工业煤粉锅炉（精选八篇）
工业煤粉锅炉 篇1
2014年3月28日, 由中国煤炭工业协会主办, 神华神东集团和煤科总院承办的 “煤粉型工业锅炉清洁高效利用现场会” 在神华神东集团隆重召开。国家能源局煤炭司、工信部节能与资源综合利用司、环保部污染物排放总量控制司有关领导出席会议并讲话, 中国煤炭工业协会会长王显政作重要讲话, 副会长刘峰作主题报告, 中煤炭加工利用协会张绍强副理事长和康淑云主任参加了会议。煤科总院、 杭州聚能控股集团、神东集团等单位的专家学者在大会进行了技术交流。
刘峰副会长作了 “积极推广煤粉工业锅炉系统, 提高煤炭高效清洁利用水平”的主题报告。报告指出, 我国煤粉型工业锅炉研制应用取得可喜进步, 并已具备良好市场推广价值。首先, 煤粉型工业锅炉系统显著提高了煤炭利用效率。监测数据显示, 煤粉型工业锅炉系统燃烧效率达到98%以上, 锅炉热效率达90%以上。其次, 煤粉型工业锅炉系统大幅提升了煤炭清洁利用水平, 实测烟尘排放仅为11 mg / Nm3, 远优于传统链条炉的80 mg/Nm3和天然气锅炉的20 mg/Nm3, SO2排放不超过100 mg/Nm3, 氮氧化物排放不超过200 mg/Nm3。 第三, 煤粉型工业锅炉系统具有良好的经济推广价值。据有关机构测算, 按每年运行200 d, 每天运行20 h计算, 煤粉型工业锅炉系统比链条炉约减少运行费用170万元。第四, 煤粉型工业锅炉系统取得了良好的实践成效。该系统已在辽宁、天津、山东、安徽、江苏、浙江、福建、广东和广西等东部沿海地区和内蒙古、陕西、甘肃等西部高寒地区共20多个省市自治区应用500余套, 近1万蒸吨/h等效容量, 不但取得很好的经济效益, 还产生巨大的环保效益和社会效益。
王显政在大会总结讲话中指出, 大力推广应用高效洁净燃烧的煤粉型工业锅炉既符合国家产业政策又符合国家倡导的煤炭清洁高效利用的要求, 建议上级管理部门能出台更加有力的政策措施。他还结合当前煤炭经济运行形势强调指出, 要认清国际碳减排的严峻形势, 推进煤炭高效洁净利用。在我国富煤少气的国情下, 推广高效洁净的煤粉型锅炉, 减少燃煤污染, 不仅可带来可观的环境效益, 还为煤炭洁净利用拓展了空间。王显政最后指出, 要加强相关重点问题研究, 推进煤炭清洁高效利用和煤炭工业转型升级, 推进清洁燃煤发电, 推进煤炭由单一燃料向燃料与原料并举的转变, 研究气化炉与原料煤的适应性问题, 加快煤炭行业煤炭产品品牌建设, 煤粉炉也要打出品牌, 加快褐煤提质技术工艺的研究。
煤粉锅炉节油技术措施初探 篇2
【关键词】煤粉锅炉；节油措施；新技术应用
1、前言
随着国际能源需求的迅猛增长，原油价格迅速上扬，挖掘燃煤机组节油潜力、节能降耗不仅有利于世界不可再生资源的综合有效利用，更是降低企业生产成本，保证企业可持续发展的重要保证，是提高经济效益和競争力的重要措施和保障。
在燃煤机组运行中，锅炉启动点火和调峰稳燃是火电厂耗油的主要方式。助燃油一般用于运行中磨组启动与停止及机组低负荷运行时的稳燃。
根据2006年1—5月我厂#1、#2机组燃油量统计：前5个月#1、#2炉总共耗油349.12吨，其中机组启动点火用油292.2吨,运行中倒磨及稳燃用油56.92吨。机组月平均倒磨用油量分别为5.692吨/炉，总体表现耗油量比较高。
2、马莲台电厂330MW燃煤机组设备概述及其燃油消耗情况
#1、#2机组分别于2005年12月和2006年6月投产发电。机组额定负荷330MW，锅炉为WGZ1018/18.44－3型。系武汉锅炉厂生产的引进型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉。锅炉采用0号轻柴油点火助燃，配有25支高压机械雾化油枪，单支油枪出力0.97t/h(试验最高可达1.2t/h)。
投产初期，由于锅炉存在严重的炉膛结焦，运行不稳定，磨组启停次数多。机组冷态启动和磨煤机启动停耗油量大。仅2006年机组共消耗0号柴油1063.31t，在一定程度上影响了机组的经济效益。为此，我们深入研究主、辅机设备技术特点，深挖节油潜力，根据机组日常运行状况大胆尝试在降低锅炉助燃油方面采取了一系列技术措施。
3、节油技术措施
3.1 机组启动节油
大型机组冷态启动过程是一个复杂的不稳定的传热、流动过程。由于冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度，锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间，检修后的机组冷态启动过程中，发电机和汽轮机需要做多项试验，锅炉只能维持在低参数状态下运行，需要消耗大量燃油,所以针对该机组启动特点，在启动、停止过程中采取以下方法：
(1)合理安排启动时间，使炉底加热充分发挥作用
在启动过程中将邻炉加热系统投运时间由原来5小时增至8小时以上，锅炉启压后方才点火，这样每次启动缩短锅炉点火事件3小时左右，节油15吨左右。因此，机组启动过程中合理安排启动时间，为炉底加热的投入准备足够的时间。
(2)机组启动过程中提前投煤，做到以煤代油
按规程规定，第一台磨煤机启动在发电机并网后进行，但通过观察机组冲转前炉膛温度、炉膛内火焰着火情况、以及我厂燃料特点，认为此时投粉完全可以，并经过试验一次成功。通过修改规程，每次节约启动用油12吨。因此，研究设备特点，合理安排机组冷态启动步骤，尽量缩短启动时间，可以节约大量燃油。
(3)提高油枪燃烧率，减少燃油浪费
经过不断摸索，根据油枪投入时火焰形状及油烟颜色，找到二次风量、燃油压力、燃油温度的最佳匹配关系，控制燃油压力2.9MPa左右，大量油枪投入后提高二次风压至2.0KPa,冬季提高燃油伴热温度在40℃左右，修改中心风档板开启步序使第一油枪投入后中心风档板由原来40％增加到60％开度，经这些调整使冷态油枪点火能够顺畅、稳定，同时减少了燃油不完全燃烧损失。
(4)积极推广实施新技术改造，使机组启动耗油突飞猛进的减少
