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440t/h循环流化床锅炉运行问题分析

发布时间：2011/11/10 阅读次数：2062 字体大小: 【小】【中】【大】

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440t/h循环流化床锅炉运行问题分析

一、前言

循环流化床技术是近10年迅速发展起来的一项高效低污染清洁燃烧技术，其特点在于燃料及脱硫剂经多次循环，反复进行低温燃烧和脱硫反应，不但能达到低排放、较高的脱硫效率，还具有调峰能力强、灰渣易于综合利用等优点，因此在国际上得到迅速推广，我国近年来也有多台100MW等级的循环流化床锅炉投入运行。现针对中电投河南分公司所属2个电厂的循环流化床锅炉在运行中出现的问题进行分析研究，所采取的治理措施可为同类型机组的设计、制造和运行提供借鉴。

1 设备概况

新乡火电厂和开封火电厂循环流化床锅炉均为哈尔滨锅炉厂生产的HG-440/13．7-L．PM4型循环流化床锅炉，其中，新乡火电厂1号炉是国内首台配135MW汽轮发电机、一次中间再热的循环流化床锅炉，2003年2月26日通过72h+24h试运移交生产；2号锅炉于2003年5月17日通过72h+24h试运移交生产。开封火电厂2号锅炉于2003年3月17日通过72h+24h试运移交生产。

锅炉设计主要参数：过热器流量440t/h；过热蒸汽出口压力(表压)13．7MPa；过热蒸汽温度540℃；给水温度249．3℃；再热器流量360t／h；再热蒸汽进口压力(表压)2．65MPa；再热蒸汽进口温度315．8℃；再热蒸汽出口温度540℃；排烟温度130℃；锅炉效率91．9％。锅炉主要由燃烧室、高温绝热分离器、自平衡"U"形回料阀和尾部对流烟道组成。燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁，底部为水冷布风板，大直径钟罩式风帽，燃烧室内布置双面水冷壁来增加蒸发受热面，并布置有8屏二级过热器和6屏高温再热器。燃烧室后有2个平行布置的高温绝热分离器，自平衡"U"形回料阀布置在分离器下，与燃烧室和分离器相连，形成一个物料循环回路。尾部对流烟道中布置三级过热器、一级过热器、冷段再热器、省煤器和卧式空气预热器，一、二次风分开布置。本锅炉设置6支启动燃烧器，其中床上燃烧器4支(两侧墙各2支)，床下燃烧器2支(后墙布置)，用来加热流化的床料，以保证固体燃料燃烧，并在锅炉低负荷运行时带部分负荷。冷渣器为风、水联合冷却冷渣器，共2台，布置在炉膛前墙底部。过热蒸汽温度采用二级喷水减温调节，减温水取自给水泵出口。冷段再热器入口布置有事故喷水，热段再热器采用微量喷水减温，减温水取自给水泵中间抽头。

2 运行中的主要问题及分析处理

3 2．1 受热面爆管

2．1．1 高温再热器爆管

高温再热器位于燃烧室中上部，由6片屏式再热器组成，与前水冷壁垂直布置，下部穿前墙处为屏的蒸汽人口端，有密封盒将管屏与水冷壁焊在一起，在屏的上部穿墙密封盒处装有膨胀节以补偿胀差，燃烧室中上部由双面水冷壁隔开分为2个室，8屏二级过热器和6屏高温再热器交叉布置在这2个室内(即每室各有4屏二级过热器和3屏高温再热器)。高温再热器每屏有管子29根，管屏在炉内呈半"U"型，管子规格为D57mm~5mm，位于炉内的材质为SA213-TP304H，炉外部分材质为12CrlMoVG，节距为70mm。管材的异种钢焊接接头位于炉外密封盒内，焊缝上方150mm左右每屏管的最靠近后墙侧的1根装有管壁壁温测点。管屏为膜式壁，鳍片厚度5mm，位于炉内鳍片材料为1Crl8Ni9Ti，炉外鳍片材料为12CrlMoV。管屏最下端敷有耐火防磨材料，敷设高度3 300mm，厚度沿管子中心线两侧各90mm。

