浅谈循环流化床锅炉再热汽温偏低的治理

王宏 马斌(宁夏国华宁东发电有限公司,宁夏灵武 750408)



浅谈循环流化床锅炉再热汽温偏低的治理

王宏 马斌
(宁夏国华宁东发电有限公司,宁夏灵武 750408)

【摘 要】由于循环流化床(CFB)锅炉对主、再热汽温调节手段的瓶颈较大,加之考虑到对受热面的磨损,平衡风量等原因,CFB锅炉主、再热汽温往往达不到设计参数,为机组运行的安全性和经济性带来隐患。通过各个方面原因的分析以及长期的摸索和调整实践证明,采取加装蒸汽吹灰器并加强调整后对提高蒸汽温度水平还是较为明显的。

【关键词】循环流化床锅炉 蒸汽温度 安全经济 燃烧调整 配风方式

1 设备状况

我厂选用东锅制造的DG-1177/17.5-Ⅱ3型,亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛、三台汽冷式旋风分离器和一个尾部竖井三部分组成;炉膛内布置有屏式受热面:12片膜式过热器管屏、6片膜式再热器管屏和二片水冷蒸发屏;采用3支由膜式管屏围成的汽冷式高效旋风分离器,其下部各布置一台回料器。激波吹灰器采用北京楚能科技发展有限公司生产的激波吹灰器。采用树状管路分布式系统,系统布置64个点。过热器的汽温调节由两级喷水来控制,再热蒸汽调节采用尾部双烟道烟气挡板作为正常运行的调温手段;为加强汽温调节的灵敏度,在低温再热器至屏式再热器进口的连接管上设置微调喷水减温器作为备用手段;在低温再热器进口设置事故喷水,用于紧急状况下控制再热器进口汽温;再热器事故喷水不作为正常运行的调温手段。#1、2机组经过1年多的运行,两台机组再热器出口汽温一直偏低,两台机组在满负荷时,再热器出口温度大约在 510℃,在机组负荷250MW左右时,再热汽温最多能达到520℃左右,始终无法达到额定参数 541℃运行,严重影响两台机组的安全性和经济性。

2 机组满负荷时设计参数与实际运行参数对比分析

2.1 过热器参数统计

如表1所示。

2.2 再热器参数统计

如表2所示:

以上数据主要是结合168h 期间和168h 后机组满负荷运行一段时间的数据综合统计的结果,主要是考虑在此期间两台锅炉燃烧的煤种与设计煤种偏差小,具有一定代表性。

2.3 上述分析可以得出以下几个结论

(1)煤质与设计煤种有所偏差,导致各受热面烟温无法达到设计要求,受热面出口汽温无法满足要求。机组满负荷运行时,再热器、过热器设计的进口烟气温度要比实际要偏低近100℃。

(2)从两台机组运行的床温情况看,#1机组四个区的平均床温为908℃,#2机组四个区的平均床温为919℃,而东锅厂设计的平均床温控制917℃,以上#1、2炉平均床温虽然有偏差,但是在规定的范围之内,床温与烟温的高、低也是相对应的。

(3)从低温再热器烟气进、出口温度及低温再热器进、出口温度与设计值的温度差值相当,换热对比来说基本是属于平衡的,在合理范围之内。

(4)从屏过进、出口温度以及高过进、出口温度和烟气进、出口温度与设计值来比较看,除了烟气温度低点外,换热及温差均在在合理范围内。

(5)尾部烟道积灰严重,吹灰不彻底,停炉后未彻底清灰使得尾部烟道受热面换热效果降低。

(6)从屏再的进、出口的汽温与设计对比可以看出两台锅炉屏再进、出口温差与设计值的温差平均少14～17℃左右,有时控制调整不当温差甚至超过20℃。

从以上6个方面进行简单的对比分析得出结论:a.煤质原因导致的烟温无法满足设计要求。因我厂属于坑口电厂,对煤种的采购比较单一,因此更换煤源是不现实的。b.两台炉再热器汽温偏低的关键原因一是屏式再热器进、出口温差达不到设计值,受热面吸热量不足导致再热器温度偏低。c.尾部烟道受热面积灰严重,受热面吸热量不足。

表1 过热汽温参数表

表2 再热汽温参数表

3 汽温偏低的原因主要有以下几个影响因素

(1)因为低再各参数基本满足设计参数需要,问题的关键点在于屏再的进、出口汽温与设计值偏差较多,初步估计可能与最初设计有关,或者与屏再的6个受热面打的浇注料偏多有关,直接影响屏再受热面的换热效率,更多的考虑了对屏再管壁磨损的影响,而忽略了对再热汽温度的影响。