我厂分别于2007年12月底、2008年4月初对我厂#1、#2锅炉进行微油点火改造，基本上可以使机组冷态启动、滑参数停机的燃油消耗控制在4T/次，而且随着煤电紧张、煤质的变差，对实现低负荷稳燃节油也非常明显。实施以上措施后，缩短了机组冷态启动的时间，冷态启动一次耗油量由原来的150t以上可以减少到70t。锅炉助燃用油和机组启动用油两方面的消耗量大大降低，全年共节约燃油近275吨，共创经济效益137.5万元。2008年通过微油技术改造，可以使机组启动的节油率达到90%以上。
3.2磨煤机启动节油
⑴降低油枪出力，减少助燃消耗
我厂原设计单支油枪出力0.97t/h，经过试验将油枪出力最低降低到0.47t/h,这样可以减少磨煤机启动的燃油消耗。
⑵磨煤机启动程序修改，缩短投油时间
我厂锅炉配置的ZGM95G型中速平盘磨，磨辊加压方式采用定-变加载方式，出于易于调节、系统操作简单灵活等一系列特点。通过认真分析，将磨煤机启动的投油逻辑做了更改，主要将启动程序做了两次修改。原程序如下：投油枪——暖磨——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。第一次修改为：暖磨——投油——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。通过此次修改，可以缩短启动时间约10分钟左右，磨煤机每次倒磨节约用油约0.265吨左右。第二次由于磨煤机推力瓦经常在启动过程中烧瓦，所以要求磨煤机启动后必须空转10分钟在启动给煤机，这样就会造成投油时间增长，所以磨煤机启动逻辑再一次进行了修改，将投油有启磨前改在启磨后，这样每次又可以节油约0.274吨左右，经济性已大大体现。
⑶加强磨煤机检修水平和四快治理，减少磨煤机的倒换次数
直吹式制粉系统中，磨煤机跳闸对锅炉的安全、稳定运行威胁很大，为了稳燃就必须投油助燃。我厂磨煤机06年前三季度共倒磨197次，其中因磨组缺陷倒磨143次,磨组缺陷切换占总次数的73%，正常切换29次，因设备原因跳闸25次。经过技术人员磨煤机检修水平的提高，加强了对设备治理，减少了磨煤机因故障、漏粉、跳闸停运次数，降低了助燃油消耗，保证了锅炉燃烧稳定。
4、结论
长期以来，火电机组燃油消耗过大、费用过高的问题一直困扰着电力企业，燃油节能工作任重道远。通过对马莲台电厂节油措施分析，认为火力发电厂可以从运行方式、设备改造、设备维护、新产品新技术推广应用等方面采取节油措施，以降低油耗，减少发电成本，增强发电企业竞争力。
参考文献
[1]电业安全工作规程（热力和机械部分）（修订本）、电安生[1994]227号
[2]李青,工维平编著.火力发电厂节能和指标管理技术,中国电力出版社.
[3]火力发电厂节能管理手册.中国电力出版社.
毛伟胜(出生1967)，男 工程师，多年从事火力发电运行管理工作。
循环流化床锅炉与煤粉锅炉的比较 篇3
关键词：循环流化床锅炉,煤粉锅炉,特点,比较
循环流化床锅炉燃烧技术具有燃烧效率高、负荷调节范围大、飞灰和炉渣可综合利用等优点的洁净燃烧技术。近些年来循环流化床锅炉在我国得到突飞猛进的发展，但在使用的过程中也暴露了许多问题，主要如下：锅炉受热面的磨损、爆管；耐火防磨内衬材料磨损、开裂脱落；风帽的漏渣、磨损；冷渣器的落渣堵塞；燃煤粒径过大；灰渣含碳量高；蒸汽温度难以保证；燃烧系统热工自动化无法投用；辅机配套不成熟、连续运行时间短等缺点。
1 循环流化床锅炉相比煤粉锅炉的优越性
1.1 燃料系统比较简单。
流化床锅炉是适合燃用宽筛分燃料，燃料的给煤机粉碎系统简单易操作。所以，循环流化床锅炉的整体低于同等容量的煤粉锅炉。
1.2 燃烧效率高。
对常规的煤粉锅炉，若煤种达不到设计值，效率一般可达到85～95%，而循环流化床锅炉采用飞灰再循环系统，燃烧效率可达到95～99%。循环流化床锅炉燃烧效率高是因为有以下特点：气固混合良好，燃烧速率高；其次是飞灰的再循环燃烧。
1.3 负荷调节范围大，负荷调节快。
当负荷变化时，只需要调节给煤量、空气量和物料循环量，而不必像煤粉锅炉那样，低负荷时要用油助燃，维持稳定燃烧。一般来说，循环流化床锅炉的负荷调节比可达3:1～4:1。负荷调节速率也很快，一般可达到每分钟4%左右。
1.4 高效脱硫。
由于飞灰的循环燃烧过程，床料中未发生脱硫反应而被吹出燃烧室的石灰石、石灰能送回至床内再利用；另外，已发生脱硫反应部分，生成了硫酸钙的大粒子，在循环燃烧过程中发生碰撞破裂，使新的氧化钙粒子表面又暴露于硫化反应的气氛中。这样循环流化床燃烧与鼓泡流化床燃烧相比脱硫性能大大改善。当钙硫比为1.5～2.0时，脱硫率可达85～90%。而鼓泡流化床锅炉，脱硫效率要达到85～90%，钙硫比要达到3～4，钙的消耗量大一倍。与煤粉燃烧锅炉相比，不需采用尾部脱硫脱硝装置，投资和运行费用都大为降低。
1.5 给煤点数量少，布置简单。
循环流化床锅炉的炉膛截面积小，同时良好的混合和燃烧区域的扩展使所需的给煤点数大大减少。既有利于燃烧，也简化了给煤系统。
1.6 易于实现灰渣的综合利用。
由于低温燃烧，灰渣不会软化和粘结，燃烧的腐蚀作用也比煤粉锅炉小。此外，低温燃烧所产生的灰渣，具有较好的活性，可以用做制作水泥的掺合料或者其他建筑材料的原料，综合利用具有广阔的前景。
1.7 氮氧化物（NOX）排放低。
氮氧化物排放低是循环流化床锅炉非常吸引人的特点。运行经验表明，循环流化床锅炉的NOX排放范围为50～150ppm或40～120mg/MJ。循环流化床锅炉NOX排放低是由于以下两个原因：一是低温燃烧，此时空气中的氮一般不会生成NOX；二是分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOX，并使部分已生成的NOX得到还原。
2 循环流化床锅炉相比煤粉炉的不足之处
2.1 循环流化床锅炉的风机耗电量大、烟风道阻力高。
相比煤粉锅炉，流化床锅炉一次风机、二次风机、流化风机压头高；布风板和飞灰再循环燃烧系统使送风系统的阻力远大于煤粉锅炉送风的阻力，耗电量大，噪音高，震动大。
2.2 耐火耐磨层磨损、开裂和脱落的问题比较棘手。
