国产首台670th循环流化床锅炉设备与运行经验

书书书　第３０卷第７期华电技术Ｖｏｌ．３０　Ｎｏ．７　　　２００８年７月ＨｕａｄｉａｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＪｕｌ．２００８　　·专题综述·国产首台６７０ｔ／ｈ循环流化床锅炉设备与运行经验Ｔｈｅｆｉｒｓｔｈｏｍｅｍａｄｅ６７０ｔ／ｈＣＦＢｂｏｉｌｅｒａｎｄｉｔｓｏｐｅｒａｔｉｏｎｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ彭小峥１，陈念祖２，程文峰１ＰＥＮＧＸｉａｏｚｈｅｎｇ１，ＣＨＥＮＮｉａｎｚｕ２，ＣＨＥＮＧＷｅｎｆｅｎｇ１（１．中国电力投资集团公司江西分公司，江西南昌　３３０００６；２．江西电力科学研究院，江西南昌　３３０００６）（１．ＪｉａｎｇｘｉＢｒａｎｃｈＣｏｍｐａｎｙｏｆＣｈｉｎａＰｏｗｅｒＩｎｖｅｓｔｍｅｎｔＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｎａｎｃｈａｎｇ３３０００６，Ｃｈｉｎａ；２．ＪｉａｎｇｘｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｎａｎｃｈａｎｇ３３０００６，Ｃｈｉｎａ）摘　要：介绍了国产首台６７０ｔ／ｈ循环流化床锅炉在安装、试运和试生产期间暴露出来的问题，并从成功经验的采用、外置床改进、防止锅炉爆燃、防止锅炉结焦等方面进行了详细的阐述，为国产１０２５ｔ／ｈ循环流化床锅炉建设和其他循环流化床锅炉的运行提供了良好的实践经验。关键词：循环流化床；改进；经验中图分类号：ＴＫ２２９．６＋６　　　文献标志码：Ａ　　　文章编号：１６７４－１９５１（２００８）０７－０００６－０８Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｓｒｅｖｅａｌｅｄｄｕｒｉｎｇｅｒｅｃｔｉｏｎ，ｔｒｉａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｔｒｉａｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｆｉｒｓｔｈｏｍｅｍａｄｅ６７０ｔ／ｈＣＦＢｂｏｉｌｅｒｗｅｒｅｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｈｅａｄｏｐｔｉｏｎｏｆｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ，ｔｈｅｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｆｌｕｉｄｉｚｅｄｂｅｄｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒ（ＦＢＨＥ），ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｆｏｒｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎｏｆｅｘｐｌｏｓｉｖｅｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎａｎｄｆｕｒｎａｃｅｃｌｉｎｋｅｒｉｎｇｗｅｒｅｅｘｐｏｕｎｄｅｄｉｎｄｅｔａｉｌ，ａｎｄｔｈｅｕｓｅｆｕｌｐｒａｃｔｉｃａｌｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｆｏｒｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｏｆ１０２５ｔ／ｈＣＦＢｂｏｉｌｅｒａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｏｔｈｅｒＣＦＢｂｏｉｌｅｒｓｗａｓａｆｆｏｒｄｅｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇｆｌｕｉｄｉｚｅｄｂｅｄ（ＣＦＢ）；ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ；ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ收稿日期：２００８－０５－０５０　引言国产首台６７０ｔ／ｈ循环流化床［１］锅炉建设在江西分宜国产循环流化床示范基地。