃烧, 实现瓦斯零排放。

根据全厂瓦斯气平衡要求, 选择XRQ-1NG-1700A燃烧器, 燃气压力0.2MPa, 主燃气喷枪流量1700m3/h, 点火气枪流量80m3/h。由装置现有DCS (SIEMENS PCS7系统) 和SIS (Honeywell FSC系统) 控制瓦斯燃烧器。瓦斯燃烧器所有阀门操作、启动及停运顺序控制、跳闸逻辑及监控任务设置在SIS系统, 利用SIS和DCS通信功能, 在DCS设置相同监控画面。瓦斯燃烧器设置的AI信号监控及压力调节任务由DCS完成。Honeywell FSC系统功能逻辑图提供应用程序, 利用系统的逻辑、计数、PID等运算模块, 使用与、或、非逻辑图实现逻辑功能。改造还需修改DCS中的风量控制回路, 在原一次风量计算结果中加入相应瓦斯流量所需空气量, 并调整一、二次风分配比例。

改造后, 设备运行正常, 开工锅炉停运, 实现瓦斯零排放, 节能环保效果和经济效益显著。

CFB锅炉高压流化风机节能改造 篇3

按照设计每台锅炉配有3台高压流化风机,正常运行时两用一备,备用系数为0.5。具体配置为武汉鼓风机厂的D100-71型离心风机,出口流量为100 m3/min;电机为湘潭电机厂生产的YKK355-2型三相异步电动机,额定功率220 kW,功率因数0.85,定子电压6000 V,额定电流为26.9 A,转速为2973 r/min。

1 改造前的运行状况分析

在调试阶段,高压流化风机按设计的两用一备的方式进行运行,但通过一段时间的观察后,发现风机的运行电流不高,风机的进口风道风门开度极小,且由于风门开度极小,导致风道内风速较快,使得风道发热严重,且振动较大,对风机的平稳长时间运行带来安全隐患。

从调试期间的一幅工况抓图分析得到以下信息:(1)当时的机组负荷时138.2 MW;(2)当时A、B两台高压流化风机处于运行状态,C流化风机处于联锁备用状态;(3)当时A流化风机的运行电流为11.0 A,进口风门开度为4.1%;(4)当时B流化风机运行电流为15.3 A,进口风门开度为7.6%;(5)当时流化风机送出的总风量为7856 m3/h。从以上的信息可知机组在满负荷情况下所需的流化风量在7800 m3/h左右,而运行的A、B流化风机的电流与额定电流相差较远,与电机运行的经济电流也相差较大(取电机经济运行系数为0.7～0.8之间,则该流化风机电机经济运行电流应在18.83～21.52 A之间)。由此可知,这种运行方式不仅给设备的平稳长时运行带来安全隐患,且运行极不经济。

2 改造方案的设计与实施

鉴于上述分析,我们提出一个设想,将设计的两用一备运行方式改为一用两备的运行方式,若能满足需求,则不仅解决了两用一备运行方式下对风机本身的安全隐患,而且将风机的备用系数从0.5一下提高到了2.0,大大提高了整个锅炉系统运行的安全稳定性,并且每台风机年平均运行出力时间缩短为原来的一半,由此一来,又大大延长了设备的使用寿命,节约了设备的运行维护成本及可观的电能。

武汉鼓风机厂的D100-71型离心风机,标称出口流量为100 m3/min(即6000 m3/h),比满负荷所需的7800 m3/h的风量少了1800m3/h,但从图一我们可以观察到,两用一备的运行方式下,两台风机的电机运行电流均不高,且风机进口风门开度均极小,加起来也只有11.7%(4.1%和7.6%),粗略地估计,若一台风机运行,但将进口风门开度提高到15%上以,若电机的电流不超标,则应该能满足机组满负荷运行所需风量。

