锅炉负荷（通用8篇）
锅炉负荷 篇1
0 引言
锅炉运行中的主要任务要在安全经济的条件下, 满足负荷的要求, 而实际生产过程中蒸汽负荷总是不断变动的。为了适应生产运行变化满足负荷需求, 在锅炉运行中就要采取措施, 做出调整, 使各种运行参数和指标在规定的范围内变动。
影响负荷的因素主要有以下几个方面:
1 给料量及风量对负荷的影响
锅炉负荷与燃烧所需的风量及燃料消耗量之间呈正比关系, 当锅炉需要调整负荷时则必须调整风量及燃料量。在调整风量及燃料量时, 要注意保持床温在规定的范围内, 防止因调整不当造成超温结焦或低温熄火, 而且一定要保持一次风量不可低于流化风量。
2 床温对负荷的影响
床温是CFB锅炉运行中最主要的控制变量之一, 只有控制好床温才能调整好负荷的变化。在床温变化范围内, 床温越高负荷增加床温越低负荷减少。以燃煤锅炉为例, 当床温控制在850℃~ 950℃范围内, 当床温在850℃时负荷率只能达到60%左右, 当床温在930℃左右时负荷率可以达到90% 左右, 故在允许范围内保持高床温既可以提高负荷还可以保持较高的燃烧效率。
3 旋风分离器分离效率对负荷的影响
分离器效率是表征分离器工作性能的重要指标。分离器的分离效率与分离器入口风速、入口烟温、入口颗粒粒径等参数有关。分离器效率随着分离器入口风速、入口颗粒浓度及粒径的增大而增大。在锅炉负荷增加时炉膛内尤其是悬浮段的颗粒浓度增加, 炉膛中上部燃烧份额上升, 从而使分离器入口风速、入口颗粒浓度和入口烟温上升分离器分离效率大大提高循环倍率也随之增大。因此在运行中可以通过提高二次风量来提高烟气流速增大循环量提高负荷, 还可以通过增加分离器中心筒高度等改造措施来增加返料量, 提高锅炉负荷。
4 设计安装时受热面布置对负荷的影响
在垃圾焚烧炉电厂和生物质电厂中因燃料水分大, 而把炉墙设计的比较高。实际运行中因燃料挥发分高颗粒较轻燃烧都在炉膛中上部进行, 在保证炉膛温度的前提下, 适当降低炉墙高度不但可以增加受热面, 还可以防止产生挂壁焦。
5 总结
通过分析影响CFB锅炉负荷的几个因素有利于使用合理的方法调整运行参数及对设备进行改造, 使锅炉负荷能满足生产需要。
1运行中认真监盘, 注意运行参数变化及时调整风量和燃料量保证负荷能适应生产需求;
2在合理范围内尽量提高床温, 使炉膛各部分温度均匀, 做好入炉燃料颗粒管理使燃料颗粒均匀, 床内流化良好。提高床温不仅可以提高负荷还可以提高燃烧效率降低灰渣含碳量。
3在运行中尽量提高二次风量, 增加分离器的分离效率, 提高锅炉负荷。
4通过改造不合理设计增加锅炉受热面提高锅炉负荷。
摘要：循环流化床锅炉 (CFB) 燃烧技术是一项近年来发展起来的洁净煤燃烧技术, 它具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、二氧化硫排放低、负荷调节比大、负荷调节快和灰渣可综合利用等突出优点。但是由于在实际运行过程中, 锅炉会受到多重因素影响, 因此阻碍了其正常运行, 本文从影响负荷的几个方面加以分析, 进而在运行中更好的调整或在生产过程中对设备进行改造适应负荷对生产的需求。
关键词：循环流化床锅炉 (CFB) ,因素,负荷,需求
参考文献
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锅炉负荷 篇2
实现迅速而完全燃烧，必须具备下列条件：
（1）供给充足的送风量；
（2）维持炉内较高的床温；
（3）具有较好的流化状态和较强的二次风穿透力；
（4）具有较高的炉膛高度；
（5）较高的循环倍率；
（6）具有适宜的燃煤粒度；
（7）具有较高的分离效率。
二、CFB锅炉的负荷变化范围大，调节特性好的原因
（1）循环流化床锅炉中由于截面气速高和吸热容易控制，使得负荷调节很快，一般负荷调节速率可达4%/min；
（2）由于大量惰性床料(吸附剂、沙子和灰渣)的存在，床内蓄热很大，使循环流化床锅炉在低负荷时也能保证锅炉稳定燃烧，从而使其负荷调节比可以高达(3-4)：l。
PS: 可以根据实际负荷的需求进行调节锅炉的出力
对锅炉变负荷运行的几点思考 篇3
1 锅炉热力计算
根据给定锅炉参数分别进行高低负荷运行时的计算，从而得出变负荷运行对燃煤锅炉热效率及燃料消耗的影响。
1.1 锅炉额定参数
220t/h的高压燃煤锅炉，过热蒸汽流量为D=220t/h，过热蒸汽出口压力Pgr=9.9M Pa,过热蒸汽出口温度t″gr=540℃，给水温度tgs=215℃，给水压力Pgs=11.3M Pa,锅筒工作压力Pgt=10.3M Pa,配凝气式电站系统，排污率P=1%，自然循环。
1.2 锅炉的设计参数
排烟温度θpy=130℃。热空气温度trk=380℃，冷空气温度tlk=30℃。炉膛出口过剩空气系数αl″=1.2，排烟过剩空气系数αpy=1.53。烟道漏风系数分别为△αgg0.03,△αdg=0.03,△αsm2=0.02,△αky2=0.03,△αsm1=0.2。
△αky1=0.2，飞灰系数αfh=0.9,q4=4%，q3=0。
1.3 锅炉热平衡计算
热平衡的目的最主要是通过不同工况下锅炉的运行参数如：过量空气系数、排烟温度、及过热蒸汽温度等来确定锅炉的热效率ηgl和燃料消耗量B，以及锅炉机组各项热损失。
热平衡的测定方法有两种，正平衡和反平衡。本文用的是反平衡的方法，所谓反平衡就是先通过试验测定出锅炉的各项热损失q2、q3、q4、q5和q6，然后用下面的公式计算出锅炉的热效率：
式中，ηgl为锅炉的热效率，%;q2为排烟热损失，%;q3为化学未完全燃烧损失，%;q4为机械未完全燃烧损失，%;q5为散热损失，%;q6为锅炉灰渣物理热损失，%[1]。
用下式计算燃料消耗量[1]：
式中，B为锅炉燃料消耗量，kg/s;Qyx为锅炉有效利用热量，kJ/s，计算公式为Qyx=D(i″gr-igs)+Dpw(ibh-igs),Dpw为排污水流量，kg/s;ibh为排污水焓，kJ/kg;ibh为给水焓，kJ/kg;Q ydw为输入锅炉的热量，kJ/kg;η为锅炉热效率，%。
分别选取70%、100%和120%负荷时对锅炉进行变负荷热平衡计算。主要计算步骤如下：
a、第一步，计算锅炉热效率。变负荷时锅炉热效率主要区别为排烟热损q2和散热损失q5，其中排烟热损,散热损失q′5=(D′/D)q5
式中，Ipy为排烟焓，I0lk为冷空气理论焓，Qr为输入锅炉的热量
计算得出变负荷锅炉热效率如表1:
b、第二步，理论燃料消耗量B和计算燃料消耗量Bj。其中Bj=B(100-q4)/100
计算结果如表2:
1.4 热平衡校核
根据上面的比较计算可以看出，在保证过量空气系数和给水温度不变的情况下，负荷变低时锅炉的排烟温度和燃料消耗量都会有所减少，而锅炉的热效率却比额定负荷时有所提高，相反当负荷增加时排烟温度和燃料消耗量都会有较明显的增加，锅炉热效率也有一个明显的下降。因此就整体来看变负荷运行是有两面性的。但锅炉低负荷运行时整个炉膛的温度都处在一个低温的状态，不管是炉膛的出口温度还是炉内的燃烧温度都比正常负荷时小得多，这并不是一个好现象，当锅炉负荷继续下降时，温度也会随之下降，这对炉内燃料的正常燃烧是一个很大的威胁，当温度降低到一个极限时，炉内温度将达不到燃料的着火点，也就是说燃料无法燃烧.
