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循环流化床锅炉设计特点及运行状况分析135MW概述
1.徐州彭城电力有限责任公司位于江苏省徐州市，依据国家环保及节约能源要求，扩建两台超高压中间再热循环流化床锅炉及汽轮发440t/h135MW电机组工程设计单位是中南电力设计院，锅炉由武汉锅炉股份公司供货，汽轮机和发电机由哈尔滨汽轮机供货山东电力建设第三工程公司负责电厂主机的安装施工，机组调试由山东电力争论院负责江苏兴源电力建设监理负责整个工程的监理工作机组于年月日开工建设，两台机组分别于年月日和202322820237119月日顺当完成小时满负荷试运行，移交电厂转入商业运行16168锅炉整体布置特点
2.锅炉本体设计参数及布置特点
2.1锅炉是武汉锅炉股份承受引进的公司技术设计制造的首台ALSTOM440t/h超高压中间再热、高温绝热旋风分别器、返料器给煤、平衡通风、半露天布置的锅炉锅炉的主要设计参数如下表所示名称单位B-MCR B-ECR过热蒸汽流量t/h
440411.88过热蒸汽出口压力MPag
13.
713.7过热蒸汽出口温度℃540540再热蒸汽流量t/h
353.
29330.43再热蒸汽进口压力MPag
2.
7552.56再热蒸汽进/出口温度℃318/540313/540单位设计值工况一工况二工况三锅炉状况吹灰后高加切除1#给煤线t/h
45.
9653.
538.7/
73.
251.32#给煤线t/h
45.
965341.6锅炉整套启动过程中的运行状况说明，锅炉性能优越，机组功率到达以上，主要运行参数均到达设计保证值，但在运行过程中也暴露135MW了一些循环流化床锅炉特有的问题，主要表现在以下几个方面锅炉4,1点火过程中床层压力的把握依据设计要求，锅炉炉膛静止床层厚度在床料太厚，则加热
0.8〜
1.0m引燃时间增加，加热不均床料太厚，则不稳定，易吹穿，引起结焦、布风不均启动过程中应把握炉膛布风板压力为水冷风室压力为8KPa,而在锅炉整套启动初期，运行人员实际把握的压力均偏高，在炉14Kpa膛内保持着较高的床料蓄积量，导致炉膛床温上升缓慢，特别是升温后期，床温上升格外困难，现场观看在床上、床下油枪全投的状况下，温升速度在小时2〜3℃/实行措施加大排渣量，将炉膛布风板压力降低到设计值，同时，在保证炉膛充分流化及燃烧的条件下，降低
一、二次风量通过实行上述措施，炉膛温升速度明显提高锅炉投煤温度的选择
4.2向炉内初次投煤的最低允许床温〔简称允许投煤温度）是一个关键参数，该值定得太低，会造成煤粒着火不稳定，甚至引起爆燃、结焦等担忧全现象产生；假设该值定得过高，则点火设备容量要加大，点火用油量增加，经济性差公司规定锅炉允许投煤温度应依据试验台的ALSTOM试验结果给出推举值，最终在机组试运行期间由调单位会同公司、业主共同确定ALSTOM200-100-010203040506D70麟牖加的植%版6锅炉投煤温度随燃煤挥发份的增加而降低，而公司的推举值明显ALSTOM高于国内实际运行值［附图主要缘由在于:公司将投煤温度6）ALSTOM定得较高，以确保有足够的点火能量支持，投入给煤机后就连续给煤运行而国内是将投煤温度定得较低，通过数次断续给煤，试点火的方式不断上升床温，然后转入连续给煤后一种点火方式既能节约点火用油，又可减小点火设备的容量，而前种点火方式操作较简洁和安全，缺点是点火油耗较大公司认为投煤后，应确保煤能尽快着火燃烧，快速提高床温，做ALSTOM到先补煤再退油枪，尽量避开长时间的油煤混烧，有条件的话，尽早退出油枪运行投煤时一旦觉察床温降低、氧量不变，说明煤未着火，此时，应马上停煤实际运行过程中，电厂为缩短启动时间，降低启动燃油消耗量，开头是连续点动投煤此时应特别留意点动投煤量不能多，投煤后亲热监视床温及氧量的变化，一旦觉察未着火，马上停顿给煤锅炉局部负荷时汽温的把握
