国产300MW循环流化床锅炉的优化调整

国产300MW循环流化床锅炉的优化调整

廖世春

广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂514762

【摘要】本文主要介绍国内首台300MW单炉膛CFB锅炉自投产以来出现的问题及相关的技改项目和优化调整措施。

【关键词】首台；单炉膛；300MW循环流化床锅炉；技改；优化；调整

1、锅炉简介

广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂2×300MW机组采用DG1025/17.45-II16型锅炉，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由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。炉膛内前墙布置有十二片屏式过热器管屏、六片屏式再热器管屏，后墙布置两片水冷蒸发屏。锅炉共布置有八个给煤口，全部布置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置有一次热风道，进风型式为平行于布风板从风室两侧进风，由于空预器一二次风出口均在两侧，一次热风道布置较为简单。一次风道内布置有四台点火燃烧器，炉膛密相区水冷壁前后墙上还分别各设置了四支床上点火油枪。四个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应四台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置有三台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器，回料器为一分为二结构，尾部采用双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有两组高温过热器、两组低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有两组螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，一二次风道分开布置，沿炉宽方向双进双出。

2、投产后出现问题及技改措施

荷树园电厂#3、#4机组分别以08年6月和9月投入商业运行，投产四年来运行稳定，各项指标均能满足设计要求。但在运行中也出现了一些问题，厂部针对这些问题进行分析探讨，并与东锅厂进行了充分沟通交流后进行了一系列的技术改造。

2.1床上油枪改造

床上油枪原设计为八只助燃油枪，前后墙各四只位于下二次风口内。但在锅炉点火期间，用二次风作为床上油枪燃烧用风时因二次风量小、压力低，易导致下二次风口超温变形，且床料进入床上油枪旋流室将喷油孔磨大，油枪不仅雾化效果差而且无法正常进退，对提升床温作用不理想。（见图2）

现将床上油枪由下二次风管改至热一次风管，并适当提高油枪的位置，且采用压缩空气作为油枪吹扫（见图3）。改造后不仅很好的改善了前期油枪无法正常使用的现象，且提高位置后的油枪对在启动时提升床有了明显效果。

2.2屏过超温

炉膛内前墙布置有十二片屏式过热器管屏，其中高、低温段各六屏。在锅炉启动、低负荷运行和升负荷过程中，即负荷在50MW-200MW之间时，在炉膛中部的第5、第8屏出现超温，超温管屏中特别是靠近炉膛中心最长的那根管壁温度最高。即使采用增加屏过入口减温水量和进行燃烧调整仍不奏效，且过量的增加屏过入口水的减温水量会导致二级减温全关的情况下高过出口汽温偏低，影响锅炉经济性。尤为严重的是，因屏过管屏长期超温运行，#3炉曾多次发生屏过爆管事故（见图4），给机组运行带来严重的安全隐患。

造成屏过第5、第8屏超温的原因主要为：一根据屏过结构蒸汽从入口分配集箱两侧进入然后分配至每一个入口集箱，根据静压分布特性，延炉膛宽度自两侧向中间，蒸汽流量逐渐降低。造成低负荷时第5、8屏蒸汽流通量少，冷却能力差，超温最为为严重，以此向外温度逐级降低。二是床上油枪改造前向下倾斜角度过小，配风不合理，造成燃油在密相区燃烧不完全，燃烧上移至稀相区，加剧了屏过超温现象。

针对此问题，结合东锅厂的改造方案，对超温严重的管子外壁增焊销钉敷设耐磨材料的方式，减少屏过管子的吸热，降低屏过出口管壁温度。并结合燃烧调整，使正常运行中杜绝了屏过超温的现象（见图5）。但在启动过程中，特别是长期燃油阶段，还会出现超温现象。

2.3排烟温度偏高

在夏季锅炉满负荷运行时排烟温度约在160℃-180℃（见图6），这部分排烟热损失的增加，影响了锅炉的整体效率。锅炉原设计省煤器和空预器各安装8台和16台蒸汽吹灰器，但从满负荷的蒸汽吹灰效果看，排烟温度仍较高，且排烟温度回升较快。

经过对省煤器和空预器加装脉冲吹灰器后，从满负荷工况下的脉冲吹灰效果来看，排烟温度降幅明显，相比蒸汽吹灰脉冲吹灰结束后排烟温度回升较慢。脉冲吹灰与单独采用蒸汽吹灰相比具有优越性，不仅可以避免蒸汽吹灰导致的烟气湿度增加，造成尾部受热面积灰、堵塞和腐蚀，而且可以有效清除受热面的粘合物和沉积物，增强换热效果。运行中根据排烟温度选择脉冲吹灰器的强度和次数，确保在满负荷时（环境温度＜30℃）排烟温度不超过155℃。这部分排烟热损失的降低使锅炉的整体效率进一步提高。

2.4床温偏差

从投产至今，炉内床温处于中间高两侧低的现象。满负荷时中间高的温度达980℃，两侧温度只有860-880℃，且中间回料器返料温度偏高，满负荷时接近1000℃，如此高温度严重影响了分离器中心筒及回料器安全。中间高两边低的床温分布与水冷风室的进风结构有直接关系，两侧进风使中间的静压较两边高，中间风帽流速较高，导致炉内中间的物料较两侧少，而颗粒大的物料移向两侧沉积，从而出现了中间床温比两侧高的现象（见图8）。

根据此原因，结合东锅厂改造方案，对中间588个风帽入口安装直径为38mm的圆柱体进行节流，改造后对风室风压和炉内的工况无明显影响，床温较前期而言，中间较高床温有所下降（见图9），但中间与两侧偏差仍旧存在。