锅炉负荷增加时，燃料消耗也随之增加，然而此时锅炉效率是下降的，导致此时经济性的下降。
2 锅炉变负荷运行的注意事项
通过许多对锅炉变负荷运行的研究，归纳提出下面的一些注意措施：
(1)首先由于低负荷时炉膛温度比较低，因此应该保证锅炉燃料的稳定性，尽量燃用水分比较少的和挥发份较高的煤种;
(2)过量空气系数在低负荷时不能过大，否则会造成燃烧不稳，相反在高负荷时应保证一定的过量空气系数，否则会造成燃烧不完全[2];
(3)高负荷运行时，为了避免蒸汽参数过高而对过热器等造成不必要的破坏，应适时调整减温水量。
参考文献
[1]冯倦凯,沈幼庭.锅炉原理及计算.第二版.科学出版社,1992:292310.
[2]郭其润.锅炉低负荷运行时应注意的几个问题.新疆电力,2003:1719.
[3]李伟,王雅勤.大容量锅炉变工况特性的研究.现代电力,2001,18(3):1924.
锅炉负荷 篇4
关键词：电站锅炉,实时优化,节能减排,运行参数
随着国内经济的整体放缓,加上国内电源建设的快速发展,电力供需矛盾已趋缓和,火电机组利用小时数逐年降低,低负荷运行时间增加。分析和研究锅炉偏离设计工况的低负荷下的最佳运行参数,提高机组的整体经济效益,对当前的节能减排工作具有重要的意义。
锅炉炉膛出口氧量是机组运行中最容易调整、变化范围最宽、与其他运行指标耦合性最强、对经济性和污染物排放量影响最大的参数之一。机组若想实现经济与环保的目标,关键是寻找最佳运行氧量曲线。
制粉系统和送引风机电耗率(设备电耗/上网电量)约占机组2%的厂用电率,降低设备电耗可以带来直接的经济效益。
从锅炉最佳运行氧量优化、制粉系统运行方式和参数优化、送引风机运行方式优化等方面出发,结合火电厂现场运行的实际情况及实时历史数据进行稳定运行全工况运行参数分析,并基于单机组长期运行情况的纵向比较分析和基于多电站运行情况的横向比较分析进行锅炉最优运行参数的分析和研究,提出了若干措施,为机组低负荷的经济环保运行提供了非常重要的工程实践和经验。
1 锅炉最佳运行氧量优化技术
在各项热损失中,排烟热损失是最大的一项,因此,降低锅炉热损失、提高锅炉效率的关键手段是降低锅炉排烟损失。而排烟热损失的主要决定元素是氧量,所以此处的关键是寻找最佳运行氧量曲线。
有学者提出了不同的分析和算法,无论哪一种算法,都是通过传统的现场试验得出的。推荐在40%～100%ECR负荷区间分成若干工况,每个工况下进行至少3～4个不同氧量的测试,计算出各工况的排烟热损失、化学未完全燃烧热损失、机械未完全燃烧热损失、散热损失、灰渣物理热损失、过热器和再热器减温水流量、锅炉效率、厂用电率、供电煤耗等重要的经济指标,确定出每个负荷点下的最佳运行氧量,从而形成一条指导机组经济运行的最优氧量曲线。
传统现场试验获取最优氧量曲线的方式耗时长,投入的人力大,但是经常反复试验得到的数据准确性高。
基于远程监测的电站锅炉最佳运行参数研究,基于海量的历史实时数据,运用扰动解除法从送风量、氧气等几个方面的参数着手,以机组锅炉稳定性和安全性为约束条件,以经济性和环保性最佳为目标进行寻优,经过机组长时间运行形成一个历史寻优参数数据库,使用偏差包络线法控制该参数,给出参数的允许控制偏差,从而得到一条运行的最优氧量曲线。
这种获取最优氧量曲线的方式的优势在于,其依托海量的历史实时数据,长时间寻优可以得到和电厂实际运行参数比较接近的数据。算法采用行业标准,实现基于单机组长期运行情况的纵向比较分析和基于多电站运行情况的横向比较分析。
这种方式的劣势是,计算中需要采集的点通过DCS采集,会出现由于测点值的精确度不够而影响计算结果的准确性。但是一般这种情况不会影响寻优结果的准确度,因为这种寻优方式是基于单机组长期运行情况的纵向比较分析,因此还具有很高的可信度。最优氧量曲线会在基于寻优得到的最优氧量曲线通过实验验证后才能确定。
2 制粉系统运行方式优化技术
制粉系统运行方式优化技术是通过试验确定制粉系统启停负荷切换区间,主要是确定3套制粉系统与4套制粉系统的负荷切换区间以及4台制粉系统与5套制粉系统的负荷切换区间,寻找制粉系统最佳负荷切换区间。
以某电厂5号机组(600 MW燃煤机组)为例,在380 MW工况点共进行了3个试验工况,即4台磨(CDEF组合)运行方式和3台磨(CDE组合和DEF组合)运行方式。
通过对相同负荷下不同磨的组合方式进行对比表明3台磨能够带380MW负荷;3台磨与4台磨的运行方式,对锅炉的灰渣可燃物和排烟热损失基本上没有影响,主要是影响锅炉的制粉单耗。380MW负荷点4台磨运行工况下,制粉单耗为20.59 kW/t煤,锅炉侧6 kV电机电耗为8 835.53 kW;380 MW负荷点3台磨运行工况下,制粉单耗为18.53 kW/t煤,锅炉侧6 kV电机电耗为8 536.49 kW,如表1的经济性比较。
根据不同负荷下对制粉单耗的分析可以得出,当负荷大于360 MW时,制粉单耗煤在大部分负荷下均小于20 kW/t,但是在400 MW负荷点和480 MW负荷点,制粉单耗煤均大于20kW/t。这主要是由于400 MW负荷是3台磨与4台磨运行工况的衔接点;480MW负荷是4台磨与5台磨运行工况的衔接点,如图1所示。
因此,机组在运行过程中,应该尽量避免在480 MW负荷点和400 MW负荷点长期停留。另外一点需要注意的就是,尽量维持运行的磨煤机出力在40 t/h以上,从而降低制粉单耗,降低炉侧厂用电率。
通过理论分析及采集到的电源侧远程监控实时监测数据,可以拟合实际运行中不同工况负荷下制粉系统单耗曲线,根据专家预测及专家指导意见,给出诊断报告发送给电厂,从而避免机组在单耗高区域长期运行造成的耗损,降低炉侧厂用电率,实现锅炉侧优化运行。
3 送引风机运行方式优化技术
现代大型机组,即便在额定出力下,送引风机仍然存在一定的裕度。如果机组长期在低负荷区段运行,送引风机均不能工作在高效率区域,造成送引风机电耗增加。因此,可以在低负荷区段停一侧送引风机,保留单侧送引风机运行,使运行的送引风机工作在高效率区域,达到节能降耗的目的。
