300MW循环流化床论文

300MW循环流化床论文（精选9篇）

300MW循环流化床论文 篇1

1 概述

云南大唐红河电厂是大唐国际在云南新投产的第一、二台国产化300 MW循环流化床锅炉洁净煤燃烧机组。锅炉主要由单炉膛、4台高温绝热旋风分离器、4台回料阀、4台外置式换热器、尾部对流烟道、4台冷渣器和1台回转式空预器等组成。单炉膛采用裤衩腿、双布风板结构, 炉膛内蒸发受热面采用膜式水冷壁及水冷壁延伸墙结构。水冷布风板采用大直径钟罩式风帽, 具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。300 MW CFB锅炉结构简图如图1所示。

2 结焦的分类

2.1 高温结焦

高温结焦是料层或物料整体温度水平高于煤质变形或熔融温度时所形成的结焦现象。高温结焦的原因是料层含碳量超过了热平衡所需要的数量, 特点是结焦面积大、焦块硬度高、区域之间连成片甚至波及整个床面。

2.2 低温结焦

低温结焦是料层或物料整体温度水平低于煤质变形温度、局部超温而引起的结焦现象。低温结焦的根本原因是局部流化不良使局部热量不能迅速传出;低温结焦的特点是结焦仅涉及炉内料层、分离器、回料阀和冷渣器等局部范围, 焦块硬度较低, 区域之间互相的连片程度较差, 结焦区域焦块松散。

3 循环流化床锅炉结焦现象

循环流化床锅炉发生结焦现象时, 床温急剧上升, 达到或超过煤中灰熔点温度, 燃用煤样工业分析见表1, 这时灰质开始软化变形甚至变成液态, 迅速在整个床面蔓延开来;堵死布风板风帽上的风孔, 使风室压力升高, 而床压降低, 在3～5 kPa之间波动;炉膛内物料循环减少, 传热减弱, 燃煤大量进入后热量不能被水冷壁迅速有效吸收, 形成爆燃现象, 温度、氧量大幅波动 (燃烧室密相区上部温度变化率最高值达到83 ℃/min以上, 氧量在11.7%至0.2%之间波动) 。随着结焦的不断恶化, 一次风机、引风机的出力相对下降, 炉膛压力在+1 000～1 000 Pa之间波动 (保护动作值为3 000 Pa) , 机组带负荷能力大幅降低。由于燃烧在料层表面进行, 炉膛温度波动大, 这时需要投油助燃, 才能维持炉膛最低稳燃需要。当炉膛所有排渣口都无法排渣时, 意味着整个床面都已结焦, 同时有很多异常现象发生。2007年7月10日, 红河电厂2号机组锅炉高温结焦使4号称重给煤机烧毁, 是因为回料阀结焦使高压流化风携带高温烟气突破给煤密封风, 沿密封风管反串至给煤机, 造成称重给煤机皮带烧毁, 但与炉膛相连的埋刮板却正常运行。

4 循环流化床锅炉结焦的原因分析

4.1 设备缺陷的原因

布风板设计上不合理、风帽质量及安装的缺陷都可能导致锅炉运行中结焦。施工时由于耐磨耐火材料的选型及施工及烘炉质量问题, 运行中很容易导致耐火材料的大面积脱落, 影响物料的流化。调试过程中最低临界流化风量的标定及最低稳燃负荷实验误差较大, 也是引发结焦的诱因之一。

4.2 运行方面的原因

就运行方面而言, 结焦的主要原因跟运行人员的调整方式及运行经验密切相关。在锅炉启动时由于风量、负荷及各种参数变化很大, 调整较为困难, 加之床压偏低等因素的影响, 很容易造成给煤过多、过快, 未及时加大一、二次风量或风和煤比例失调, 造成床料超温。在锅炉正常运行过程中, 由于参煤均匀的原因, 煤质变化过快而没及时减煤, 造成温升过快, 达到结焦温度, 这种情形在自动控制失灵或运行人员麻痹大意时最易发生。2007年12月04日, 红河电厂2号机组在压火恢复负荷过程中, 控制DEH系统的CPU突然发生故障, 负荷无法增减, 导致锅炉侧汽温、汽压及床温急剧上升, 幸亏水位保护正确动作, 避免一次恶性事故的发生。现在, 很多电厂为了节能降耗, 保证机组处于最经济的方式下运行, 降低厂用电, 运行人员尽可能的降低一、二次风量, 关小外置床以减小减温水量, 经常出现一二次风比例失调、低氧燃烧、高床温运行、低于临界流化风量现象, 这为炉膛的超温结焦埋下了隐患。

4.3 维护检修方面的原因

设备维护不佳, 不能及时消除锅炉缺陷, 将造成锅炉结焦。如锅炉启动前没有很好的清理检查风帽, 将造成局部流化不良结焦;耐磨耐火材料、风帽和主要热工表计的健康水平较差, 尤其在锅炉爆管停炉后, 检修人员为了能较快进入炉膛, 节省检修时间, 往往采取炉膛通冷风冷却, 甚至用浇水的方法降温, 人为破坏了耐磨耐火材料的材质特性, 耐磨耐火材料会大面积脱落。辅助设备不能正常投运, 也是造成锅炉结焦一大原因。2007年7月10日, 红河电厂2号机组, 在锅炉爆管检修结束后, 炉膛及4个外置床都需要添加床料到规定值才能启动。2号炉加床料系统一直处于不能正常运行状态, 人工添加则势必影响启动计划时间。为了按时启动, 在检修人员向炉膛添加了约270 t床料后 (规定值为560 t) , 采用往煤中摻河沙的方法通过给煤线向炉膛添加亏损的物料。由于床料亏损太多, 外置床锥阀又存在变形关不到位的缺陷, 物料流化后, 床料大量进入处于空室的4个外置床, 导致床压在启动初期就变得很低, 风量难以控制, 床温很高, 原有的床料大部分被吹走。为了尽快恢复床压, 向煤中添加了很多不合规格的河沙, 引起物料流化困难, 炉膛燃烧恶化, 形成堆积燃烧、区域性低温结焦, 在无法带负荷的情况下投油助燃, 最终导致整个床面4个分离器灰料腿全面结焦。

5 防止循环流化床锅炉结焦的主要措施

5.1 技术方面的措施

防止锅炉结焦的前提是在启动和正常运行过程中保证良好的流化工况, 防止床料沉积, 积极改善燃煤的焦结特性, 做到科学搭配, 搭配均匀, 对经济运行和预防循环流化床锅炉结焦具有明显的实用意义。

启动前所有床面物料按规程要求填加完成, 粒度满足要求, 确保燃烧系统正常运行;给煤粒度符合设计0～50 mm要求, 随时查看入炉煤粒情况并加强煤控联系;认真检查风帽、风室, 清理杂物, 启动时应进行冷态临界流化试验, 确认床层布风均匀, 流化良好, 床料面平整, 保证临界流化风量;检修时提高设备的健康水平, 特别是耐磨耐火材料、风帽和主要热工表计的健康水平, 如红河电厂将耐磨耐火浇注料替换耐磨耐火砖, 大大改善了耐磨耐火材料容易脱落的状况 。对排渣系统及设备进行合理改造, 确保锅炉运行中排渣正常。启动和正常运行过程中加强外置床、冷渣器与回料阀的运行调整, 严格控制料层差压在9～11 kPa之间;运行中合理配风, 保证床温、氧量等参数在规定范围内;运行人员发现有结焦现象立即汇报相关领导, 同时减少煤量、加大一次风量吹扫, 并加强排渣或进行床料置换;如果确认炉内已经局部结焦, 经过处理仍然没有好转, 应立即汇报相关领导申请停炉。