由于高压流化风机对锅炉的安全稳定运行非常重要,若锅炉FSSS系统(炉膛安全监控系统)监测到流化风机全停或流化风机出口母管压力低于设定值(20 kPa),则立即发出MFT(锅炉主燃料跳闸)动作信号,使锅炉紧急停炉。在流化风机两用一备的方式下,这种风险要小得多,因为若一台风机故障跳闸,即使备用风机联锁起不来,此时至少还有一台风机在运行,只要能维持住风机出口母管压力不低于设定值20 kPa,锅炉仍能正常运行,这样能给运行和维修人员一定的时间进行故障分析处理。而一用两备的方式,若运行风机故障跳闸,此时联锁备用风机启动稍有迟缓(毫秒级,由于电气控制回路上有硬接点动作过程,这种毫秒级的迟缓完全有可能),则均会因“高压流化风机全跳”或“流化风机出口母管压力低于设定值”而发出MFT动作信号,使锅炉被迫停炉。鉴于此,流化风机由“两用一备”改为“一用两备”的运行方式,必须在联锁保护逻辑上做更细致的考虑,保证不会因为流化风机保护联锁的误动与拒动而引起非正常停炉与其它故事。经现场反复分析与试验,得知将MFT保护解除,在流化风机出口母管压力低于设定值8 s的时间内,不影响锅炉的正常运行,因此我们将流化风机的保护逻辑重新进行设计。将流化风机全停信号经6 s的延时后再送到MFT功能;将出口母管压力低信号经8 s的延时后再送到MFT功能;并将流化风机自身的一些保护停机信号在保证安全的情况下进行一定延时(如流化风机轴向位移过大跳流化机功能延时1 s);将每台风机均设置“第一备用”和“第二备用”联锁开关,如此不仅可以控制备用风机的启动顺序和启动台数,而且可以控制运行风机的台数(即3台风机可以任意台数同时运行),则今后若特殊情况流化总风量不足,可任意增开一或两台风机。

3 改造后的运行状况分析

改造后我们选取近似的工况进行抓图分析,同样得到以下信息:(1)当时的机组负荷时134.4 MW;(2)当时B流化风机处于运行状态,C流化风机处于第一联锁备用状态,A流化风机处于第二联锁备用状态;(3)当时B流化风机的运行电流为17.4 A,进口风门开度为26.0%;(4)当时流化风机送出的总风量为7469 m3/h。由此可见一台风机运行完全可以满足机组带满负荷的需求,并且从电机的运行电流来看,还有一定的余量。其控制逻辑从2010年2月份改造后运行至今均正确无误。

4 改造后的成效总结

(1)将风机进口风门开度由原来的5%左右提高到了20%以上,解决了由于风门开度极小,导致风道内风速较快,使得风道发热严重,且振动较大的问题,为风机的平稳长时运行提高了保障;(2)将风机的备用系数从0.5提高到了2.0,大大提高了整个锅炉系统运行的安全稳定性;(3)将风机的年平均运行出力时间缩短为原来的一半,大大延长了设备的使用寿命,节约了设备的运行维护成本;(4)两台锅炉每年因此能节约厂用电约1377344 kW,按上网电价0.38元/kW计算,每年节约电费约52.3万元(根据三相电机的功率计算公式P=1.732×U×I×CosΦ,则每台锅炉流化风机节约的电能约为:1.732×6000×(11.0+15.3-17.4)×0.85×24×365=688672 kW)。

5 结语

高压流化风机备用系数的改造,“两用一备”改为“一用两备”,虽然字面上只是两个字序的颠倒,但其效果却有天壤之别,不仅很好地解决了生产现场存在的问题,而且产生了可观的经济效益及节能减排的社会效益。

摘要：本文通过对一例CFB锅炉高压流化风机运行状况的分析,提出了一个简单可行的节能改造措施,不仅解决了生产中遇到的实际问题,而且也为当前节能减排工作提供了很好的经验借鉴。

关键词：CFB锅炉,高压流化风机,节能改造

参考文献

[1]朱皑强.循环流化床锅炉设备及系统[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]王常力,罗安.分布式控制系统(DCS)设计与应用实例[M].北京:电子工来出版社,2004.