以某电厂4号机组(600 MW燃煤机组)为例,进行停运单侧送引风机试验。经过试验得出,从双侧送引风机运行到停一侧送引风机运行,运行人员操作需要约20 min;试验结束后,并入备用的送引风机,运行人员操作需要约20 min。在实际操作中,负荷具备条件后停一侧送引风机稳定后再并入,一共需要40～60 min。单从时间上来看,至少要高于4 h的连续低负荷运行才有必要停一侧送引风机。
经过计算分析,双侧与单侧送引风机运行对锅炉效率影响不大,主要影响的是锅炉侧厂用电率。在300 MW负荷下,单侧送引风机运行与双侧送引风机运行比较:送风单耗降低0.30 kW/t蒸汽;引风单耗降低1.11 kW/t蒸汽,锅炉热效率略升0.12%,消耗的总电耗降低561 kW,折算为供电煤耗约为0.65 g/kW·h。
经上述分析可以看出,风机等重要设备,由于运行方式、运行效率区间不当,会造成电耗增加、能耗损失。为了避免此类损失,拟采集现场风机实时运行数据,去除坏点,数据修正后,拟合成风机的运行效率区间曲线图,让运行人员可以直观地了解设备运行状况,通过专家诊断给出运行调整措施方法,发送诊断报告给电厂,实现节能优化的目的。
4 总结
锅炉负荷 篇5
发电厂循环流化床锅炉,以其低污染排放、较高的燃烧效率以及燃料适应性广、负荷调节性能好等优点得以迅猛的发展。在锅炉运行中,根据外界对负荷的需求变化,需经常对循环流化床锅炉进行升降负荷调节。
1 锅炉负荷调节
(1)锅炉负荷调节主要通过改变给料速率和与之相应的风量来实现。
循环流化床流化不正常,锅炉无法正常运行;炉膛内部物料浓度不够,循环也成了无米之炊。循环一定要炉膛上部有足够的物料浓度,分离器分离效率要高。只有炉膛内部有足够的物料浓度,才能得到理想的床温,保证锅炉出力。
循环流化床锅炉,流化介质和所夹带的固体颗粒对水冷壁的对流传热影响很大。含分散固体颗粒气流为分散相,另一部分为颗粒团相,在中间区域会上升,在靠近壁面,颗粒团流贴壁面下滑。
对壁面的传热,在热力边界层,一种是径向颗粒团的导热,另一种是分散相对流传热和两相流辐射传热。颗粒在传热面附近的浓度,对流化的气、固混合物和壁面之间的传热有重要影响。在与壁面进行热交换过程中,固体颗粒比作为流化介质的气体对壁面的传热有更重要作用。
稀相返混:在中心部位,粒子随主气流向上运动,在壁面附近,逆主气流向下运动。提高锅炉负荷、加大传热量,必须从提高炉膛上部空间颗粒浓度入手。炉膛上部颗粒平均浓度对水冷壁的传热有很大影响,改变给料速率及改变一二次风可以控制炉膛上部悬浮物密度。
所以锅炉负荷调节也就是通过改变给料速率和与之相应的风量来实现的。可以手动或自动地调节风量,使之随煤量的变化而变化,减少排渣。风煤的调整要遵循“少量多次”的原则,以避免床温的波动。锅炉负荷调节时,要始终控制好风煤比。
增加负荷时,应先少量增加一次风量和二次风量,再少量增加给煤量,使蒸发受热面的吸热量逐渐增加,再继续少量增加风量、给煤量,交替调节,直到获得所需的出力。降负荷时,应先减少给煤量,再适当减少一次风量和二次风量,并加快排渣,以降低蒸发受热面的吸热量。
(2)改变床温也能调节锅炉负荷。
通常高负荷对应高床温,低负荷对应低床温。但床温受到多方面的制约,变化幅度有限,因此靠改变床温来调节负荷的作用有一定限制。
运行中还应根据煤质情况进行相应调整,给煤系统故障或煤质较差时,可投烟煤助燃维持床温。燃烧温度主要靠调节各种煤种、工况负荷下的风煤比来控制。可随时调节风煤比,将燃烧室温度控制在一个小的范围内波动。
锅炉运行中一般维持床温在850～950℃。在一定悬浮密度下,总传热系数随床温的增加而增加。固体颗粒越细,传热系数越大。调节床温的主要手段是调节给煤量和一次风量。床温升高或降低时,应及时调整一、二次风配比和给煤量,当床温低于800℃时,应投入烟煤维持床温。
(3)改变料层及炉膛差压也可调节锅炉负荷。
流化室料层差压要控制适当。若差压过高,布风板阻力增大,会造成风道及风室震动;若差压过低,会造成负荷带不上。炉膛差压反映烟气携带固体颗粒浓度的大小,刚点炉时,炉膛上部物料浓度是零,炉膛差压也是零。
当燃用高灰分煤种时,炉膛差压增长很快,说明烟气中的物料浓度高,循环量大。因此把炉膛差压作为循环灰量的检测标准。一般将炉膛差压控制在6～8kPa,高于8kPa时,则应加大排渣量放灰。当燃用低灰分煤种时,炉膛差压增长很慢,说明烟气中的物料浓度低,循环量小。炉膛差压可控制在6～8kPa,这样烟气中携带的灰分增加,炉内循环量增加,对提高负荷有利。
减负荷时,除减风、煤外,减小炉内循环量是一个重要措施,并要大量放灰。使用低热值、高灰分煤种时,因灰分太大,炉膛差压增长很快,又由于煤的热值很低,固体颗粒在离开炉膛时已基本燃尽,应在较低循环倍率下运行。通过调整排渣量来维持床压的稳定,如果床压过高,应加强排渣。
2 煤质条件对锅炉负荷的影响
2.1 烟煤
烟煤易着火,火焰位置偏低,且火焰长,辐射传热强度高,燃用时调节负荷较容易。燃用烟煤时应注意:
(1)流化床密相区燃烧温度可控制在850～900℃。
(2)减少放灰量,甚至可以停止从返料器料腿放灰,以保持较高的炉膛差压,使锅炉在较高的循环倍率下工作,保持较高的锅炉负荷。
(3)保持较高的料层差压。控制排渣,若排渣量过大时,会对负荷产生影响。
2.2 贫煤
使用贫煤时,应适当提高二次风的比例,有助于负荷的调整。
2.3 无烟煤
无烟煤燃点高,很难着火,但热值高,一旦着起火来,炉膛温度很高。其燃烧滞后,容易在分离器下部料腿处结渣堵塞,影响锅炉负荷调整,对锅炉负荷调整干扰较大。燃用无烟煤时注意:
(1)点火时,可加一些烟煤引燃。
(2)炉膛温度较高时再给煤。