5.2 管理方面的措施

从预防管理做起, 制定切实可行的循环流化床锅炉防止结焦的应急预案, 并针对循环流化床锅炉受热面易磨损问题制定定期停运检查周期。以标准化规范生产管理流程, 将说明书中对于炉膛和外置床的加床料量和粒径等写入规程或作为规程的补充措施, 要求运行人员认真执行。同时将床压低作为锅炉禁止启动的条件, 在启动过程中严格按规程执行。细化床料的管理规定, 设置专人和固定地方管理和存放床料, 床料要合格粒度的干床料, 河砂的选择要经过严格的筛选, 特别是钠、钾含量要低。认真调研锅炉加床料系统, 对目前该系统存在的问题进行改造, 便于床压低时及时补充。安装渣仓连续料位计, 实时监视渣仓料位, 并制定渣仓放渣管理规定。完善缺陷管理, 对影响锅炉启动及正常运行的缺陷必须安排专人进行处理, 尤其要保证4个锥形阀开关正常、行程到位;外置床、回料阀各室流化风门开关正常、行程到位、关闭严密, 在炉膛和分离器上合适的位置加装观察孔并改造外置床锥阀观察孔, 直接可以观察炉内燃烧工况, 避免盲目下结论。加强运行管理, 明确规定锅炉点火前要做流化均匀性试验, 以检查床面的流化情况。运行中定期记录典型工况并安排专人组织对比分析, 发现炉内燃烧异常, 特别是床温有超温现象, 即出现床温测点偏差大、下部偏低、上部偏高的情况;两侧床压测点偏差大, 无法吹平, 应立即申请停炉检查不得拖延。定期组织运行人员对运行说明书及运行规程认真学习, 严格按照规程进行调整和处理事故。

6 结束语

综上所述, 导致流化床锅炉结焦的因素很多, 随着流化床锅炉运行、检修经验的不断增强, 人为因素的锅炉结焦及严重的高温结焦完全可以避免。

摘要：以红河电厂一次高温结焦为范例, 阐述了循环流化床锅炉结焦的现象及原因, 并从技术及管理方面提出了预防结焦的措施。

关键词：结焦,技术,管理,CFB锅炉

参考文献

[1]党黎军.循环流化床锅炉的启动调试与安全运行[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]路春美, 等.循环流化床锅炉设备与运行[M].北京:中国电力出版社, 2004.

300MW循环流化床论文 篇2

本锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超高压、一次中间再热自然循环单汽包循环硫化床锅炉，过热蒸汽流量465t/h(B-MCR工况)。与135MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机定压(滑压)启动和运行。锅炉采循环流化床燃烧技术，循环物料的分离采用高温绝热分离器。锅炉采用平衡通风。

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。燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁，水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。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Ⅱ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性，使锅炉过热汽温和再热汽温具有良好的调节特性。

锅炉采用2个内径为8.08米的高温绝热分离器。高温绝热分离器回料腿下布置一个非机械型回料阀，回料为自平衡式，流化密封风用高压风机单独供给。

以上三部分构成了循环流化床锅炉的核心部分----物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应。经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。

燃烧室与尾部烟道包墙均采用水平绕带式刚性梁来防止内外压差作用造成的变形。

锅炉设有膨胀中心，各部分烟气、物料的连接烟道之间设置性能优异的非金属膨胀节，解决由热位移引起的密封问题，各受热面穿墙部位均采用国外成熟的密封技术设计，确保锅炉的密闭性。

本锅炉采用ALSTOM循环流化床锅炉技术，具有以下优点：

A.燃料适用性广;B.低硫排放;C.高燃烧技术;D.低NOX排放;E.消除溶渣;F.较大负荷调节比

循环流化床锅炉中，由于大量高温循环粒子不断流经燃烧室、分离器和回料阀，所以存在着磨损问题，为使锅炉长期安全可靠运行在以下表面采取了防磨措施：

A.高温绝热分离器及料腿内表面;B.回料阀内表面;C.高温绝热分离器和对流烟道之间的连接烟道内表面;D.下部燃烧室内表面和部风板上表面;E.双面水冷壁、过热器屏、再热器屏穿前墙处周围水冷壁向炉膛侧外表面;F.燃烧室出口烟道及出口烟道周围的后墙、侧墙、双面水冷壁外表面;G.双面水冷壁、过热器屏下部和再热器屏下部外表面;H.冷渣器内表面。

采用钟罩式风帽，每个风帽由较小直径的内管和较大直径的外罩组成，外罩与内管之间用螺纹连接。这种风帽具有流化均匀、不堵塞、不磨损、安装、维修方便的优点。

为加快启动速度，节省燃油，采用了床上和床下启动燃烧器结合的方式。

2.2 结构、系统施工特点，试运问题分析

2.2.1 正压运行的循环流化床锅炉对密封的影响。

循环流化床锅炉炉膛区域为正压燃烧，故施工中尤其要注意炉膛密封及所有与炉膛接口的风管道、物料管道、油枪、测点等的密封焊接;否则将造成运行时物料外漏，影响运行环境，降低锅炉的热效率，增加检修的工作量，情况严重时将造成被迫停炉。在安装过程中，对26个二次风口，4个给煤口，4个回料阀接口，4个床上点火器接口，4个冷渣器接口焊缝进行了仔细焊接检查，并做了严密性试验后进行保温，经过试运验证，此部分密封是成功的。在试运过程中，也出现过泄露，主要是水冷风室结构不合理，造成漏风漏烟现象。另外，联络管处也出现泄露，属于设计原因。

床下点火燃烧器非金属膨胀节在安装过程中也是难点，再三号炉试运过程中，出现膨胀节烧坏现象，四号炉吸取三号炉经验教训，保证焊缝严密不漏，膨胀节安装时，保温材料添实，并在外部加装钢丝网，从而保证四号炉床下非金属补偿器没出过任何问题。 2.2.3 旋风分离器对整体安装的影响

旋风分离器是CFB锅炉的.核心部件之一，其设计、布置是否合理直接关系着锅炉系统制造、安装、运行、维修等各方面的经济性与可靠性。

旋风分离器采用地面组合，由于其体积大，在锅炉封顶前先吊入，以免影响钢架吊装进度，在安装过程中，每个旋风分离器锥段与直段组合，进出口烟道分片组合吊装，回料阀安装时，应保证与炉膛距离，非金属补偿器的安装错位也不应忽视，如安装不正确，可能导致膨胀节撕裂。

2.2.4 试运问题分析

回料阀在试运时发生振动，因其吊杆无法调节，一直没有解决。因此部位受冲击较大，回料阀晃动解决是一个难点。

尾部受热面在试运初期发生低频共振，怀疑安装问题，但检查后没有发现问题，发生低频共振时，主要在低温再热器部位，总风量在40万m3/h以上，低再压差500Pa，在总启动时，低频共振没有再发生。分析其原因，可能是受热面积灰，改变了低再的共振频率，这应该是其主要原因。

尾部受热面发生撕裂，分析原因，因其密封墙盒是一个整体，与受热面膨胀量不同，因此发生，建议密封墙盒采用分体式，或在墙盒处加膨胀节。

2.2.5 与保温交叉施工

次炉型因其浇注料施工量很大，为了不影响工期，采用分段交付，炉膛及分离器要先施工完成。冷渣器顶盖采用地面浇注，然后吊装，旋风分离器顶盖、分离器进出口顶部采用先安装加固，待烘炉完成后再上顶板。

在试运时，发生顶板撕裂现象，因其膨胀不均，这一部分焊接要保证质量。

2.2.6 风帽的施工

风帽作为CFB锅炉的典型设备主要布置在风室水冷壁、

回料阀、冷渣器等处，施工时需仔细核对厂家图纸，主要在风帽的安装角度、固定方式及高度注意。防止角度偏差造成床料流化不均或磨穿风帽，床压达不到设计值从而影响锅炉的出力。

风帽安装完毕应注意防护，投用前和停炉检修期间注意检查风帽上的孔眼是否畅通。

2.2.7 烘炉

CFB锅炉内部大量采用耐磨、耐火浇、砌筑料，施工养护完毕要进行烘烤使其达到设计强度。耐磨、耐火浇、砌筑料的烘烤一般按照材料厂家提供的烘炉曲线制定具体的施工方案。根据不同的炉型结构和现场环境条件，一般将烘炉分为低、中、高温三个阶段。

本锅炉一二阶段采用烘炉机烘炉，此阶段完成后，冷渣器，床下点火燃烧器，回料斜腿第三阶段烘炉也已完成。第三阶段烘炉采用床下床上点火枪，床下点火枪采用400Kg/h，床上点火枪采用975Kg/h(正常运行时，床下点火枪采用400Kg/h、975Kg/h，床上点火枪采用1500Kg/h)。

