65t／h示范性油页岩循环流化床电厂锅炉运行实践（五篇范例）

第一篇：65t／h示范性油页岩循环流化床电厂锅炉运行实践

65t/h示范性油页岩循环流化床电厂锅炉运行实践

姜秀民1，孙东红1，闫澈1，秦裕琨2(1.东北电力学院，吉林 吉林 132012； 2.哈尔滨工业大学，黑龙江 哈尔滨 150001)

摘要：报道了目前世界上投运最大容量的燃用油页岩的65 t/h低倍率油页岩循环流化床锅炉及运行结果。长期商业运行实践表明，该锅炉燃烧效率高，负荷调节灵活，有害气体排放低，运行稳定，操作方便，各项指标达到设计要求，总体性能居国际先进水平。为油页岩高效、洁净、经济、合理利用能源开辟了有效途径，为进一步开发大型油页岩循环流化床电厂锅炉奠定了可靠的技术基础。关键词：油页岩； 流化床燃烧； 循环流化床锅炉； 锅炉运行 引言

油页岩是在矿物机体中含有固体可燃有机质的沉积岩，在化石燃料中它的储量折算为发热量仅次于煤而列第二位［1］，如果将它折算成页岩油，世界上的油页岩储量将是4750亿吨，相当于目前世界天然原油探明可采储量的5.4倍［2］，是一种潜在的巨大能源。油页岩的能源开发利用已有近200年历史，主要是炼制页岩油和采用悬浮燃烧方式直接燃烧发电。实践证明传统油页岩能源利用方式由于存在着严重的技术、经济和环境问题而不能发展［3～5］。其有效的利用必须寻求新的途经。循环流化床燃烧技术的出现给油页岩的利用和油页岩燃烧发电技术注入了新的活力，并带来光明的前景。

东北电力学院于1992年开始承担原能源部电力工业重点科技项目，会同东方锅炉厂和国家电力公司西安热工研究院共同开发出65 t/h低倍率循环床油页岩电厂锅炉。3台用于吉林省桦甸油页岩示范热电厂，其中1号锅炉于1996年8月一次点火成功，现已运行三年多，锅炉运行稳定、效率高、负荷调节特性好，受热面系统无明显磨损，是目前世界上投入商业运行的最大容量燃用油页岩的循环流化床锅炉。长期商业运行实践表明，该锅炉总体性能居国际先进水平。65t/h油页岩循环流化床锅炉设计特点

2.1 锅炉参数与主要设计指标

锅炉参数与主要设计指标如下： 额定蒸发量：65t/h； 过热蒸汽压力：5.29MPa； 过热蒸汽温度：450℃； 给水温度：150℃； 连续排污率：2%； 冷空气温度：20℃； 排烟温度：153.4℃； 热风温度：240℃； 锅炉保证效率：≥85%； 空气流量：7.6×104Nm3/h；

锅炉出口烟气流量：8.2×104Nm3/h； 油页岩消耗量：24 215kg/h； 燃料粒度：0～10mm；平均粒度：≤2.69mm。2.2 设计与校核燃料

设计与校核燃料为桦甸油页岩，其燃料特性见表1。

2.3 结构特点

65t//h低倍率油页岩循环床电站锅炉为单汽包自然循环、半塔式室内布置、全钢结构炉架。炉膛四周由膜式水冷壁组成，炉膛下部为密相区、中间为稀相区、上部为对流烟道。过热器和蒸发段布置在对流烟道内，整个炉膛为全悬吊结构。锅炉尾部在对流烟道内布置有省煤器和管式空气预热器。炉膛与尾部烟道间布置有中温（525℃）旋风分离器及U型返料器。粒径为0～10 mm的油页岩从炉前4个给煤点送入锅炉，由鼓风机送入的燃烧所需要的空气82%经空气预热器加热至240℃后，其中的78%作为一次风经炉膛底部布风装置送入燃烧室，余下22%作为上二次风从锅炉侧墙送入燃烧室。18%的冷空气直接送入风水共冷排渣控制冷却器，对锅炉底部排出的大颗粒灰渣进行流化和冷却，冷却器出口风温达260℃，作为底部二次风从燃烧室侧墙送入燃烧室。锅炉燃烧过程中产生的大颗粒灰渣由燃烧室底部排出，通过风水共冷排渣控制冷却器降至约150℃后排入除渣系统。燃烧室内的温度控制在850℃左右。携带固体颗粒的高温烟气通过炉膛上部对流烟道进入分离器，被分离器收下来的固体颗粒经返料立管和U型返料器部分或全部送回燃烧室内实现循环燃烧。返料器由单独的高压罗茨风机控制，通过改变回料的送风量来调节固体颗粒循环量。为方便负荷调节，在锅炉循环回路中还设有贮灰仓。离开旋风分离器的热烟气进入尾部对流烟道，经省煤器及空气预热器冷却后排出锅炉。锅炉总体结构见图1。65t/h油页岩循环流化床锅炉运行实践 3.1 冷态点火启动

该锅炉采用油枪床上点火方式，当床温升到500～550℃时，逐渐投入油页岩，直到床层温度达到850℃时熄灭油枪，点火启动成功。图2示出了锅炉冷态启动时床温及炉膛出口烟温的变化情况。图中给出床层3条温度变化曲线，其温度测点分别布置在炉前、炉后及炉右侧同一水平面上(距布风板300 mm)。图示床层3个测点温度在时间相同时变化相差很小，表明该锅炉在点火启动过程中床层温度变化是很均匀的，密相区流化质量良好。炉膛出口温度在整个点火过程中逐渐上升，并没有发生急剧变化，说明该锅炉冷态点火启动特性良好。

3.2 返料器的运行

该锅炉采用U型返料器来实现锅炉运行时的返料调节。图3为松动风风门开度在0%，16%和25%条件下，流化风量与返料量之间的关系。从图中可见，对于松动风风门开度为零和16%时，返料量随流化风量的增加而逐渐增加且接近呈线性关系的变化，但增加的速度相差较大。而当松动风风门开度为25%时，返料量随流化风量的增加呈非线性关系的变化，即当流化风量较小时，返料量随着流化风量的增加开始时增加很快，随后变化速度减慢。这说明一旦有流化风投入，物料输送室内停滞区迅速消失，返料量会骤然增大，这对于锅炉的运行是不利的。所以在调节返料量时，要避免出现这种情况。

图4给出了流化风风门开度在16%和25%时，松动风量与返料量之间的关系。从图中可见，固定流化风量，调节松动风量，来调节返料量，不但可以很好地调节和控制固体颗粒通过返料器的流量，而且可有效地传输固体颗粒进行循环。相比之下，通过采用固定流化风量，调节松动风量的组合调节方式可使返料器获得良好的调节性能，是锅炉运行中应采用的组合调节方式。此外，为防止固体颗粒在物料输送室和送入室沉积与结渣，流化风与松动风的最小极限风量分别为固体颗粒最小流化风量的2～3和1.2～1.5倍［6,7］。

3.3 流化床操作速度 流化床操作速度随锅炉负荷变化规律见图5，相应风室压力变化见图6。从图中曲线可知，操作速度、风室压力随着锅炉负荷的提高而增加。

3.4 锅炉汽水温度分布

该锅炉给水温度设计值为150℃，省煤器出口水温为254℃。图7给出了锅炉负荷和省煤器进出口水温的关系。如图所示，省煤器进出口水温可以达到设计值，说明设计是合理的。过热器分高低温2级布置，在高、低温过热器间布置了喷水减温器，以便调节锅炉运行因素对汽温波动的影响。图8示出该锅炉过热汽温与锅炉负荷的关系，说明该锅炉的运行可保证对过热汽温的要求。