流化床锅炉使用耐火材料比煤粉炉要多许多。由于耐火耐磨材料选择不当、施工工艺不合理、温度控制不当等原因，升温、降温过快，导致耐火材料中蒸发水汽不能及时排出，会造成耐火材料内衬破裂和脱落。耐火材料的的脱落将破坏正常的床料流化工况，造成床料结渣。分离器、料腿及返料阀系统耐火材料的的脱落将堵塞返料系统结渣，物料循环破坏，蒸发量无法维持，被迫停炉。
2.3 点火启动时间长。
循环流化床锅炉点火启动时间除受汽包升温速率的影响外，还受到耐火防磨层内衬材料温升和能承受的热应力限制。温升过快，耐火防磨层内衬材料热应力将超过允许热应力出现开裂。所以，对循环流化床锅炉点火启动时间和升温速率有严格要求。汽冷旋风分离器的循环流化床锅炉从冷态启动到带满负荷的时间一般控制在6～8小时。而煤粉锅炉因无大面积的耐火防磨内衬材料，点火启动只考虑汽包升温速率，点火时间相对较短, 冷态在5～6小时就可达到设计负荷。
2.4 循环流化床锅炉对燃料适应性广，但对燃煤粒径要求严格。
循环流化床锅炉燃煤粒径一般在0～10mm之间，平均粒径在2.5～3.5mm之间，如果达不到这个要求，将带来运行中的不良后果，锅炉达不到设计蒸发量，主汽温度难以保证，灰渣含碳量高，受热面磨损严重。
2.5 循环流化床锅炉受热面的磨损比煤粉炉大。
循环流化床锅炉的飞灰比煤粉炉少，但飞灰颗粒直径比煤粉炉大得多，在运行中如果分离器效果差或烟气流速大，将导致尾部过热器、省煤器等受热面严重磨损。
2.6 循环流化床锅炉的核心部件风帽较易磨损。
风帽通风孔之间的横向冲刷，及高速床料对风帽的磨损容易引起风室漏渣、流化效果恶化、结焦、沟流现象，影响锅炉负荷。而风帽的维修异常困难，需要先清除布风板上几十吨的惰性床料，然后又回装，检修周期长，劳动力需求大。
2.7 循环流化床锅炉实现自动化控制难度加大。
循环流化床锅炉的燃烧系统比煤粉炉复杂，对床压、床温、返料系统风量的控制，都是煤粉锅炉所没有的，加之炉内磨损严重，压力、温度测点运行的连续性和可靠性无法保证，自动化控制较煤粉炉难得多。而煤粉炉通过调试可以达到燃烧系统自动控制，减少了操作人员的工作量。这是循环流化床锅炉所不具备的。
综上说述，循环流化床锅炉在运行中的问题要较煤粉锅炉多，连续运行小时数要比煤粉炉短，在化工行业选型中，如果燃料煤质供应可靠，燃料含硫量低可考虑煤粉锅炉，它具有燃烧稳定，自动化程度高，易于操作，运行周期长，维修量相对较小的优点，适合化工系统长周期安全稳定运行的特点。反之，如果燃烧的煤种为劣质煤，燃煤质量不稳定，且煤质中硫的含量较高，环境排放要求苛刻，属于供热、调峰、热电联产类的供热形式，良好的脱硫成本，对各种煤质良好的适应性，考虑循环流化床锅炉是好选择。
参考文献
高效煤粉锅炉的推广与应用 篇4
1 我国燃煤工业锅炉的现状
目前,全国在用工业锅炉有50多万台,约180万蒸吨/小时。其中燃煤锅炉约48万台,占工业锅炉总容量的85%左右,平均容量3.4蒸吨/小时,大多是链条锅炉或人工填充式锅炉,每年消耗原煤约4亿吨,但平均运行效率仅为60%~65%,比国外先进水平低15~20个百分点,每年排放烟尘约200万吨,二氧化硫约700万吨,二氧化碳近10亿吨,是仅次于火电厂的第二大煤烟型污染源。普遍存在着技术落后、经济性差、高污染、高耗能、容量小、数量大、布点分散、难以集中治理等诸多问题。前些年,虽然一些城市和地区曾大力推广燃气、燃油锅炉替代燃煤锅炉,但由于天然气供应量有限,燃油锅炉成本高以及其它原因,难以大规模普及推广使用。
2 高效煤粉锅炉的突出优点
高效煤粉锅炉是通过引进国际先进锅炉燃烧技术,根据我国国情的实际需要,吸收研发的一项革命性的锅炉燃烧新型技术。具有技术先进、环保节能、经济性好等突出优点,是一项符合我国可持续发展战略的绿色工程。与传统的燃煤工业锅炉相比,高效煤粉锅炉具有以下特点:
2.1 节能效果显著
一是节煤:高效煤粉锅炉系统采用悬浮燃烧方式,原料煤被磨制成200目的煤粉与空气充分混合,燃烧过程平稳,燃烧更充分、热效能更高,空气过剩系数较小,一般控制在1.1~1.3;系统采用先进的PLC结合上机位控制系统,准确地监测锅炉的运行情况,实时调节、控制燃烧工况。经实际运行结果检测比较,高效煤粉锅炉热效率一般可达86.5%以上,理想工况时可达95%。而同等规模的传统锅炉实际运行效率一般在60%~65%左右,高效煤粉锅炉可实现节煤18.6%以上。以4t/h煤粉锅炉为例,年节煤量可达600吨左右。
二是节电:高效煤粉锅炉系统对功率较大的风机、水泵等设备配备了变频器,通过变频调速达到节电的目的。由于流量、扬程及功率与转速的关系分别为一次方、二次方和三次方的比例关系,转速的变化对功率的影响远大于对流量和扬程的影响,因此负荷变化时变频调速技术可起到明显的节电效果,一般在30%以上。同时高效煤粉锅炉还具有随时开机停机的优点,启动时间不超过2min。
2.2 环保效果突出
高效煤粉锅炉采用异型炉胆整体锅炉壳式设计,可以完成炉内脱硫,燃烧器为低氮燃烧器,所以在保证煤粉在燃烬的同时,避免了局部高温现象。燃烧过程中所产生的SO2和NOx含量很低,尾部采用先进的大功率布袋除尘装置集中除尘,有效降低了排放烟气对环境的污染。
从以上实际监测可以看出,高效煤粉锅炉系统污染物排放值远远低于国家和地方现行排放标准,环保效果十分显著。
2.3 自动化程度高
高效煤粉锅炉配备全自动智能化监控系统,实现了锅炉运行的自动控制与调节、运行参数的连续自动采集、故障显示及连锁保护。从点火、吹送煤粉、控制调节、除尘脱硫等过程均由计算机自动控制和调节,随用随点火,30秒即可进入正常运行状态。
2.4 运行成本低
据测算,高效煤粉锅炉系统总投资约为同吨位传统链条式工业锅炉的1.2~1.4倍、燃油锅炉的1.4~1.6倍。高效煤粉锅炉采用了国际先进的燃烧技术,煤粉燃烬率较高,节煤率可达18.6%以上。以4t/h煤粉锅炉为例,仅节煤一项,每年可节约成本近30万元。加之变频调速技术达到30%的节电效果,每班仅需要2名操作人员工资费用(传统锅炉房每班至少6名操作人员),从而使运行成本大大降低。运行成本分别仅为传统链条式工业锅炉的70%~75%、燃油锅炉的15%~20%,可在两年左右收回多发生的投资。
2.5 工作环境良好
