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1、 130t/h 循环流化床锅炉效率与 磨损问题探讨 吴文超 (湖北松源发电有限责任公司) 摘 要：针对湖北松源发电有限责任公司两台 130t/h 循环流化床锅炉的运行基本情况，讨论了运行中出现的两个突出问题，即炉效偏低和严重磨损的问题，并分析了相关原因，提出了一些建议，总结了已采取的相应措施。 关键词：循环流化床锅炉 锅炉效率 磨损 1 概述 循环流化床锅炉是一种正在大力推行的采用清洁燃烧技术的炉型，它具有广阔的发展前景。湖北松源发电有限责任公司装机容量为 225MW 燃煤机组，两台锅炉均是上海锅炉厂生产的SG-130/3.82-M247 型循环流化床锅炉。 两台锅炉于 1999 年 12 月
2、开始基建工作， 于 2000 年底投产。锅炉均为单锅筒、自然循环、集中下降管、 型布置的燃煤锅炉，采用高温汽冷旋风分离器，水冷布风板，全膜式水冷壁，蘑菇型风帽，点火方式为床下轻油点火。左右两个高温汽冷旋风筒置于炉膛出口和尾部竖井烟道之间，旋风筒采用膜式汽冷管悬吊结构，管内的流动介质为汽包出来的饱和蒸汽，蒸汽从旋风筒出来后进入尾部烟道的包覆墙过热器，然后进入低温过热器。高温过热器、低温过热器、省煤器和空气预热器依次布置在尾部坚井烟道之中。高低温过热器之间布置有自制冷凝水减温系统。炉膛下部横截面积为 2.227.173m2。每台锅炉配有一台引风机，一台一次风机，一台二次风机，两台给煤机。汽轮机为中
3、压冲击凝汽式汽轮机，#1 机为上海汽轮机厂生产的 31-25-7 型汽轮机， #2 机为武汉汽轮机发电机厂生产的 N25-35-1 型汽轮机。 汽机锅炉采用 DCS 控制系统实行机炉集中控制。 两台锅炉投产以来， 充分显示了循环流化锅炉相比煤粉炉的优点， 例如可以实现清洁燃烧， 30%低负荷运行时燃烧稳定不用投油助燃等等。但是，随着运行时间的推移，两台锅炉在设计与安装方面存在的一些不足也逐渐显露出来，这些不足对两台锅炉的安全经济运行均产生了很大的影响。对锅炉投产以来所出现的问题进行总结，最主要的问题有两个，一是锅炉效率偏低的问题，二是严重磨损的问题。下面是 SG130t/h 循环流化床锅炉运行
4、事故率统计，见表 1。 317表 1 SG130t/h 循环流化床锅炉运行事故率统计表 事故原因 水冷壁泄漏 给水系统故障 燃烧室耐火料故障 返料系统耐火料故障 事故率 21.2% 4.3% 12.7% 6.4% 下面分别讨论我厂两台循环流化床锅炉的效率与磨损问题。 2 锅炉效率偏低原因分析 2.1 典型锅炉运行日报与设计值的比较分析，效率计算公式 为了利于分析锅炉效率偏低的原因，我们把其设计值与实际运行报表进行比较分析。下面是2002 年 4 月份某日夜班#2 炉小指标日报与设计值对比表，见表 2。 表 2 SG130t/h 循环流化床锅炉实际运行日报与设计值对比表 项目 主汽流量 主汽压力
5、 主汽温度 给水温度 排烟温度 氧量 冷风温度 单位 t/h Mpa % 实际值 103.5 3.60 440.5 166.5 159.3 5.2 11.5 设计值 130 3.82 450 172 136 3.8 25 表 2 （续） 项目 飞灰可燃物含量 灰渣可燃物含量q2 q4 q5 q6 锅炉效率 单位 % % % % % % % 实际值 2.34 6.16 8.47 5.16 0.53 0.42 85.42 设计值 - - 6.18 2.85 0.55 0.43 89.99 当日的煤质情况与设计计算煤质对比表如下，见表 3。 表 3 煤质对比 项目 水份 灰份 挥发份 低位发热量 燃