大型CFB锅炉稳定运行问题探讨 篇4

循环流化床锅炉 (CFB) 燃烧技术是一项近年来发展起来的燃煤技术, 具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、负荷调节比大等突出优点, 在火力发电等行业逐渐推广应用。但是, 随着大容量CFB锅炉机组的投运, 在生产实践中暴露了一些影响其稳定运行的问题。目前影响大型CFB锅炉稳定运行的主要问题有:燃煤粒径的控制、低负荷时的返料不稳、冷渣器的堵渣、飞灰和底渣含碳量高、给煤机的堵煤、受热面积灰, CFB锅炉特征量的在线测量及监视可靠性低等问题。通过对山西漳电大唐热电公司CFB锅炉设备运行中出现问题的探讨, 提高CFB锅炉操作和维护的水平, 确保机组长周期安全稳定运行。

2 燃煤粒度的控制问题

虽然循环流化床锅炉 (CFB) 总体来说具有广泛的煤种适应性, 但对于一台具体型号的循环流化床锅炉, 对煤种却有着较为苛刻的要求, 而燃煤的颗粒度是一个尤为重要的控制指标, 运行中必须严格控制, 这是保证CFB锅炉安全稳定运行的前提。

山西漳电大唐公司使用的循环流化床锅炉的设计入炉煤粒度为<7 mm的宽筛分烟煤。2010年以前, 该公司燃用的是原煤, 入炉煤中>7 mm的比例达16%, 虽然采取了增大一次风量等措施, 但仍然导致床温升高、排渣量增大、排渣损失增加, 严重时排渣管频繁堵塞、低温结焦等较为严重的后果。2010年后改烧中煤, 中煤的特点是灰分大 (50%以上) , 粒度级配不合理 (<0.1 mm的比例较大) , 这又致使尾部烟道积灰严重、床温降低、床压指示失真, 增加了压火操作难度。因此, 运行中应尽量将入炉煤的粒度控制在设计要求的范围内, 粒度级配要合理, 这样才能保证锅炉的安全、经济运行。

3 冷渣器的排渣堵塞问题

影响大型CFB锅炉稳定运行的另一个重要问题是锅炉的排渣堵塞。炉渣的可靠排放是锅炉稳定运行的基础, 也是实现CFB可控制运行的标志。因此, 冷渣器、排渣管道和排渣阀的合理选择及安装是保证排渣系统可靠、合理、稳定运行的前提, 也是锅炉排渣的下级输渣系统———刮板机稳定运行的保证。

山西漳电大唐公司使用的是青岛松灵电力环保设备有限公司生产的LGT12D型滚筒式冷渣机。该机由百叶滚筒、支承机构、驱动机构、进渣装置、出渣装置、冷却水系统和电控装置组成。出渣温度一般<150℃。使用软化学除盐水作冷却水, 工业水也可以, 但易结垢。入渣口侧方装有连接电除尘入口的负压管道, 风冷作用不大, 主要防止灰尘溢出污染环境。

3.1 存在的问题

排渣粒度较大或炉内出现低温结焦的小焦块时, 出渣管入口、排渣阀和冷渣机入口易堵塞且无法在运行中疏通;排渣量较大时, 冷渣器排渣温度过高, 导致刮板机的刮板受热变形严重, 输渣能力降低, 冷渣器支承轮故障率太高, 维修费用增大。这些问题使得锅炉运行经常受制于排渣系统, 造成锅炉降负荷运行或停炉。

3.2 原因分析及采取的措施

排渣粒度较大时, 由于大颗粒流动性差, 排渣孔隙率大, 有少量风一同排出, 造成排渣管内发生可燃物的再燃烧, 甚至结焦, 使得管道转弯、分叉等流动阻力较大的地方产生堵塞。针对这种情况, 采取控制入炉煤粒度和在易堵塞部位加装疏通装置, 基本解决了排渣系统堵塞问题。

对于排渣温度高的问题, 通过对冷却水流量、温度、冷却器前后水温等参数的比对和调试, 确定增加1台冷却器, 将排渣温度控制在150℃以下。冷渣机支承轮损坏问题, 通过观察发现是由于在冷渣机变转速时, 筒体轴向位移大, 支承轮与轮圈错位, 支承轮的两侧轴承受力严重不均衡, 造成支承轮的滚动轴承损坏。将支承轮的宽度由原来的300 mm增加到600 mm, 支承轮的平均寿命得到了大大延长。