从新乡火电厂1号机组、开封火电厂2号机组并网运行到2003年5月31日，发生高温再热器爆管4次，发生的部位大致一样，现仅以新乡火电厂爆管为例进行分析。2003年4月15日，新乡火电厂1号炉高温段再热器甲侧数第1屏，从后向前数第1根管子，距甲侧高温段再热器出口联箱垂直距离约2m处的连接管发生爆管(炉外管)；从首次并网成功到这次爆管，1号机组共运行1081 h。爆口沿管材纵向裂开，爆口长4l mm，最宽处6mm，呈小喇叭口状，爆口边缘不锋利，撕裂不整齐，边缘厚度3．2mm，割管后测得爆口处管子直径为D70．2mm，爆口上方37mm处为一焊缝，直径为D58．5mm，爆口向下20mm处测得直径为D64．3mm，管子内、外壁有黑色氧化皮，外壁氧化皮最厚达1．46mm，内壁氧化皮厚达2．1mm。除去外表氧化皮测得爆管厚度为3．4mm，与爆管相邻的第2、3、4、5根高温再热器管外表面均有很厚的黑色氧化铁层，从第6根以后管子外表面呈红褐色，表面无明显氧化铁层。

爆管原因分析：从爆口宏观分析看，这次高温段再热器爆管具有过热爆漏的特征。对爆管进行材质光谱分析验证，爆管主要合金元素与设计的12CrlMoVG材质相吻合，材质没有问题。其它5屏炉外管子打开保温，发现在每屏的从后往前数的1-4根或1-5根炉外的12CrlMoVG连接管子都出现严重氧化现象，每屏的第1根管子除去表面氧化铁层后对管径进行测量，其管径在D57．8-58．3mm之间，管径均有胀粗现象；位于不同燃烧室的高温再热器管屏炉外12CrlMoVG管外观氧化程度基本一样。通过对爆口做金相组织分析，发现其显微组织的晶粒异常长大，有双晶界和孔洞出现，金相组织有明显长期超温过热的金相组织特征。

从1号锅炉运行情况看，除试运初期发生过1次再热蒸汽超温外，其它运行阶段均正常。由于低温再热器出口温度偏离设计值较多，甲、乙两侧再热器喷水减温器设计喷水量各为7．2t／h，在实际运行时再热器喷水减温器喷水量均在18t／h左右，超过设计值，这也说明再热器受热面偏大。为防止工况变动时超温，汽温一般控制在530℃左右。运行时再热器具体参数见表1。

其余5屏的管壁壁温测点在正常运行状态下，其温度测量值也均在650t以上，最高达701℃(开封火电厂2号锅炉最高达730 ℃以上)，而12CrlMoVG最高允许使用温度为580t，大大超过管子的耐热温度。

由于高温再热器管屏炉内结构呈半"U"型，外圈管子不但长度最长、受热面积最大，而且在炉膛的位置靠近炉膛中心线，处于高温区域，热负荷最高，吸热量明显增多。从测量的炉外壁温情况看，最高与最低壁温相差在150℃以上(同屏管子)，、高温再热器炉内管子发生变形也说明了这点。

高温再热器入口集箱管径选取太小，入口集箱的直径为D159mm×20mm，且为下进汽布置，造成集箱静压特性太大，使并联管束间蒸汽流量出现较大偏差，造成偏差管超温，这是高温再热器发生爆管的主要原因。

2．1．2 二级过热器爆管

2003年4月25日，1号炉二级过热器发生爆管，爆口位置在二级过热器的下行管，从后往前数第1根，爆口距管屏下部2700mm左右。本次爆管，使对面高温再热器(材料TP304H、规格D57mmx5mm)第2屏管子从后向前数1-12根全部吹漏，第13、14根明显减薄，爆口正对的第1-2根管壁被全部吹透，同时也吹漏了同屏的第2根管子。由于高温再热器管内压力低，并未造成管屏相互对吹，使二级过热器的第2屏管子出现管壁减薄现象。