3.5 锅炉各部温度分布

锅炉再循环回路各部温度随负荷的变化示于图9。从图中可见，再循环回路各部温度在低负荷时温度低，高负荷时温度相应提高，除了炉膛和返料器温度比前一部位温度略为提高外，床层至回料器出口温度是依次降低的。这是因为在炉膛处由于有二次风的送入，一部分可燃气体和固体颗粒在炉膛内继续燃烧，造成炉膛温度略高于床层。返料器出口温度高于分离器出口物料温度，说明在返料器内由于有返料风的送入，使部分循环灰在返料器内二次燃烧。图9所示锅炉额定负荷时的温度分布与锅炉设计计算温度数据吻合较好。图10为锅炉不同负荷下尾部烟道各部温度的变化情况。图示说明随着锅炉负荷的增加，各部温度升高，而沿尾部烟道烟气温度逐渐下降。锅炉额定负荷时排烟温度与设计值吻合，符合设计要求。

3.6 SO2与NOx浓度的测定结果

图11为锅炉额定负荷下炉膛SO2浓度的测定结果。从图中可见，14 m高度处炉内烟气中含有少量的SO2并沿炉膛径向深度方向变化较大，靠近水冷壁附近的SO2浓度高于炉膛中心处。但到22m高度处，烟气中的SO2含量已经很低，说明由于桦甸油页岩中矿物质含量很高，灰分中CaO含量高达12.44%，本身的Ca/S比为3.839，而且油页岩灰分中Na2O和K2O等碱性氧化物均有固硫能力，因此，油页岩本身具有很强的自脱硫能力。

图12是额定负荷下，NOx在2个高度位置上的分布测定结果。从图中见，2个高度位置，NOx浓度变化不大，并且沿径向深度方向NOx的分布是较均匀的，桦甸65 t/h油页岩循环流化床锅炉沿炉膛高度布置有3层二次风，一、二次风比为60/40，运行温度850℃，循环倍率为6。这对于改善锅炉燃烧，降低NOx的排放浓度是非常有效的，可获得高的环保指标。

3.7 旋风分离器性能试验

图13示出各锅炉负荷下旋风分离器的阻力特性。从图中可见，旋风分离器的阻力随负荷增加而增加，锅炉负荷是影响旋风分离器阻力的主要因素。锅炉在70%～100%负荷内运行时，阻力波动仅200Pa，具有稳定的阻力特性。额定负荷下分离器的阻力为900Pa。旋风分离器在锅炉额定负荷时颗粒分级效率示于图14。锅炉额定负荷下的分离效率为97%。

循环流化床锅炉物料循环系统的循环倍率反映了不同燃料颗粒在燃烧室内的不同循环次数和累计停留时间，对燃烧效率具有决定性的影响。综合考虑燃烧与燃尽，炉内传热强度，过热器汽温调节，负荷调节，运行的稳定性，分离系统的可靠性，受热面的磨损及动力消耗，65t/h油页岩循环流化床锅炉的循环倍率为6［8］。

3.8 锅炉效率 表2是3种不同负荷下锅炉的测定效率。结论

65t/h低倍率循环床油页岩电厂锅炉是目前世界上投入商业运行的最大容量的燃烧油页岩的循环流化床锅炉。该锅炉具有燃烧效率高，运行稳定，锅炉易于调节，变负荷性能好，能保证汽温、汽压稳定等优点。锅炉参数达到设计值，总体性能居国际先进水平。为油页岩高效、洁净、经济、合理利用开辟了有效途径，为近一步开发大型油页岩循环流化床电厂锅炉奠定了可靠的技术基础。

参考文献：

［1］X-L.Hou.Prospect of oil shale and shale oil industry［C］.Proceedings International Conference on Oil Shale and Shale Oil.Beijing China, Chemical Industry Press, 1988: 7-15.［2］王庆一.中国能源［M］.北京：冶金工业出版社,1988.［3］X-H Sun.Economics of oil shale-based power production［C］.Proceedings of `93China-US Energy Conference, Beijing , 1993: 328-332.［4］张志正.建设油页岩电厂开发广东新能源［J］.广东电力,1991,(3):7-11.［5］Williams P FV.Oil Shales and their analysis［J］.Fuel.1983, 62(6):756-769.［6］王擎, 姜秀民, 郝志金, 刘辉, 孙键, 秦裕琨.65t/h油页岩循环流床锅炉电站锅炉技术特点［J］.动力工程增刊,1999.［7］姜秀民, 李爱民， 秦裕琨, 王擎, 秦宏, 李润东, 孙键.油页岩循环流床锅炉返料系统调解特性试验研究［J］.热能动力工程.1999,14(1):11-15.［8］姜秀民,孙键,王擎,李学恒.油页岩循环流化床锅炉设计中的几个问题［J］.动力工程.1993,13(6):33-37.作者简介：

姜秀民,男，教授，博士，国际能源基金会国际顾问委员会委员，从事煤的清洁高效燃烧理论与技术的研究

第二篇：循环流化床锅炉运行简答题

1、锅炉辅助系统包含哪些？

煤粉制备系统；锅炉通风系统；烟尘处理系统；锅炉水处理系统；燃料运输系统；除灰系统；给水系统和供水系统等

2、生成氮氧化物的途径有哪些？

一是煤中的氮化物在火焰中热分解，然后氧化生成，“燃料型”NOx 二是空气中的氮在高温下与氧反应生成，“热力型”NOx

三是空气氮与煤中的碳、氢离子团发生反应生成，“快速型”NOx

3、氮氧化物减少排放的方法有哪些？

一是在燃烧中进行控制，控制火焰温度峰值其主要措施有：空气分级、低过量空气系数、燃料分级、烟气再循环等。

二是在燃烧后中通过催化剂选择法或者非催化剂选择法，将烟气中的NOx还原。

4、影响灰熔点的因素有哪些？

1、成分因素

2、介质因素

3、浓度因素

5、循环流化床锅炉结焦的现象主要有哪些？

1、DCS显示床温、床压极不均匀，燃烧极不稳定，相关参数波动大、偏差大。

2、结焦初期（局部）料层差压下降，结焦严重时，料层差压急剧增加。

3、炉膛出口氧量快速下降，几乎接近零。

4、炉膛负压增大，一次风量，风室风压波动大。

5、负荷、压力、气温均下降。

6、排渣不畅，床层排渣管发生堵塞，7、观察火焰，局部或大面积火焰呈现白色，6、循环流化床锅炉结焦的原因有哪些？

1、秸秆燃料中杂质太多，尤其是石头、砖头等直接造成局部床料不流化而结焦。

2、床料熔点太低，在床温较低的情况下就直接结焦。

3、一次风机风量低于临界流化风量，导致物料流化不好，引起结焦，4、风帽损坏，直接导致布风板布风不均匀，底层物料不流化，导致结焦，5、返料影响，返料不正常或返料器中浇注料突然坍塌导致返料器无法正常返料，引起床温过高而结焦，6、床温测量装置失灵，造成运行人员误判断引起误操作发生结焦。