该工程于２００４年９月２３日开工，２００６年７月７日顺利通过了９６ｈ试运行，但在试生产期内锅炉设备发生结焦４次，风烟管道膨胀节拉裂３次，下二次风管拉裂３次；同时，在机组安装过程中也暴露出了一些问题，生产极不稳定，造成机组启停１１次，经济指标极差，连续运行最长仅８ｄ。中电投江西分公司成立了由各参建单位组成的国产６７０ｔ／ｈ循环流化床技术攻关组，组织５次技术攻关，进行了２次大的设备改造，机组目前连续运行６５ｄ（截至到发稿时还在继续连续运行），形成了稳定的生产能力。２００７年２月７—８日，经测试，锅炉热效率达８８．４７％，高于设计保证值８８．４４％。１　锅炉本体设备概况锅炉主要设计参数和设计煤质资料见表１、表２。表１　锅炉主要设计参数主要参数数据锅炉型号ＨＧ－６７０／１３．７－Ｌ·ＰＭ１９过热蒸汽流量／（ｔ·ｈ－１）６７０过热蒸汽压力／ＭＰａ１３．７３过热蒸汽温度／℃５４０再热蒸汽流量／（ｔ·ｈ－１）５８４再热蒸汽进／出口压力／ＭＰａ２．５７／２．３８再热蒸汽温度／℃５４０１．１　总体布置锅炉为超压自然循环汽包炉，采用循环流化床燃烧技术。锅炉燃烧侧主要由５大部分组成：大锥段结构的炉膛，４个直径６．４ｍ的高温绝热旋风分离器，对称布置的４台紧凑式分流回灰换热器（外置床），尾部对流烟道及滚筒冷渣器。卧式管式空　·２·华电技术第３０卷　表２　设计煤质资料名称符号单位数值设计煤种校核煤种收到基碳Ｃａｒ％３９．１１６２．２８收到基氢Ｈａｒ％１．９２０．４３收到基氧Ｏａｒ％４．１１．４收到基氮Ｎａｒ％０．６５０．１３收到基硫Ｓｔ．ａｒ％０．２６１．８０收到基灰分Ａａｒ％４９．１２２９．５６收到基水分Ｍａｒ％４．８４４．４０干燥无灰基挥发分Ｖｄａｆ％２０．２５４．２９低位发热量Ｑｎｅｔ，ｖ，ａｒＭＪ／ｋｇ１４．００２１．５７气预热器，锅炉除在燃烧室、分离器、紧凑式分流回灰换热器等部位设置非金属耐火防磨材料外，还在尾部对流受热面、燃烧室有关部位采取了金属材料防磨措施，以有效保障锅炉安全连续运行。１．２　燃烧系统锅炉采用并联配风系统，各系统均单独设置风机。锅炉共设有２台一次风机、２台二次风机、２台引风机、２台回料阀流化风机、２台外置床流化风机，采用平衡通风方式，压力平衡点设在炉膛出口。一次风经空气预热器加热后进入炉底的水冷风室，通过布风板流化床料为燃料提供初始燃烧空气。二次风经空气预热器加热后分上二次风、下二次风分级送入炉膛锥段，提供燃烧所需空气，并为分级燃烧、控制床温、降低ＮＯｘ生成提供空气。２台回料阀流化风机为４台高温绝热式旋风分离器下的回料阀提供流化松动返料风，以防止循环物料的沉积和炉内烟气及物料的倒流。２台外置床流化风机为４台分流回灰换热器（ＣＨＥ）提供流化换热风。１．３　点火系统为节省燃油，采用床上和床下结合的启动方式，燃用＃０轻柴油。启动油燃烧器共９只，床上５只、床下４只。燃烧器点火方式为高能点火器直接点燃＃０轻柴油。１．４　给煤系统锅炉配有２只容积为７００ｍ３的钢制煤仓和４条给煤线。炉前煤仓里的煤经给煤线送至位于炉膛两侧墙的高、低温回料斜腿上的８个给煤口，与循环物料混合后送入燃烧室内燃烧。１．５　排渣系统系统采用４只简单排渣阀作为排渣控制设备，４台滚筒式冷渣器作为灰渣冷却设备，布置在锅炉底部右侧。１．６　石灰石供给系统系统配有１个容积为２００ｍ３的石灰石仓，运行中通过输灰压缩空气将石灰石粉送入４根高温返料腿中，与循环物料混合后进入炉内燃烧脱硫。２　成功经验的采用２．１　冷渣器改进［２］景德镇发电厂４７５ｔ／ｈ锅炉采用滚筒冷渣器替代风水联合冷渣器。风水联合冷渣器对渣料的颗粒度适应性较差，不能正常排渣，而滚筒冷渣器对炉渣颗粒度的适应性好，适合国内ＣＦＢ锅炉运行实际需要。换型改造的效果：改滚筒冷渣器后，机组长期满负荷运行时排渣正常，且实现了连续排渣运行方式；改造后取消了冷渣风机（其电机功率４５０ｋＷ），通过优化冷渣机冷却水管道设计又取消了冷渣水泵，加上机组经济性的提高和运渣人工费用的减少，改造后每年可减少经济损失和生产运行费用约４１２万元，不到半年即可收回投资。经讨论，在６７０ｔ／ｈ锅炉的设计中将风水联合冷渣器更换为滚筒式冷渣器。２．２　给煤机及给煤系统改进［３］结合前２台锅炉的给煤机及其系统改造的实践，对系统进行改造。（１）煤仓燃煤搭桥问题。将原煤仓下部圆锥形煤斗改造为前后不对称方形锥斗，在前后两侧内壁安装疏通机，其操作纳入程控系统，并将煤斗出口尺寸由原７００增大为１０００ｍｍ×７００ｍｍ。（２）给煤机问题。１）在给煤机的进煤口增设２块用于调节煤层厚度的挡板。２）在给煤机中部落煤口安装一弹性扰动装置，使２个落煤口的落煤量保证基本平衡，同时在给煤机中部增加一路密封风，保证落煤口下煤畅通。