王宏 馬斌(寧夏國華寧東發(fā)電有限公司,寧夏靈武 750408)
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淺談循環(huán)流化床鍋爐再熱汽溫偏低的治理
王宏 馬斌
(寧夏國華寧東發(fā)電有限公司,寧夏靈武 750408)
【摘 要】由于循環(huán)流化床(CFB)鍋爐對主、再熱汽溫調節(jié)手段的瓶頸較大,加之考慮到對受熱面的磨損,平衡風量等原因,CFB鍋爐主、再熱汽溫往往達不到設計參數(shù),為機組運行的安全性和經濟性帶來隱患。通過各個方面原因的分析以及長期的摸索和調整實踐證明,采取加裝蒸汽吹灰器并加強調整后對提高蒸汽溫度水平還是較為明顯的。
【關鍵詞】循環(huán)流化床鍋爐 蒸汽溫度 安全經濟 燃燒調整 配風方式
我廠選用東鍋制造的DG-1177/17.5-Ⅱ3型,亞臨界、一次中間再熱、自然循環(huán)汽包爐。鍋爐主要由一個膜式水冷壁爐膛、三臺汽冷式旋風分離器和一個尾部豎井三部分組成;爐膛內布置有屏式受熱面:12片膜式過熱器管屏、6片膜式再熱器管屏和二片水冷蒸發(fā)屏;采用3支由膜式管屏圍成的汽冷式高效旋風分離器,其下部各布置一臺回料器。激波吹灰器采用北京楚能科技發(fā)展有限公司生產的激波吹灰器。采用樹狀管路分布式系統(tǒng),系統(tǒng)布置64個點。過熱器的汽溫調節(jié)由兩級噴水來控制,再熱蒸汽調節(jié)采用尾部雙煙道煙氣擋板作為正常運行的調溫手段;為加強汽溫調節(jié)的靈敏度,在低溫再熱器至屏式再熱器進口的連接管上設置微調噴水減溫器作為備用手段;在低溫再熱器進口設置事故噴水,用于緊急狀況下控制再熱器進口汽溫;再熱器事故噴水不作為正常運行的調溫手段。#1、2機組經過1年多的運行,兩臺機組再熱器出口汽溫一直偏低,兩臺機組在滿負荷時,再熱器出口溫度大約在 510℃,在機組負荷250MW左右時,再熱汽溫最多能達到520℃左右,始終無法達到額定參數(shù) 541℃運行,嚴重影響兩臺機組的安全性和經濟性。
2.1 過熱器參數(shù)統(tǒng)計
如表1所示。
2.2 再熱器參數(shù)統(tǒng)計
如表2所示:
以上數(shù)據主要是結合168h 期間和168h 后機組滿負荷運行一段時間的數(shù)據綜合統(tǒng)計的結果,主要是考慮在此期間兩臺鍋爐燃燒的煤種與設計煤種偏差小,具有一定代表性。
2.3 上述分析可以得出以下幾個結論
(1)煤質與設計煤種有所偏差,導致各受熱面煙溫無法達到設計要求,受熱面出口汽溫無法滿足要求。機組滿負荷運行時,再熱器、過熱器設計的進口煙氣溫度要比實際要偏低近100℃。
(2)從兩臺機組運行的床溫情況看,#1機組四個區(qū)的平均床溫為908℃,#2機組四個區(qū)的平均床溫為919℃,而東鍋廠設計的平均床溫控制917℃,以上#1、2爐平均床溫雖然有偏差,但是在規(guī)定的范圍之內,床溫與煙溫的高、低也是相對應的。
(3)從低溫再熱器煙氣進、出口溫度及低溫再熱器進、出口溫度與設計值的溫度差值相當,換熱對比來說基本是屬于平衡的,在合理范圍之內。