4.3锅炉在启动过程中，屏过、屏再出口工质温度高于设计值，尤其是半负荷时，实际减温水量远大于设计值实际操作中通过调整运行方式，加减负荷时适当缓慢些，避开大起大落在低负荷区，适当提升主汽压和减温水压力，利用主给水闸阀适当节流，再依据汽压由汽机侧增加负荷其缘由初步分析为由于炉膛布置有屏式受热面，锅炉在低负荷时，炉膛内循环物料浓度较低，传热系数中辐射份额较大，屏式过热器的传热系数比炉膛壁面的略高，而高负荷时，随着炉膛内循环物料浓度的上升，传热系数中对流份额增加，屏式过热器的传热系数会比炉膛壁面略低而锅炉设计中屏式过热器面积是按工况下进展的，因此在锅炉启动过BMCR程中，特别是在半负荷时，会消灭过热器超温现象建议在以后的炉膛内屏式受热面积及减温水量的选取上作适当调整锅炉局部负荷时负荷调整的要求
4.5锅炉在负荷调整过程中，返料立管压力曾消灭过脉动具体表现为当负荷增加时，返料立管压力快速上升，温度下降，由于返料器背压增高，返料风送不进，整个返料风管道猛烈晃动，严峻威逼锅炉安全运行，锅炉被迫降低负荷，负荷降低后上述现象会突然消逝，整个返料系统恢复正常与公司调试人员沟通上述现象后认为锅炉在低负荷运行时，ALSTOM由于分别器中的烟气速度较低，在分别器锥段局部存在积灰现象，积灰到确定高度后，大量细灰会突然落入返料器，造成返料器堵塞当负荷降低，返料器与炉膛差压增大，当差压增大到确定程度后，会冲开受堵的返料器，系统恢复正常因此，锅炉在低负荷运行过程中，应保证负荷的平稳上升或下降，严格制止负荷的大起大落锅炉消缺过程中觉察的问题及解决
5.措施在锅炉通过试运行后的停炉消缺过程中，主要有以下几个影响锅炉安全稳定运行的问题煤仓堵煤断煤问题
1.1锅炉运行过程中，煤仓的事故率很高，煤仓的堵塞时有发生分析其缘由，主要缘由为煤仓的设计参照链条炉设计成品煤积存在锥形煤仓内受到煤的挤压，使煤粒之间、煤粒与煤仓壁之间产生摩擦力，越接近下煤口，其摩擦力及挤压力越大其中，煤粒间的摩擦力呈双曲线形增大所以在靠近下煤口处的煤易搭桥，另一个缘由为，由于构造设计缘由，煤仓内直承受给煤冲击处的衬板易脱落，导致煤仓出口堵塞最终，电厂在煤仓受给煤直接冲击处内衬由超高分子聚乙烯衬板改为不锈钢板，同时煤仓下部加装空气炮，使得煤能够顺当进入给煤机，另外严格把握入炉煤外在水分，加大燃煤存放时间和外来煤调配，防止水分超高的湿煤进入煤仓分别器后燃现象
1.2对于循环流化床锅炉，分别器后燃现象普遍存在，运行中也是允许的分别器后燃主要是由于炉膛燃烧产生的烟气中携带大量未能完全燃烧的焦炭和进入分别器后，在旋转分别过程中与氧气猛烈混合而CO,得以连续燃烧在现场运行中我们觉察锅炉稳定在负荷，氧量在时，138MW
4.8%分别器平均烟气温升为由于尾部烟道入口温度的上升，影响锅炉主
16.5℃O循环回路和尾部对流烟道热量安排，造成过热器、再热器喷水量的增加炉膛内屏的变形问题
1.3停炉检查时觉察炉膛内过热屏、再热屏沿高度方向发生变形，再热屏比过热屏严峻经调研觉察，承受一样构造的同类型锅炉均消灭一样问题过热屏、再热屏的布置型式见附图屏下端与前墙水冷壁固结在一起，7,屏上端通过衡力弹簧吊架悬吊在锅炉顶板上，屏上部穿炉顶处承受柔性膨胀节密封具体数据见下表水冷壁管过热器屏再热器屏材质20G12Cr1MoV TP304H高度m
24.