(3)运行时,流化床密相区燃烧温度可控制在950～1050℃,但应避免超温结渣。有的用户,锅炉在炉温很高状态下运行,这需要有较高的操作技巧、丰富的运行经验,时刻盯住表盘,一旦温度跳得较快时,迅速开一次大风门将温度吹下来。这就要求在运行时,保持一次风要有一个裕度。千万不能在一次风没有裕度的情况下,高温运行,一旦结渣,后果不堪设想。
2.4 褐煤
褐煤的特点与烟煤相仿,易着火(燃点<350℃),挥发分高,前区温度高,但由于热值低,燃烧过程短,在离开炉膛时已全部燃尽,因此炉膛出口温度往往低于密相区温度50～100℃。
褐煤粒子不坚硬,特别软,越磨越碎。因此,烟气携带较细的固体颗粒较多,炉膛差压增长较快,锅炉负荷增长较快,两个物料收集器下的积灰较多。应适当增加物料收集器下面返料器料腿的放灰量,使锅炉处于较低的循环倍率下运行。由于很多较粗颗粒相互磨擦,变成细小颗粒被携带出炉膛,因此,炉底放渣量应减少,将料层差压控制得略高。
3 抗干扰措施
在对锅炉负荷调节过程中,会遇到各种复杂因素的干扰。最常见的是煤质变化大、不稳定,导致运行中给煤量和一二次风量变化很快。而操作过程中,自动控制中往往有迟延,而手动操作要凭经验正确判断。
CFB锅炉所燃用煤的粒度分布有严格要求,而其上煤系统很难保证所燃用煤在实际运行中始终满足粒度分布的要求。粒径较大的煤的数量在给煤机转速不变时也会有所不同,造成给煤质量流量的变化,此扰动会引起床温的较大波动。
给煤低位发热值的不稳定、变化较大,会造成锅炉负荷的变动,使操作变得复杂。给煤低位发热值变低时,为维持锅炉出力,可适当增加给煤量。在风量调节方面,一、二次风的配比关系随负荷变化而变化。
低负荷时,床内的流化风速较低,一次风量在维持鼓泡流化状态的同时,还需保证总风量的供给。在4 0%负荷以上时,随锅炉负荷增加,应逐渐加大二次风。维持床层正常流化的一次风量有所增加,但所占比例降低,二次风比例显著增加。
当负荷下降时,一、二次风按比例下降,当降至临界流化流量时,一次风量基本保持不变,再降低二次风量,此时C F B锅炉又进入鼓泡流化床的运行状态。一次风量也存在扰动,风门在某一开度时,一次风机就会剧烈震动。一次风量不会长期保持固定值,只能在一个阶段内比较稳定。
当燃无烟煤时,由于燃料后燃严重,要时刻监视返料温度,防止料腿上喉口结渣。不能为了赶负荷,无视返料温度不正常飞升。
现场煤质、煤量变化大,风量不易调节,会造成CFB锅炉燃烧控制系统的给定值和实际值偏差大,在锅炉负荷调节过程中,需要有经验的司炉人员依照实际情况正确判断,采取必要的应对措施。
4 锅炉运行原则
坚持锅炉升降负荷运行的3条原则,方能保证锅炉平稳运行:
(1)在锅炉负荷变化时,应及时调整给煤量和风量,保持汽温和汽压稳定,在增加蒸发量时,应先加风,后加煤;在减少蒸发量时,应先减煤,后减风。改变风煤量时应交替缓慢进行。
(2)运行时,应加强监视炉温,炉温过高时易结渣,炉温过低时易灭火。一般控制在850～950℃,最高不超过1000℃,最低不低于800℃。当炉温升高时,开大一次风门,当炉温降低时,关小一次风门。当床温过高过低,需大幅度大范围调整时,通过调节给煤量进行控制,必要时投油稳燃。
(3)运行时,加强返料温度的监控。一般返料温度最高不大于950℃,若此温度升得太高时,应减少给煤量和负荷,查明原因,再采取适当措施。
5 结语
对循环流化床锅炉进行升降负荷运行调节,是锅炉运行人员的一项主要操作,尤其调峰机组负荷经常变化时,需经常进行此项操作。
摘要：对循环流化床锅炉升降负荷的运行调节进行探讨。
关键词：发电厂,锅炉,负荷调节,影响
参考文献
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锅炉负荷 篇6
根据中国环境监测总站提供的数据,2011年我国NOx排放总量为2 404. 3万t[1],其中电力行业的NOx排放占45% ,占各种燃烧装置NOx排放总量的一半以上,而电力行业排放的NOx80% 以上由燃煤锅炉排放[2]。因此,我国新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2011,明确规定新建燃煤火力发电锅炉NOx( 以NO2计) 排放浓度必须低于100 mg / m3[3],达到了国际先进或领先水平,降低NOx排放的任务非常紧迫。
目前控制NOx最成熟的技术是选择性催化还原( SCR) 技术,在我国烟气脱硝技术中占有重要地位。国内燃煤机组都参与调峰,经常低负荷运行, SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口,难以满足全负荷下低NOx排放的要求。国外对于少数低温高硫的烟气通常采用增设省煤器旁路、利用高温烟气加热的方法,但在国内大部分燃煤机组都有频繁低负荷长期运行的要求,采用省煤器旁路,增加了煤耗,也容易造成系统的积灰,因此对低温催化剂的研发成为今年国内的研发热点[4,5]。
1全负荷SCR脱硝控制现状
控制NOx排放的技术包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要有: 低氮燃烧器、燃料分级燃烧技术、空气分级燃烧技术等。应用在电站燃煤锅炉上的成熟的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法( SCR) 、选择性非催化还原法( SNCR) 以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术[4,5,6]。
目前,我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。截至2010年底,我国已投运的烟气脱硝机组约81675MW,占全国煤电机组容量的12. 47% 。截至2011年3月底,全国已投运的烟气脱硝容量达96885MW,其中采用SCR工艺的占93. 31% ,采用SNCR工艺的占6. 28% ,采用SNCR与SCR组合工艺的占0. 41%[7,8]。“十一五”期间新建燃煤机组全部采用了先进的低氮燃烧技术,烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展。