7、负荷增加太快时操作不当控制不住床温时引起结焦。

8、炉内浇注料大面积坍塌。

7、循环流化床锅炉结焦的预防措施有哪些？

1、保证良好的流化工况，防止床料沉积

2、保证燃料制备系统正常工作，给料长度符合设计要求。

3、严格控制料层差压，均匀排渣。

4、认真监测床底部和床中部温差

5、床上木炭点火过程中严格控制进料量

6、变负荷运行严格控制床温

7、压火时正确操作

8、合理调整一二次风

9、改变燃料的焦结特性

10、锅炉床上木炭点火启动前所加底料含碳量不超过10%，点火中待木炭充分燃烧，没有火苗时再起火，防止炉内可燃物含量高起火后超温结焦。

8、请分条简述故障停炉条件。

1、锅炉严重缺水，低于汽包下部可见水位时。

2、锅炉严重满水，水位超过汽包上部可见水位时。

3、炉管爆破，不能维持正常水位时。

4、所有水位计失效，无法监视水位。

5、燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高时。

6、主蒸汽管道、主给水管道和锅炉范围连接导管爆破。

7、锅炉超压或安全门拒动，对空排汽门又打不开时。

8、引风机或一次风机故障不能继续运行时。

9、请分条简述请示停炉条件。

1、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。

2、锅炉承压部件漏泄无法消除时。

3、过热蒸汽温度超过规定值，经多方调整或降低负荷时仍无法恢复正常时。

4、流化床、返料器、旋风分离器内部结焦或堵灰，运行中无法处理时。

5、所有远方汽包水位计(电接点/差压式水位计)的全部损坏时。

6、放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层阻力超过极限时。

7、安全门动作不回座，经多方调整采取措施仍不回座或严重泄漏时。

8、尾部烟道积灰严重，经提高引风机出力，但仍无法维持炉膛正常负压或威胁设备安全时。

10、锅炉缺水的现象，原因和处理措施如何？

一、缺水现象：

1、汽包水位低于正常水位。

2、所有水位计指示负值，水位警报器发出水位低的信号。

3、给水流量不正常的小于蒸汽流量。

4、严重时过热蒸汽温度升高。

二、缺水原因：

1、给水自动调节器失灵，给水调整装置故障。

2、水位表、蒸汽流量表或给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。

3、给水压力低。

4、锅炉排污管道、阀门漏泄、排污量过大。

5、水冷壁管或省煤器管爆裂。

6、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。

三、缺水的处理

1、当锅炉汽压及给水压力正常，而汽包水位低于正常水位时，应冲洗水位计，对照水位计指示是否正确。

2、若因给水自动调节器失灵而影响水位下降时，应将“自动”改为“手动”给水，增加给水量。

3、如用主给水调节阀不能增加给水时，则应改为旁路管道增加给水。

4、经上述处理后汽包水位仍下降，且降至-100mm时，除应继续增加给水外，尚须关闭所所排污门及放水门，必要时可适当降低锅炉蒸发量。

5、如汽包水位继续下降，且在汽包水位计中消失时，须立即停炉，关闭主汽门，经叫水水位计中出现水位时，可继续向锅炉上水。

6、由于运行人员疏忽大意，使水位在汽包水位计中消失，且未能及时发现，依电接点水位表的指示能确认为缺水时，须立即停炉关闭主汽门及给水门，并用叫水法进行叫水（A经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可向锅炉上水，并注意恢复水位。B经叫水后，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。）

7、当给水压力下降时，应立即联系汽机值班人员提高给水压力。

8、如果给水压力迟迟不能恢复，且使汽包水位降低时，应降低锅炉蒸发量，维持水位。

9、在给水流量小于蒸汽量时，禁止增加锅炉蒸发量。

11、请简述锅炉满水现象，原因及处理。

一、满水现象

1、汽包水位高于正常水位。

2、电接点水位表指示值增大。

3、二次仪表水位指示超过正常水位。

4、水位警报器鸣响，并发出水位高的信号。

5、给水流量不正常的大于蒸汽流量。

6、过热蒸汽温度下降。

7、严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，从法兰盘向外冒汽。

二、满水原因

1、给水自动调节器动作失灵，或给水调节装置故障。

2、水位指示不正确，使运行人员误操作。

3、锅炉负荷增加太快。

4、运行人员疏忽大意，对水位监视不够或误操作。

5、给水压力突然升高。

三、满水的处理

1、当锅炉给水压力及蒸汽压力正常，而汽包水位超过正常水位时，冲洗对照水位确定其指示正确性。

2、因给水自动调节器失灵面影响水位升高时，应立即将自动给水改为手动给水，减小给水量。

3、如调整门不能控制给水时，改为大旁路控制给水。

4、如水位继续上升，应立即开启事故放水门或排污门。

5、经上述处理后，汽包水位仍上升且超过100mm时，应采取下列措施： 1）关小或关闭给水门（停止上水后，应开启省煤器再循环）。2）加强锅炉放水。3）根据汽温下降情况，关小或关闭减温器水门，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水门，通知汽机司机开启有关疏水门。

6、如汽包水位已超过汽包水位计上部可见水位时，应采取下列措施： 1）立即停止锅炉运行，关闭主汽门。2）停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。3）加强锅炉放水，注意水位在汽包水位计中的出现。4）故障消除后，尽快恢复锅炉机组的运行。

7、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应缓慢增大负荷。

8、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即与汽机值班人员联系，尽快将给水压力恢复正常。

12、锅炉汽水共腾的现象、原因及处理措施分别有哪些？

一、汽水共腾的现象

1、水位计内水位剧烈波动，失去指示的正确性。

2、过热蒸汽温度急剧下降。

3、严重时蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。

4、饱和蒸汽含盐量增大。

二、汽水共腾的原因

1、炉水质量不合格。

2、排污不及时，炉水处理不符合规定。

3、化学加药调整不当。

4、负荷增加过快，汽水分离装置损坏。

三、汽水共腾的处理

1、请示值长，降低负荷使负荷稳定维持低水位运行。

2、开启过热器出口联箱疏水，通知汽机开主蒸汽管道疏水门。

3、开大连续污门，必要时开启定期排污门。

4、停止加药。

5、通知化学人员取样化验，采取措施改善炉水质量。

6、在炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷。

7、故障消除后冲洗对照水位计。

13、什么是炉膛差压？

炉膛差压是指稀相区的压力与炉膛出口的压力差，是表示炉膛稀相区颗粒浓度的重要物理量。

14、什么是CFB料层差压？特点如何？

CFB料层差压也叫料层阻力，指的是对应一定的流化风量和料层厚度，当流化介质穿越布风板上方所支撑的物料颗粒层时，在沿着料层高度的方向上所产生的流动阻力,料层差压是表示流化床床料厚度的物理量.15、请分条简述转机启动前的检查内容: 1各电动机、转机地脚螺丝牢固，轴端露出部分保护罩、栏杆齐全牢固，联轴器联接完好。2电动机绝缘检查合格，接线盒，电缆头，电机接地线及事故按钮完好，电动机及其所带机械应无人工作。

3设备周围照明充足完好，现场清洁，无杂物、积粉、积灰、积水现象，各人孔、检查孔关闭。4轴承、电机等冷却水装置良好，冷却水通畅、充足，通风良好，无堵塞。5各轴承座及液力偶合器油位正常油质良好，油镜及油位线清楚，无漏油现象。

6各仪表完好，指示正确，保护、程控装置齐全完整，调门挡板及其传动机构试验合格。

16、请分条简述辅机停运规则：

1发生人身事故无法脱险时。

2发生强烈振动有损坏设备危险时。3轴承温度不正常升高超过规定时。

4电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时。5辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。6辅机发生火灾或被水淹时。

17、定期排污应注意哪些方面?.1 锅炉排污时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。2定期排污一般在低负荷时进行，两炉不得同时进行排污。

3排污前，应与监盘人员做好联系配合工作，严格控制与监视汽包水位及给水压力，并进行相应的调整。4为了防止水冲击，排污应缓慢进行，如发生管道严重振动，应停止排污。

5排污时，先全开一次阀，缓慢开启二次阀。各排污阀全开时间不得超过30秒，不准同时开启两个或更多的排污阀。结束时，先关闭二次阀，再关闭一次阀。排污结束后，进行全面检查，确认各阀门关闭严密始可离开现场。锅炉燃料工况不稳及有其它异常情况时，禁止排污，在排污过程中，如锅炉发生异常，应立即停止排污（水位高时另外）。

18、紧急停炉的步骤有哪些? 1达到紧急停炉条件时MFT动作，按MFT动作处理。

2如果MFT未动作，同时按下两个“MFT”按钮手动停炉，确认停止向炉内提供一切燃料，可开过热器向空排汽。

3将各自动改为手动操作，控制好汽包水位、床温、汽温、汽压，根据汽温关小或关闭减温水手动门。4给水门关闭后，锅炉停止上水时应开启省煤器再循环（省煤器爆破时除外）。5若尾部烟道再燃烧应立即停止风机，密闭烟风挡板，严禁通风。

6迅速采取措施消除故障，作好恢复准备工作，汇报上级，记录故障情况。

7短时无法恢复时，上水至汽包高水位（炉管爆破不能维持水位时除外），关给水门、联系汽机停给水泵，关连排、加药、取样二次门。

19、MFT动作现象如何? 1MFT动作，发出报警；

2所有给煤机跳闸，石灰石系统切除，床下点火系统切除，燃油快关阀关闭； 3床温、床压下降；

4汽温、汽压下降，蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升； 5所有风量控制改造为手动方式，并保持最后位置；