(2)锅炉床温及炉内整体温度对汽温影响较大,整体床温高,尾部烟道烟气温度高,对过热器、再热器温度的提高有一定的作用和效果。

(3)如果吹灰不彻底、次数不够,受热面不清洁,会影响整个锅炉受热面换热效率,从而影响低温再热器整体温度,导致屏再出口温度无法提高。

(4)过、再热烟气挡板调整不当或卡涩,过热器烟气挡板开度过大,再热器烟气挡板开度过小。

(5)在床温满足设计要求的情况下,一次流化风量、二次风量配比不当或风量过小长期运行。

4 采取的措施和应对方法

4.1 锅炉配风对汽温的影响

锅炉正常运行,一次风首先满足物料的正常流化,提供燃烧初期的氧量;二次风通过不同高度不同位置送入炉膛,补充物料燃烧后期所需氧量。一般在炉膛密相区,高温物料处于不完全燃烧状态,一次风压越高,吹起的物料越高,使得炉膛中上部燃烧加强,炉膛出口烟温升高,过再热汽温都会升高;一次风压低则相反,但一次风量必须不得低于最低流化风量;当高负荷运行时,因为循环物料的增多,这点反而体现的不明显。二次风的调整对汽温的影响较大,增加下二次风量,可以使得炉膛密相区燃烧尽可能完全一些,这样能降低炉膛出口烟温,同时提高燃烧效率,一般下二次风量应为上二次风量的二倍较为合适;二次风量的大小根据氧量的大小来调整,氧量太大增加了风机的功耗,太小则使得不完全燃烧加剧。

4.2 给煤对汽温的影响

(1)我厂锅炉给煤由前墙给入炉内,因此,前墙区域燃烧份额较大,在正常运行时,应保证播煤风的正常以保证炉内燃料的均匀。前墙区域的燃烧份额较大,所以二次风也应同样较大,以免出现严重的缺氧燃烧状态导致炉内燃烧不充分。

(2)受床温及壁温的限制,炉膛内的给煤分布一般不会十分均匀。在高负荷时,由于蒸汽流量较大,汽温偏低,但床温较高,一般可将10台给煤机出力调整为“倒V型”(即中间区域给煤机出力大,两侧给煤机出力小),以此来增加炉膛中间区域屏过、屏再的吸热量,减少周围水冷壁的吸热量以达到提高汽温的目的。当负荷较低时280MW以下会出现壁温限制汽温的现象,此时可将给煤机出力调整为“V型”(即两侧区域给煤机出力大,中间区域给煤机出力小),以此来降低中间易超温屏过、屏再壁温,降低减温水量,提高整体受热面吸热量,以达到提高汽温的目的。

4.3 根据燃料粒径与配风的调整

循环流化床锅炉对煤粒径的要求较为粗糙,因此,燃煤粒径的变化与配风的调整就显得尤为重要。当燃煤粒径较粗时,由于沉积在密相区的燃煤较多,因此需要提高一次风量及下二次风量,以保证炉膛内物料分布均匀以及提高稀相区物料浓度,保证炉膛内温度场分布均匀,提高过再热器整体吸热量。当燃煤粒径较细时,应适当提高二次风比例,尤其是上二次风,以提高稀相区的氧量,增加床层上部的燃烧份额,以提高受热面的吸热量。

4.4 其它方面

(1)加强炉膛内部的吹灰,在停炉检修时,必须保证尾部烟道清灰的彻底,以提高受热面的换热量。

(2)当SO2含量不超标时,尽量降低石灰石的投入量,以提高锅炉的燃烧效率。

(3)在床温不超限的情况下尽量提高床温,两台锅炉平均床温的控制基本在920℃左右,内部最高点不超过950℃,以保证炉膛内部较高的温度场。

(4)根据燃烧工况及汽温。负荷情况,合理调整锅炉尾部烟气挡板,以提高低温再热器吸热量。定期进行开关活动试验,防止挡板损坏,汽温失去部分调节手段。

(5)控制高过出口温度在额定值运行:机组正常运行期间,如果屏过壁温在控制不超过545℃的情况下提高高过出口温度在额定值541℃运行也可以适当提高再热器温度。

4.5 进行蒸汽吹灰系统的改造

因锅炉再热汽温偏低,达不到设计值要求,经调研及现场试验核算,尾部受热面积灰较多,影响换热,将尾部烟道受热面激波吹灰系统改为蒸汽吹灰,高过4支、低过4支、低再6支,并在吹灰改造的受热面增加防磨盖板,蒸汽吹灰器为湖北华兴锅炉仪表制造有限公司制造HX-C45长伸缩式蒸汽吹灰器。

5 结语

循环流化床锅炉虽然对汽温调节手段的瓶颈较大,但是通过长期的摸索和调整实践证明在过热气温达到额定值后且减温水有余量的情况下,采取各种调整手段后对再热汽温的影响还是较为明显的。我厂通过一系列的调整手段及蒸汽吹灰器的改造,现在主、再热汽温已基本能够达到额定值541℃运行,为两台机组的安全、经济运行奠定了基础。

参考文献:

[1]蒋敏华,肖平,大型循环流化床锅炉技术.北京:中国电力出版社, 2009.7.第一版.

作者简介:王宏(1986—),男,宁夏银川人,宁夏大学本科毕业,宁夏国华宁东发电有限公司运行部值长,助理工程师,集控运行技师,从事发电厂运行及技术管理工作;马斌(1986—),女,毕业于沈阳电力学院,现宁夏大学本科毕业,工作单位宁夏国华宁东发电有限公司,运行部统计主管,助理工程师,研究方向:热能与动力专业。