催化剂是SCR脱硝系统的核心部件,其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用,是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂,正常活性温度区间一般为320 ~ 400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近,因此,国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。 SCR催化剂最佳反应温度窗口为340 ~ 380℃ ,入口烟温在360 ~ 380℃以下时,SCR反应效率随着温度的提高而提高,相应的氨逃逸率则逐渐降低。如图1所示为NH3/ NOx摩尔比一定时,不同烟气温度下的SCR反应效率[9,10,11]。
当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时,在催化剂上会发生副反应,NH3与SO3和H2O反应生成( NH4)2SO4或NH4HSO4,减少与NOx的反应,降低脱硝效率,生成物附着在催化剂表面,堵塞催化剂通道或微孔,降低催化剂的活性,同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外,如果烟气温度高于催化剂的适用温度,会导致催化剂通道和微孔发生变形,有效通道和面积减少,从而使催化剂失活, 缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为: 锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。
图2为典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图:
在我国,绝大多数燃煤机组参与电网调度,因此在实际运行过程中,尤其是非用电高峰时,机组常常不能满负荷运行,甚至运行于50% 以下的负荷区间。虽然机组在满负荷运行时省煤器出口温度大于350℃ ,但在中、低负荷下的SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口,此时氨气将与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐,造成催化剂堵塞和磨损,降低催化剂的活性,使SCR脱硝系统无法正常运转,难以满足全负荷下低NOx排放的要求[11]。
针对锅炉低负荷运行时SCR入口烟温过低而导致SCR脱硝系统无法投运,国内多家环保工程公司及发电单位致力于开发适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的SCR脱硝低NOx排放控制技术,主要分为SCR入口烟温优化调整和开发高效宽温度窗口SCR脱硝催化剂。
1.1省煤器给水旁路
如图3所示,本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量,主流水量进入省煤器中吸热升温,旁路水量则绕过省煤器,最终两者在省煤器出口混合。SCR反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。
经计算表明,由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数( 约83倍) ,经过给水旁路的调节,SCR反应器入口烟温有一定提升,但烟温提升幅度较小。 随着旁路水流量的增加,进入省煤器的主流水量减少,省煤器出口水温升高,严重时会在省煤器出口产生汽化现象,使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大,但是总的省煤器出口混合水温降低不多,对锅炉主要参数的影响不大。 排烟温度则随着SCR反应器入口烟温的提高而不断提高,排烟损失增加,影响锅炉效率[12]。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小,尽管省煤器吸热量有所变化,但是从热平衡的角度来看, 烟气放热量变化不明显,导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR反应器入口烟温。 因此,认为省煤器给水旁路调节方案的SCR反应器入口烟温调节特性较差。
1.2省煤器内部烟气旁路方案
本方案设计在省煤器所在烟道区域,减少相应的省煤器面积,使内部旁路烟道和省煤器并列布置。 如图4所示,内部旁路烟道出口处设置烟气挡板,通过调节旁路烟气挡板的开度来控制内旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例,从而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
此方案因省煤器面积减少,省煤器出口烟温具有自我提升作用,在旁路全关的情况下,排烟温度依然有所提升,这对高负荷运行不需要调节SCR反应器入口烟温时的经济性是不利的[12]。
1.3省煤器外部烟气旁路
图5为省煤器外部烟气旁路示意图。在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道,外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板,通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例,进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