6除非风机本身切除，否则所有风机控制都将改为手动方式，并保持最后位置，若因汽包水位低跳闸，一次风机入口导叶将关至0，在风机本身切除情况下，风机将遵循其逻辑控制程序；

7燃烧控制输出信号限制引风机自动控制，保证炉膛压力不超过极限值； 20、MFT动作的条件和原因有哪些? 1同时按两只锅炉主燃料切除按钮；

2床温高于1050℃（信号来自燃烧控制系统）； 3炉膛出口压力为高高值+2500Pa（2/3）； 4炉膛出口压力为低低值-2500Pa（2/3）；

5炉汽包水位为高高值（高出正常水位200mm）（2/3）； 6炉汽包水位为低低值（低出正常水位-200mm）（2/3）； 7引风机跳闸；

8一、二次风机跳闸；

9总风量过低，小于25%额定风量（延时）（信号来自燃烧控制系统）； 10风煤比小于最小值（信号来自燃烧控制系统）； 11床温低于700℃，且床下点火器未投运； 12失去逻辑控制电源；

13燃烧控制系统失去电源（信号来自燃烧控制系统）； 14所有高压流化风机跳闸； 15汽轮机切除。

21、MFT动作应如何处理? 一.如不是因为引风机、一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接按以下原则处理： 1调节风机档板，保持正常的炉膛负压； 2调节给水流量，保持汽包水位正常； 3迅速查明MFT动作原因；

4如MFT动作原因在短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅炉处于热备用状态； 5如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行； 6如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。

二.如因引风机、一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞。

22、请分条简述水冷壁爆管现象、原因和处理方法?.1 现象：

1轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加；

2严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，炉膛负压变正，汽包水位急剧下降，给水流量不正常大于蒸汽流量；

3炉膛负压控制投自动时引风机调节挡板不正常的开大,引风机电流增加； 4旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度降低； 5排烟温度降低，排渣困难；

6床压增大，床层压差增大，床料板结。床温分布不均。2 原因：

1炉水、给水品质长期超标，使管内结垢，致使局部热阻力增大过热； 2水循环不佳，造成局部过热； 3管材不合格，焊接质量差； 4管外壁磨损严重； 5锅炉严重缺水。3 处理措施：

1水冷壁损坏不严重时：加大给水量，维持汽包水位，可根据情况，降低负荷运行并申请停炉；燃烧不稳时应及时投油助燃。

2水冷壁损坏严重，无法维持正常水位时：紧急停炉，停止向锅炉上水；停炉后，静电除尘器应立即停电；维持引风机运行，排除炉内蒸汽，若床温下降率超过允许值，停引风机；停炉后，尽快清除炉内床料，将电除尘、空预器下部灰斗存灰除尽；其余操作，按正常停炉进行。

23、

第三篇：循环流化床锅炉运行7.28

9.5 床温过高或过低

9.5.1 现象：

9.5.1.1各床温测点显示高或低； 9.5.1.2床温高或低报警； 9.5.1.3主汽压力升高或降低； 9.5.1.4炉膛出口温度偏高或偏低；

9.5.1.5床温高严重时，将引起床料结渣，甚至引起大面积结焦；

9.5.1.6床温过低，燃烧不稳。9.5.2 原因：

9.5.2.1给煤粒度过大或过细，煤质变化过大； 9.5.2.2床温热电偶测量故障； 9.5.2.3给煤机工作不正常； 9.5.2.4一、二次风配比失调； 9.5.2.5排渣系统故障； 9.5.2.6回料系统堵塞；

9.5.2.7石灰石系统不能正常运行。9.5.3 处理措施：

9.5.3.1检查床温热电偶；

9.5.3.2床温高时，减少给煤量，降低锅炉出力，使床温维持在900±40℃；

9.5.3.3床温低时，增加给煤量，提高床温； 9.5.3.4检查给煤机运行及控制是否正常； 9.5.3.5合理配风、调整一、二次风比例；

9.5.3.6床温过低，致使燃烧不稳时，应投入油枪助燃； 9.5.3.7检查煤破碎系统，故障时，及时处理；

9.5.3.8若是回料系统堵塞引起床温升高，应采取措施疏通回料器，无法疏通时申请停炉。9.6 床压高或低

9.6.1 现象：

9.6.1.1发出床压高或者低报警； 9.6.1.2床压指示降低或升高； 9.6.1.3冷渣器排渣量过大或过小；

9.6.1.4水冷风室压力指示过高或者过低。9.6.2 原因：

9.6.2.1床压测量故障；

9.6.2.2冷渣器故障，排渣量过小或者过大； 9.6.2.3石灰石给料量和燃料量不正常； 9.6.2.4一次风量不正常；

9.6.2.5回料系统堵塞；

9.6.2.6物料破碎系统故障；

9.6.2.7锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。9.6.3 处理措施：

9.6.3.1床压过高，应加大排渣量，减少给料量；床压过低，减少排渣量，必要时，加大石灰石供给量或向炉内添加床料； 9.6.3.2检查床压测点，若有故障，及时消除；

9.6.3.3破碎系统故障时，及时处理，使物料粒径在合格范围内；

9.6.3.4回料系统故障应采取措施及时处理。

9.17 厂用电中断

9.17.1现象。

9.17.1.1工作照明中断，事故照明启用。9.17.1.2MFT动作，事故报警。

9.17.1.3所有转动机械停止工作，锅炉操作设备都不能工作。

9.17.1.4DCS依赖应急电源工作或无法运行。

9.17.1.5锅炉蒸汽流量，汽压，汽温均迅速下降。9.17.1.6在外部电源未恢复前，所有操作无法进行。9.17.2处理。

9.17.2.1如果发生MFT动作，按MFT动作处理。

9.17.2.2启动另一侧母线上的给水泵向锅炉进水，汇报值长，要求尽快恢复供电。

9.17.2.3一旦电源恢复，应立即启动有关辅机，向锅炉给水。

9.17.2.4复位所有跳闸设备，在启动任何设备之前，要对锅炉及其相关部件进行检查。运行人员将所有的锅炉控制系统复位到初始启动状态。

9.17.2.5在启动引风机前，要了解所有床温指示值。注意是否有些温度指示比平均值高，有些温度计可能埋在热床料中。

9.17.2.6重新启动风机时，要密切注意床温，旋风分离器烟气温度和烟道的温度变化。

9.17.2.7当达到正常空气流量时，床温和烟道中所有温度都应出现下降。满足连锁要求，则对锅炉进行正常吹扫并开始锅炉的热启动程序。

9.17.2.8当启动给煤机时，必须皮带上已有燃料，应缓慢给煤。9.18 给煤机故障

9.18.1现象。

9.18.1.1给煤机给煤量不正常或电流到“0”。9.18.1.2氧量上升。

9.18.1.3床温，密相区，稀相区温度下降。

9.18.1.4如两侧给煤机同时跳闸，导致锅炉熄火。9.18.2原因。

9.18.2.1电源中断。9.18.2.2驱动装置故障。

9.18.2.3链条和胶带松紧不合适。

9.18.2.4异物进入给煤机，造成设备损坏或堵塞。9.18.2.5请扫装置出现故障。

9.18.2.6胶带接口不牢松脱或胶带断裂。9.18.3处理。

9.18.3.1如电源问题，迅速联系恢复电源。

9.18.3.2如一台给煤机损坏，可加大另一台给煤机的负荷运行，紧急抢修故障给煤机。

9.18.3.3严禁任何异物进入给煤机，发现后立即清除（必要时停运给煤机，关闭密封风门，打开舱盖）。9.18.3.4经常检查给煤机，发现异常立即处理。9.18.3.5胶带接口要牢固，胶带质量要好。