在试运过程中，床下点火风道出现轻微脱落现象，原因是配风比不合适，造成油柱直接冲刷浇注料，从而使部分浇注料脱落。

3 小结

300MW循环流化床论文 篇3

关键词循环流化床；汽包水位；异常；调整

中圖分类号TK文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)071-0164-01

广东粤电集团云浮发电厂三期工程为2×300MW循环流化床锅炉，汽轮发电机组配套的锅炉是上海锅炉厂有限公司生产的亚临界中间再热，单锅筒自然循环、循环流化床锅炉，型号SG-1036/17.5-M4506。机组配置2台50%B-MCR容量的气动调速给水泵和1台50%B-MCR容量的电动调速给水泵。一般在正常运行中，二台汽动给水泵作为运行泵，电动给水泵作为备用泵。三台泵均能接受CCS系统的指令，自动调节水位。

在电厂运行生产过程中，汽包水位是一个重要的监视参数。汽包水位过高、过低都将危及锅炉和汽轮机的经济、安全的运行。在机组调试及投产初期．发生过多次因汽包水位异常造成的非计划停运。

1事故经过列举

1）2010年7月12日，05：43，#5锅炉汽包水位自动失灵，水位低引发锅炉MFT保护动作及两台引风机跳闸，导致发变组与系统解列。

2）2010年7月31日，#5机组滑参数停机过程中。05：40，机组带90MW负荷，主蒸汽流量300T/H，给水流量从300T/H突增到401T/H，汽包水位从-15mm上升至87mm，因当时电动给水泵投自动，给泵转速随即由4012r/min降至2828r/min，05：42，因前置泵流量小于280T/H，给泵再循环门自动打开，给水流量突降至0T/H，05：44汽包水位低Ⅲ值-250mm报警，锅炉MFT保护动作。后手动调节给泵转速由2165r/min升至4990min，给水流量710T/H，水位最低至-405mm。

3）2010年8月24日，#6机组负荷300MW，主蒸汽压力17.4Mpa，主蒸汽流量945T/H，在17：23：38-17：24：26汽包水位维持+77mm不变，给水流量由875T/H自动下降至737T/H，致水位-50mm低一值报警，运行人员退给水泵自动，给水流量增至1156T/H，17：25：10，增启备用电动泵，但为时已晚！17：25：39，汽包水位-250mm，锅炉MFT保护动作，跳引风机，联跳汽机及发变组，水位低至-330mm。

2原因分析

影响汽包水位变化的主要因素：

引起水位变化的基本因素主要有两个：一是物质平衡遭到破坏，当给水量与蒸发量不相等时，必然会引起水位的变化；二是工质的状态发生改变时，即使能够保持物质平衡，水位也仍有可能发生变化。

影响水位变化的主要因素有以下几点：

1）锅炉负荷变化对水位的影响。汽包水位是否稳定，首先取决锅炉负荷及蒸发量的变动量及其变化速度。因为负荷变化不仅影响蒸发设备中水的消耗量，而且还会造成压力变化，引起锅炉水状态的变化。当负荷变化缓慢，锅炉的燃烧调整和给水调整配合较好时，水位变化是不明显的。但当负荷突然变化时，水位会迅速波动。

2）炉内燃烧工况对水位的影响燃烧工况的改变对水位的影响也很大。在机组负荷不变的情况下，强化燃烧时，水位将暂时升高，然后又下降；燃烧减弱时，水位将暂时降低，然后又升高。这是由于燃烧工况的改变使炉内放热量改变，因而引起工质状态发生变化的缘故。

3）给水压力变化对水位的影响。给水压力变化时，将引起给水量变化，破坏给水量与蒸发量的物质平衡，引起汽包水位的波动。如给水压力增加时，给水量增加，水位上升；给水压力降低时，给水量减少，水位下降。

综合分析几起事故经过以及影响汽包水位变化的因素可以发现，汽包水位异常引起炉MFT的原因可以归纳为如下几个方面：①运行人员在调节汽包水位时，未注意给水泵出口压力、汽包压力、调门开度及给水泵勺管开度，未注意给水流量变化，未认真监视调整汽包水位。②运行人员对“汽包水位”这样重要的参数监视程度不够，同时也没有深刻理解汽包水位过高或过低对整个机组经济和安全的影响。特别在锅炉停炉过程中，没有充分掌握给水自动调节的特性，没有及时对参数进行监视和调整，进而导致事故的发生。

3暴露的问题和改进措施

1）值班员操作不够熟练，专业技能有待提高。火电厂的集控运行，主要包括汽机、锅炉、电气3个专业。在现行的全能值班工作中，运行人员应加强专业间的技术沟通和交流，特别是在重大操作和参数异常情况下的配合。逐步从“一专”走向真正意义上的“全能”值班。

2）运行人员对参数监视不力，事故预想不足。特别是以下几种工况中，应加强对水位的监视与控制：①启停炉及升降负荷时。②燃烧不稳（煤质差或给粉机跳闸等）时。③锅炉受热面泄漏时。④定期排污时。⑤安全门或向空排汽门动作时。⑥切换给水管路时或汽机切换给水泵时。⑦甩负荷时。

从以上几起事故中可以发现，监盘操作人员对参数监视不力，在锅炉停炉过程中水位重视程度不够。在汽包水位、蒸汽流量、汽温、汽压等重要参数均已开始发生变化时，仍未及时发现并采取措施，而是等到汽包水位报警之后才发现情况异常，延误了事故处理的时间。因此，应加强员工的安全意识和安全责任教育，树立起“工作就意味着责任”的思想意识，时刻牢记“安全无小事”，深刻认识到自己的每一项操作，都关系到全厂设备的安全运行。

3）事故预想和危险点分析工作有待加强。在启、停炉或其它重大操作之前，值长。控长或主值应组织相关人员，针对操作过程中可能出现的问题进行必要的讨论，根据当时设备的运行情况做好事故预想和危险点分析。并由值长.控长或主值对该项操作的危险点、应注意事项、可能造成的影响等情况进行分析汇总，向工作人员交底，减少操作上的失误。

4）对设备连锁逻辑不熟悉。当每一台给水泵的前置泵进水流量低于280T/H时，其再循环调整门自动打开；当前置泵进水流量低于160T/H而再循环调整门开度小于80%时则该给水泵跳闸。运行中没有提前考虑切换至电动给水泵运行，或者提前打开再循环调整门来控制给水流量。

5）班组安全管理工作有待提高。通过事后的分析会得知，事故发生前的一段时间内，控制盘前运行人员分工不明确，正是操作不到位，引发了后来的事故。因此，运行班组应加强安全管理，合理安排工作。在开、停机或机组有重大操作项目时，应明确分工，互相监护；同时做好事故预想，落实责任到人，以保证事故处理能有条不紊地进行。

4结束语

综上所述，在锅炉运行过程中，无论发生何种情况，运行人员都应该小心谨慎，做好事故预想。严密监视机组负荷、汽包水位、蒸汽流量、给水流量、给泵再循环开度以及汽动给水泵的遥控是否投入，任两台给水泵并列运行时，应交叉调节两台泵的出力，避免两台泵的出力相差大，造成一台泵超出力，另一台泵由于流量低，再循环门自动打开，甚至泵跳闸，对给水流量以及汽包水位的影响更大。运行人员操作不够熟练也是一个不容忽视的原因!运行人员应清楚了解所有的自动调节逻辑和保护逻辑。因此，我们必须深刻理解影响汽包水位变化的因素，进而才能够准确地对汽包水位进行调节，避免电厂中事故的发生。只有做到有备才能无患，才能降低由于汽包水位造成事故的可能性。

参考文献

[1]陈鸿伟.锅炉汽包水位影响因素分析[J].电站系统工程,2007,2.

[2]刘爱中.大型循环流化床锅炉设备与运行[M].北京:中国电力出版社,2006.