524.
524.5平均壁温°C403492535线膨胀系数x10-6℃-n
13.
8314.
1518.9膨胀差mm35112分析认为由于水冷壁与管屏存在膨胀差，屏的高度较大，刚性弱，同时整个管屏承受悬吊构造，中间无固定构造，因此，下部的膨胀量很难向上传递，屏的膨胀受阻，导致屏受热变形再热器承受奥氏体材料，膨胀量大，变形更严峻实行的措施目前亲热监视屏的变样子况，假设有扩大趋势，建议进展喷涂处理，提高管屏抗磨力气.循环流化床锅炉系统选型的几点体会6通过该台锅炉的成功试运行，对循环流化床锅炉的系统配置有了更的生疏，主要表达在以下几个方面给煤方式的选择
6.1目前循环流化床锅炉存在两种给煤方式返料器给煤和前墙给煤煤仓通常设置在锅炉前部，返料器给煤一般要承受二级给煤第一级承受称重式密封皮带给煤机，其次级承受埋刮板式给煤机而前墙给煤一般仅布置一级称重式密封皮带给煤机公司承受返料器给煤，该给煤方式可实现对燃料的提前枯燥预热，ALSTOM对混合着火有力依据目前国内循环流化床锅炉运行状况说明，两种给煤方式对煤颗粒的混合过程及燃烧过程的影响甚微，而电厂普遍关心的是给煤的牢靠性因此，前墙给煤因其系统简洁牢靠正被越来越多的用户所承受燃煤粒度的把握
6.2依据公司对循环流化床锅炉的性能争论认为分别器并不ALSTOM是影响循环流率的唯一参数，煤的裂开粒径对它会有影响在范围100〃m内，除了分别器效率外，煤的粒径分布以及煤灰、石灰石的成灰特性、磨损特性均对循环流率有重要影响因此，要求入炉煤的颗粒有确定范围，颗粒级配有合理的比例，而国内大多数电厂所配备的裂开设备难以保证锅炉制造厂家要求的燃煤粒径，特别是不合格的大颗粒在炉内的沉积影响正常流化，风帽磨损严峻，堵塞风水联合冷渣器下表是本工程燃煤粒径分布单位设计值实际值D50Mm
1.
80.6最大尺寸Mm6105mm%
29.432mm%
4625.391mm%
7439.
480.63mm%
8349.
530.09mm%
9583.81从上表可以看出入炉煤粒度严峻偏离设计值，大颗粒明显偏大目前，电厂对二级裂开设备进展调整，严格把握大颗粒进入炉膛，以防止风水联合式冷渣器结焦停炉冷渣器选型
6.3冷渣器的型式依据冷却原理分为机械式和非机械式两种其中机械式冷渣器的主要形式有水冷绞笼式、水冷滚筒式以及高强钢带式等，非机械式主要以流化床式为代表流化床风水联合冷渣器由于容量大，在国内中大型流化床中得到普遍应用风水联合冷渣器只要把握好入炉煤粒度，正确运用，是完全能够满足锅炉排渣要求，同时，风水联合冷渣器能够承受的原煤粒度，也是保证循环流化床锅炉能较好运行的根本原煤粒度结论
7.⑴锅炉顺当通过小时满负荷试运行，各项指标到达国家试运优良标准，168受到专家好评，全都认为该机组在同类机组试运时间最短、停机次数最少、耗油最少、运行最稳定的循环流化床机组，创国内同类机组的先进水平⑵锅炉能够满负荷长期连续稳定运行负荷适应力气强，可在40〜138MW范围内全燃煤运行煤种的适应性强，可稳定燃用为Qnet.ar
14.6〜21MJ/kg的煤种经优化设计的风水联合冷渣器效果显著，能够满足多煤种工况下锅炉的3运行要求由于实际燃用煤种与设计煤种存在差异、传热量安排、系统串风和吹灰4器未正常工作等缘由，锅炉目前的排烟温度高于设计值，需进一步争论解决⑸锅炉目前已投运一年多时间，我们仍需对燃煤煤质、给煤、冷渣和防磨等方面予以关注给水温度C|248|244锅炉燃用的设计及校核煤种如下表所示项目符号单位设计煤种校核煤种全水份Mt%
5.