9.18.3.6如两台给煤机同时故障，且短期内无法恢复时，则要压火处理。

第四篇：小龙潭电厂循环流化床锅炉运行评述

小龙潭电厂循环流化床锅炉运行评述

来源：电力环境保护 更新时间：09-11-9 10:24 作者: 唐晓川,涂霞

摘要:阐述了国电小龙潭发电厂1 025 t/h循环流化床(CFB)锅炉燃用褐煤的优势,并结合系统调试、运行过程中发现的问题,提出解决措施。

关键词:循环流化床,运行,措施

国电小龙潭发电厂三期2 ×300MW 机组扩建工程的8号机组于2006212221正式投入试生产, 7 号机组于2007205229投产发电。

小龙潭电厂三期扩建工程7、8号锅炉是上海锅炉厂生产的循环流化床锅炉(CFB),其炉膛温度达到850～900 ℃。2 台炉均采用炉内添加石灰石脱硫方式, 设计钙硫摩尔比为2.0, 脱硫效率达到 94% ,石灰石耗量为22 t/h,电除尘器出口烟气SO2、NOx 排放指标达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 132232003第Ⅲ时段县级规划区外允许排放限值,即标准状态下污染物排放质量浓度: SO2 < 400mg/m3 , NOx < 450mg/m3 ,烟尘 < 50mg/m3。燃用褐煤的优势

小龙潭发电厂三期工程设计燃用云南省开远市小龙潭煤矿褐煤,其煤质特性见表1。

从表1可以看出,小龙潭褐煤属高挥发分、低发热量、中硫分、超高水分、常灰分褐煤,极易燃尽、着火、结焦;灰的变形温度、融化温度均比较低,磨损性较强。

由于燃用的小龙潭褐煤收到基水分在30%以上,内水分高达11%, 当破碎后的煤粒在炉内与 860 ℃左右的炽热物料接触时,煤粒被迅速加热,内水分及挥发分迅速膨胀析出,导致煤粒爆裂,因此, 入炉原煤粒度可放宽至12～15mm;另一方面,由于该煤种挥发分较高,使得煤的着火温度降低,在流化状态下500 ℃左右就能着火;再者是燃煤的灰分含量较低,灰渣量较小,故锅炉可靠性大为提高;另外, 该煤种灰分中的SiO2 含量较低,对锅炉受热面磨损较轻。

与常规煤粉炉相比, CFB锅炉对煤种适应性广、燃烧效率高。在烧优质煤时, CFB 锅炉的燃烧效率与煤粉炉持平;烧劣质煤时,燃烧效率比煤粉炉约高 5%;燃烧强度约为煤粉锅炉的10倍;负荷调节性能好,调节范围大,调节速度快;燃料制备简单,无需配套制粉系统,只设碎煤系统即可;采用炉内喷钙,不需另设脱硫装置,占地面积小;无废水排放;高效脱硫,脱硫效率可以达到90%以上;低温燃烧,不易结焦,且由于炉膛温度为850～900 ℃,燃烧时能有效抑制NOx 生成。

因此,小龙潭发电厂三期工程CFB锅炉燃用小龙潭褐煤具有很大的优势。2 CFB锅炉调试、运行过程中存在的问题及解决措施 2.1 存在问题

小龙潭发电厂三期工程CFB 锅炉在调试运行过程中出现了一些问题。2.1.1 锅炉翻床

锅炉翻床的主要影响因素有:(1)一次风调节档板特性。由于电动调节档板响应较慢,调节迟缓,在进行风量调节时,特别是在发生翻床、工况大幅度变化时,风量增减周期较长, 床层易“塌死”。

(2)一次风量的测量准确性。如果一次风量测量不准确,将影响对床料流化状态的分析、判断和床压自动调节投入率,给运行人员的操作调整带来困难,容易因调节失误而造成翻床。

(3)一次风差压控制。床压的自动控制是CFB 锅炉特有的自控项目,其基本控制要素有:空预器出口一次风压、空室压力、床层差压。在风量自动控制中,一次风机入口调节档板用以控制一次风压,并保持空预器出口一次风压与空室压力在一个恒定的差值范围内,两侧热一次风调节档板以床层压差为前置信号,控制一次风速。如果差压值选择过低,既影响一次风档板的调节特性,又使得床压调节迟缓,当流化工况突然变化时,无法及时进行调节,特别是当一次风档板为电动调节时,情况更为突出。若差压值选择过高,虽然一次风调节档板具有良好的特性, 但节流损失较大,档板开度变化率与流化风速变化的线性呈阶跃式,对流化工况的扰动较强,并且使风机电耗增加,不利于经济运行。

(4)床压。床压高,表明炉内物料循环量大,在两侧床压差同等的情况,物料在循环过程中发生偏床的几率相应增加。同时,由于床料增加,一次风速也增加,炉内气固两相流扰动增加,两床失稳情况加剧。因此,应根据机组负荷———床压曲线,将床压控制在一个合理的范围内。

(5)稀相区的灰浓度。在锅炉运行中,应合理控制稀相区的灰浓度。若灰浓度过高,当锅炉风量发生变化时,锅炉内循环容易发生突变,造成两侧床压失衡翻床,甚至导致塌床;如果稀相区的灰浓度过低,则影响炉内吸热,导致床层温度和分离器出口温度过高,影响机组带负荷能力。

(6)一次风调节档板安装位置。在设计和安装一次风调节档板时,由于本工程的一次风档板执行器与一次风管间的距离较近,且在进行管道保温施工时,又将执行器下部包在保温材料内,运行中多次出现执行器超温保护动作,使一次风量调节失灵,引起锅炉两床失稳。

2.1.2 外置床漏灰

外置床漏灰点主要出现在外置床回灰至炉膛部位,另外,由于外置床金属外壳在焊接时没有满焊, 虽然其内部用保温浇筑料进行了全密封,但因保温浇筑料经过烘炉或运行后有一定的膨胀间隙,加之床料的穿透性能强,焊接点处仍有床料漏出。2.1.3 给煤线故障

给煤线的安全稳定运行,对CFB 锅炉至关重要。我们在给煤线设计选型时已经充分考虑了单台给煤线的最大出力,保证其满足同侧给煤量对负荷的总需求,但在实际运行中因受到一些客观因素的影响,仍不能完全达到设计要求。如果多条给煤线在同一时段发生故障,除引起机组被迫减负荷、降低经济性外,更严重的是将影响机组炉内工况的稳定, 造成床温、床压大幅度波动而引发其他次生故障。

2.1.4 炉内受热面磨损

无论燃用何种煤种, CFB炉内受热面磨损是不可避免的,不同的燃煤特征和成分其磨损速率不同, 锅炉运行周期长短也不一。

2.1.5 石灰石系统故障

石灰石系统的故障主要表现在输送管道磨损泄漏和管道堵塞两个方面。其主要原因有输送管道的材料、设计和安装、程序控制设定、运行方式和参数控制等不合适。

2.2 解决措施

针对小龙潭发电厂三期工程CFB锅炉调试、运行中存在的问题,我们在以下几方面进行了控制。

2.2.1 控制翻床

(1)运行中合理控制给煤量、返料量、排渣量, 保证两侧床压一致。

(2)在调整给煤量时,使燃煤在整个床面分布均匀。若一侧给煤量减少时,应立即减少另一侧给煤量;控制炉膛两侧床温、床压平衡,床压偏差应控制在小于2.5 kPa。

(3)维持炉膛两侧外置床返料量基本一致,避免因为返料量偏差而产生床温、床压偏差。(4)调整炉膛两侧风量及给煤量,使两侧床温及一次风量均衡。2.2.2 控制外置床漏灰

外置床漏灰的控制应重点放在设计和施工过程中。在外置床设计时应保证其支承钢架的强度和膨胀性,减小机械应力和热膨胀余量不足造成的拉裂;外壳施工时应进行内外焊接;保温浇注应严格按工艺要求进行;外床运行应选择合适参数,尽量减少热冲击。

2.2.3 合理设计给煤线

给煤线设计时首先应对原煤斗进行合理选型, 尽量采用防堵性能较好的内衬材料和煤斗型式;在有条件时采用干煤棚等,减少入炉煤外在水分;给煤机出力的余量应充分。

2.2.4 降低锅炉磨损速率 CFB锅炉的磨损是客观存在的,应根据燃用煤种和机组运行周期,充分论证投资和收益,将磨损控制前移到燃煤输送阶段,特别是对燃用煤矸石的电厂,应有燃煤破碎和筛选专用设备,降低锅炉受热面的磨损。同时,采用先进的防磨技术,如让管、防磨梁、喷涂等。其次,应根据燃烧工况,严格控制一次风量、床存量和床料,尽量降低磨损速率。再者,应加强机组可靠性管理,分析统计运行周期,并根据燃用煤种选择停机检查时间,避免因磨损爆管给设备带来损伤。