爆口沿管子螺旋状发展裂开，开口朝乙侧偏前，爆口长83mm、宽70mm，呈喇叭口状，爆口边沿减薄明显，锋利撕裂处较长、较厚，边沿厚度最小为1．4mm，在爆口沿工质流向向上10mm，测得管径为53．2mm，向上50mm处管径为52．4mm，向上300mm处管径为51．4mm。从数据看爆口附近管径有明显胀粗现象。爆口内外壁均有蓝黑色氧化皮，爆口内壁氧化皮由于管子胀粗其氧化皮呈网格状开裂。

爆管原因分析：对爆管进行光谱分析，结果表明材质与设计材质相符。通过现场及爆口情况看，管子内外表面有较厚的氧化皮，在短时间产生这样厚的氧化皮，只有在较高的温度下才能形成，据估算，管子实际运行温度已在650℃以上，远远超过管子的许用温度，此次爆口呈过热爆管。从现场实际分析，设计不合理是造成过热爆管的主要原因，二级过热器下行管子的进口集箱管径为D133mmxl3mm，静压特性易造成各管流量不均，再加上最外管圈的长度最长，并处于高温区，使最外圈管子吸热量增多，冷却不好，造成二级过热器下行管超温过热爆管。这也与二级过热器下行管设计受热面积过大有直接关系。

2．1．3 改造方案及效果

针对高温再热器和二级过热器运行中出现的超温爆管，拟定了以下改造方案：(1)二级过热器下行管圈靠近炉膛中心线侧切割4根管子，切割后炉外管接头就地密封，并按要求敷设耐火材料。(2)高温再热器入口集箱加设三通管，减少集箱静压特性造成的流量偏差。(3)高温再热器靠近炉膛中心线侧切割3根管，切割后炉外管接头就地密封；炉内部分按要求敷设耐磨耐火材料，以减少管屏受热面。开封火电厂和新乡火电厂还分别对高温再热器炉外管进行了提高材质等级的改造，其中新乡火电厂将炉外管全部更换为TP304H，开封火电厂将靠炉后的2根管更换为TP304H。

开封火电厂2号炉的改造工作于2003年7月9日完成，并人电网运行。经本次改造，二级过热器、高温再热器壁温超温问题得到根本解决，高温再热器壁温降低到580℃左右，二级过热器壁温基本在设计范围内。再热器减温水量为20．8t／h，仍高于设计值6．4t／h(原设计值为14．4t／h)，比改前减少约2个百分点；过热器减温水量为26．29t／h(原设计值为52t／h)，比改前减少约4个百分点。

新乡火电厂1、2号锅炉于2003年7月9、7日改造结束并人电网运行，经本次改造，高温再热器壁温及二级过热器壁温都在设计范围内。再热器减温水量比改造前减少3．2 t／h；过热器减温水量为23．4t／h，比改前减少1．5t／h，比设计值少28．6t／h。

2．2 给煤系统堵煤问题及处理

燃料水分与粘着性有很大关系：水分在8％以下时，基本上相当于干料；水分超过10％f时，粘着性会有较大增长；水分超过12％时，粘着性很大，堆积角也很大，这时煤斗倾角大于80°才能保证畅流。特别是高水分细颗粒燃料的流动性不好，用常规的给料容易导致碎煤机和给煤机堵塞。这在新乡火电厂和开封火电厂工程中得到了印证。按大容量火电厂规程规定，对于北方及华中地区，一般均不设干煤棚，再加-上当时为了控制造价，2厂在设计时均没有设干煤棚。对于循环流化床锅炉，燃烧所需的燃料颗粒要细小均匀。根据制造厂设计要求，人炉煤的粒度不超过7mm，收到基水分为4．95％。实际运行中煤的水分超过10％，尤其是2003年夏季连续下雨，基本上没有干煤可上，造成输煤系统堵煤，原煤仓粘煤，刮板给煤机和旋转给料阀堵塞，机组被迫降出力运行，最低时机组带不足30MW负荷，不仅负荷率低，发电量少，还消耗了大量燃油，严重影响机组安全经济运行。