由于煤粉锅炉系统在煤粉输送、分级燃烧、除尘脱硫等环节中均由计算机全自动化程序控制、全封闭运行,并安装了采风消声器,尽可能的消除噪音,使整个厂房更加窗明几净、一尘不染,极大的改善了锅炉房内部环境,从而使过去的锅炉房噪音大、污染严重发生了本质的变化,锅炉房成为环境优雅的办公场所。同时大大降低了操作人员的劳动强度,保证了身体健康。
据估算,根据我国燃煤锅炉的现状,如果全国50%的锅炉采用高效煤粉锅炉,每年可节约0.4亿吨标准煤,减排二氧化硫100万吨、二氧化碳1.5亿吨,对“十一五”节能减排贡献率可达30%。
3 结束语
山东泰山建能集团与煤科院联合研制的高效煤粉锅炉,在我国锅炉的制造和使用领域,是一场革命性的创新,是遵循人类社会的发展规律、顺应时代发展的战略举措。同时也是国家产业政策的需要,是全社会节能环保的需要,是广大人民群众提高生活质量的需要。高效煤粉锅炉的广泛推广使用,必将产生巨大的经济效益、社会效益和环境效益。
摘要：简要介绍了高效煤粉锅炉的节能减排效果,系统的全智能监控系统特点和低运行成本特点,良好的工作环境。
热电厂煤粉锅炉优化改造 篇5
2006年、2007年两台炉分别进行了调试和试运行，根据实际情况，两台炉都存在主汽温达不到额定温度的问题，且负荷越高，汽温越低，机组在135MW负荷时，主汽温度仅为480℃，而且由于炉温较低，炉内燃烧情况很不稳定，经常发生一台给粉机跳闸造成锅炉灭火的情况，锅炉效率很低，锅炉无法维持额定出力运行，严重影响整个机组的经济性。
二、锅炉技术改造
经过一段时间的运行调整分析，造成主气温低和锅炉燃烧不稳定的主要原因有：
A、原炉膛计算方法不完善，该炉的炉膛几何形状瘦长，h/dl (h———表征炉膛火焰中心至炉膛出口的高度，dl———炉膛截面当量直径)高达2.44，超过常规值，造成炉膛出口烟温偏低130℃。
B、水冷壁吸收炉膛辐射热量过多，从而引起炉膛燃烧区炉温降低，炉膛平均烟温水平低，不能保证送入炉膛的煤粉迅速、完全的燃烧，主燃烧区燃烧紊乱，造成锅炉容易灭火。为了解决锅炉燃烧所存在的安全问题及提高汽温，2007年1号、2号锅炉分别进行了技术改造，主要有以下几个方面：
1. 主燃烧区位置水冷壁上敷设60mm厚度的卫燃带(碳化硅材料)，面积150評，减少主燃烧区水冷壁吸热量，提高该处炉膛温度，保证了进入炉膛的煤粉迅速，充分的燃烧，减少煤粉的燃烧时间，虽然表面看水冷壁吸热量减少，需投入更多的煤粉维持气压，但是实际上改造后煤粉能够充分燃烧，等量的煤粉在改造后发热量更高，有效降低排烟、机械、化学等各项损失，保证锅炉安全燃烧的前提下，提高整个锅炉效率。
2. 过热器主要分三种，辐射式(全大屏过热器)、半辐射半对流(屏式过热器)、对流式(一级高温过热器)，考虑到影响汽温大的受热面为对流式过热器，也即一级高温过热器，其布置于折焰角上部，顺流布置，共104片，横向节距为90mm，由2根管子绕成，管子规格为直径38×5，炉内材质为12Cr2MoWVTiB，其余为12Cr1MoVG，改造后锅炉一级高温过热器增加4排管圈，增加受热面积386.6評(1号炉增加过热器材质为12Cr2MoWVTiB, 2号炉材质为SA-213T91)。
3. 所有一次风喷口改造向上倾斜12°角，使火焰中心位置适当上扬，增加过热器、再热器吸热量，提高主汽温及再热气温。
4. 热电厂所用燃油为0号轻柴油，改造前锅炉油枪容量按30%-MCR输入热量设计，布置有两层共8只简单机械雾化油枪，设计单只出力1200kg/h，锅炉冷态启动时，由于炉膛温度低及油枪雾化和配风问题，燃油无法充分燃烧，燃烧效率很低，浪费了大量柴油。为此，2008年对两台锅炉进行微油点火装置改造，改造后油枪容量为17%-MCR，单只油枪出力600Kg/h，同时下层一次风口中共布置4个出力为180-300Kg/h的微油点火装置，冷态启动时燃油燃尽程度明显好转，每年可节省助燃油400吨以上，节油率达40%。
三、锅炉运行方式优化
1. 配风方式
试运期间，一两次风配比方式不合理，一次风所占比率过大，进入炉膛的煤粉着火需要的热量增加，造成煤粉着火延迟，同时二次风无法及时足量的混入煤粉气流，也不利于煤粉燃烧，危及锅炉燃烧安全。另外，为提高汽温，二次风配比采用上、中、下逐层递增，人为提高火焰中心位置，造成锅炉各方面损失增加。
优化调整后，减少一次风比率，增大二次风比率，保证二次风能及时充分混入，同时二次风配比采用上、下层高，中间稍低的方式，控制火焰中心位置在主燃烧区附近，稳定锅炉燃烧，降低各项燃烧损失。
2. 给粉机运行方式
锅炉试运期间给粉机下粉插板采用的是节流运行方式，给粉机运行时转速较高，尤其在高负荷时，用粉量大，给粉机高速运转，但此时下粉量和给粉机转速以不成比例，给粉量极不稳定，造成锅炉燃烧不稳。后来，在聘请专家的指点下，全开下粉插班，靠煤粉自身流动性均匀的经给粉机向炉膛供粉，有效提高燃烧的稳定性。
3. 过量空气系数
由于试运期间为提高汽温，采用大风量的燃烧方式，锅炉各项损失很大，经济性不高，随着试运结束及随后正常运行中不断摸索，逐步总结出高低负荷情况下烟气含氧量的控制范围，低负荷4%-6%，高负荷3%-5%，提高锅炉效率。
4. 加强吹灰打焦及设备维护
为提高锅炉效率，必须保证锅炉受热面的清洁，这就要求及时清理受热面积灰和结焦，为此，制定出制度，把这些工作都规范到正常运行工作中去。同时，对于设备缺陷，做到及时发现、及时汇报、及时处理，保证设备的完好备用率，尽可能提高锅炉的经济性。
四、结束语
通过对热电厂锅炉的一系列技术改造和运行方式优化调整，主、再热汽温均能达到额定值540℃，提高了蒸汽初参数，进而影响汽轮机汽耗降低，一般主汽温提高10℃，汽耗降低1.3%-1.5%，排烟温度也降至136℃，各项参数达到了设计值;改造后机组可以在135MW额定负荷下安全经济运行;机组发电煤耗由345g/kwh降至330g/kwh, 下降15g/kwh, 每年可以节约标煤约28500吨, 节约资金约1960万元。锅炉燃烧稳定，灭火次数大幅下降，两台机组均做到了安全经济运行，降低了煤耗，提高了机组效率, 给热电厂带来了可观的经济效益, 增强了在电力市场的竞争力。