2.2.5 其他

应严格控制石灰石粒度和合理的气粉浓度,减少泄漏;对影响系统投入率的因素进行分析,改进控制程序,及时消除存在的设备缺陷;加强人员培训, 全面掌握系统运行状态,保证SO2 等污染物排放达到环保排放标准。

第五篇：循环流化床锅炉运行经验介绍

循环流化床锅炉运行经验介绍

循环流化床锅炉简介

SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉为超高压中间再热，单锅筒自然循环、循环流化床锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收美国ALSTOM公司循环流化床锅炉技术的基础上，运用了ALSTOM公司验证过的先进技术和几十台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验，进行本锅炉的全套设计。

SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉主要由锅筒、悬吊式全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。

炉膛上部布置4片水冷屏和16片屏式过热器，其中水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间，布置有两台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛。

锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石给料口，均匀地布置在炉前。炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2）大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣器。

本锅炉锅筒中心标高为47000mm,G排柱至K排柱的深度为37200mm,主跨宽度为21000mm,左右侧副跨宽度均为5000mm。3 循环流化床锅炉常见故障分析及对策 3.1炉内受热面磨损

循环流化床锅炉（简称CFB锅炉）除了高效节能、低污染地清洁燃烧优点以外还有一个最大的特点就是燃料适用的广泛性。正因为如此，大多的循环流化床锅炉都燃用了高水份、含灰量极大的劣质煤，燃烧时，烟气中含有大量的飞灰颗粒，这些灰粒以极高的速度冲刷炉壁及其设备，使其表面受到剧烈的磨损，发生局部的严重破坏，甚至导致事故停炉。

炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡位置、温度测点周围、炉内悬吊受热面、顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近，由于上述位置均处于物料的次密相区和涡流区，飞灰浓度和速度相对较大，设计上没有在该处考虑受热面的防磨，因此就出现了防磨的盲点。据不完全统计，全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事故中有26.41%是出现在上述部位。3.1.1 各部位磨损机理分析 3.1.1.1 流化床区域

在燃烧室中，从床的底部至固体颗粒膨胀起来的床层界面称为流化床。要使流化床上的固体颗粒保持悬浮沸腾状态，使煤粉颗粒得以充分有效地燃烧，从炉底布风装置出来的空气流必须具有足够的速度、强度和刚度，以在支撑固体颗粒料层的同时，产生强烈的扰动，研究发现，当床料密度ρs(1-ε)=8-10kg/m3时（ρs??颗粒密度，ε??空隙率），床内细颗粒就会聚成大粒子团，团聚后的粒子团由于重量增加体积加大，以较大的相对速度沉降，并具有边壁效应，使流化床中气?固流动形成近壁处很浓的粒子团以斜下切向运动，下降到炉壁回旋上升，颗粒彼此之间以及与炉壁之间进行频繁的撞击和摩擦，使炉壁出现了严重的磨损。锅炉运行一年后大修检查，发现水冷壁密相区耐磨料过度部位的水冷壁普遍出现不同程度的磨损，经测厚最薄为4.7mm，磨损量达1.8mm。3.1.1.2炉膛内悬吊受热面

布置在炉膛内的过热器等受热面，所处的位置是烟气流必经通道，高浓度、高速度的飞灰颗粒，大大地增加了在单位时间内颗粒对受热面的撞击率，我们知道，管壁表面的磨损量是与撞击率以及流速成正比：

T∝(ηkω3/2g)τ

式中：T ??管壁表面的磨损量,单位为g/m3 τ??时间，单位为s g??重力加速度，g=9.18m/s2 ω??飞灰速度，可认为等于烟气流速，单位为m/s κ??烟气中飞灰浓度，单位为g/m3 η??飞灰撞击率

因此，布置在炉膛内的悬吊受热面，特别是第一、二排的管束，磨损较严重。

锅炉运行一年后大修检查，发现两侧水冷屏的第一排管束与侧墙相对的一面磨损较为严重，经测厚最薄壁厚为5.2mm。3.1.1.3 炉膛出口（分离器进口）

炉膛出口处烟气流流通截面骤降，并使粒径d50为40～70μm的固体颗粒加速到最大速度，以满足分离器所需分离临界速度，不同结构的分离器有着各自不同的临界速度，据我们了解，一般这一临界速度达25m/s左右，这样高速度的固体颗粒在炉膛出口转弯处（俗称靶区）将产生较大的离心力，强烈地冲刷炉膛出口管，同时，高密度的灰粒在与管表面碰撞时，使金属显微颗粒克服分子之间的结合力，使本已处在高温处的局部管表面温度升高引起该处金属变软，使金属颗粒更易与母体分离产生磨损。

锅炉运行一年后大修检查，发现分离器入口两侧水冷壁磨损较为严重，特别是与耐磨料结合处的一根水冷壁管冲刷出现许多凹坑，深度达2~3mm。3.1.2 设备改造情况

针对炉内受热面磨损严重的问题我们采取了如下措施：

（1）将水冷壁两侧的床温测点（约标高26米）拆除，将测点两侧的让管进行取直。（2）我们在过热屏的迎火面加装了部分耐磨鳍片，鳍片的两端与管子的角度磨成150斜角。（3）考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性，我们利用大修机会对炉内部分受热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上1.5米、焊缝两端各0.2米，顶棚往下1.5米和分离器入口两侧相对应的部位。3.1.3 运行采取的措施

（1）循环流化床锅炉受热面磨损速率与颗粒速度的三次方和颗粒粒径的平方呈正比，为了减少磨损必须严格控制入炉煤的粒度和热值，细碎机出料粒度总体标准如图（3-2）所示：

对煤粉粒度的具体要求如表（3-1）：

图3-2

表3-1煤粉粒度控制表

筛孔尺寸

(mm)10mm 8mm 6mm 3mm 1mm

100％ 98～100％ 95～100％ 78～90％ 38～60％

通过量占总量比例（%）

超过上表所示的范围，视为不合格。

（2）对入炉煤的热值进行严格的取样化验，确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种即大于19500KJ/Kg,发热量小于该值的煤种一律进行掺烧，防止煤量过大。

（3）由于我们公司现在的煤种的热值很难达到校核煤种的热值，为了减少飞灰磨损带来的危害，保证烟速在规定的范围内，决定对入炉煤进行定量燃烧，严格将燃料耗量控制在69t/h以下。

（4）炉内受热面的磨损与运行人员的调整有很大的关系，一、二次风的配比和物料浓度对受热面的磨损有直接的影响，在保证炉内床料流化良好的前提下，减小总风量，145MW合理风量在450t/h左右。

（5）在保证料层差压合理分布的前提下，降低炉膛差压，145MW合理床压在13.4~14.5KPa左右。

（6）根据燃烧工况，合理控制风量配比，减小“多余”风量的送入。（7）煤、风调整应缓慢均匀，精心监视，降低炉内的扰动。（8）高负荷，在保证蒸汽参数前提下，控制外循环物料量。（9）根据排渣粒度每360运行小时置换换床料一次。

（10）开展各种活动，不断优化燃烧调整，丰富经验，提高机组安全、经济性。3.2 炉内耐磨料损坏

非金属耐磨材料，由于热震稳定性好，施工维修简单，是循环流化床锅炉中应用最多的耐磨材料，从整台锅炉的经济比较来说也占了相当大的比例。非金属耐磨材料有定形制品与不定形制品，定形制品以预制品和砖为主，而砖在循环流化床锅炉中大面积的耐磨墙体应用较多，如分离筒、回料器，尾部烟道等，目前常用有硅线石砖、锆铬刚玉砖、碳化硅砖等。不定形制品有喷涂料、耐磨耐火可塑料、耐磨耐火捣打料、耐磨耐火浇注料等。