300MW循环流化床论文 篇4

在持续发展的背景下, 近年来我国循环流化床锅炉在热电厂中的应用更为广泛, 对推动热电厂的发展具有重要意义。循环流化床锅炉运行具有污染低以及效率高等优点, 符合绿色生产的理念, 其中300 MW循环流化床锅炉正式应用的时间比较短, 在使用过程中还存在一定的问题, 为保证生产效果, 就需要对其燃烧系统进行调整, 针对存在的问题进行分析, 选择合适的措施进行处理, 争取不断提高其运行效果。

1 300 MW循环流化床锅炉运行原理

在鼓泡流化床燃烧的基础上进一步发展起的一种循环流化床燃烧, 二者统称为流化床燃烧技术。传统煤的燃烧方式有两种, 分别是层燃和悬浮燃烧。悬浮燃烧是先将煤磨成细粉, 然后通过空气流经燃烧器将煤粉喷入炉膛, 并在炉膛空间内进行燃烧;层燃则是将煤均匀分布在金属栅格上, 形成一块均匀的燃烧层, 空气以较低速度自下而上通过煤层使其燃烧[1]。当风速比较低时, 煤层固定不动, 表现出层燃的特点。然而当风速不断增加并增加到一定值 (即最小流动速度) 时, 布风板上的煤粒子将被气流托起, 床层开始松动, 气体对粒子的作用力和粒子的重力达到平衡, 促使了整个燃料层具有类似流体的特性, 继而形成了鼓泡流化床燃烧。然而当风速继续增加并超过多数粒子的终端速度时, 大量烟灰粒子和未燃尽的煤粒子将会被气流带出流化床层和炉膛, 为了避免煤炭资源的浪费, 使煤粒子尽可能的燃尽, 可将他们从燃烧产物的气流中分离出来, 送回并混入流化床继续燃烧, 从而建立起大量烟灰粒子的稳定循环, 形成了循环流化床燃烧。当风速超过所有煤粒子终端速度时, 继而可形成煤的气力输送, 同时煤粒子足够细, 则可用空气通过专用的管道和燃烧器送入炉膛使其燃烧, 这就是煤粉的悬浮燃烧。现阶段的层燃, 在空气流和燃烧颗粒间的相对速度比较大, 燃料粒度组成不均且燃烧反应面积有限, 因此, 层燃就煤炭的利用率比较低。悬浮燃烧时, 燃烧反应面积极大的增加, 使的反应速度极快, 燃烧强度和燃烧效率很大程度上提升。而流化床燃烧介于二者之间。

2 锅炉燃烧调整主要方式分析

在对锅炉燃烧系统进行调整时, 一般会选择用自动发电量控制方式, 主要包括了调节负荷频率、监视机器性能、控制经济调整度等功能, 对提高循环流化床锅炉运行效率具有重要意义。此种调整方式主要可以分为两种方法, 第一既以炉跟机为基础的协调控制方式, 应用此种调整方式的锅炉主控与汽机主控一般都是采用自动控制方式;第二则是以机跟炉为基础的调节方式, 与炉跟机调节方式不同, 控制方式中汽机主控选择的是自动控制措施, 而锅炉主控采取的为手动控制方式[2]。

3 300 MW循环流化床锅炉燃烧系统调节措施分析

3.1 低发热量煤管理

燃烧选择的煤质量也是影响锅炉燃烧效果的主要因素之一, 在热电生产经营过程中, 受市场条件以及企业自身因素影响, 部分企业也会选择掺加用低发热量煤, 这样锅炉给煤量增加, 很容易造成给煤系统出现堵煤情况, 进而会影响到煤炉的正常运行。并且随着给煤量的增加, 也会在一定程度上影响锅炉内的燃烧情况, 因为低发热量煤燃烧性能比较差, 锅炉内燃烧颗粒存在明显的后燃现象, 使得分离器进出口温度升高, 再加上排烟温度过高, 降低了锅炉运行的安全性与稳定性。针对此种情况, 就需要对锅炉燃烧系统进行适当的调整, 重点对给煤系统进行维护与改造, 增大给煤系统出力, 争取可以满足生产需求。另外, 还需要保证锅炉低床压运行, 适当降低一次风压、加大二次风量, 增强锅炉内燃烧效果, 避免出现后燃现象, 控制好分离器与排烟温度, 保证锅炉系统能够安全运行。

3.2 床温床压管理

300 MW循环流化床锅炉选择的是双裤衩腿的结构, 锅炉运行时应保证炉膛左右两侧均匀给煤, 这样进入炉膛左右裤衩内的煤量与燃烧后形成的灰分相差无几, 可以确保锅炉两侧床压不会出现较大的偏差。应将尾部烟道中氧气含量控制在2.5%~5%左右, 为锅炉提供一个较高的燃烧效率, 并且不会因为燃烧不充分而造成浪费。另外, 需要将炉膛左右侧床压控制在9 KPa~11 KPa之间, 既可以保证低床压运行, 又可以减小两台一次风机出力, 达到节电的目的。

3.3 炉内水冷壁爆管管理

300 MW循环流化床锅炉内燃烧情况十分复杂, 并且还存在烟气流速不稳定的特点, 这样就可以在炉膛两个裤衩上都敷设5 m左右耐火耐磨材料, 造成此区域为密相区, 很多大颗粒物料在密相区内为鼓泡或者流化状态, 再加上其直径较大, 就会对周围管壁造成较大的磨损, 而通过设置耐火耐磨材料可以降低磨损程度[3]。另外, 在密相区以上1.5 m左右位置为炉内物料燃烧后与烟气走廊的缓冲区域, 在这个部位水冷壁就会因为冲刷而易出现爆管问题。针对此种情况, 需要在此区域喷涂耐磨材料, 以此来增强水冷壁管的抗冲刷能力, 保证锅炉运行的稳定性。

4 送风管理

4.1 一次风控制

送风效果在很大程度上影响着锅炉燃烧效率, 其中一次风的作用主要是将燃烧室内固体物料物化, 一方面保证物料可以在良好的流化状态下, 维持物料的正常循环;另一方面则是为密相区提供部分氧气, 来维持燃烧放热的平衡。在对一次风进行控制时, 首先应将定值调整到满足50%额定负荷程度, 然后随着负荷的变化逐步进行调节, 最终达到额定风量。其中, 在额定工作条件下, 一次风量大约占到燃烧总风量的43%左右。对一次风进行控制的主要目的, 是为锅炉燃烧提供适当的床下一次风。即以锅炉实际负荷为依据, 选取总煤量最大值, 利用函数f (x) 进行计算, 并与最小一次风量设定值取大比较, 确定一次风设定值, 然后通过测量值的比较计算后, 完成调节门动作的控制。

4.2 二次风控制

二次风的作用主要是为锅炉燃烧室燃烧提供充足的空气, 对一次风燃烧不足部分进行补充, 其中包括虹吸回料装置、一次风及外置床、底灰冷却器流化风等。在对二次风进行控制时, 为保证通风风压恒定, 可以结合负荷变化来对风机导叶进行调节。二次风的通入主要由四个调节挡板进行控制, 分别从燃烧室下部四个风嘴进入到燃烧室内, 通风量必须与燃烧所需设定值相符。对于总风量的控制, 应以锅炉输出热量为依据, 其中对于外置床、密封回料装置以及底灰冷却器等流化空气由多台流化风机提供, 并且对于外置床、密封回料以及底灰冷却器等各隔离室之间风量的控制, 可以通过调节阀来实现, 提高锅炉燃烧的效率。

5 结语

300 MW循环流化床锅炉是电热厂生产经营中重要的设备, 为相应绿色生产理念, 提高经济效益, 就需要对锅炉的燃烧系统进行有效调整, 对存在的问题进行改善, 不断提高锅炉燃烧的效果, 提高企业经营的综合效益, 对我国电热厂的发展具有重要意义。

摘要：文章对300MW循环流化床锅炉燃烧调整措施进行了分析。

关键词：锅炉,燃烧调整,参数控制

参考文献

[1]王旭.300 MW循环流化床锅炉设备治理与运行优化[D].华北电力大学, 2012.

[2]刘媛.国产化300 MW循环流化床机组锅炉燃烧系统研究[D].华北电力大学, 2012.