按锅炉厂的设计，旋转给料阀的主要作用是起均匀给煤和密封作用，实际运行中，由于煤的粒度较细，容易吸湿，潮湿的煤粘着在旋转给料阀的沟槽中，使旋转给料阀变成了一个圆柱体，无法将煤送人炉内燃烧，煤在刮板给煤机中堆积，造成给煤机堵塞、跳闸，影响机组带负荷。改造方案：取消旋转给料阀，加装密封风，加装温度测点和密封风门联动装置等。该方案实施后，机组达到满负荷连续运行要求。

3 目前{73存在的问题

3．1 锅炉排烟温度高

按锅炉厂的设计，锅炉排烟温度在额定负荷时为130cC，新乡火电厂1、2号炉实际运行值在155t左右，超过设计值约25℃，开封火电厂2号炉在150℃左右，超过设计值约20℃，影响锅炉效率均在1个百分点以上。排烟温度升高不仅与配风有关，而且与省煤器布置偏少有关，按锅炉厂设计，省煤器入口水温为249．3℃，而实际运行只有240t，从而影响排烟温度。

3．2 飞灰可燃物含量高

据统计，2厂的飞灰可燃物含量均在20％左右，与设计的8％相差甚远，影响了灰的综合利用效果，并影响锅炉效率。影响飞灰可燃物含量的因素较多，从目前锅炉运行情况看，可能原因为：高温分离器效率低，不能将未燃尽的煤颗粒分离下来送回炉内继续燃烧，这在低负荷时较明显；炉内配风不佳，煤从回料管中返回燃烧室，较细的煤粒由于没有被二次风吹入主床参与燃烧，而是从靠近后墙水冷壁区域直接通过分离器到尾部烟道，没有燃尽，这与煤中细颗粒较多有关。

3．3 输煤系统堵煤

由于2厂均没有设计干煤棚，煤过湿时造成输煤系统堵煤，主要发生在粗碎机人口管段。鉴于2厂入场煤粒度较细，大部分煤的粒度满足入炉煤标准，可拆除粗碎机，在此位置装设筛选设备，合格的煤直接进入原煤仓，不合格的煤进入细碎机；改造粗碎机进煤管，保持落煤畅通。

3．4 排渣不畅

根据设计，锅炉采用风水联合冷渣器，冷渣器第1室为风冷，2、3室为风水冷，1、2室的渣可通过2、3室隔墙溢流到3室；由于煤中灰分增大，再加上煤中有石头，排渣量大，2、3室隔墙较高，1、2室的渣无法排到3室，只能靠事故排渣才能保证机组连续运行。

3．5 冷渣器热量无法回收

根据设计，冷渣器的冷却水来自汽轮机低压给水，但实际上汽轮机厂家没有考虑此运行工况，在安装时只能采用除盐水作为冷却介质，加热后的除盐水经过板式换热器将热量交换给循环水，排人大气，热量没有回收利用。

3．6 单侧给煤系统运行时烟温偏差大

根据设计，单侧给煤系统运行可带满负荷，从运行情况看，单侧给煤系统运行时，炉膛两侧烟温偏差较大，可超过150℃，给汽温调整带来一定困难，可在下阶段的改造时采用加长给煤机、增加落煤口来解决此问题。

3．7 耐火浇注料的脱落

由于循环流化床锅炉运行在高温条件下，而且温度变化频繁，易造成循环热冲击，再加上机械应力，使耐火浇注料产生裂纹并脱落。新乡火电厂1号锅炉回料阀耐火浇注料脱落的面积较大，修复时间较长，对发电量的影响较大。

4结论及建议

(1)解决输煤系统堵煤的关键在于应新建干煤棚，没有干煤棚，循环流化床机组连续稳定运行的可能性较小。因此，对于循环流化床锅炉，设计院在系统设计时，应增加干煤棚的设计。(2)鉴于对大型循环流化床锅炉缺乏运行经验，火电厂应联系试验研究单位或自行进行调整，找出规律，提高自动装置的投入率，提高锅炉运行的安全经济性。(3)加快石灰石系统的调试并投入运行，发挥其应有的作用。(4)高度重视炉内及回料部分耐火浇筑料的质量控制，防止因浇筑料脱落影响机组运行。(5)对于影响机组运行经济性的问题如排烟温度高、飞灰可燃物含量高、启动燃油量大等，应开展专项研究，提高机组运行的经济性。

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