耐磨耐火可塑料，是由耐火骨料、结合剂和液体组成的混合料。交货状态为具有可塑性的软坯状或不规则形状的料团，可以直接使用，主要结合剂可以为陶瓷、化学结合剂。以捣打（手工或机械），震动、压制或挤压方法施工，在高于常温的加热作用下硬化，耐磨耐火捣打料的组成基本与耐磨耐火可塑料相同，所不同是耐磨耐火捣打料，一般来说均在现场调配，用多少配多少，最适用于用量不大的修补，而耐磨耐火可塑料，不宜久存，特别是开封后极易硬化，故较适用于用量较大的批量施工。如悬吊在炉膛内的受热管束，使用现存的可塑性软坯在管节距之间捣打挤压，即密实又施工方便。

耐磨耐火浇注料是由耐火骨料和结合剂组成的混合料。交货状态为干状，加水或其他液体调配使用。主要结合剂为水硬性结合剂，也可以采用陶瓷和化学结合剂，以浇注、震动的方法施工，无需加热即可凝固硬化。

保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置，其损坏主要有脱落和磨损两种情况，造成上述损坏的原因是多方面的。3.2.1 耐磨料损坏的原因

耐磨料的损坏主要有以下原因造成：

（1）有些耐磨料其本身的成分配比不符和要求，使耐磨料的稳定性达不到设计要求，表面硬度减弱以及粘结力降低，耐磨料极易磨损和脱落。

耐磨材料的的物理化学性能非常重要。一般来说，耐磨材料的耐压强度、抗折强度、耐磨性、热震稳定性和重烧线变化是主要的考虑指标，同时，高温耐压强度指标也要考虑。有许多种耐磨材料结合剂须1200℃以上温度烧结后才有一定强度，在1200℃以下使用，因耐火材料达不到烧结温度而导致强度很低，因此，在流化床锅炉上选用效果不理想。

（2）施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏，在施工中没有严格按照料水（或磷酸结合剂）浓度进行合理配比，耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工时欲留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等，在运行中极易造成耐磨料大片脱落。（3）设计结构不合理也会造成耐磨料脱落，例如：抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低都会造成耐磨料大面积脱落。从目前情况来看，我公司两台循环流化床锅炉的分离器总体设计不是很合理；该墙原设计厚度304mm，内层为150mm厚高强度耐磨耐火砖，外层为154mm厚的耐火保温浇注料，用拉砖钩将耐火砖拉住。该结构的墙保温效果差，经常造成墙体塌落，现在设计中常设计成棋盘式结构，效果较好。

（4）运行操作不当也会造成耐磨料脱落，耐磨材料随温度的升降，产生膨胀或收缩，如果此膨胀或收缩受到约束，材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料，与金属制品相比，由于它的热导率和弹性较小、抗拉强度低、抵抗热应力破坏能力差、抗热震性较低，在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大，就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。3.2.2 针对耐磨料损坏所采取的措施

（1）对耐磨料进行了招标，选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工，在施工中严格施工工艺，加强质量监督，对耐磨料的成分进行不定期抽样检查，对不合格的产品一律拒绝使用。

（2）旋风分离器切向位置的耐磨料，飞灰碰撞积率最大、烟速和烟温最高，磨损最严重、三维热膨胀最大。我们对该处的耐磨料进行了施工改造，将原有的耐火砖拆掉（部分脱落）增加了

Y型抓钉，并在抓钉上面焊接了φ6mm的不锈钢网，外层用60mm的高温硅酸铝棉毡，中间用微孔保温砖，内层附以150mm厚的耐磨捣实料，经过8个多月的实际运行，保温效果和强度都非常好。

（3）回料器的水平段耐磨料经常脱落，致使该处的铁板烧红，我们利用大修机会对该处进行了改造：在耐磨料最内层加装了成型的碳化硅预制板，该板耐高温，抗磨损冲刷，使用效果比较好。

（4）对屏式过热器和水冷屏在下部增加了销钉数量。

（5）为了避免出现耐磨料脱落的现象发生，每次停炉和启动，都应严格按照温升曲线进行操作。

3.3 过热器超温

#

3、4炉自投产以来，屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高，在135MW冷段出口温度最高达475℃,比设计值高出50.8℃在一级减温器减温水量26.1t/h时，热段出口温度最高达534℃，比设计值高出40.6℃，其中＃

3、4炉屏式过热器高温段部分管子由于过热出现了球墨化现象。3.3.1 原因分析

（1)在锅炉设计时，由于设计人员比较保守，造成炉内过热器受热面较多。（2)在锅炉设计时，没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。（3)燃用煤种偏离设计煤种较大。（4)运行中风量配比偏差较大。3.3.2 设备改造

（1)#3炉分别将热屏和冷屏去掉了一屏，并在下部增加了部分耐磨料。

（2)#4炉在冷屏和热屏底部增加了部分耐磨料，以减少冷屏和热屏的整体吸热量。（3)为了减少屏过管子的热偏差，分别在每屏出口前后两侧的管子增加了部分耐磨料。（4)为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热，分别将#

3、4炉分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管加装了隔热护板。3.3.3 运行采取的措施

（1）

点火过程中，运行油枪应雾化着火良好，燃烧器风量适当；冲转并列时，调整回油门开度、调节ⅠⅡ级旁路，必要时，开启向空排气门，维持主汽压力稳定，保证屏过壁温不超温，必要时减少油枪投入数量。

（2）

并列后初期升负荷，保持高压调门全开，使汽压、汽温、负荷按规程规定上升，宁慢勿快，监视屏过壁温变化。

（3）

初期投煤执行“脉动”给煤的规定，根据床温变化率、氧量变化，确已着火方可连续少量给煤，否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加，使汽压稳定升高，注意一二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧，床温失去控制。

（4）

根据汽温变化情况，及时投入、调整减温水，特别注意一级减温水的调整，保证屏过热段出口汽温、壁温不超温。

（5）

给煤稳定后，根据床温变化率，床温升至600℃以上，及时逐一切除油枪运行，注意停止大油枪对床温的影响。

（6）

升负荷过程中，注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。（7）

低负荷时，一次风比例大，随床温升高，一次风比例降低，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小各层床温与分离器进出口烟温差，减小两侧烟温差。

（8）

防止过热器、再热器壁温超温，应烟气侧与蒸汽侧调整相结合；升负荷过程中，应以烟气侧为主，调整减温水为辅。

（9）

高负荷时，严格按规程规定调节床温，均匀给煤，根据煤质，适当提高床压，通过控制床温控制屏过壁温超温；合理调节一二次风比例及二次风门开度，保持氧量，通过控制分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。

（10）高负荷时，注意协调一、二级减温水比例，保证屏过出口、再热器出口、过热器出口汽温、壁温在规定范围内。

（11）高负荷时，加强再热器、过热器吹灰，不允许为汽温而造成壁温超温，当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27℃，主（再热）汽温A、B两侧之差<14℃的规定。

（12）当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，加强责任心，及时调整，不等不靠；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷并汇报值长。（13）稳定运行工况下，主、再热汽温保持正常，不允许超过540℃的现象出现。减温水调整应缓慢均匀，避免汽温不允许大幅度变化。

（14）当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，并注意对汽温、壁温的监视。

（15）当发生高加解列等异常情况时，可适当减负荷，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。

3.4 冷渣器排渣困难

本台锅炉共设置两台流化床冷渣器，分布于炉膛下部两侧，布置在零米层，采用以水冷为主、风冷为辅的双冷却形式，锅炉总灰量为14188.4kg/h，一台冷渣器的设计底灰排出量为锅炉总灰量的50%，一台冷渣器即能满足锅炉正常运行的需要。冷渣器的进渣温度为880°C，经过冷渣器的两个冷却室的冷却，落渣口的出渣温度为150℃，而冷却室蛇形管中的水温从35℃加热到70℃左右再引出到汽轮机的回热系统。冷却水的进口温度为35℃，压力为1.2MPa，流量为80000kg/h。设计从冷渣器侧面的正常排渣口排渣。