摘要：鹤煤热电厂锅炉设备是东方锅炉厂生产的DG445/13.7-II1型超高压、一次中间再热、单汽包、自然循环、集中下降管、中间储仓式热风送粉四角喷射切圆燃烧系统的固态排渣煤粉炉;锅炉炉膛为光管加焊扁钢组成的膜式水冷壁, 炉膛断面尺寸为9584 (宽) ×8864 (深) , 炉膛顶部、尾部竖井包墙及水平烟道包墙均为膜式壁包墙过热器。额定主汽温540℃, 再热气温540℃, 主要保证向汽轮机提供合格参数的蒸汽。
关键词：锅炉主汽,再热汽温,技改,运行方式,优化
参考文献
[1]白国亮, 锅炉设备运行。北京:中国电力出版社
[2]王飞, 鹤煤热电厂锅炉运行规程
煤粉锅炉爆管故障诊断案例分析 篇6
关键词：电站锅炉,热管失效,故障诊断,防范措施
引言
在锅炉常见的事故中, 锅炉热管失效的发生率占70% 以上。热管失效主要指四管爆管, 四管爆管会造成锅炉非计划停运。因此, 爆管事故已成为威胁锅炉安全经济运行的突出问题, 对锅炉的爆管原因进行分析显得尤为重要。实践表明, 在锅炉运行的初期, 热管失效主要是由于安装制造原因造成的; 在锅炉运行的有效寿命期, 热管失效原因主要是由于运行检修原因造成的。
1 电站锅炉热管失效机理分析
锅炉爆管事故一般是指水冷壁、过热器、再热器和省煤器四管故障。美国电力研究院 ( EPRI) 把锅炉爆管机理分为6大类22种 ( 国内共23种, 包括石墨化) [1]。锅炉爆管机理如表1所示。
注: + —失效机理受维护行为的影响; x—失效机理受循环化学剂的影响。
因为锅炉四管的运行环境不同, 导致其爆管失效的具体原因也不同。因此, 在研究不同的失效模式时, 一定要综合考虑四管的运行条件。即使是同一种受热面, 其失效模式也有很大差异。电站锅炉四管的主要失效模式如表2所示。
1) 水冷壁。
水冷壁是辐射受热面, 承受的热负荷最大, 在内壁水或汽水混合物及外壁高温火焰的冲刷下, 长期处于高温状态, 从而产生高温蠕变[2]。当炉膛内部燃烧工况不稳定, 管内工质温度发生变化, 引起管壁温度变动产生热疲劳。在承受较高热负荷的情况下, 若管内工质的质量流速不够高时, 可能出现传热恶化现象, 将导致壁温突然上升, 力学性能急剧下降, 而遭受短期过热损坏。
高温腐蚀主要是煤中硫的腐蚀行为, 当水冷壁管的壁温高于300℃, 炉膛中呈还原性气氛时将会导致高温腐蚀[3]。
当燃烧器、吹灰器附近的管子防磨装置脱落或煤粉气流喷射角度发生偏斜时, 易造成煤粒磨损, 使管壁减薄引起爆管。
2) 过热器和再热器。
过热器、再热器管是锅炉受热面中工作条件最恶劣的部件。对流区域管外高温烟气可达900℃, 辐射区域管外温度更高, 管内受高温高压过热蒸汽冲刷, 长期处于幅度不大的超温状态, 管子金属在应力作用下发生蠕变, 直到管子爆破。所以最主要失效模式是高温蠕变。短期过热发生的主要原因是管内汽水流量严重分配不均, 炉膛热负荷过高或炉膛局部偏烧, 管子堵塞等, 造成管壁超温[4]。
处于高温状态下, 当焊接接头处两种金属的蠕变强度不同时, 异种金属焊接界面容易断裂失效。高温烟气携带飞灰颗粒冲刷过热器和再热器, 在高速烟气流的作用下对外表面造成一定程度的磨损, 导致管壁减薄, 强度降低。
3) 省煤器。
省煤器管布置于锅炉尾部的低温区域, 管外烟气和管内工质温度都不高, 工作条件相对较好[5]。在锅炉四管爆管中, 省煤器受损最严重, 发生最频繁, 基本都是由于烟气颗粒磨损引起的。当给水中含有氧气时, 氧气与金属形成微电池, 造成电化学腐蚀, 通常发生在省煤器管入口端。
2 超超临界锅炉爆管诊断分析
2. 1 故障概况
某电厂1#和2#锅炉机组为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的型号为HG - 2035 /26. 15 YM3的600MW超超临界参数变压运行直流锅炉, 采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式。
1#和2#锅炉自2010年12月和2011年5月相继投运以来, 锅炉本体因存在母材裂纹与变形, 集箱管座角焊缝、连接 ( 防磨) 块角焊缝气孔或夹渣, 鳍片变形开裂及异物堵塞等问题, 导致2台锅炉机组非正常停机抢修19次, 具体爆管原因统计如表3所示。
2. 2 诊断分析
1) 管材制造。
2013年12月, 1#炉末级过热器27#屏10#管前底部弯头因纵向裂纹 ( 长约120mm) 泄漏 ( 见图1) 。由于泄漏, 同屏8#、9#管被吹爆, 同屏7#管直管和28#屏7#~ 9#管前弯头被吹损减薄。经哈尔滨锅炉厂与电力科学研究院的专家共同确认, 认定27#屏10#管弯头纵向裂纹为原始爆口, 分析原因为高温过热器不锈钢管冷弯制造后未进行固溶处理, 运行过程中残余应力、内压应力致使管材在有腐蚀介质元素存在的环境中引起晶界应力腐蚀开裂, 导致爆管, 属管材制造缺陷[6]。
2) 角焊缝。
2013年11月, 2#炉左侧墙底部90°弯头200#管鳍片存在气孔缺陷, 发生泄漏 ( 见图2) 。扩大检查时, 在水冷壁前墙109#管、后墙75#管标高约48m处发现环向热疲劳裂纹; 前墙108#、110#管, 后墙73#、74#、76#、109#管表面存在较深的环向热疲劳现象 ( 见图3) 。爆管停炉的原因是水冷壁厂家焊接鳍片存在气孔缺陷引起, 属制造缺陷。
3) 异物堵塞。
2011年6月, 2#炉末级过热器27#屏由外向内数第8根管弯头超温爆管 ( 见图4) 。怀疑节流孔被异物堵塞, 割开入口节流孔圈未发现异物, 经γ射线拍片检查发现, 该管相邻的7#管入口节流孔圈有异物堵塞 ( 见图5) 。
4) 安装。
2011年10月, 1#炉顶第126根顶棚水冷壁管泄漏一根 ( 见图6) 。分析原因为锅炉安装时, 管排吊耳切割时损伤该管, 导致损伤处强度下降, 运行一定时间后发生爆漏, 属安装缺陷。
2. 3 防爆检查
1) 后屏、末过及末再横向定位管防磨块角焊缝存在大量裂纹 ( 见图7) 。虽已将检查到的角焊缝裂纹打磨消除, 但由于每台炉横向定位管防磨块共有1288块, 焊缝2576道, 数量众多, 很难做到全面检查, 严重影响机组的安全运行。