(4)從屏過進、出口溫度以及高過進、出口溫度和煙氣進、出口溫度與設計值來比較看,除了煙氣溫度低點外,換熱及溫差均在在合理范圍內。
(5)尾部煙道積灰嚴重,吹灰不徹底,停爐后未徹底清灰使得尾部煙道受熱面換熱效果降低。
(6)從屏再的進、出口的汽溫與設計對比可以看出兩臺鍋爐屏再進、出口溫差與設計值的溫差平均少14~17℃左右,有時控制調整不當溫差甚至超過20℃。
從以上6個方面進行簡單的對比分析得出結論:a.煤質原因導致的煙溫無法滿足設計要求。因我廠屬于坑口電廠,對煤種的采購比較單一,因此更換煤源是不現(xiàn)實的。b.兩臺爐再熱器汽溫偏低的關鍵原因一是屏式再熱器進、出口溫差達不到設計值,受熱面吸熱量不足導致再熱器溫度偏低。c.尾部煙道受熱面積灰嚴重,受熱面吸熱量不足。
表1 過熱汽溫參數(shù)表
表2 再熱汽溫參數(shù)表
(1)因為低再各參數(shù)基本滿足設計參數(shù)需要,問題的關鍵點在于屏再的進、出口汽溫與設計值偏差較多,初步估計可能與最初設計有關,或者與屏再的6個受熱面打的澆注料偏多有關,直接影響屏再受熱面的換熱效率,更多的考慮了對屏再管壁磨損的影響,而忽略了對再熱汽溫度的影響。
(2)鍋爐床溫及爐內整體溫度對汽溫影響較大,整體床溫高,尾部煙道煙氣溫度高,對過熱器、再熱器溫度的提高有一定的作用和效果。
(3)如果吹灰不徹底、次數(shù)不夠,受熱面不清潔,會影響整個鍋爐受熱面換熱效率,從而影響低溫再熱器整體溫度,導致屏再出口溫度無法提高。
(4)過、再熱煙氣擋板調整不當或卡澀,過熱器煙氣擋板開度過大,再熱器煙氣擋板開度過小。
(5)在床溫滿足設計要求的情況下,一次流化風量、二次風量配比不當或風量過小長期運行。
4.1 鍋爐配風對汽溫的影響
鍋爐正常運行,一次風首先滿足物料的正常流化,提供燃燒初期的氧量;二次風通過不同高度不同位置送入爐膛,補充物料燃燒后期所需氧量。一般在爐膛密相區(qū),高溫物料處于不完全燃燒狀態(tài),一次風壓越高,吹起的物料越高,使得爐膛中上部燃燒加強,爐膛出口煙溫升高,過再熱汽溫都會升高;一次風壓低則相反,但一次風量必須不得低于最低流化風量;當高負荷運行時,因為循環(huán)物料的增多,這點反而體現(xiàn)的不明顯。二次風的調整對汽溫的影響較大,增加下二次風量,可以使得爐膛密相區(qū)燃燒盡可能完全一些,這樣能降低爐膛出口煙溫,同時提高燃燒效率,一般下二次風量應為上二次風量的二倍較為合適;二次風量的大小根據氧量的大小來調整,氧量太大增加了風機的功耗,太小則使得不完全燃燒加劇。
4.2 給煤對汽溫的影響
(1)我廠鍋爐給煤由前墻給入爐內,因此,前墻區(qū)域燃燒份額較大,在正常運行時,應保證播煤風的正常以保證爐內燃料的均勻。前墻區(qū)域的燃燒份額較大,所以二次風也應同樣較大,以免出現(xiàn)嚴重的缺氧燃燒狀態(tài)導致爐內燃燒不充分。