300MW循环流化床论文 篇5

关键词：循环流化床机组,协调控制,一次调频,AGC

0 引言

随着300 MW级循环流化床机组在国内投入商业运行台数的不断增加,在电网中,对循环流化床机组的AGC以及一次调频运行方式与该类型机组中锅炉结构和燃烧方式的特性所决定的特征参数之间的矛盾,就表现得比较突出和明显,在机组实际运行过程中,能够长期投入AGC运行方式的可以说是凤毛麟角。

1 国内已投入商业运行且与大唐调兵山电厂具有相同锅炉结构的电厂情况

(1)国电四川白马电厂。锅炉类型:引进阿尔斯通公司的300 MW CFB锅炉;给煤方式:三级给煤;燃煤低位发热量:4 000～5 000 kcal/kg;床温范围:860～930℃;AGC投入方式:非连续投入。(2)大唐云南红河电厂。机组类型:引进阿尔斯通公司的300 MW CFB锅炉;给煤方式:三级给煤;燃煤低位发热量:4 500～5 500 kcal/kg;床温范围:880～950℃;AGC投入方式:非连续投入。(3)河北秦皇岛电厂。机组类型:引进阿尔斯通公司的300 MW CFB锅炉;给煤方式:三级给煤;燃煤低位发热量。4 000～5 000 kcal/kg;床温范围:860～930℃;AGC投入方式:非连续投入。(4)大唐调兵山电厂。机组类型:引进阿尔斯通公司的300 MW CFB锅炉;给煤方式:三级给煤;燃煤低位发热量:2 500～3 500 kcal/kg;床温范围:760～830℃;AGC投入方式:非连续投入。

从国内已投入运行的同类型机组的运行情况来看,AGC运行方式能够连续投入的不多,基本上都是在负荷变化范围比较大的情况下时切除AGC运行方式。

2 循环流化床机组未能够连续投入AGC运行方式的原因

根据在调兵山现场调试的情况和试验结果,如果要保证AGC能够连续投入,在负荷的动态响应过程中,机前压力最大动差≯±0.6 MPa;机前压力稳态偏差≯±0.3 MPa;所以应适当控制汽机主控的速度,特别是在降负荷过程中的负荷变化速率,使实际负荷变化率≯2 MW/min;在降负荷过程中如果超过这个变化速率,机前压力就可能超压。由此可见,许多循环流化床机组未能够连续投入AGC运行方式的原因,主要还是循环流化床机组负荷动态响应惯性大,而且依据普通煤粉燃烧机组的AGC标准对循环流化床机组进行考核,虽然很多电厂都做了很大的努力,但仍然难以达标,这是因为循环流化床机组的惯性特征参数超出了煤粉燃烧机组AGC标准的可调整范围。

3 循环流化床机组的考核标准以及在电网中的运行方式

(1)到目前为止,从原电力部到现在的国家电监会和中国电力企业联合会等对循环流化床机组的“负荷摆动试验”“AGC及一次调频试验”没有出台一个明确的标准。(2)从目前国内已投入商业运行的300 MW CFB机组来看,能够连续投入AGC以及一次调频运行方式的机组不多,而更多的是阶段性投入。

4 循环流化床机组的负荷响应特性分析

AGC运行方式实际上是基于CCS的一种运行方式,所谓CCS就是要在对负荷快速响应的同时,兼顾到机组运行的稳定性,汽机调速系统的负荷动态响应特性比较快,近似为比例系统。而锅炉侧无论是锅炉燃烧系统还是汽水系统的惯性都比较大,协调控制就是要在两者之间找到一个相对的动态平衡点,满足机组在负荷响应过程中的快速性及稳定性的需求。

根据DL/T657—2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》,对300 MW燃煤机组AGC负荷跟随试验的标准作一个分析:负荷阶跃变化范围为±10%Pe;负荷指令变化率为±1.5%Pe/min;机前压力最大动差约为±0.6 MPa;机前压力稳态偏差约为±0.3 MPa;实际负荷最大动差±3%Pe;实际负荷稳态偏差±1.5%Pe;实际负荷变化率≮±1.0%Pe/min。

对于300 MW亚临界普通燃煤机组来说,以上技术指标和控制参数应该说是一个保证值。对于循环流化床机组来说,由于循环流化床机组与普通的燃煤机组在燃烧煤种的发热量、煤的粒径、给煤方式、燃烧方式上有很大的区别,所以其负荷动态响应往往超过了考核标准所规定的负荷响应的最长时间,就可能会出现机炉协调控制失衡情况,虽然在CCS中,可以通过调整汽机主控来满足机组对AGC负荷响应的需要,但可能造成机前压力超压,从而影响到机组运行安全。

5 大唐调兵山电厂300 MW循环流化床机组投入AGC运行方式的调试情况分析

大唐调兵山电厂由于采用了由中心给煤机—皮带给煤机一刮板给煤机的三级给煤方式,给煤惯性时间长,燃煤低位发热量最低,仅达到2 400～3 100 kcal/kg,这在全国的CFB循环流化床机组中少见的,燃料的灰分大,可燃基灰分达到了60%～65%,导致锅炉燃烧惯性时间长。所以,该机组在负荷动态响应时,惯性常数可达13～15 min,即使锅炉的给煤量快速变化时,该锅炉的汽包压力在10～12 min后才会发生变化,这是其中一特点;另一特点是,该厂执行电网关于AGC及一次调频考核要求,即实际负荷变化率按照≮±1.0%Pe/min的标准进行考核,由于汽机侧负荷响应快、锅炉侧负荷响应惯性大,速度慢,机炉协调失衡,造成机前压力动态偏差大。实际上,该机组的负荷动态响应惯性常数与其燃烧煤种的粒径大小、低位发热量高低、给煤方式以及燃烧方式有关,而与控制软件和控制参数关系不大。其实在手动情况下,汽机侧负荷变化大时,机前压力动态偏差也比较大,这是由锅炉本身的特性所决定的。根据现场调试经验,按照该电厂锅炉负荷动态响应惯性常数计算:如果实际负荷变化率按照≮±1.0%Pe/min进行控制,那么在锅炉负荷动态响应惯性常数所确定的时间内,负荷变化的最大幅度应该控制在5 MW范围以内,负荷变化量超出这个范围,机前压力最大动差就会大于±0.6 MPa;如果实际负荷变化率按照≮±0.5%Pe/min进行控制,那么在锅炉负荷动态响应惯性常数所确定的时间内,负荷变化的最大幅度应该控制在10 MW范围以内,负荷变化量超出这个范围,机前压力最大动差就会>±0.6 MPa。

6 结论与建议

通过对大唐调兵山电厂300 MW循环流化床机组AGC协调控制的调试,得出如下结论:(1)锅炉负荷动态响应惯性常数的大小与燃烧煤种的粒径大小、低位发热量高低、给煤方式以及燃烧方式密切相关,而与控制系统和调节参数的影响关系不大。(2)循环流化床机组就是为了处理劣质煤的,其燃烧惯性、热容量都比较大,与普通燃煤机组有很大不同,其负荷动态响应特性不能与普通燃煤锅炉相提并论。(3)对于循环流化床机组来说,在锅炉负荷动态响应惯性常数所确定的时间内,实际机前压力动态偏差的大小与该机组在负荷动态响应中实际负荷变化的速率和变化幅度有关,其产生的过程就是汽机侧:降负荷—关调门—憋压力,而锅炉侧在负荷动态响应惯性常数所确定的时间内没有反应,虽然与此对应的煤、风、水等控制变量都在相应地变化和调整,但反映到汽包压力和机前压力上面,还需要经过一定的惯性时间。因此,在负荷快速响应的同时,应该考虑和兼顾到机组运行的稳定性,在机炉之间、动静之间找到一个相对平衡点。

参考文献

[1]吴玉平,王永龙.机跟炉协调控制在300 MW CFB锅炉煤质大幅波动时的应用[J].中国电力,2008(12)

300MW循环流化床论文 篇6

河北南网某电厂锅炉为东方锅炉有限公司生产制造的型号为DG1100/17.4- Ⅱ3 型亚临界自然循环、循环流化燃烧、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、单炉膛、平衡通风、固态排渣循环流化床锅炉。采用床上及床下联合点火和助燃协同, 以及两侧进风的一次风布风方式, 在每侧的一次风道内各安装1台风道点火燃烧器。

2 问题经过

2013-01-06T15:30左右, 机组负荷297 MW, 机组掉闸首出为汽机DEH掉闸。

16:12, 机组恢复启动, 在启动过程中发现右侧一次风量骤降, 检查后发现右侧一次风出口16M处膨胀节泄漏。

2013-01-07T03:15, 停机消缺;10:30, 机组再次启动。

12:31, 机组并网;15:24, 负荷升至150 MW。

15:00, #3给煤机发堵煤信号, 经检查发现其为燃煤堵至给煤机出口所致。

15:30, 发现#1、#5、#6给煤机相继发出堵煤信号。在升负荷过程中发现炉左后2 点床温测点由646 ℃ 逐步下降至256 ℃, 炉左后3点床温测点由564℃逐步下降至349℃, 一次风机压力由16.21kPa上升至17.4kPa, 水冷风室压力由14.1kPa上升至15.1kPa, 一次风总风量由38万Nm3/h逐步下降至34万Nm3/h, 右侧炉膛床层压力2点由6.68kPa下降至4.69kPa, 右侧炉膛内部温度2、4测点温度最高至1 200℃, 平均床温由518 ℃ 逐步下降至360 ℃, 各冷渣机排渣均不顺畅。根据床温、床压、炉膛温度及给煤机下煤情况对机组进行调整, 期间多次采取大风量扰动, 风量最大调至47 万Nm3/h, 最小降至35 万Nm3/h。 平均床压最大时7.8kPa, 最小时5.21kPa, 床温变化不明显, 持续呈下降趋势。