与省煤器内部烟气旁路方案相比,不考虑因省煤器面积减少带来的省煤器出口烟温的自我提升, 两种方案中同样的烟气份额下,烟温调节能力很接近。但是内部烟气旁路具有抬升烟温的作用,因此, 省煤器外部烟气旁路的烟温调节能力更占优势[12]。
增加省煤器旁路将引起如下问题:
( 1) 旁路运行时降低锅炉效率,增加煤耗及热损失;
( 2) 增加旁路烟道及挡板,增加脱硝系统投资和运行维护费用,旁路挡板可能积灰阻塞,影响系统运行;
( 3) 省煤器旁路将造成进入SCR系统烟气流场紊乱,降低总的脱硝效率;
( 4) 该旁路需在锅炉包覆开孔,对锅炉烟温和烟气量都提出新要求,对锅炉性能及热平衡均有一定影响。
1.4提高锅炉给水温度
提高锅炉给水温度技术主要是通过各种手段来提高进入省煤器的锅炉给水温度,从而减少给水在省煤器的吸热,提高省煤器出口即SCR脱硝反应器入口烟气温度[13]。
该技术在电厂中应用较多,如外高桥第三发电厂研发的“弹性回热技术”,通过增加汽轮机低负荷抽汽以提高此时的锅炉给水温度,确保低负荷下SCR的进口烟温高于限值。该技术在2010年底外三机组检修期间安装到位并完成了调试,成功投运, 使这台机组的脱硝系统在2011年至2013年的投运率上升至近100% 。
1.5省煤器分级技术
在低负荷下,因省煤器出口烟温较低,不能满足脱硝装置的投运要求。在此情况下,考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取,以提高进入脱硝装置的烟气温度,即省煤器需要进行分级改造,将部分受热面移至脱硝装置后,这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求,又不至于使排烟温度升高,降低锅炉热效率。为确定省煤器受热面的分级比例,需对省煤器分级改造方案进行热力计算。
国电浙江北仑第一发电有限公司通过省煤器受热面的分级改造,将进入SCR的烟气温度提高约22℃ ,在额定负荷时进入脱硝设备的烟温为382℃ , 最大负荷时烟温不超过400℃,在50% 负荷时进入脱硝设备的烟温为324℃。既可满足脱硝设备对烟气温度的要求,又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后气温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝设备在各负荷下均能投运。
1.6宽温度窗口SCR脱硝催化剂
开发适用于更低温度的脱硝催化剂是目前SCR脱硝的一个重要课题,目前国内部分高校及环保科研院所均在进行宽温度窗口SCR脱硝催化剂的研发[14]。中国矿业大学的郭凤[15]等人以溶胶—凝胶法制备Ti O2为载体的催化剂活性温度窗口为250 ~ 400℃ ,脱硝转化率最高达到理论值80% ; 南开大学已在实验室里实现了催化剂在260℃ 以下长时间安全连续运行[16]; 中国科学院过程工程研究所的科研团队的宽工作温度烟气脱硝催化剂项目得到了国家 “863”计划重点项目的支持; 国电集团正在进行降低催化剂起活温度和催化剂活性温度窗口范围延展等方面的研究。
然而目前国内对宽温度窗口SCR催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段,尚没有进行大规模的商业应用,或者反应时间过长,或者成本太高, 无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。
2结论
针对SCR脱硝的机组在低负荷情况下无法投运的问题,国内已有的解决办法有增加省煤器旁路烟道、提高锅炉给水温度以及研发宽温度窗口SCR催化剂。以上技术虽然能一定程度地解决目前低负荷SCR脱硝系统无法正常运转的问题,但省煤器旁路运行时会降低锅炉效率,增加煤耗及热损失,牺牲一定的经济性; 而宽温度窗口催化剂的研究尚在实验室小试阶段,无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。在保证锅炉效率的前提下,实现机组全负荷下的低NOx排放,是一项重要课题。
我国对NOx的控制研究起步较晚,对各种低NOx排放控制技术使用时间不长,火电厂应能根据自身实际状况,制定可行的全负荷低NOx控制方案。对此,笔者提出以下建议:
( 1) 综合考虑电力企业的承受能力,结合实际, 对不同锅炉所处位置区别对待,对新老机组区别对待,重点突出,以有限投入获得最佳环保效益。
( 2) 通过锅炉受热面布置的优化设计,主要是理论计算与分析不同负荷下低NOx燃烧炉内烟温特性与锅炉受热面换热特性间的耦合关系,完成适合全负荷低NOx排放的锅炉整体布置方案设计,确保在全负荷工况下满足锅炉主、再热气温的匹配以及SCR入口烟温的需求。确保锅炉全负荷运行工况下满足合适的SCR烟温。
( 3) 以现有低氮空气燃烧系统为基础,有针对性地开展全负荷低氮燃烧优化工作。通过调整一、 二次风、燃尽风风量及燃烧器喷嘴摆动,优化不同条件下炉内化学当量比分布,在降低NOx排放浓度的同时进一步提升低负荷条件下炉膛出口烟温,为SCR设备运行提供合适的工作条件。
锅炉负荷 篇7
1 火电厂多煤种锅炉低负荷稳燃能力的概述
火电厂四角切圆多煤种锅炉在低负荷的运行环境中要保持一定的稳燃能力, 这样就可以最大限度地提高机组的运行能力, 保证火电厂的安全运行。受到国家经济宏观调控的制约, 很多小煤窑都被取缔, 这就导致了煤炭行业的价格波动幅度比较大, 同时煤炭的质量也参差不齐, 好煤差煤混合在一起掺烧, 燃烧的效率比较低, 且火电厂的运行方式也有待于进一步的改善, 综合各种原因, 使得很多火电机组工作效率得不到提高, 调峰能力也长期处于比较低的水平。只有让火电厂锅炉在低负荷运行的情况下, 依然保持稳定的燃煤能力, 才能保证煤炭资源可以实现最大限度的利用效率。