2) 后屏、末过与末再横向定位管两端均存在着不同程度的下沉现象, 后屏、末过入口管处横向定位管下沉较为严重, 大约下降20°左右, 影响机组的安全运行。
3) 高温再热器、高温过热器弯头存在裂纹隐患, 严重危害机组运行。
4) 集箱管座角焊缝已发生4次泄漏, 均引起非停, 扩大检查时也发现集箱管座表面存在气孔缺陷。每台锅炉集箱管座角焊缝22436道, 全部逐个检查困难巨大, 严重影响机组安全、稳定运行。
5) 水冷壁自AA风至中间集箱区域的管屏呈“S”型变形, 很容易造成凸向炉内的管屏长期处于热负荷较高区域, 发生超温或热疲劳裂纹。鳍片的制造缺陷已多次造成水冷壁爆管, 严重影响机组安全运行。
6) 水冷壁中间混合集箱区域的管壁表面存在横向热疲劳裂纹, 且向内扩展深度较大, 存在爆管隐患。
在检修时发现锅炉机组存在以上的问题, 通过更换和修复对以上问题进行了处理, 并为以后检验和检修提供了依据。
3 高压锅炉爆管诊断分析
3. 1 过热器爆管
某电厂125MW机组锅炉过热器爆管实物如图8所示。过热蒸汽压力为9. 81MPa, 过热蒸汽温度为540℃, 累计运行时间 约9. 2万h, 材质为12Cr1Mo V, 规格为42×5. 0。
宏观分析爆口有明显高温蠕变爆口特征。微观金相组织如图9所示, 检查发现破口处金相组织严重球化并出现蠕变孔洞及大量蠕变裂纹, 说明破口处部位曾长时间受到过热影响。而爆口背火侧的金相组织为回火贝氏体 ( 组织正常) ; 远离爆破处的金相组织为回火贝氏体 ( 组织正常) 。通过诊断分析得出结论, 过热器管由于高温蠕变, 金相组织严重球化并出现蠕变孔洞、蠕变裂纹, 最终因性能下降导致爆管[7]。
3. 2 水冷壁爆管
某电厂锅炉型号为HG - 266 /9. 8 - YM1, 过热蒸汽温度为540℃, 过热蒸汽压力为9. 8MPa。水冷壁材质为20G, 内壁为光管。1#锅炉水冷壁管爆裂, 导致锅炉事故停炉, 实物如图10所示。
宏观分析水冷壁管外壁布满了轴向的表面裂纹且裂纹方向与爆口方向一致, 爆口边缘处无明显减薄情况, 并且端口边缘呈现钝边状态。采取覆膜方法取样进行金相检验, 显微组织正常, 无珠光体球化现象。将水冷壁管向火面抛光并进行测厚检查, 向火侧中心轴线附近区域的管壁厚已明显减薄 ( 减薄区为均匀减薄) , 减薄率已达40% , 已经超过《锅炉定期检验规程》要求的减薄率30% 的上限。由硬度测定可知, 满足《火力发电厂金属技术监督规程》的要求, 水冷壁管材质硬度正常, 在长期运行中没有变质。由诊断分析可知, 水冷壁爆管的主要原因是由于磨损引起的管壁壁厚减薄超出极限, 水冷壁管受力不均匀, 减薄区域不能承受相应的应力[8]。
4 结论
1) 在锅炉制造时, 要加强质量监督检查; 锅炉安装阶段, 要经常到现场检查安装过程和安装质量, 采用无损探伤对焊口进行检查, 及时发现问题, 制定解决方案。
2) 在锅炉投入运行后, 要加强对锅炉参数的监测, 及时发现安全隐患; 发生锅炉爆管时, 及时诊断出失效热管的失效原因, 可有效提高机组安全运行经济性。
参考文献
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高温高压煤粉锅炉烟气除尘系统改造 篇7
安徽新源热电厂二台220t/h高温高压煤粉锅炉配套的二台套花岗岩材质的，文丘里水膜式除尘器分别于1989年、1991年投入使用。因除尘效率不能满足新国标《火电厂大气污染物排放标准》GB13233—2003规定，公司对原有的除尘器系统进行改造，为二台220t/h高温高压煤粉锅炉配套了布袋除尘器、干灰气力输送系统和灰库。设备投入运行效果良好，完全达到设计指标。
2 烟气性质（见表1）及风机参数
3 总体方案
根据对现场情况的勘察，本着可靠、适用、先进、切合现场实际的原则，我公司设计方案流程如下：每台锅炉烟气从现场两个烟气出口引出，向上汇入一个布袋除尘器的入口烟道，进入一个2×3布置的布袋除尘器，经过布袋除尘器过滤后的干净烟气经过烟道进入烟囱排入大气。布袋除尘器灰斗下接LD型正压浓相气力输送系统，将飞灰集中输送至灰库贮存。
3.1 布袋除尘器
3.1.1 布袋除尘器工作原理
来自空气预热器的锅炉烟气通过专门设计的喇叭口进入袋除尘器内部，气流扩散后均匀分布在除尘器内部的整个进气通道内，烟气流速大大降低，大颗粒粉尘沉降在灰斗内。经过初步尘气分离后的烟气均匀分布到各个袋室及每个袋室的整个区域，整个气流组织分布相当均匀且气体流速控制合理的范围之内。这个过程实现了粉尘的二次沉降。经过两次粉尘沉降后的烟气含尘量大大下降，在除尘器内部的负压作用下均匀缓慢穿过滤袋，粉尘被滤袋捕集后在滤袋表面形成尘饼，净化后的洁净烟气经净气室及通道排放出袋除尘器，再经主风机及烟囱排出。随着滤袋表面积灰的增多，滤袋两侧的压差也随之逐渐增加，当压差达到清灰设定值时，脉冲阀打开，储气罐中的压缩空气通过清灰风管，再通过清灰风管上的喷嘴将压缩空气均匀喷入滤袋内完成一次清灰。当滤袋的内外压差降低到清灰停止的设定值时，清灰系统将停止工作。清灰过程循环工作，使滤袋的内外压差始终保持在一个比较理想的设定值范围内，清灰的脉冲时间和脉冲间隔时间可以根据锅炉负荷的情况自动进行调整，从而保证了除尘器和锅炉系统的持续、安全、正常运行。
3.1.2 设备选型（见表2)
3.2 气力输灰
本期工程气力除灰系统采用多泵制正压浓相气力除灰系统技术。多泵制正压气力除灰系统不同于常规的单仓泵或双仓泵除灰系统，为我厂开发研究的目前世界上最先进的气力输送技术之一，其优点是多台仓泵同时输送，出力大、能耗低、故障少，深受用户欢迎。
3.2.1 气力输灰输送原理