运河发电厂自投产以来，频繁发生冷渣器堵渣现象，炉膛床料无法排出，造成床压升高，被迫减负荷进行处理；后期出现冷渣器结礁现象，造成停炉。3.4.2 原因分析

造成冷渣器频繁堵渣的原因主要有以下三点： 3.4.2.1 高温结礁（1）

床温过高造成结礁

（2）

细碎机未及时调整，粗细煤粒的分布不合理，造成密相区燃烧份额加大，床温提高结礁。

（3）

点火过程中投入冷渣器运行，给煤落入冷渣器内，使冷渣器内发生煤粒再燃，造成高温结礁。3.4.2.2 低温结礁

（1）

停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽，产生低温结焦，焦块进入冷渣器内。（2）

配风不合理和锅炉长期低负荷运行，炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。（3）

炉膛内流化不良，存在部分死区，易使低温焦块生长。

（4）

低温焦块进入冷渣器中，在冷渣器停运及吹扫过程中，以其为内核滚雪球似的长大，形成低温焦。

3.4.2.3 其它原因结焦

（1）锅炉本身缺陷造成的冷渣器堵塞：如炉膛内有渣块、落渣管处的风帽堵塞、落渣管中耐火材料脱落等易造成结焦堵塞。

（2）冷渣器设计缺陷：冷渣器中间隔墙过高，较大的渣料由于流化困难，很难被从Ⅰ室吹到Ⅱ室。

（3）渣器堵塞后，不能与炉膛隔离，运行中没有清渣手段。（4）运行调整过程中，冷渣器运行关键参数的监视不到位。3.4.3 设备改造情况

（1）将冷渣器内的中间隔墙降低，保留5块耐火企口砖，高度约400mm。目的是便于主室内的渣进入副室，从而自正常排渣口排出。

（2）降低正常排渣口的高度。即：将标高从4.733米下降至3.84米。做法：a、将4.733米高处的正常排渣口用厚度8mm的不锈钢板（1Cr18Ni9Ti）满焊封住。B、标高3.84米处在冷渣器侧墙用风镐开孔ф273mm，孔的直径可适当稍大，然后用ф273x10的钢管与原正常排渣管道相连。管道规格：ф273x10，材质：Q235-A。管道与冷渣器外箱体之间圆周焊接，焊缝高度8mm。

（4）

在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用：一是当炉膛排渣口堵塞时可以将该门关闭，利用冷渣风机的风将排渣口鼓开；二是当冷渣器内结礁或冷却水管道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。

（5）

在冷渣器底部加装了压力测点，根据压力合理控制排渣时间。3.4.4 运行采取的措施：

（1）严格控制床温，将床温控制在850℃~900℃，严禁床温超过950℃。

（2）每天对入炉煤进行检验，严格控制入炉煤粒度的均匀性，并保证粒度不大于10mm，发现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。

（3）冷渣器投运时，选择床温达到600℃时，应平缓投入，保证床料得到良好的流化和床料中的煤粒燃尽，使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。

（4）在停炉熄火后，应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却，并严密监视床温不得超过400℃，如果发现有生温倾向应加大通风量。（5）合理控制一、二次风配比，保证床料得到充分燃尽和流化。

（6）合理控制A、D给煤机的进煤量，使A、D给煤机的给煤量尽量小一些，一方面可以减少排渣的含碳量，另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。

（7）实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置，以减少排渣的可燃物含量和使床料得到充分的冷却。3.5 给煤机堵煤

本台锅炉共设四台给煤机两个原煤仓，一个原煤仓分别对应两台给煤机，自标高30米至22米为一体，自22米向下至18.5米分成两个金属煤斗分别与两台给煤机连接。每台给煤机所连接的煤斗设有4台空气炮。原煤仓设计形状为方锥型，12mm厚的Q235钢板，内衬3mm不锈钢板；煤斗下部收口为方型，安装电动插板门，由“天方地圆”收成圆筒，接入给煤机。自投产以来，频繁发生给煤机堵煤、断煤现象，仓壁挂煤严重，虽经空气炮疏松但无明显效果，只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿，堵煤现象更为严重。3.5.1 原因分析

经过认真观察分析，认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成：（1）

入炉煤含水量较大，增加了煤的粘度。实践证明：当煤的含水量在8%~15%范围内粘性最大，煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。

（2）

煤仓和入口电动门结构不合理：煤仓设计为方锥型，入口电动门为方型结构，两台给煤机共用一个原煤仓。中间分叉后变两个煤斗接入给煤机，由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤压，越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大，所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门后为“天方地圆”结构，由于设计时预留高度太短，所以收缩太快，造成坡度减小容易堵煤。

3.5.2 设备改造情况

（1）

对原煤仓进行了改造，从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构，分三节形成双曲线型结构，内贴高分子PST板，去掉空气炮，每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产的疏松机。

（2）

将给煤机入口电动插板门更换为双向液压门，该门为圆形桶体结构，采用液压双向插板设计，相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构，从而减少了煤和门壁的摩擦，避免了门后堵煤现象的发生。3.5.3 运行采取的措施

（1）加强入炉煤的掺配，严格入炉煤的化验制度，将入炉煤的水分控制在8%以内。（2）每周利用低负荷运行时，进行一次煤仓低煤位燃烧，以便于将积在煤仓四周的积煤“清理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。

（3）

加强上煤巡检制度，杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。

（4）

如果长时间停炉，必须进行空仓燃烧处理，防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。

（5）

遇到雨天和煤湿时，煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法，始终让煤位在较低状态下运行，避免湿煤在仓中结块。3.6 非金属膨胀节的损坏

就SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉总体而言，炉膛与旋风分离器进口烟道之间、分离器与旋风分离器出口烟道之间、出口烟道与尾部前墙入口之间、分离器与直管之间、回料器入炉斜管与回料弯管之间、冷渣器进渣管与冷渣器箱体之间及回料管与箱体之间皆有非金属柔性膨胀节，以解决从冷态到热态两者之间的三维的相对位移。自投产运行以来，炉膛与旋风分离器进口烟道之间的非金属膨胀节，经过几次停炉检查发现伸缩节导向板部分变形、烧坏，且磨损较为严重，以至于部分缝塞和高温棉被烟气吹跑，虽经多次处理但始终没有达到满意的效果。3.6.1 原因分析

（1）现场施工时，没有严格按照施工要求进行施工，伸缩缝内的缝塞质量较差致使缝塞经常被抽走。

（2）所用的导流板耐温性能较差，经常发生过热变形。

（3）

运行操作不当造成该处“负压”过大，致使缝塞被烟气带走。（4）

伸缩节前后耐磨料脱落，造成伸缩缝内缝塞失效。3.6.2 其它防范措施

（1）加强运行监督，确保分离器入口的压力保持在“微正压”运行。

（2）利用停炉机会对伸缩节进行检查，及时清理伸缩缝内的积灰，发现缝塞和导流板损坏时要及时进行更换处理，防止缺陷扩大。

（3）伸缩节前后由于运行膨胀不匀会出现纵向裂纹，每次停炉时要对裂纹中的灰及时进行清理，避免炉运行时膨胀受限而损坏伸缩节。3.6.3 设备改造情况

（1）伸缩节仍然采用上锅厂原设计的“Z”型结构，伸缩节前两侧墙比伸缩节后增加15mm厚度，并采用平滑过渡。

（2）伸缩缝内部缝塞必须固定好，并用φ5mm销钉插入缝塞中，向火侧采用φ2mm的不锈钢网制成的“U”型护网，最后焊上导流板。不锈钢网和导流板材质为1Cr25Ni20Si2耐高温材料。4 结

论

循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广，低温燃烧氮氧化物排放量低，可实现炉内脱硫等优点，适应了当今社会对能源与环境保护同时提出了更高要求的潮流，因此，近年来循环流化床锅炉得到了迅猛的发展，循环流化床锅炉的容量也日趋扩大，本文所述均为我公司两台440t/h循环流化床锅炉运行一年以来出现的问题讨论，随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一步积累，流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高，希望本文能够给其它同类流化床锅炉的工作者提供有益的帮助，同时，也希望各位同行就本文的不足之处给予指正和提出宝贵的建议