6、料粒度要求 单位 % % % KJ/Kg mm 实际煤质 4.80 47.23 10.81 14231 010 设计煤质 8.4 49.36. 24.09 11720 010 校核煤质 2.3 44.76 19.79 15470 010 根据我厂的实际情况，我们确定的炉效近似计算公式如下： 锅炉效率 =100q2 q4q5q6 % 机械不完全燃烧损失 q4=32.892灰份（0.4飞灰含碳量/（100-飞灰含碳量）+0.6炉渣含碳量/ （100-炉渣含碳量）/ 低位热值 % 318排烟热损失 q2=(0.4+3.55(21/(21-氧量)+0.26) 0.0001(100- q4) (排烟温度
7、-冷风温度) % 散热损失 q5=(55/平均流量) % 灰渣物理热损失 q6=灰份0.2170.6/低位热值 % 注：本厂飞灰、炉渣份额比例按 4：6 计算。式中 0.4 为飞灰份额 0.6 为炉渣份额 2.2 效率偏低的原因分析 从表三可以看出，实际煤质与设计煤质相比 ，两者灰份大致相等，挥发份低于设计煤质，而低位发热量略高于设计煤质，设计入炉煤的着火时间略有提前。 从表二可以看出，实际的散热损失与灰渣物理热损失两项基本与设计值相等，而实际的排烟损失与机械不完全燃烧热损失则要比设计值大得多，影响锅炉效率偏低的原因主要是这两项，下面来对这两项具体分析。 从影响排烟损失的各个因素来看，主要是排
8、烟温度和氧量这两项。从表二可以看出，实际的排烟温度为 159.3，比设计值 136要高出 23.3，排烟温度每上升 10，会影响锅炉效率下降0.54%，氧量上升 1%时，会影响锅炉效率下降 0.29%。另外，环境温度的变化也会影响排烟损失的大小。我厂两台锅炉在实际运行中，带满负荷的情况下，不论受热面是否吹灰，排烟温度的波动范围在 160-200之间，总是比设计值要高，这是由于设计方面的原因而引起的，运行中很难采取有效的措施予以消除。而氧量的变化则明显与煤质变化和燃烧调整有关。为了保证较高的锅炉效率，我们往往要确定一个最佳氧量值，以使排烟损失与机械不完全燃烧损失之和最小。在所列举的例子中，与设计
9、煤质相比实际煤质的挥发份较小，而发热量较高，入炉煤粒的着火会略有推迟，且燃尽时间会稍微拖长。另外，实际运行中，由于碎煤设备方面的原因，煤粒粒度很难控制在设计值010mm 之间，有部分煤粒的粒度超过了 10mm，现阶段一般情况下粒径超过 10mm 的煤粒重量在 8%左右。因大煤粒的燃尽时间会更长，从而影响了整体的燃烧时间拖长，从而使排渣可燃物含量增高；当燃煤的粒度超过了设计值时，排渣中的大颗粒往往没有烧透，它的可燃物含量相当高，这是一个恶性循环。煤粒越粗，越不容易燃烧完全，排渣可燃物越高；部分未燃烧的大颗粒同时带出了一定的热量，会影响床温偏低，床温降低会使燃烧强度减弱，煤粒的燃烧更不彻底，未燃烧
10、而排出炉外的大颗粒会更多，带出炉外的热量也更多，床温进一步降低，燃烧工况更差。我公司地处鄂西南山区，小煤矿较多，从而决定了我厂的进厂煤煤质差别很大，也很难保证入炉煤的煤质在一个较稳定的范围内，这给锅炉的燃烧调整带来了很大的困难。实际运行中，有时在一个班的时间范围内煤质就有很大的变动，在带同样负荷的情况下，总煤量的变化达到每小时十吨，这也是影响炉渣可燃物含量的一个因素。 如果燃烧调整没有及时跟上煤质的变化， 就可能引起煤粒的燃烧不完全，导致灰渣可燃物含量升高。在煤质变化较频繁或配风偏小的情况下，常常可以观察到放渣口放出的炉渣仍在燃烧，可见明显的火焰，这说明风量存在很大的不足，这时需要对风量进行调
11、整以使燃烧工况变良好。 3192.3 提高锅炉效率采取的措施 为了提高锅炉效率，很多方面都要注意。针对具体不同的锅炉，提高炉效的方法各有侧重点，并不完全一样。根据我厂两台锅炉的运行情况，为了提高炉效应注意以下几点。 2.3.1 保证各运行重要表计的准确性，如氧量表。氧量表是运行人员调整燃烧工况的重要依据。因我厂入炉煤煤质经常性变化，一个测量不准反应迟钝的氧量表是不能适应实际需要的。在其它条件不变，煤质发生变化时，氧量表应能迅速有所反应，以供运行人员随时分析判断进行燃烧调整。如果氧量表测得的氧量值比实际值要大，就会出现这种情况：氧量显示在合适的范围内，而实际的炉渣含碳量很高，刚排出的炉渣在空气中