4 飞灰和底渣含碳量高

4.1 原因分析

4.1.1 煤种的影响

煤的挥发分和固定碳含量、煤的反应活性、煤的成灰特性都对煤在流化床中的燃尽效果具有重要影响;煤的反应活性通常用煤指数以及燃料比来表示, 两者虽然互为倒数, 但反映实质是一样的:煤的挥发分含量越高, 固定碳含量越低, 煤的反应活性越好;挥发分含量低, 固定碳含量高, 煤的反应活性越差。

4.1.2 给煤粒度的影响

入炉煤粒径及分布特性对煤的燃尽很重要:煤粒径太小, 一次通过炉膛未能燃尽且不能被分离器捕捉的细颗粒多, 飞灰含碳量增大;煤粒径过大, 煤粒比表面积小, 扩散阻力增大, 造成颗粒中心无法燃尽, 底渣含碳量增大。

通过查找相关资料发现, 煤粒直径在0.1 mm以下时, 飞灰含碳量明显增大, 0.03 mm粒径的粒子含碳量最大, 说明这是既不能一次燃尽, 又不能被旋风分离器捕捉的粒子。因此, 降低0.1 mm以下粒子的含量对降低飞灰含碳量至关重要。炉内细颗粒有2个来源:一是煤中本身所含有的细颗粒, 这一部分可以通过调整细碎机间隙使其减少, 但为防止增加大颗粒的含量, 最好改善破碎系统, 在粗碎机和细碎机前增加筛分装置, 避免颗粒的重复破碎;二是煤在燃烧过程中通过一二次破碎和磨损产生的细颗粒, 这是主要来源。山西漳电大唐热电有限公司燃煤粒度5 mm以下的份额2008年度为34.155%, 远远超出了设计的6%~16%的要求。加上通过破碎及磨损产生的细料, 炉内的整体平均粒度偏小, 粒径0.1 mm以下的颗粒较多, 造成飞灰含碳量偏高。

4.1.3 给煤方式的影响

给煤方式分为前墙气力播煤和后墙回料腿给煤。原先认为后墙回料腿给煤可以对煤进行提前加热, 有利于煤的快速燃烧和燃尽。但经过实际运行和研究发现, 由于大量的集中给煤, 在回料腿内也只有部分煤能被提前加热, 由于缺乏足够的氧与煤接触, 后墙回料腿给煤并不利于煤的燃烧, 且这种给煤方式系统复杂, 故障率高, 因此此种给煤方式逐渐淡出。前墙气力播煤借助热一次风的温度, 可以有效地对煤进行预热, 同时给煤口较多, 不存在播煤口处严重缺氧问题。但应注意播煤风压力必须合适, 以确保将煤均匀地播撒到床面上;缺点是两侧给煤口距离排渣口 (侧墙排渣) 较近, 导致很多煤来不及燃烧而通过排渣口排出, 造成底渣含碳量增大。

4.1.4 一、二次风配比的影响

循环流化床锅炉具有区别于煤粉炉的燃烧特点:循环流化床密相区虽然是富氧区, 但呈现独特的还原-氧化特征, 且还原占主导地位;在密相区, 空气主要以气泡相向上运动, 与颗粒团之间形成边界层, 阻碍了氧气向颗粒表面的扩散, 煤的燃尽需要较长时间。循环流化床稀相区的燃烧, 应属于典型的扩散燃烧, 但由于循环流化床内细颗粒容易形成颗粒团, 氧气向焦炭颗粒的扩散较强, 处于动力-扩散控制。另一方面, 颗粒团的存在使循环流化床稀相区形成絮状的颗粒流, 在其运动过程中与周围的空气产生边界层;且循环流化床的二次风往往是以煤粉炉为基础设计的, 并没有考虑到循环流化床特殊的气-固两相流, 因此其刚性和穿透能力远没有达到实际要求, 所以稀相区的燃烧并没有想象中那么理想, 处在颗粒团内部的颗粒仍处于缺氧燃烧, 燃烧速率很慢 (细颗粒越多, 此种现象越严重) 。这是造成循环流化床飞灰含碳量普遍偏高的另一个原因。