(2)受床溫及壁溫的限制,爐膛內的給煤分布一般不會十分均勻。在高負荷時,由于蒸汽流量較大,汽溫偏低,但床溫較高,一般可將10臺給煤機出力調整為“倒V型”(即中間區(qū)域給煤機出力大,兩側給煤機出力小),以此來增加爐膛中間區(qū)域屏過、屏再的吸熱量,減少周圍水冷壁的吸熱量以達到提高汽溫的目的。當負荷較低時280MW以下會出現(xiàn)壁溫限制汽溫的現(xiàn)象,此時可將給煤機出力調整為“V型”(即兩側區(qū)域給煤機出力大,中間區(qū)域給煤機出力小),以此來降低中間易超溫屏過、屏再壁溫,降低減溫水量,提高整體受熱面吸熱量,以達到提高汽溫的目的。
4.3 根據燃料粒徑與配風的調整
循環(huán)流化床鍋爐對煤粒徑的要求較為粗糙,因此,燃煤粒徑的變化與配風的調整就顯得尤為重要。當燃煤粒徑較粗時,由于沉積在密相區(qū)的燃煤較多,因此需要提高一次風量及下二次風量,以保證爐膛內物料分布均勻以及提高稀相區(qū)物料濃度,保證爐膛內溫度場分布均勻,提高過再熱器整體吸熱量。當燃煤粒徑較細時,應適當提高二次風比例,尤其是上二次風,以提高稀相區(qū)的氧量,增加床層上部的燃燒份額,以提高受熱面的吸熱量。
4.4 其它方面
(1)加強爐膛內部的吹灰,在停爐檢修時,必須保證尾部煙道清灰的徹底,以提高受熱面的換熱量。
(2)當SO2含量不超標時,盡量降低石灰石的投入量,以提高鍋爐的燃燒效率。
(3)在床溫不超限的情況下盡量提高床溫,兩臺鍋爐平均床溫的控制基本在920℃左右,內部最高點不超過950℃,以保證爐膛內部較高的溫度場。
(4)根據燃燒工況及汽溫。負荷情況,合理調整鍋爐尾部煙氣擋板,以提高低溫再熱器吸熱量。定期進行開關活動試驗,防止擋板損壞,汽溫失去部分調節(jié)手段。
(5)控制高過出口溫度在額定值運行:機組正常運行期間,如果屏過壁溫在控制不超過545℃的情況下提高高過出口溫度在額定值541℃運行也可以適當提高再熱器溫度。
4.5 進行蒸汽吹灰系統(tǒng)的改造
因鍋爐再熱汽溫偏低,達不到設計值要求,經調研及現(xiàn)場試驗核算,尾部受熱面積灰較多,影響換熱,將尾部煙道受熱面激波吹灰系統(tǒng)改為蒸汽吹灰,高過4支、低過4支、低再6支,并在吹灰改造的受熱面增加防磨蓋板,蒸汽吹灰器為湖北華興鍋爐儀表制造有限公司制造HX-C45長伸縮式蒸汽吹灰器。
循環(huán)流化床鍋爐雖然對汽溫調節(jié)手段的瓶頸較大,但是通過長期的摸索和調整實踐證明在過熱氣溫達到額定值后且減溫水有余量的情況下,采取各種調整手段后對再熱汽溫的影響還是較為明顯的。我廠通過一系列的調整手段及蒸汽吹灰器的改造,現(xiàn)在主、再熱汽溫已基本能夠達到額定值541℃運行,為兩臺機組的安全、經濟運行奠定了基礎。
參考文獻:
[1]蔣敏華,肖平,大型循環(huán)流化床鍋爐技術.北京:中國電力出版社, 2009.7.第一版.
作者簡介:王宏(1986—),男,寧夏銀川人,寧夏大學本科畢業(yè),寧夏國華寧東發(fā)電有限公司運行部值長,助理工程師,集控運行技師,從事發(fā)電廠運行及技術管理工作;馬斌(1986—),女,畢業(yè)于沈陽電力學院,現(xiàn)寧夏大學本科畢業(yè),工作單位寧夏國華寧東發(fā)電有限公司,運行部統(tǒng)計主管,助理工程師,研究方向:熱能與動力專業(yè)。