55.50收到基灰份Aar%
46.
8352.51收到基挥发份Var%
19.
2317.28收到基碳Car%
37.
6532.32收到基氢Har%
2.
802.57收到基氮Nar%
0.
690.60收到基氧Oar%
5.
895.94全硫Star%
0.
640.56收到基低位发热量Qnet.ar Kcal/kg34682968锅炉与国产高温超高压一次中间再热纯凝汽式汽轮发电机组135MW相匹配锅炉由以下三局部组成［附图1第一局部为锅筒、炉膛及冷渣器炉膛承受全膜式水冷壁构造，炉膛内布置有一片双面水冷壁，炉膛前上部沿宽度方向还布置有屏式过热器和屏式再热器炉膛底部是水冷壁管弯制而成的水冷风室风室底部的点火风道内布置有床下点火燃烧器，炉膛下部密相区布置有床上启动燃烧器，用于锅炉启动点火和低负荷稳燃炉膛前墙布置流化床风水冷冷渣器，把渣冷却至以下150℃其次局部为炉膛与尾部烟道之间布置有两台高温绝热旋风分别器，每个旋风分别器下部布置一台非机械型分路回料装置回料装置将气固分别装置捕集下来的固体颗粒返送回炉膛，从而实现循环燃烧第三局部为尾部烟道及受热面尾部烟道中从上到下依次布置有过热器、再热器、省煤器和空气预热器过热器系统及再热器系统中设有喷水减温器管式空气预热器承受光管卧式布置锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上锅炉岛系统布置特点
2.2输煤系统原煤经两级裂开机裂开后，由皮带输送机送入炉前煤斗,合格的原煤从煤斗经二级给煤机，由锅炉返料斜腿进入炉膛燃烧床料参与系统启动床料经斗式提升机送入启动料斗，再通过输煤系统的给煤机，由锅炉返料斜腿进入炉膛一次风系统一次风经空预器加热成热风后分成两路，第一路直接进入炉膛底部水冷风室，其次路进入床下启动燃烧器二次风系统二次风共分四路，第一路未经预热的冷风作为给煤机密封用风，其次路经空预器加热成热风后分上、下行风箱进入炉膛，第三路热风作为落煤管输送风，第四路作为床上启动燃烧器用风返料器用风系统返料器输送风由单独的高压流化风机〔罗茨风机）供给，配置为容量（一运一备）2x100%冷渣器用风系统冷渣器用风由单独的风机供给，配置为容量（一2x100%运一备〕石灰石系统购置成品石灰石粉作为脱硫剂，承受气力输送的方式，由锅炉返料斜腿送入炉膛，配置台高压流化风机（罗茨风机）作为石灰2石系统风机除灰系统落入布袋除尘器灰斗中的粉尘借助气力输送系统送入灰仓除渣系统承受风水联合冷渣器，冷渣器排出的冷渣通过一级刮板输渣机、斗式提升机送入渣仓吹灰系统承受蒸汽吹灰在锅炉尾部烟道的对流受热面区域布置伸缩或固定式吹灰器锅炉本体设计特点
3.锅炉为武锅引进技术生产制造的首台循环流化床锅炉ALSTOM135MW同时、承受该技术生产的锅炉在中国国内已投运多台，针对上述工程在国内的运行状况，在本次锅炉设计过程中进展了局部优化设计，主要有以下几点炉膛下部密相区耐磨层与水冷壁管过渡区域的防磨措施
3.1炉膛下部密相区耐磨层与水冷壁管过渡区域内由于沿壁面下流的颗粒与炉内向上运动的颗粒运动方向相反，因而在此处形成漩涡流，同时沿炉膛壁面下流的颗粒在交界区域产生流淌方向的转变，因而对水冷壁产生磨损（见附图2）在本台锅炉的设计中，水冷壁管承受外让构造〔见附图〕，金属外表喷3涂防磨材料，同时要求耐磨材料施工厂家，在耐磨材料施工中，严格依据锅炉厂设计要求，保证耐磨材料内外表与上部水冷壁管中心线平齐，避开颗粒在此处形成漩涡流，到达减轻磨损的目的实行了上述措施后，锅炉运行一年后，进展停炉检查，该区域水冷壁管根本未见磨损现象消灭炉膛内过热器屏及再热器屏的热有效系数的选取