4.1.5 运行参数的影响

运行参数主要包括床温、床压、过剩空气系数 (氧量) 、炉内气固流速 (停留时间) 等。

床温:床温越高, 煤的燃烧速率越快, 但循环流化床床温在850~950℃之间, 属于低温燃烧, 煤燃尽所需时间长, 不利于煤的燃尽。

床压:循环流化床在密相区形成一个由大量炙热物料组成的床层, 物料的多少就用床压表示, 它主要作用就是对燃煤进行加热燃烧, 床压直接影响煤的燃烧效果, 床压低, 蓄热量低, 不利于煤的混合燃烧, 煤颗粒得不到足够的停留时间而排出炉膛, 底渣含碳量增大;床压过高, 为保证流化一次风增大, 炉内烟气速度增加, 飞灰含碳量增大, 炉内磨损加剧, 因此存在一个最佳的床料量 (床压) 。

过剩空气系数 (氧量) :炉内氧量保持设计值是比较好的, 但也应根据实际锅炉的运行数据及测量数据进行调整, 在一定范围内保持较高过剩空气系数 (即过氧燃烧) , 以有利于煤的燃尽;但过剩空气系数过大反而降低炉膛温度, 增加飞灰含碳量、排烟损失和炉内磨损。

炉内烟气流速 (即烟气在炉内的停留时间) :炉内烟气流速过大, 造成飞灰含碳量增大;对于底渣来说, 停留时间越长, 燃烧越充分。但受到床压上限的影响。

4.1.6 旋风分离器效率的影响

旋风分离器效率直接决定锅炉负荷特性和飞灰含碳量。分离器的分离效率主要受到进口气流的分布及流动特性、进口含尘浓度、进口烟气速度、分离器直径、内筒的高度、回料器工作情况等影响。

4.2 降低飞灰、底渣含碳量的措施

(1) 从煤质入手:购买符合设计要求的煤, 尽量保证挥发分>15%, 降低含硫量。

(2) 改善燃煤粒度分布特性:降低燃煤中大颗粒及过细颗粒的含量, 增加1~3 mm颗粒的份额, 使得燃煤粒度曲线向“两头小、中间大”的方向靠拢。

(3) 在保证流化的前提下, 尽量维持高床压、低一次风量、高二次风量的运行方式。这从该公司1#、2#炉与3#炉的对比中就能发现, 3#炉飞灰在5%以下, 底渣在4%以下, 燃烧效率明显高于1#、2#炉。

(4) 尽量高床温运行:对1#、2#炉来说, 在维持高床压的情况下, 尽量提高运行床温;具体措施应联系锅炉设计人员适当调整上、下二次风的配比, 降低下二次风, 提高上二次风。

(5) 上下层二次风的使用:煤质好时维持较大的下二次风, 强化氧向煤粒的扩散;煤质差时, 采用较大上二次风, 较小的下二次风, 尽量提高床温。改变二次风喷嘴结构, 增加二次风射流的刚性。

5 返料不稳问题

2006年公司240 t/h循环流化床锅炉投运以后, 多次出现回料阀返料不稳现象。停止返料时, 床压急剧下降, 床温异常升高, 超温结焦;当返料时床压突增, 造成床压满表, 使得一次风量小于最低流化风量或炉膛负压超三值而发生MFT, 被迫停炉。通过对历次事故数据的分析, 发现回料阀返料不稳多发生在下列几种运行工况下:

(1) 低负荷运行一段时间之后, 即蒸发量<140 t/h连续运行时间超过6 h。

(2) 密相区下部床压长时间低于3 k Pa运行。由于低床压运行即使返料不稳也基本不会造成压床, 所以这一点容易被人们忽略。

(3) 一二次风配比严重失调, 主要是一次风量明显大于正常所需风量时。

(4) 一次风、二次风、返料风和松动风进行大幅度的调整以后。

(5) 煤质发生较大变化时。

对以上的现象进行总结, 不难发现以下几个问题:

(1) 低负荷和低床压都会使得参与外循环的物料减少。一次风量太大, 烟气的夹带和扬析加剧, 烟气所带走的灰分也会增加, 同样会使得参与外循环的物料减少, 料腿料位下降。

(2) 低负荷对应的是低风量, 风量的减少使得分离器入口烟气流速降低, 分离器的效率与烟气流速呈非线性正比关系, 这样也会使得参与外循环物料的减少、料腿料位下降。