18:00, 为维持床温分别投入左右点火风道各一只油枪, 其后发现左右风道存在烧红现象, 进而采取减小油枪出力的方法, 以维持风道风温不超过600 ℃。

20:30, 根据床温下降情况分别投入床上前墙1、4号油枪。

21:27, 停止所有给煤机, 滑压停炉期间维持风道油枪运行, 控制床温下降速率。

22:09, 锅炉手动BT停炉。

3 停炉检查

停炉冷却后检查发现炉膛及回料器存在大量焦块, 入孔门处完全结焦封堵;前墙结焦全部覆盖下二次风口、给煤口、床上油枪口;后墙结焦全部覆盖回料器、下二次风口;炉右上二次风口被覆盖。前墙两侧靠近油枪附近结焦情况尤为突出。经估算, 炉内结焦体积约为500 m3。回料器内大部分为低温板结块, 约占总体积80%, 高温结焦块约占20%;回料腿全部结焦;回料器上部旋风分离器直段部分全部堵塞, 大部分为粉煤灰颗粒。

4 问题原因分析

(1) 入厂煤煤质不稳定, 煤矸石及杂质较多, 且未进行灰熔点检测。

(2) 入炉煤粒径不符合设计及相关规范要求, 由于现场设备情况, 无法及时对入炉煤进行筛分检验。

(3) 入炉煤杂质较多且存在较大煤矸石, 原因为2013 年1月5日细碎旁路篦子断条后未能及时修复, 使大量入炉煤在未经过细碎、粒径不合格的情况下进入炉膛, 致使存在局部流化不良现象。

(4) 在施工过程中对工艺要求不严格、监督不到位, 浇注料施工及养护工艺较差, 致使锅炉在较短的运行周期下出现浇注料脱落现象。停炉清理床料时, 发现炉内风帽根部存在规格不等的较大石块及浇注料, 脱落的浇注料存积至各风帽之间, 堵塞通风孔使局部存在流化不良的现象。

(5) 对床料的分布均匀性问题重视程度不够, 在机组点火吹管结束后炉膛内出现较大的低温焦块时, 应对床料进行彻底筛分, 对风帽重新进行检查。

(6) 机组168 期间, 因入炉煤煤质情况, 炉内燃烧工况较差, 后墙多处床温超限运行, 虽采取措施但效果甚微, 168结束后未及时停炉彻底检查风帽清除杂物, 在保持高负荷运行期间, 炉内局部形成高温焦块。

(7) 2013年1月6日机组DEH失电恢复过程中, 右侧一次风管道膨胀节破裂, 在恢复过程中启动锅炉未及时启动, 为维持辅汽压力以保证汽泵正常运行强行带负荷, 在一次风总风量偏小时给煤量较大, 使料层中含煤量过多, 燃烧气氛趋于还原性气氛, 加上粗颗粒份额较多, 严重影响了床层的流化, 导致流化不良而结焦。

(8) 机组运行过程中部分关键参数不准确, 致使运行人员无法对机组的运行状态做出准确判断。

(9) 启动时投煤过早, 在床温未满足要求的情况下, 误认为挥发分提前燃烧时造成的床温与氧量变化情况符合煤燃烧的现象, 致使投煤后大量碳粒燃烧不完全, 从而形成低温焦块。

(10) 投入床上油枪初期对角后墙床温先上升较快后下降, 后期前墙1、4号二次风口出现柴油味, 是由于床上油枪雾化较差且火检效果不明显, 造成后期燃油贴壁燃烧, 使炉内床料直接与燃油混燃形成结焦。

5 针对问题的措施

(1) 完善炉膛床温、床压、风量等关键参数的准确性。

(2) 制定燃料相应监管制度, 完善燃煤各种特性的报告机制, 保证良好而稳定的入炉煤质, 严格控制入炉燃煤粒径, 保证入炉煤粒度符合设计及相关规范的要求。

(3) 机组启动前认真检查风帽、风室、床料, 清理杂物, 进行冷态流化试验, 确认床层布风均匀、流化良好。

(4) 优化启动方案, 缩短油煤混烧时间。点火初期当床温达到投煤温度时, 应立即投煤, 燃烧稳定后果断断油, 且尽量不使用床上油枪。在事故处理过程中, 也应注意及时断油, 使煤油混燃时间缩短, 防止结焦。

(5) 计划停炉前烧空煤仓, 为下次启动补充高挥发分煤种, 以降低投煤温度。启动点火过程中, 在床温达到设计规定的投煤温度以上时, 方可进行间断性试投煤, 不可过快、过量。在保证煤粉燃烧的情况下, 方可大量投煤断油。

(6) 优化浇注料施工工艺, 确保炉内浇注料及耐火耐磨材料质量及施工质量, 防止因浇注料等材料塌落而引起结焦。

(7) 优化机组保护配置, 减少不必要停机保护动作带来的事故扩大。

(8) 运行期间综合考虑结焦和控制NOx的关系, 床温应控制在850~950 ℃之间, 通过调整风煤配比及返料量控制。如因煤粒变粗或煤质变差等原因引起床温波动, 应视情况适当提高一次风量来加强流化, 维持床温稳定, 以免出现大颗粒沉积, 造成局部或整体超温结焦现象。

(9) 运行过程中, 应保持合理的风煤及一、二次风配比。运行中一次风量不得低于对应料层厚度下的最低临界流化风量, 以保证床料流化正常。启动初期可适当减少二次风量以便于尽快提高床温, 正常运行时二次风总风量根据含氧量进行合理调整。

6 结语

本文针对300 MW循环流化床锅炉在运行过程中出现的严重结焦问题进行了全面分析, 并提出了有针对性的预防措施, 为同类型机组的运行提供了宝贵经验。

摘要：针对300 MW循环流化床锅炉运行过程中出现的严重结焦问题进行了全面分析, 并提出了有针对性的预防、控制、处理措施。

300MW循环流化床论文 篇7

神华神东电力有限责任公司新疆米东热电厂 (以下简称米东热电厂) 脱硝系统2013年12月13日移交生产。为了进一步降低尿素耗量, 特进行此次调整试验。通过试验调整, 给出进一步的运行优化方式、参数及设备整改、改进意见、方案, 最终使现有脱硝系统达到并优于合同约定性能指标。

根据双方合同、投标文件、技术协议要求, 在燃用设计煤种和校核煤种2额定工况下NOx原始排放浓度不大于400 mg/Nm3条件下, 烟囱入口NOx排放浓度可控制在100 mg/m3以下, 脱硝效率不低于75%, 氨逃逸控制在6.08 mg/Nm3以下长期连续稳定运行。且系统具备NOx排放达到50 mg/m3以下的能力。

1 168 h试运行情况简介

168 h试运行前, 对机组原始排放进行测定表明, 1#炉NOx原始排放最大浓度为443.51 mg/Nm3, NOx平均排放浓度为330.04 mg/Nm3;2#炉NOx原始排放最大浓度为330.78 mg/Nm3, NOx平均排放浓度为269.04 mg/Nm3。168 h试运行期间1#、2#炉投运脱硝装置后控制平均排放浓度分别为64.48 mg/Nm3和60.19 mg/Nm3, 根据设计入口NOx排放浓度400 mg/Nm3计, 脱硝效率分别为83.88%和84.95%, 即使按平均出口浓度计算效率也分别达到80.64%和77.63%, 明显高于设计要求效率。

168 h试运行期间, 由于控制NOx排放浓度大大低于100 mg/Nm3, 系统出力受限控制浓度远大于10%的经济浓度, 尿素耗量偏离设计值。其中1号锅炉最大蒸发量882 t/h时, 尿素用量为940 kg/h;2号锅炉最大蒸发量778 t/h时, 尿素用量为784 kg/h。