3.2早期投运的锅炉在试运期间屡次消灭过热器、再热器超温爆管现象，测量觉察，再热器管壁温度高达左右，远高于设计值，管壁氧化涨700℃粗现象严峻分析认为是炉内屏面积布置过多，屏再、屏过吸热量偏大，同时，由于蒸汽流程或构造不合理，造成蒸汽流量偏差较大，使低流量管子得不到有效冷却而导致超温爆管附图附图23针对上述现象，在本台锅炉的设计中，我们屡次与公司相关人ALSTOM员开放争论争论，分析认为国外循环流化床炉膛内多布置贯穿前后墙的Q屏，而国内考虑到本钱缘由多承受平行前墙的屏，公司认为L ALSTOML屏的换热低于屏，而实际运行说明，两种型式屏的换热系数根本一样，依据上述状况，在我们的建议下，公司修改了设计导则，调整了ALSTOM炉内过热器屏、再热器屏的面积同时，优化了过热器〔再热器）屏进出口集箱的引入引出形式，合理选择安排集箱和集合集箱的规格，从蒸汽系统的连接方式及把握蒸汽流速动身，减小流量偏差；经过上述调整，从锅炉运行状况来看，已完全消退了早期投运的135MW循环流化床锅炉普遍存在的过热器〔再热器〕超温现象锅炉尾部烟道中省煤器的热有效系数的选取
3.3目前国内已投运的同容量的循环流化床锅炉普遍存在排烟温度偏高的现象，而本工程配备的是布袋除尘器，相对于电除尘器来说，布袋除尘器对排烟温度更敏感假设排烟温度高于将严峻缩短布180℃,/16除尘器的使用寿命，布袋除尘器不能投入正常使用针对上述问题，我们与公司共同争论分析，认为国外循环流化床ALSTOM锅炉特别是公司设计的锅炉多燃用高水分的褐煤〔水分ALSTOM-EVT35灰分低位热值而国内由于政府政策的缘由多燃〜58%,1-40%,8〜12MJ/kg,用高灰分的劣质燃料，如本工程就是燃用的劣质烟煤〔水分灰分
5.5%,低位热值因此，尾部烟道对流受热面特别是低温区域
46.83%,
14.52MJ/kg,〔省煤器、空预器的积灰状况，存在较大差异在本台锅炉的设计中，对省煤器的受热面积进展了调整从目前的运行工况来看，到达了当时的设想但假设吹灰器不投入运行的状况下，锅炉排烟温度会高于设计值布风板风帽的型式
3.4布风装置构造和尺寸是否合理直接打算着流化床内物料的流化质量，从而影响锅炉的点火、运行，锅炉的燃烧、负荷特性，以及锅炉的安全性和经济性本工程承受的是大直径钟罩式风帽［附图风帽由内管和外罩两局部组成，4,合理设计内管开孔尺寸及数量使布风板具有合理的阻力特性风帽外罩承受水平开孔且孔径较大，因此不易被颗粒堵塞；风帽承受高合金耐热钢精铸而成，使用寿命长；风帽数量少，易于检修钟罩式风帽特有的构造布置有效的防止物料落入风室运行说明，钟罩式风帽充分满足了循环流化床锅炉流化的要求风水联合式冷渣器的优化设计