以中间仓储式热风送粉煤锅炉为例, 来说明当使用的煤质比较差的时候, 要采用强化燃烧的方式, 还要对机组的各个组成部分进行必要的结构优化, 以保证运行质量的前提下提高运行的效率。中间仓储式的制粉系统的组成结构主要包括四层一次风火嘴, 九层二次风, 两层三次风, 在风火嘴的周围还配有周界风, 三层油枪, 四角切圆燃烧, 燃烧器又分为两组, 在A层与B层, C层与D层都安装了一组, 采用的是WR直流的调节比宽的燃烧器。
2 火电厂多煤种锅炉低负荷稳燃能力的主要优化措施
火电厂四角切圆多煤种锅炉稳燃性的提高可以通过以下途径来实现:
第一点可以通过相互协调的方式将总风量控制在一定范围之内。锅炉的燃烧量的大小是由通过炉膛的煤粉的总量和燃油的总量加起来决定的, 火力发电厂燃煤量的大小又与每一层运行着的给粉机的转速有着密切的关系, 是转速和经运算处理之后的结果, 同时还要与锅炉的燃料总量进行相应的比较。通常情况下锅炉的总风量大小是依据机组的负荷同锅炉的总体燃料相乘得到的结果, 所以在煤炭的质量很不理想的情形下, 如果总体的负荷保持稳定, 那么当锅炉中的燃料不断增加的时候, 给粉机转动的速度就会越来越快, 总风量也会随之加大。这时会带来非常大的排烟量, 总风量也会不断增加, 风量的增大会导致锅炉内的温度减低, 煤炭的燃烧速度也就大幅度降低, 则锅炉在低负荷运行情况下的稳燃水平大大下降。由此看来, 要增强火电厂多煤种锅炉低负荷稳燃的效率, 就必须要将总风量控制在一定范围之内。提高对总风量的控制力度的途径有很多, 例如当发现总风量有小幅度的提升时, 及时调整氧量设定的数值, 利用氧量修正回路的方式降低锅炉内的总风量。或者可以通过将给粉机的入口插板不断增大, 从而达到增强煤粉浓度的目的, 以此来减小给粉机的转动速度, 将锅炉中的总风量控制在标准值左右。
第二点通过降低锅炉制粉系统正常的运行套数达到提高低负荷稳燃能力的目的。火电厂的粉煤锅炉通常使用的是低挥发分贫煤, 在设计的时候, 制粉系统煤粉的细度相当小, 一方面这有利于煤粉的充分燃烧, 另一方面, 这样也会导致三次风带粉的增大。当锅炉处于低负荷运行过程中, 将制粉系统运行套数相应地降低, 也就等于降低了三次风带的入粉量, 煤粉的总量减少, 那么三次风带释放出来的热量就会减少, 则运行给粉机的转速会得到提高, 一次风煤粉的量也随之增加, 锅炉整体的热负荷也会跟着上升, 温度的增加必然会有助于一次风嘴的正常运作, 火焰也会得到快速的传播, 煤炭的稳定性能则可以达到一定的标准了。
第三点是可以通过改造给粉机的运作方式来达到增强火电厂锅炉断面的热负荷, 进而提高低负荷运行中的稳燃能力。应该着重将下三层的运行方式作为最适宜的运作形式, 当A、B两层同时运行, 下二层燃烧器断面的热负荷的燃烧程度都会有很大的改观, 断面的热负荷越大, 火焰的温度就越高, 锅炉底火烧得越旺盛, 火焰的传播速度也在不断加大, 燃烧的稳定性得到很大程度的提高。另外, 底火具有非常好的燃烧态势就会带动上层煤粉的燃烧, 促进整体的燃烧稳定性的形成。
第四点是可以通过减小一次风率的方法来有效降低着火的总热量。锅炉中的煤粉气流在燃烧之前都要有足够的预热时间, 以及要具备一定的热度, 同时煤粉的着火点和一次风率有着密切的关系, 所以可以通过一次风率来掌控煤粉着火时候实际需要的热量, 争取可以使煤粉提前着火。对不同的煤粉要根据性质进行分析, 在一定的范围之内增强煤粉的浓度可以对煤粉气流的燃烧起到很大的促进作用。需要注意的是, 不可为了减小一次风率而使管道遭受一定程度的损坏, 也不能因此而降低一次风对高温烟气的吸收力度。
第五点可以通过对配风方式的优化调整来达到预期的目的, 尤其是对周界风的调整上, 是比较关键的一环。当锅炉在正常工作的状态下逐渐进入低负荷运行阶段时, 或者是进入炉膛中的煤的质量越来越差的时候, 就要对运行火嘴的周界风进行及时的调整, 以保证系统的顺利运行。通常情况下, WR型的燃烧器具有浓淡分开进行燃烧的特点, 可以通过设置周界风的方式, 并与二次的助燃风相互的配合才能达到预期的效果, 这样, 当锅炉的总体运行负荷处于下降的趋势之下, 则一次风中的煤粉的气流的浓度也会跟着减小, 则周界风的大小会影响到燃烧器中的煤粉浓度的大小。所以如果周界风比较大的时候, 不利于增强热量交换的速度, 所以要在锅炉处于低负荷运行的时候, 将运行火嘴的周界风尽量调小一些, 减小一次风率进而保证燃烧的稳定性。
3 结束语
综上所述, 火电厂的四角切圆多煤种锅炉在低负荷运行的情况下的稳燃能力对系统的整个运行情况都有着很大的影响, 只有将总风量控制在一定范围之内, 同时最大限度地降低制粉系统的总体运行套数, 并降低一次风量, 以便控制好燃烧时候所需要的热量, 加强配风方式的更新, 还要保持燃烧火焰的强度可以达到要求的标准, 这样既可以为锅炉系统的运行安全提供良好的保证, 也可以提高在低负荷情况下的稳燃能力, 最终可以发挥煤炭资源的利用效率。
摘要：火电厂多煤种锅炉的低负荷稳燃能力对整个电力行业的发展具有非常重要的影响, 尤其是四角切圆燃烧锅炉的低负荷稳燃能力有待逐步改善, 它的使用范围比较广泛, 燃烧时候的稳定性非常关键, 特别是在低负荷条件下, 很多锅炉的节能效果差, 导致了能源资源的浪费, 为了提高火电厂锅炉在低负荷运行条件下的工作效率, 本文主要论述了火电厂多煤种锅炉的运行概况, 并根据现有的条件, 提出了相应的提高多煤种锅炉低负荷稳燃能力的措施, 以期能够为相关的实践提供些许理论依据。
关键词：火电厂,多煤种锅炉,低负荷
参考文献
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[3]陈世英.美国CE-WR型燃烧器稳燃机理的探讨[J].动力工程, 1995 (2) .[3]陈世英.美国CE-WR型燃烧器稳燃机理的探讨[J].动力工程, 1995 (2) .