(3) 煤的粒径变大, 同样会使得参与外循环的物料减少。

由于料腿料位的下降, 当运行工况发生变化, 如炉膛负压、床压、风量、给煤量等有耦合关系的参数发生波动时, 有可能会使回料阀下降段压力等于或小于上升段压力, 出现返料中断的情况;也可能出现料腿吹空, 返料风反串, 封住分离器分离下来的循环灰, 使得循环灰在分离器下部喇叭口堆积。循环灰一旦堆积到一定程度, 由于自重、振动和负压波动等原因突然大量进入料腿, 造成返料量激增、床压快速增高的现象。从该厂锅炉低负荷返料不稳时出现过的2次从料腿下部入孔不严密处向外喷灰的问题, 也可以证明有返料风反串的现象。针对这种情况, 从技术上考虑, 应注意以下几点: (1) 负荷变动时尽量避免大增大减, 使各参数平稳地进行变化。正常运行时风量不要频繁地进行大幅度调整。 (2) 适度对锅炉返料腿进行技术改造, 降低返料腿阻力, 有效杜绝锅炉低负荷期间返料风反串的问题。2009年该公司对锅炉回料阀进行了技改, 降低了回料阀高度。 (3) 降负荷时应先增大排渣, 等床压降低后再降一、二次风, 以降低回料阻力。但床压不可太低, 防止造成参与循环的物料太少。 (4) 煤质发生变化时, 运行应密切监视炉膛差压 (密相区上部床压与炉膛出口压力的差值) , 一般保持炉膛差压在0.9~1.8 k Pa, 从而保证分离器进灰量维持在一个相对稳定的工况下。

通过以上几种方法的综合治理, 目前该公司锅炉返料问题已经得到解决。

6 CFB锅炉特征量在线测量和监视可靠性低

在CFB锅炉的运行中, 除了需要煤粉锅炉所常用的测量装置外, 还有许多数据需要监测和控制。例如:炉膛布风板上密相区的床温、布风板的料层厚度、布风板的床层压力、炉膛流化风量、回料阀温度和料腿料位等。

因此, 在CFB锅炉中设置了床压、风量、床温等在线检测装置。但在实际使用中却经常发生所测数据不可靠的问题, 容易造成运行人员的误判断。造成数据不可靠的主要原因是:

(1) 安装位置受到所测环境的影响, 易堵塞。安装的吹堵装置吹堵效果不明显, 形同虚设。如:床层压力测点, 床温测点等。

(2) 测点的连接管或其接头漏气。

(3) 在管道设计中没有考虑预留足够的直管段或离风门较近等。

(4) 测量装置本身存在问题。

(5) 考虑耐磨后, 温度测点的灵敏性较差或反应迟钝, 不能及时反映参数的变化情况。

为保证监测数据的可信与可用, 需要从测量装置的选型、管道设计、部件安装等环节抓起, 避免出现监测故障, 影响运行人员的正确判断。

7 给煤机的堵煤和断煤

炉膛给煤口位于炉膛的密相区, 由于CFB锅炉为微正压运行, 当发生堵煤时, 如果堵煤信号不够灵敏, 则会造成给煤机内严重积煤;当发生断煤或烧空仓时, 极易造成给煤机的烧损事故。

在运行中, 必须密切监视给煤机密封风风量。当发现此风量有异常时, 应及时停用该给煤机, 并迅速关闭给煤机落煤管的出口阀。维修人员一定要保证给煤机落煤管出口阀的灵活可用, 并能够可靠关断。运行人员要定期检查煤仓的煤位情况, 及时通知燃料上煤, 一定要避免出现烧空仓的情况, 否则后果不堪设想。

8 受热面积灰问题

该公司采用的是声波吹灰, 从使用效果看很不理想, 导致主蒸汽温度低, 排烟温度偏高等问题。该公司240 t/h CFB锅炉的尾部竖井烟道设置了18台声波吹灰器, 声波吹灰器分为9组, 每2组吹灰时间间隔为10~15 s, 按程序控制顺序执行。锅炉稳定运行过程中, 当声波吹灰器投用后, 锅炉对流受热面管子上应无明显积灰, 但由于公司燃用高灰分煤种, 实际吹灰效果没有达到要求。