为找出系统尿素用量偏大的真正原因, 试验人员进行了一系列试验及调整工作。

2 基础性试验

由于运行氧量指标对NOx排放影响较大, 漏风率增加会增加脱硝还原剂用量, 本次试验对两台机组的氧量场和漏风率进行了测试、标定和比对。

漏风增加导致脱硝还原剂用量增加的计算公式如下:

省煤器出口至烟囱入口漏风率=空预器漏风率+除尘器漏风率+烟道漏风率。

所以, 设计尿素耗量必须进行漏风修正。

1#锅炉氧量场进行网格法标定的具体结果如表1和表2。

左侧氧量实测平均值4.45%, 显示均值2.88%;右侧氧量实测平均值3.54%, 显示均值2.5%。1#锅炉实际运行氧量大部分时间控制在2.2%~3%, 则实际氧量在3%~4.1%之间。考虑燃用煤质特性, 氧量仍有下调空间。综合考虑SO2排放及NOx排放, 结合后文试验数据分析, 氧量控制范围在1.5%~2.0% (DCS显示值, 实际氧量在2%~2.5%) 较为合适。

2#锅炉氧量场进行网格法标定的具体结果见表3、表4。

2号炉左侧氧量实测平均值5.37%, 显示均值3.59%;右侧氧量实测平均值4.82%, 显示均值3.16%。2#锅炉实际运行氧量大部分时间控制在3.2%~4%, 则实际氧量在4.8%~6%之间。考虑燃用煤质特性, 氧量仍有较大下调空间。

1号炉空预器漏风率为:左侧16.5%, 右侧20.0% (包含负压吸尘作用) 。2号炉空预器漏风率为:左侧9.14% (包含负压吸尘作用) , 右侧因测孔无法打开, 未进行测量。若2#空预器漏风率数值完全因负压吸尘引起, 则1#炉漏风率至少为7.36%~10.86%。

空预器漏风会增加烟气量, 使得脱去NOx对应的尿素量升高, 通过测试结果可见, 在达到相同的控制指标时, 漏风会增加10%~20%尿素用量。空预器漏风同时会导致空预器冷段腐蚀加剧, 局部烟气流速降低, 积灰加重。

3 结语

根据空预器漏风测试结果, 除尘器漏风率按1.5%、湿法脱硫漏风率按5%、烟道漏风按0.5%估算, 1#、2#炉漏风增加的尿素耗量分别为27.25%和16.14%, 即相应增加尿素耗量115.33 kg/h和68.31 kg/h。根据原保证尿素耗量指标为423.24 kg/h计, 修正后1#、2#炉保证值分别为538.57 kg/h和491.55 kg/h。

摘要：按照新的环保排放要求, 2014年7月开始, 特别区域的NOx排放要控制在100 mg/m3, 为了能够达标排放, 米东热电厂于2013年进行了脱硝系统改造, 在系统投运后一直存在尿素用量偏大, 通过运行优化调整, 脱硝还原剂用量大大降低。在保证满足环保指标排放的同时, 也大大降低了脱硝成本。

300MW循环流化床论文 篇8

锅炉汽包水位的调整直接关系到整个机组的运行安全, 调整操作不当将造成两种事故, 一种是汽包满水事故, 造成水位高三值锅炉MFT, 严重时使蒸汽带水, 汽温急剧下降, 发生水冲击, 损坏蒸汽管道和汽轮机组;另一种是汽包缺水事故, 造成水位低三值锅炉BT, 严重时蒸汽温度急剧上升, 水冷壁管得不到充分的冷却而发生爆管。因此, 正确认识汽包水位变化机理, 加强对汽包水位的监视与调整对机组安全运行至关重要。下面就300MW循环流化床锅炉汽包水位在启停机过程中以及特殊工况下如何调整进行深入分析。

1 汽包水位调整原理

300MW循环流化床锅炉汽包水位的变化速度较快, “虚假水位”现象较为严重, 所以采用了三冲量调节系统。在汽包水位三冲量调节系统中, 调节器接受汽包水位、蒸汽流量和给水流量三个信号。其中, 汽包水位是主信号, 任何扰动引起的水位变化, 都会使调节器输信号发生变化, 改变给水流量, 使水位恢复到给定值;蒸汽流量是前馈信号, 其作用是防止由于“虚假水位”而使调节器产生错误的动作, 改善蒸汽流量扰动时的调节质量;蒸汽流量和给水流量两个信号配合, 可消除系统的静态偏差。当给水流量变化时, 测量孔板前后的差压变化很快并及时反应给水流量的变化, 所以给水流量信号作为介质反馈信号, 使调节器在水位还未变化时就可根据前馈信号消除内扰, 使调节过程稳定, 起到稳定给水流量的作用[1]。

2 锅炉启动过程中汽包水位的调整

2.1 点火前

锅炉预暖, 投入辅汽供除氧器加热, 使用电泵或汽前泵给汽包上水, 这段期间上水目的是为了给锅炉预暖, 汽包水位需上至高水位, 防止汽包上下壁温差过大。停止上水时要开启省煤器再循环, 给炉水提供一个内循环通道, 提高预暖的效果。

2.2 点火后

点火初期, 汽包是不需要上水的, 反而要注意放水。在油枪投入后, 炉水开始受热产生大量汽泡, 使炉水体积膨胀, 导致汽包水位上升, 尤其是在汽包水温80℃左右时, 水位会迅速升高 (俗称开锅) 。同时注意暂时停止上水时, 要及时开启省煤器再循环, 保护省煤器。

2.3 旁路投入后

调整旁路人员每次开大高旁要及时告知调整水位人员, 相应增加给水流量。此时还要密切监视给水与汽包差压变化, 及时提高给水泵出口压力, 保持差压大于0.7Mpa, 避免锅炉累计缺水。

2.4 并网带初负荷

汽机所需的蒸汽量, 由维持大机3000转所需的30T/H~50T/H, 飚升至初负荷所需的180T/H, 从而导致汽包压力下降, 产生虚假水位, 汽包水位快速上升。水位快速上升至+200左右后开始回头, 此时压力还在下降, 水位也开始下降 (此时水位反应出来的为真实水位, 虚假水位开始消失) 。这时要及时开大给水旁路调门上水, 汽包水位从上升到开始下降这段时间内, 锅炉的水还是在以150-200T/H蒸汽量进入汽轮机, 也就是说此时实际水比并网前要低很多, 这就需要比实际蒸汽流量大100至200T/H的水才可以把水位拉回来, 同时补充上汽包水位从上升到开始下降这段时间内消耗的水量。然而很多情况下, 水位回头的速度都比较快, 特别是碰到刚并网才带上初负荷, 就马上加负荷的情况, 水位回头的速度更快。

避免这样的情况出现有两种方法:

(1) 带初负荷时, 在水位稳定前不加负荷, 加负荷的时候一定需要等到水位稳定, 压力开始回升, 并询问过调水人员后才可以加负荷。同时大幅度使用减温水的时候, 也必须告知调水人员, 因为用减温水量大, 蒸汽量也会随之增大。

(2) 在并网后, 汽包虚假水位开始上升, 自己在心理默数10秒, 开始缓慢开启上水旁路调门, 再慢慢的根据水位升高的速度去加上水量, 记住这个时候水量一定要比蒸汽流量低50至100吨, 防止水位下不来, 特别是看不到上水流量的情况下, 也不要急着加大, 这样做可以提前缓解水位回头下降的速度。

2.5 给水切主路时

首先将憋压阀缓慢关小至10%左右, 使憋压阀产生节流作用, 然后开启主路电动门, 要待主路电动门全开后再迅速关闭旁路调门, 防止主路电动门没有开启就关闭旁路调门, 主路电动门发生故障而造成锅炉断水。

2.6 并泵时

并泵前要掌握给水流量的数值, 在负荷不变的情况下保持流量不变。备用泵并入系统前, 先将其出口压力调至与系统压力差值小于1.0Mpa以内 (但不能超过运行泵出口压力) , 再开其出口门, 并泵过程中要缓慢操作, 并注意再循环流量, 最好手动开或关, 易于控制给水流量。