在锅炉正常运行过程中，飞灰沉积在布袋除尘器灰斗，落入安装在布袋除尘器灰斗下方的发送设备中，发送设备的进料圆顶阀打开，物料在重力作用下落进发送设备中。在物料填充的过程中平衡阀将打开使空气从发送设备内排出，此时管路上的出料阀关闭以阻止空气通过输送管线被吸进除尘器。当发送设备内任一料位计被覆盖显示(或设定进料时间到)表示发送设备内已充满物料时，经过一个短延迟，使发送设备被完全充满，然后平衡阀及进料圆顶阀关闭。当所有的平衡阀和进料圆顶阀都已关闭并且密封后，出料阀、补气阀、进气阀依次打开。然后压缩空气将进入所有发送设备内，将灰通过管道输送到灰库。当物料被输送至灰库后，发出输送管道压力下降的信号，输送空气阀关闭，完成一次循环。
3.2.2 气力输灰工艺流程
浓相气力输灰系统由仓泵部分、气源部分、管道和灰库部分等组成，采用微机程序控制方式，实现系统设备的协调有序运行。(见下图工艺系统图)
除尘器灰斗飞灰→手动插板阀→干灰发送器圆顶阀→干灰发送器→干灰发送器出料阀→输灰管道→灰库→干灰散装机(双轴搅拌机)
3.2.3 系气力输灰统描述
系统每台炉除尘器共6只灰斗，每只灰斗下设置一台发送器;每三台发送器为一组，两组合设一根输灰管道，在每组发送器的第一个发送器前面设置一套进气阀组、补气阀组;在每组发送器的最后一个发送器出口设置一台出料阀。具体布置详见下图：
3.3 灰库系统
本期贮灰库系统为二座直径为Φ9.5m，容积为950m3的混凝土平底灰库。详细配置如下：
灰库系统包括：灰库气化风系统、库顶卸料、排气、料位指示系统、库底卸料系统。
3.3.1 灰库气化风系统
灰库的气化风由灰库气化风机提供，空气经电加热器后进入库底部的气化装置，使库内的灰处于流态化状态。为确保卸料顺利，下部设有气化装置和卸料装置。气化装置配置数量(面积)按混凝土锥底库进行配置。输送灰库气化装置采用KXC150流化槽，一座灰库配置68米，二座灰库共136米。
3.3.2 库顶卸料、排气、料位指示系统
每座灰库顶部设一台终端卸灰箱, 该设备密封性良好, 内衬耐磨钢板以确保使用寿命。灰库排气：每座灰库选用DMC型，过滤面积72m2脉冲仓顶除尘器，排气过滤能力按输灰管总出力的150%考虑。每座灰库设置一台SFF508型压力真空释放阀为保护灰库长期稳定、安全运行。灰库设有料位监测装置，每座灰库设二台L2000型料位计，分别显示为高高、高位报警信号均送往除灰系统控制室。以使运行人员随时了解灰库的灰位。其中高料位计为应急情况下使用。
3.3.3 库底卸料系统
每座灰库底下设置一台双侧库底卸料器再分为两个排灰口。其中一个干灰排放口，下设SZSJ-100C型散装机一台(出力100t/h)，供干灰罐车装车用;另一侧排放口为湿灰排放口，下设SZ100D双轴搅拌机一台(出力100t/h)，干灰经加适量水后装自卸汽车运送到灰场进行碾压堆放，确保粉尘无二次飞扬。
4 电器部分
1)整个除尘器控制系统采用PLC进行自动控制。PLC负责信号的采集、功能运算、信号输出。输出信号采用中间继电器与外电路隔离，保护PLC不受外部电路的影响，保证PLC的稳定性，减少控制系统的故障几率，从而保证设备的稳定运行。PLC控制柜面板上有温度、湿度、差压和各种状态的显示。控制柜内留有相关的供DCS监视用的信号接口，包括：a.压差信号。b.除尘器进出口烟气温度信号。c.电接点压力表。d.DCS备妥信号。e.料位信号。
2)气力除灰处理系统中的所有设备除了灰库卸料设备中的干灰散装机、双轴搅拌机外，均要求能在控制室内控制，干灰散装机、双轴搅拌机现场控制。设备具有自动控制，远方操作，和就地手动控制三种控制方式，可在现场和控制室切换。正常情况下采用自动控制方式。控制系统可实现运行数据和故障信号的采集自动化，对运行数据自动分析和故障判断，并对系统中的故障实现分类报警。
5 结语
某300MW煤粉锅炉燃烧调整试验 篇8
1 概述
徐塘发电有限公司6号锅炉为上海锅炉厂设计制造的SG-1036/17.47-M876型亚临界中间再热控制循环锅炉,采用单炉膛、∏型露天布置,全钢架悬吊结构,平衡通风,固态除渣。锅炉炉膛深度11.76 m,宽度14.02 m。燃烧器采用四角布置,切向燃烧。锅炉采用正压直吹式制粉系统,配置5台ZGM-95型中速磨煤机。锅炉最大蒸发量(MCR)负荷4台磨煤机运行,1台备用。锅炉的主要设计参数见表1,试验煤种为烟煤,煤质特性见表2。
2 燃烧调整的内容及方法
燃烧调整试验主要包括煤粉量的调整、风量的调整、炉膛负压及引风机的调整和燃烧器的调整与运行。
2.1 煤粉量的调整
对于采用直吹式制粉系统的锅炉,其负荷的变化将直接影响制粉系统的出力。负荷变化较小时,改变给煤机转速就能达到目的;锅炉负荷变化较大时,改变给煤机转速有时不能满足调节负荷的要求,此时应以投停磨煤机作为粗调,再以改变给煤机转速作为细调节。投停磨煤机时应尽量平稳,以免破坏整个炉内的空气动力工况。
给煤机转速的正常调节范围不宜过大,若转速过高,煤粉浓度过大,容易引起不完全燃烧,也易使给煤机过负荷发生事故;若转速过低,在炉膛温度变化不太高的情况下,由于煤粉浓度低,会影响着火的稳定性,易导致炉膛灭火。因此,徐塘发电有限公司的给煤机皮带转速一般控制在1.2～12 m/min范围内。此外,各台给煤机事先都要进行转速、出力试验,了解每台给煤机的特性,保持给粉均匀。给煤机调节一定要平稳,应避免大幅度调节,任何时间的过量给粉或给粉中断,都会使炉内火焰发生跳动,着火不稳,甚至可能引起锅炉灭火。
2.2 风量的调整
锅炉负荷变化时,进入炉内的风量必需与送入炉内的燃料量相适应,同时也要对引风量进行相应的调整。进入锅炉的空气是有组织的一、二次风,其次是少量的漏风。运行人员可根据氧量来调节风量,尽可能保持炉膛内为最佳空气系数状态,以获得较高的锅炉效率。此外,判断燃烧情况还要注意分析飞灰、灰渣中的可燃物量,观察炉内火焰颜色等,综合分析炉内的燃烧工况。进入炉内的空气量可以用炉内的过量空气系数(氧量)来表示。对于各种燃料,可提前制定出相应的过量空气系数(氧量)和负荷的关系曲线。运行人员可参考此曲线来控制炉内空气量,使其尽可能保持较佳运行状况,以获得较高的锅炉热效率。
在锅炉燃烧中,风煤比对炉内的燃烧稳定有着决定性作用。燃烧处于正常稳定状态时,炉内的火焰为光亮的金黄色火焰,火焰中心应为淡灰色。如果火焰炽白刺眼,表明风量偏大,运行氧量偏高。如果火焰暗红不稳,若此时运行氧量表指示偏低,火焰末端发暗并有黑色烟气,同时烟囱冒黑烟等,表明风量偏小;若氧量表指示偏高,则可能是送风量过大或漏风严重的缘故。此外,煤粉太粗或不均匀煤的灰分高等,容易产生火焰闪动,煤水分高而挥发分低时,火焰会发黄无力[3]。