3.5锅炉装有风水联合式冷渣器〔见附图〕锅炉炉膛的底渣通过炉底排渣5口进入冷渣器，被流化风及水冷管束冷却到以下溢流排渣到排渣系150℃统该冷渣器对煤种的适应性强，运行稳定，进渣量大时溢流量增加，进渣量小时溢流量也随之削减风水联合冷渣器从理论上来讲是格外先进的，首先它能将进入冷渣器的细粒子直接送回炉膛，提高床内细物料的保有量及细粒子的停留时间，提高锅炉的燃烧效率，同时又能将热渣的物理热量充分吸取实际运行状况是国外的电厂大多运行良好，而在国内的应用中消灭了很多问题，仅个别电厂运行较正常主要问题是当排渣颗粒偏大时，热渣较难进入冷渣器；而进入的大颗粒热渣又流化不好，只好被迫加大流化风量，从而造成冷渣器内部管式受热面磨损加剧造成上述现象的主要缘由是我国没有严格的配煤制度，燃煤的粒度仅仅依靠电厂的级裂开是难以满足设计要求，煤中大颗粒偏多，导致冷渣器不2能正常运行，正常排渣口排渣量偏少，需常常开启事故排渣况排放大渣针对上述问题，在冷渣器的设计上，我们主要从以下几方面着手提高运行牢靠性在保证受热面不消灭磨损加剧的前提下，适当提高流化速度；
1.将正常排渣口由溢流排渣改为下部排渣，保持排渣顺畅；
2.承受微倾斜布风板，且对隔墙构造和排渣口构造进展改进设计，同时依
3.据大渣的粒度状况，定期排放大渣，防止堵塞；在冷渣器的进渣口和空仓，增加吹扫空气管，防止堵塞
4.经过上述调整，目前冷渣器均能正常运行，锅炉运行一年来没有消灭由于冷渣器排渣不畅缘由造成的非打算停炉锅炉整套启动过程中消灭的问题及解决措施
4.锅炉于年月日开头整套点火启动，月日机组完成2023619711168小时试运行，并移交试生产锅炉运行主要技术数据见下表单位设计值工况一工况二工况三锅炉状况吹灰后高加切除汽水系统机组电功率MW
135136.1132138给水流量t/h
405.2/
403.6373/
372.
1401.1/
400.2SH喷水量t/h
23.
1610.7/
20.
123.7/
25.
017.6/
19.6RH中间喷水t/h
3.
483.8/
1.
64.7/
4.
84.6/
1.5Eco入口温度℃
244241.
9164.
3246.3SH3出口温度℃
540534.9/
533.
8543.5/
531.3535/537RH1入口温度℃
313312.1/
230.
1240.7/
347.
4248.5/
229.8RH2出口温度℃
540529.1/
530.
7531.6/
534.
9533.9/
539.4Eco入口压力MPa
15.
4514.
413.
714.7SH3出口压力MPa
13.
712.
912.
513.3RH1入口压力MPa
2.
7552.6/
2.
72.7/
2.
82.7RH2出口压力MPa
2.
5652.
52.
62.5烟气系统炉膛下部平均温度℃854869886873TAPH出口温度℃138154/157137/144154/148布风板上部压力kPa
87.
837.
727.74分别器入口压力kPa-
0.2-
0.67/-
0.73-
0.6/-
0.42-
0.9TAPH后压力kPa-
3.6-
3.29/-
3.30-
2.82/-
2.80・
3.42/-
3.39空气系统总空气量kNm3/h
404.
52385.
7413.
55408.16一次风量kNm3/h
201.
99184.
99229.
14220.16水冷风室压力KPa
1414.
715.
815.2空气系统返料母管压力kPa
4235.
63637.3含氧量%wet
3.
54.0/
4.
44.0/
4.
45.3/43煤系统。
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