2.5落煤口改造

落煤口的运行环境比较恶劣，长期处于上面磨损状态，#3炉就曾多次因落煤口衬板磨损脱落导致浇注料内的水冷壁管被磨穿被迫停炉。（见图10）

改造后的落煤口采用耐磨耐高温不锈钢一体式设计，与落煤管连接后套入炉内，有效避免了以前焊接落煤口衬板弯曲变形脱落的情况。（见图11）

2.6增加烟煤（床料）添加系统

原设计的床料添加系统输送能力不足，且输送距离长，弯头多，现已将其取消。且拟在启动阶段用烟煤作为引子煤，节省启动用油。故增加炉前烟煤煤仓系统，作为启动前添加床料和输送引子烟煤。

（见图12）

2.7风机加装变频器

一、二次风机的设计余量较大，满负荷运行时一、二次风机入口开度只有40%-50%左右（见图13），为实现节能降耗的目标和进一步提高机组运行的经济性，对一、二次风机及高压流化风机加装变频调节。使用变频调节后，在相同工况下，一次风机电流降幅达29%，二次风机电流降幅达33%-38%（见图14），厂用电率下降约0.5%。

2.8电除尘运行方式调整

电除尘器在运行过程中消耗大量电能，占电厂厂用电很大比例。降低静电除尘器的收尘耗电量，不但可节约厂用电，还可以降低电除尘电控系统一次回路电流，减少设备的发热量，提高设备的使用寿命，对于提高静电除尘器的运行经济性，提高经济效益，具有十分重要的意义。我厂电除尘为双室五电场结构，燃烧现有煤种时烟尘浓度＜50mg/m3。在低负荷运行时能达到更低。电除尘供电模式有以下两种：双半波和单半波间歇供电模式。降低电除尘器运行功率和用人工设定间歇供电模式的方法克服反电晕不但可以提高除尘效率而且可以大量节约电能。经试验在低负荷时根据烟尘浓度适当改变电除尘电场的运行方式，不仅能保证烟尘浓度合格且电除尘单耗有不同程度的下降，试验期间#3炉最大降幅为80.2%，#4炉最大降幅为74%（见图15）。如按此方式长期运行，能节省大量厂用电。

但改变电除尘运行方式时受负荷、烟尘浓度、烟气流速、煤质等因素影响较大，操作较为繁琐。现已有电除尘厂家开发出“自动选择运行方式”的电控设备，可从电参数映射出工况的变化情况，自动选择运行参数、自动选择间歇脉冲供电占空比，达到最佳除尘效率同时又节能的目的。

2.9机组协调控制优化

根据南方区域发电厂《两个细则》的要求，南方区域电网相关机组须具备一次调频功能并具有良好的调频性能，要做好一次调频工作，除了提高频率信号的准确性与精度和做好汽机调门流量特性优化的外，机组协调控制策略是否合理以及调节品质优良与否成为影响机组一次调频的重要因素。机组协调控制系统的基础是机组自动投入率和自动调节品质，所以首先对机组模拟量控制系统进行了优化。其中包括主、再热汽温控制系统、炉膛负压控制系统、给水控制系统、一次风量控制系统、二次风量-氧量校正系统、床压控制系统等。完成了机组模拟量控制系统的优化的基本工作后，开始对机组协调控制系统进行优化调整。众所周知，循环流化床锅炉燃烧惯性大，动态过程滞后时间长，为解决这一问题，采取以下措施进行调整：

1）采用间接能量平衡，其控制原则是以负荷对应煤量，辅以主汽压力修正。静态过程中，主汽压偏差靠PID调节器；动态过程中控制品质主要依靠各种前馈控制，当机组变负荷时，锅炉主控指令首先以一定的负荷对应一定的煤量进行粗调，同时引入了负荷指令和主汽压力定值的动态微公前馈，加快锅炉的呼应速度，提高变负荷速率和改善主汽压力跟随效果。因此给煤量的被控目标值由主汽压力偏差的PID闭环调节环节、负荷指令对应的给煤量静态函数、负荷指令和主汽压力设定值动态微分环节四部分组成。

2）为了克服循环流化床锅炉的燃烧惯性，当机组负荷指令改变时，一次风量超前变化，改变锅炉的流化效果，让流化床锅炉快速释放和吸收蓄热，有利于加快主汽压力对燃料量改变的反应速度。因此一次风量的被控目标值应该是锅炉主控对应的一次风量的静态函数，再加锅炉主控指令的动态微分环节。

3）在变负荷过程中，机组进入滑压控制，为了使主汽压力设定值与实际主汽压力动态特性相匹配，主汽压力设定值经过三阶惯性环节动态补偿后才进入锅炉主控闭环调节器，以避免调节紊乱，锅炉超压。

4）主汽压力控制是协调控制系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，当机前压力偏差较大时，靠锅炉主控调节效果不是很好，稳定时间也较长，此时让汽机协助锅炉以共同稳定主汽压力，短时间牺牲负荷兼顾压力。经优化调整，机组协调控制策略合理且调节品质优良满足一次调频的需要。

在300MW等级循环流化床八年多的运行中我们取得了宝贵的经验，作为首台国产化循环流化床的使用者，我们一直致力于流化床运行维护方面的积极研究和探索，目的在于推进国内流化床界的技术共享和进步，希望流化床界的同行和专家对我们的不足之处加于批评指导。

参考文献：

[1]东锅《DG1025/17.45-II16型锅炉说明书》

[2]《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T657-2006

作者简介：廖世春，男，广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