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锅炉负荷 篇8
关键词：锅炉,低负荷,吹灰,灭火,措施
火电厂锅炉燃用原煤煤质含灰量、含硫量较高时,容易造成运行中熔化的灰粒在离开火焰中心后,灰分碰到受热面管道或炉墙时受到冷却,会粘附到受热面的管子或炉墙上,且越积越多形成结焦、结渣。积灰、结焦一方面将降低受热面传热效率,使炉膛及各受热面吸热量减少,进而导致炉膛出口及各级受热面进出口烟气温度升高,使锅炉效率下降;另一方面,大量积灰使省煤器、空预器堵塞,导致辅机电耗增加。此外,积灰、结焦还会使受热面表面温度增高,导致受热面、管壁超温和高温腐蚀,甚至爆管。较大的渣块坠落还会影响锅炉的安全运行,甚至发生人身及设备重大安全事故。因此,电厂锅炉多采用吹灰器,在运行过程中,对受热面进行周期性吹扫,使其保持在合适的清洁状态,以提高运行的安全经济性。
低负荷时,锅炉炉膛温度下降,为了维持必要的煤粉混合物输送速度,一次风中的煤粉浓度将大为降低,二次风速、风温也降低,使低负荷时炉膛抗干扰能力降低。低负荷时煤粉气流刚性变小,此时若投入靠近某角的吹灰器时会引起落灰、落焦影响该角的煤粉气流,造成动力场破坏灭火。当发生垮灰时,炉膛负压瞬时变正,影响喷嘴出粉造成灭火。若处理不当,会造成灭火放炮,甚至使锅炉设备严重损坏和人身伤亡,造成人身伤害和经济损失。
一、垮灰焦时参数变化情况
1)炉膛压力负压值突然增大,炉膛负压异常信号声光报警;2)炉膛工业电视火焰显示变黑,甚至黑屏;3)汽温、汽压、蒸汽流量下降;4)氧量指示增大超出正常值;5)FSSS系统火焰检测装置火检频闪或大部分检测不到火焰;6)烟道各点负压增大,二次风母管压力降低;7)汽包水位迅速下降后快速上升;8)捞渣船内渣量增加;9)炉膛出口烟温下降。
二、产生的原因分析
W炉低负荷吹灰时发生灭火的主要原因:折焰角斜坡严重积灰。事故后对过热器区域检查发现,水平烟道折焰角后的水平烟道底部沉积了大量的细灰及焦渣。当积灰和焦渣达到一定的厚度,吹灰时受到气流引起的扰动引起垮塌,这些积灰积焦渣从折焰角滑下后,部分被烟气重新卷起带走,而其中的大部分由于积压结块以及动能较大,会克服烟气对其向上的作用力,迅速落到燃烧区域,并随气流旋转的煤粉在燃烧空间混合,散落的灰分虽不致造成炉膛温度的急剧下降,但它可能造成以下两方面的影响:一是阻挡炉内火焰的辐射,短时间火光被阻挡,使炉膛安全保护失去信号,造成“MFT”保护动作;另一方面它直接冲击炉膛火焰中心,阻挡了风粉的混合,相当于将部分煤粉与空气隔绝,对燃烧造成极大的影响。经分析以下几个方面是造成低负荷吹灰灭火的主要因素:
(一)煤质因素:
煤质差时,其灰分含量高,飞灰颗粒大,低负荷时煤粉气流速度低,容易产生积灰;煤质差时其着火点推迟,火焰中心上移,燃尽率降低;煤质差使低负荷时炉膛燃烧抗干扰能力大为降低,大量灰及焦块堆积在折焰角上垮落破坏燃烧动力场,同时焦块掉入冷灰斗后急剧加热冷灰斗内的水,发生"气爆"使大量蒸汽及烟气污染探头,使探头检测不到火焰导致保护动作。
(二)设备因素:
吹灰枪由于故障时不能投入或翘管不能按全行程走完时,则对应区域受热面的积灰不能及时吹走,会越积越多,当再次吹灰时危险性增大;当吹灰器因安装位置不正确或吹灰枪变形卡涩在吹灰时产生打管;吹灰时若吹灰疏水时间不够或管道不畅,使疏水进入炉内,遇到高温受热面时瞬间汽化,对邻近燃烧器火焰检测的正确性产生影响。
(三)火焰检测因素:
根据几次低负荷吹灰灭火的故障现象分析,首出“全炉膛灭火”触发MFT。根据各火检强度闪烁及熄灭时间分析,首先是对应吹灰位置处火检指示闪烁,继而蔓延开来,最后导致全炉膛灭火。
吹灰炉膛导致火检丢失的原因:
1)落灰挡住火检或随气流旋转的煤粉在燃烧空间混合使火检测量强度不够;2)低负荷时吹灰会影响燃烧的稳定性,致使火检频闪;3)煤质差、炉膛烟温低,着火推迟至火检测量范围之外;4)配风不当。
(四)操作因素
1)一次风速:一次风速过低,易产生煤粉混合物积堵,加剧积灰;一次风速过高,引起燃烧不稳定,使炉膛燃烧抗干扰能力降低;2)二次风量:氧量过低会使燃烧不充分,加剧结焦;氧量过高会使燃烧不稳定;3)磨煤机运行方式:低负荷时磨煤机运行台数不宜过少,即燃烧火嘴不宜过多,以保证合适的煤粉浓度及流速,保证着火及燃烧稳定;4)燃烧器的运行方式造成影响,未形成对应W形火焰,火焰相互支持减弱。
五、采取的措施:
1)按照规定的煤质要求合理配煤,确保入炉煤煤质;2)最好在机组高负荷时吹灰,吹灰时控制负荷在65%额定负荷及以上。低负荷时,尽量不要吹灰,此时炉膛温度低,燃烧不稳,一旦有外扰,破坏燃烧稳定性容易MFT;3)根据试验结果,确定合理的吹灰频率及吹灰压力,严格按此要求定期对受热面进行吹灰;4)低负荷时采取有效的稳燃措施,确保燃烧稳定,如合理配置各燃烧器的煤粉浓度和一次风速,实现一次风粉的合理分配;5)低负荷吹灰应避免影响燃烧稳定工况的重叠操作,比如负荷变化、断煤及启停磨煤机等,当吹灰时发生燃烧不稳时应暂停吹灰,待参数回复正常后再进行;6)定期进行固定油枪试验,保证负压及火检异常时快投油枪能正常投运,低负荷吹灰时加强监视,发现燃烧不稳采取强退吹灰器及时投油的稳燃措施;7)保证所有吹灰器能正常全行程投入,吹灰时间间隔严格按规定执行,吹灰时加强对炉膛负压的监视,以防锅炉掉灰渣塌灰灭火;8)维持火检探头测量回路正常,影响火检强度的故障联系热控及时处理;9)在机组长期低负荷运行时,采用步进式手动吹灰的操作方法。即根据炉膛宽度,分几次,逐步增加吹灰器的推进深度,直至全部吹扫到位。以减少吹灰枪一次进到位所引起的扰动,在保证燃烧稳定的基础上,分次逐步将折焰角处的积灰吹扫干净。
六、结语