12、可燃并有明显的火焰，这时的机械不完全燃烧损失很大，加之虚高的氧量值，计算出的排烟损失也虚高，从而使计算出的炉效虚低。氧量虚高时，运行人员需要经常到就地观察排渣情况，用以纠正因氧量测量值偏大而引起的燃烧调整误差。如果氧量的测量值要比实际值小，当氧量在合适的范围内时，入炉煤的燃烧很充分，机械不完全燃烧损失在正常的范围内，但排烟损失却大大增加了，锅炉的效率会下降。 2.3.2 保证合适的料层差压。料层差压也是影响燃烧工况的重要参数，实验证明，最佳的料层差压值在 912kpa 的范围之内。当料层差压超过 12kpa 时，燃烧工况明显恶化，在维持给煤量不变的情况下，主汽流量、压力及床温等均呈明显下降趋势
13、，灰渣可燃物含量也明显上升。 2.3.3 受热面要经常吹灰。受热面吹灰是控制锅炉排烟损失的一项有效方法。我厂每台锅炉各布置有 10 台吹灰器：过热器区域安装有四台长伸缩式吹灰器，省煤器区域布置有六台固定旋转式吹灰器，均为左右两侧对称布置。十台吹灰器的汽源均来自包墙管过热器侧后墙下部环形集箱。因设计方面的原因，低温过热器出口汽温高于设计值较多，如果运行中吹灰，及易引起过热器超温，所以长吹很少使用。省煤器区域的吹灰则每班吹一次。可以起到明显的降低排烟温度的效果。 2.3.4 保证合格的入炉煤粒度。循环流化床锅炉与煤粉炉的区别主要在燃烧方面。当入炉煤中的极细颗粒比例过大时，因扬析作用，容易引起飞灰可
14、燃物含量增加；当入炉煤中的极粗颗粒比例过大时，这些大颗粒未完全燃烧即被排出炉外，引起炉渣可燃物含量增加。因此，对某台循环流化床锅炉而言，保证入炉煤一定的细度是维持经济燃烧的必要条件之一。在我厂的实际运行中，燃料破碎系统很难保证入炉煤粒度全部在 010 mm 的范围之内，粒度超过 10mm 的煤粒的重量百分比一般在 8%左右。实际运行证明，尺寸超过了 10mm 的煤粒，进入炉膛后很难烧透。从放渣管放出的粒度较大的渣，含碳量一般很高，如果将其打碎，可见其内部呈黑色。我厂入炉煤的挥发份一般在10%左右，挥发份低尺寸大的煤粒进入炉膛后，破碎作用并不很强，在它们排出炉外时，尺寸往往只是略有减小，并无明显
15、的变化。当入炉煤中大颗粒的比例较大时，就容易引起 q4增加。排出炉外的较大尺寸的炉渣，因加热过程中挥发份的析出，其硬度已降低，也比较松脆。 其它提高炉效的方法与煤粉炉相同，这里不再赘述。 3203 磨损情况 3.1 金属件的磨损 3.1.1 金属件磨损的主要区域 水冷壁管的磨损是循环流化床锅炉运行中暴露出来的突出问题之一。我厂锅炉投产运行以来，所发生的金属件的磨损主要是水冷壁的磨损和风帽的磨损。其中尤以水冷壁的磨损问题最为突出，从表一可以看出，因水冷壁磨损泄漏而被迫停炉的事故率一度高达 21.2%，水冷壁的磨损严重影响了锅炉的长周期安全经济运行。我厂水冷壁的磨损主要发生在两个区域：一是炉膛下部
16、密相区防磨耐火浇注料（卫燃带）与水冷壁管过渡区域，二是不规则管壁区域。我厂锅炉卫燃带敷设在高度为4.52 米到 9.335 米之间，即布风板往上 4.815 米的区域。金属件严重磨损的区域高度在 9.335 米到9.635 米，即从卫燃带与水冷壁管的过渡区域开始，向上 0.3 米的区域为水冷壁管的严重磨损区，该区域采用了堆焊处理来防止水冷壁管磨损。如图一所示。不规则管壁区域的磨损亦是一个严重的问题，这些区域包括布置在膜式水冷壁上的温度测点、压力测点、取样点、吊点、筋板的凸凹或裂缝处。实际运行表明，炉膛与高温汽冷旋风分离器接合处的堆焊区磨损并不严重。 风帽的磨损亦是一个明显的问题，试运行期间，锅炉运行了六个月时间后，发现少数磨损严重的蘑菇型风帽的顶部已快磨穿。风帽磨损严重的区域在三口（落煤口、返料口、排渣口）附近。如图二所示。 金属件的磨损区域还有放渣管、给煤管弯头及入炉口、播煤风风口、二次风入炉口、床温测点等处。 图 1 水冷壁管严重磨损的区域 321图