3 异常工况下汽包水位的调整

3.1 两台汽泵运行, 电泵备用, 单台汽泵跳闸后汽包水位的调整

首先应检查电泵是否联启, 若联启应立即将此泵投入运行;若水位维持困难, 应以适当速度降负荷, 在汽压开始上升时暂停, 应特别注意降负荷速度不易过快, 否则, 将造成虚假低水位引起事故扩大。

3.2 两台汽泵运行、电泵检修, 单台汽泵跳闸后汽包水位的调整

此时应立即增加运行汽泵出力, 但必须注意给水泵的入口压力和给水泵最高转速, 防止给水泵入口压力低跳闸和转速偏差大跳就地。应立即停止锅炉所有放水排污;若RB未动作, 则以20 MW/min的速率将负荷降至150 MW左右, 在汽压开始上升时暂停。如掉闸泵具备强合条件, 应立即安排重新挂闸, 投入运行。

3.3 锅炉安全门动作后汽包水位的调整

当锅炉安全门动作后, 水位会先高后低, 大多这种情况出现时汽包水位迅速上升, 这时要立即解列自动, 快速降低给水泵转速, 减少给水量, 紧紧监视汽包水位的上升数值。当汽包水位显示开始回降时, 立即以最快的速度增加给水泵转速, 加大给水量, 紧紧监视汽包水位的下降数值;当给水流量比当时蒸汽流量低50 t/h时, 观察汽包水位的变化趋势进行微调, 使水位的变化走向缓慢, 最终稳定。

3.4 高加事故解列时汽包水位的调整

高加事故解列后, 汽压的变化为先高后低, 自动调节下水位的变化先低后高。在高加解列后, 一般将给水泵转速加起后给水才由自动跳至手动, 在随后的汽压下降过程中, 负荷下降快, 给水流量偏大, 极易造成锅炉高水位跳闸。所以当汽包水位开始回升后, 尽快根据蒸汽流量降低给水流量, 保持汽包水位-50 mm运行, 直至水位稳定。

3.5 水冷壁泄漏时汽包水位的调整

当确认水冷壁泄漏时, 应立即解除给水自动, 增加给水泵转速加大给水流量, 及时启动电泵, 维持正常水位, 并且停止连续排污和吹灰, 尽量减少汽水损失。若水冷壁泄漏严重而水位难以维持, 汽包低水位保护动作, 则严禁向锅炉上水。

4 水位调整注意事项

(1) 始终保持给水压力大于汽包压力1.0~2.0Mpa左右。

(2) 无论什么情况下, 两台汽泵转速偏差不能超过200r/min, 流量偏差不能大于200T/H, 出口压力应保持相等或接近, 否则容易解列。

(3) 在调整汽包水位时, 严禁一台汽泵投自动, 另一台切手动, 并注意指令增加速率不能过大, 观察反馈跟踪情况, 以免汽泵跳就地。

(4) 在调整汽包水位时, 注意单台汽泵出力不超额定值, 电泵电流不超额定电流, 以防泵体过负荷导致推力盘损坏和电机损坏[2]。

5 结束语

正常运行中严密监视汽包水位的变化, 一旦水位出现异常波动, 要根据当时工况迅速查明原因, 采取相应方法进行必要的调整, 从而保证锅炉的安全。

摘要：汽包水位是循环流化床锅炉运行中的重要监视参数, 下文详细阐述了300MW循环流化床锅炉汽包水位在各种工况下的变化和调节手段。

关键词：循环流化床,汽包水位,调整

参考文献

[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备第二版[M].北京:中国电力出版社, 2007, 125-135.

300MW循环流化床论文 篇9

广东宝丽华电力有限公司两台DG1025/17.45-II16型CFB锅炉, 最初设计一次风机均为入口导叶调整, 在机组正常运行后厂用电率平均7.0%左右, 在同类型机组中厂用电率偏大, 对此情况广东宝丽华电力有限公司对一次风机进行了变频改造, 取得了明显的效果。

1 广东宝丽华电力有限公司机组简介

广东宝丽华电力有限公司两台DG1025/17.45-II16型锅炉是东方锅炉 (集团) 有限公司锅炉在借鉴ALSTOM公司的先进技术, 结合国内循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验, 亚临界参数国产自主研发型循环流化床单汽包炉、自然循环、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、平衡通风、露天布置、燃煤、固态排渣。

一次风机规范

型式:双吸双支撑离心式风机;

控制方式:进口导叶调整;

转速:1480r/min;

电机:YBPKK710-4, 3150kW, 额定电压6kV, 1485r/min额定电流344A。

2 改造前的运行情况分析

广东宝丽华电力有限公司300mW循环流化床机组投产以来在煤价逐步上涨的同时, 发电成本也逐渐增加。为节能降耗, 对高耗电的一次风机电机进行了变频节能改造, 提高了企业的市场竞争力。两台机组投产以来一次风机采用调整风机入口导叶的办法来调整出力, 造成能源浪费和生产成本的上升。同时一次风机启动时电流达到额定电流的5倍~8倍, 对厂用系统电压形成冲击, 强大的冲击转矩对电机和风机的使用寿命产生很大的不利影响。入口导叶调节来调整风量的缺点是截流损失大、系统振动大、噪声大、对环境造成恶劣的影响;同时调节挡板容易磨损, 电机轴瓦温度较高, 风机振动大, 不能保证正常运行, 给机组的安全运行带来隐患, 设备维护费用高。

3 改造方案

如下图所示:

1) 每台一次风机加装一台高压变频器。其接线情况如下: (1) 从6kv电源馈线断路器QF与变频器进线隔离开关1QS及旁路开关2QF相连接; (2) 隔离开关1QS、2QS, 便于变频器的检修; (3) 1QF进线断路器、2QF出线断路器作为变频器供电, 并实现变频器的运行;

2) 在6kV馈线开关端接2QF旁路开关直接到电机端, 实现变频器与工频间的相互切换。变频器运行时:QF、1QS、1QF、3QF、2QS处于合闸位置;工频运行时:QF、2QF处于合闸位置。变频器检修时:1QS、1QF、3QF、2QS断开;

3) 变频器的技术数据;变频器型号:ACS5060-36l70G-1a70-A3-TIA605060A3 (ABB公司生产) ;额定容量:4300kVA;额定电压:6kV;额定输入电流:388A (2×194) 额定输出电流:410A;输出电压范围:0kV~6kV;输出频率范围:0Hz~50Hz;过载能力:430, 1min。

4 改造后的运行分析

改造后电机在30Hz~45Hz范围内工作, 降低了风机的转速, 另外启动时的缓慢升速过程, 也使整套风机设备寿命延长, 维护工作量少。当风机转速变化时其运行效率变化不大, 其流量与转速的1次方成正比, 压力与转速的2次方成正比, 轴功率与转速3次方成正比。当风机转速降低后, 其轴功率随转速3次方降低, 驱动电机所需的电功率亦可降低。

以250mW负荷时电流为例计算:

由电量表统计:#1机厂用电率由平均6.8%降到5.2%左右, #2机厂用电率由平均6.6%降到4.9%左右, 全厂厂用电率由平均7.15%降低到5.0%左右。

由以上统计数据的计算分析可以看出, 采用变频运行后, 仅仅节电每年带来的经济效益就已经相当可观。另外由于实现软启动, 避免了电机启动时对电网和机械的冲击, 电网电压更加稳定, 同时电机和风机的使用寿命得到延长。

5 结论

循环流化床锅炉一个主要的缺点就是厂用电率偏大, 这回一次风机变频改造是我厂在高压变频节能方面又迈出一大步。通过技术分析和实际运行, 厂用电率明显降低。通过变频改造后的节能效果显而易见;其经济效果显著, 有效地激发了职工对节能工作重要性的认识。

摘要：本文介绍了300mW循环流化床电站锅炉, 关于一次风机在最初设计阶段是采用入口导叶调整出力的问题, 导致厂用电率偏大的原因, 广东宝丽华电力有限公司采取技术改造, 把一次风机的调整方式改为变频器调整, 从而在很大程度上降低了厂用电率, 为公司的节能降耗做出了贡献。

关键词：300mW循环流化床锅炉,一次风机变频器,厂用电率

参考文献

[1]300mW循环流化床锅炉说明书.东方锅炉 (集团) 股份有限公司.

[2]广东宝丽华电力有限公司运行规程.

[3]高压变频器在火电厂辅机上的应用[J].中国科技信息, 2010 (7) .