３）在给煤机刮板靠近链条侧焊接一些短钢筋，以保证链条不被煤浮托起来。４）在给煤机方形检查孔上增设一层羊毛毡垫，以减少漏粉现象。（３）落煤管堵煤问题。１）优化设计，拆除冲板式给煤流量测量装置和旋转给料阀。２）增设一次风密封装置及气动门，防止炉膛高温烟气窜入给煤机。经过上述改造后，原煤仓严重堵煤现象基本消除。给煤机漂链现象明显减少，给煤机端部积煤问　第７期彭小峥，等：国产首台６７０ｔ／ｈ循环流化床锅炉设备与运行经验·３·　题亦已解决，２个落煤口的下煤量基本平衡，方形检查孔处漏粉现象得到根本解决，煤管堵煤现象未再发生，且无高温烟气外窜。２．３　水冷风室悬吊管结构的改进［２］分宜发电厂４１０ｔ／ｈＣＦＢ锅炉水冷风室采用悬吊管结构，运行中经常产生应力拉裂水冷壁管。分析应力拉裂的原因是布风板结构不合理，造成锅炉在升停炉期间炉膛下部水动力循环不良，受热面吸热不均，悬吊管应力拉裂。通过采取优化水冷壁结构的措施，并延长升停炉时间，使得悬吊管应力拉裂的问题得到彻底解决。２．４　增加原煤筛分装置［２］４１０ｔ／ｈＣＦＢ锅炉工程属于技改项目，受原有系统和空间场地的限制，不能增加原煤筛分装置。该炉设计用煤粒径不大于７ｍｍ，对进厂原煤粒径分析表明，粒径６ｍｍ以下的能达６７．６％，但由于没有原煤筛分系统，只有进碎煤机粉碎，过度破碎的燃煤颗粒中，粒径小于１ｍｍ以下的份额高达６５％以上。这不仅增加了厂用电，还增加了碎煤机的磨损、减少了机器使用寿命；另外，煤粒过细，使飞灰的份额增大（飞灰中碳的质量分数一般是炉渣中碳的质量分数的３～６倍，炉渣中碳的质量分数一般在２％以下），使锅炉热效率降低。为此，该工程增加了原煤筛分装置。２．５　一、二次风系统的改进［３］４１０ｔ／ｈＣＦＢ锅炉循环流化床锅炉设计的一、二次风系统是互不相通的２个系统。点火升炉和低负荷条件下，床上油枪和上、下二次风喷嘴的冷却需启动二次风机，但因所需风量小，风机进口风门开度控制得很小，造成风机振动大；为保证设备安全，风门开度必须足够大，二次风量不能少，造成燃烧过剩空气量多，过剩空气带走大量热量，影响床温的提高，甚至难以达到投煤所需的床温。在ＭＦＴ动作后的事故处理过程中，也常常由于二次风量太大、床温迅速下降，常使事故处理时间延长。包括四川内江电厂进口４１０ｔ／ｈ循环流化床锅炉在内的其他机组，其一、二次风系统布置也是如此，运行操作也存在此困难。为此，新机组床上油枪采用一次风系统供风，点火升炉初期可不启动二次风机，便于启动操作，降低燃烧过剩空气量，节约点火用油。３　调试和试运期间发现的问题及处理３．１　再热器超温［４］由于实际煤种粒度偏细以及运行调整和性能设计上的原因，运行中再热器超温严重，低温再热器受热面布置裕度较大，造成低温再热器出口汽温超温，高温再热器不能全部投运（＃１外置床内的高温再热器未能正常投入），而且减温水不够用，影响炉内燃烧工况。２００６年７月２１日机组负荷２１０ＭＷ时再热器各段蒸汽实际温度见表３。表３　再热器各段蒸汽温度名称设计Ａ侧Ｂ侧平均再热器进口温度／℃３１５．００３１５．６０３１５．９０３１５．７５一级喷水调门开度／％１００１００１００低再进口温度／℃３１５．００２５９．５０２４１．００２５２．２５低再温升／℃１３９．２０２１５．７５低再出口温度／℃４５４．２４７２．９４６４．０４６８．０二级喷水调门开度／％５５．０１００．０７７．５＃２外置床进口温度／℃４５４．２４５１．０４５４．０４５２．５高再温升／℃１００７５＃２外置床出口温度／℃５２５．１５３０．０５２７．５＃１外置床出口温度／℃５４０未投用平均再热汽温／℃５２９．０５３２．７５３０．８　　从以上数据可知，低温再热器、外置床温升均超过设计温升，其中低温再热器温升超出较大。经过西安热工院、哈尔滨锅炉厂计算，采取将低温再热器割去低温区１／３受热面的方案，使得低温再热器面积由原来３８７４ｍ２减小至２５８２ｍ２。改造后，低温再热器减温水全关，出口温度４４１℃、排烟温度为１３８℃左右，在合格范围之内。３．２　锅炉爆燃［４］２００６年６月２１日，机组正在进行整套试运时，锅炉正压突然至３５００Ｐａ以上，锅炉尾部烟道后墙板撕开，ＭＦＴ保护动作，机组紧急停运。０９：２５，机组负荷１５５．４ＭＷ、主汽温度５２０．３℃、主汽压力１０．１３ＭＰａ、床温８９６．８℃、床压７．９２ｋＰａ、炉膛压力－１７９Ｐａ，４条给煤线分别由４个高温回料腿和２个低温回料腿将煤送入燃烧室内燃烧；０９：２７，因＃２二次风机Ｃ相接地停该风机，机组降负荷至１４９ＭＷ，同时４台给煤机减给煤量（每