二次风量的改变是由送风机的动叶调节来实现的。以徐塘发电有限公司300 MW机组为例,动叶的调节有一定的阶跃性,当指令值大于反馈值时,才能调节动叶。但这样容易导致在某一指令时,风机出力变化很大,引起炉膛负压大幅波动,所以调节动叶时需谨慎进行,不仅要注意反馈的变化,还要注意送风量和送风机电流的变化,以防止炉膛负压波动而引起燃烧不稳定。
炉膛两侧的二次风风箱为多层风室,各层风室均设有风室挡板,以合理分配燃烧器各层喷口之间的配风。根据作用的不同可以分为辅助风、燃料风和燃尽风。辅助风挡板的调节,不但影响火焰中心的位置,同时还对火焰的切圆有一定影响,有时还可能影响到火检系统[4]。例如2007年徐塘发电有限公司6号炉,先后灭火10余次,其原因与炉内空气动力场有关。通常在锅炉辅助风调节中,调节风挡板的开度主要受控于炉膛的风箱差压ΔP。由经验得知,当负荷小于35%时,ΔP为常数值;当负荷大于75%时,ΔP为小于1 000 Pa的常数值;当负荷在35%MCR与75%MCR之间时,ΔP随负荷的增大而线性增大。在保证风箱差压的前提下,可根据需要来调节各层辅助风的大小。例如,要提高蒸汽温度,可适当提高火焰中心,将下层辅助风稍开大,上层适当关小;要减小主再汽温两侧的偏差,可适当开大顶层辅助风的开度,以减小炉内烟气的旋转,同时对主再汽温的偏差调节也有一定作用。
2.3 炉膛负压及引风的调整
炉膛负压是反映燃烧工况是否正常的重要参数之一,正常的炉膛燃烧应处于微负压下进行,炉膛负压一般维持在-40～-60 Pa之间,既不会出现烟气外泄的现象,也不会出现漏风系数偏大的情况。负压的波动反映了炉膛排出的烟气量和燃烧产生的烟气量之间的平衡关系,两者相平衡时,炉膛负压保持稳定,当后者大于前者时炉膛负压降低,反之则负压增大。当炉膛的燃烧发生故障或异常时,最先反应在炉膛负压的变化方面。燃烧不稳定时炉内负压产生剧烈波动。实践表明,炉内负压大波动往往是炉膛灭火的先兆。
2.4 燃烧器的调整与运行
2.4.1 燃烧器出口风速和风率的调整
燃烧器保持适当的一、二次风出口风速和风率是建立正常的空气动力场、保持风粉均匀和良好着火条件所必需的条件,对于不同煤种,其相关配风条件如表3[5]所示。
四角切圆燃烧器的锅炉要求四角的配风风速、风量相差较小,还需保持切圆的稳定性及切圆中心处于炉膛中心,以保证炉内良好的空气动力场,利于燃料在炉内的稳定燃烧。
2.4.2 燃烧器的运行
在负荷允许的条件下,可采用多火嘴、少燃料的运行方式,这样有利于火焰间的相互引燃,便于调节,同时风粉混合较好,火焰充满度也好,燃烧稳定充分,这样有利于燃用挥发分较高的煤种;当燃用挥发分较低的煤种时,则可以考虑采用集中火嘴和增加煤粉浓度的运行方式,使炉膛负荷较集中,有利于新燃料的着火和稳定燃烧。
3 燃烧调整试验结果分析
根据上述的理论分析,对徐塘发电有限公司6号锅炉进行了燃烧调整试验,燃烧调整的内容包括变氧量、变二次风配风、变燃尽风等试验,试验负荷均为300 MW。
3.1 变氧量试验
在变氧量的试验中,进行了3个试验工况,运行氧量分别为2.11%,2.63,2.94%,试验期间合理调整煤粉量的分配,保持一、二次风风速在合理范围,并密切关注炉膛负压的变化,同时保持其他运行参数基本一致。
试验结果(如表4所示)表明,运行氧量在2.1%～3.0%的变化范围,锅炉热效率随氧量的升高而上升显著,NOx排放质量浓度(折算到6%O2)随氧量升高呈现先快后慢的上升趋势,送、引风机电流随氧量的上升也在不断攀升。该变氧量试验也符合文献[6,7]中锅炉热效率随氧量上升阶段的变化规律。但是,在实际中考虑到氧量升高对主、再热蒸汽减温水流量、风机电耗和NOx排放质量浓度带来的负面影响,运行氧量控制在2.8%左右即可。
3.2 变二次风配风方式试验
在变氧量试验的基础上,进行了变二次风配风方式的试验,运行氧量控制在2.8%左右,选取的二次风配风方式为均等、倒塔和束腰。试验结果(如表5所示)表明,从锅炉热效率和NOx排放质量浓度来看,二次风采用倒塔配风方式都是最优的,但是在该种配风方式下主、再热汽温均较难达到设计值;束腰配风与均等配风相比则互有优缺,与均等配风相比其锅炉热效率和NOx排放质量浓度均略占优,但存在主、再汽温达不到设计要求的现象。在试验煤种条件下,当只考虑锅炉热效率和NOx排放质量浓度时,可采用倒塔配风;当要兼顾锅炉热效率、NOx排放质量浓度和主、再汽温时,可采用束腰配风。
3.3 变燃尽风试验
在变燃尽风试验中,共进行了3个试验工况,燃尽风的开度分别为20%,50%,100%,试验期间保持其他参数基本一致。试验结果(如表6所示)表明,燃尽风对过热蒸汽和再热蒸汽汽温影响不大,随着燃尽风的增大,锅炉热效率先增大后减小,NOx排放质量浓度呈降低趋势。其主要原因是燃尽风紧挨主燃烧区的上部,燃尽风量增加,保证了锅炉后期燃尽所需的氧气,但过度增加燃尽风量又会导致主燃烧区缺氧从而锅炉热效率下降,因此锅炉热效率会随燃尽风量的增加而呈先增大后减小的趋势,从另外一个角度考虑,燃尽风的存在加强了炉内的分级燃烧,故NOx排放质量浓度随燃尽风量的增加而不断降低。综合考虑,燃尽风开度宜放置在50%左右。
4 结束语
根据徐塘发电有限公司6号锅炉燃烧调整试验结果,提出如下建议:
(1)综合NOx排放质量浓度和锅炉效率考虑,建议运行氧量控制在2.8%附近。
(2)只考虑锅炉热效率和NOx排放质量浓度时,宜采用倒塔配风;若同时要兼顾主、再汽温时,可采用束腰配风。
(3)建议燃尽风门开度宜保持在50%左右。
(4)进行燃烧调整试验,需要把握煤质的特性,根据实际情况,合理调整制粉系统的出力,选取合适的运行氧量、二次风配风方式及燃尽风开度,可在保证较高锅炉热效率的同时,使NOx排放质量浓度在较低水平,从而实现机组在运行过程中的节能减排。
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