煤粉炉改造循环流化床锅炉及运行研究

1、煤粉炉改造循环流化床锅炉及运行研究张斌 黄汝玲山东电力工程咨询院内容摘要 循环流化床燃烧技术以其独特的燃烧理念越来越受到重视,将小煤粉炉改造成循环流化床锅炉并燃用劣质燃料,符合国家的产业政策及环保政策。本文根据工程实践,对煤粉炉改造循环流化床锅炉(CFB的方案及改造后的运行情况进行研究。对改造后锅炉运行中存在的主汽温度偏低、飞灰含炭量偏高等问题进行了分析,并提出了相应对策,对今后继续用循环流化床燃烧技术改造煤粉炉有一定的指导意义。关键词 循环流化床 CFB 改造1 前言随着国家产业政策及环保政策的调整,中、小型火电机组以其能耗高、污染重而面临停产的局面。而随着循环流化燃烧技术的不断完善,循环流

2、化床锅炉(CFB以其燃烧效率高、炉内可添加脱硫剂脱硫、可燃用发热值小于3000大卡的劣质燃料、燃烧过程能抑制NO X产生等优点越来越受到人们重视。若能采用循环流化技术将中、小型煤粉锅炉改造为循环流化床锅炉,不仅能提高其燃烧效率,而且可以燃用煤矸石等劣质燃料,符合国家综合利用的产业政策,同时可以在炉内添加脱硫剂,符合国家的环保政策。这样一来,既可以盘活国有资产,又可以节省大量建设投资。从理论上说,煤粉炉改造成循环流化床锅炉(CFB是完全可行的,在改造过程中,可以利用大部分煤粉炉本体及所有的钢支架。1999年,新汶电厂75t/h锅炉由我院技术总负责、北京巴·威锅炉公司负责锅炉本体改造,将

3、该锅炉成功地改造为循环流化床锅炉,这是省内第一台75t/h煤粉锅炉改造。2001年3月焦煤集团热电厂#1号煤粉炉也是由北京巴·威锅炉公司负责改造的,是国内第一台130t/h煤粉炉改造成循环流化床锅炉。笔者对该工程也进行了跟踪调查。本文试图以上述两个工程实例为依托,对煤粉炉改造成循环流化床锅炉(CFB的方案进行介绍,并对投运后的一系列问题进行研究,希望能对今后类似的改造工程提供依据及建议。2 两台锅炉改造后的燃料及其它参数2 1 新汶电厂75t/h锅炉2.1.1 燃料新汶电厂燃煤来自新汶矿业集团孙村煤矿。孙村煤矿存有大量煤矸石,锅炉改造以后燃料将以煤矸石为主,混烧部分烟煤,煤矸石与烟煤

4、重量比为31,即煤矸石占75%,烟煤占25%,混合后煤的低位发热值为10562KJ/Kg。为了控制并减少SO2的排放,在燃料中掺加石灰石,在燃烧过程中生成CaSO4,有效的降低了SO2的排放。孙村矿煤矸石煤质分析资料见表2-1,孙村矿烟煤煤质分析资料见表2-2。孙村矿矸石煤质分析表 表2-1分析 项目 水份 水份 灰份 挥发份固定碳硫 氢 氧低 位发热量符号 M t M ad A ar V daf C d S tar H ar O ar Q net.ar 单位 % % % % % % % % KJ/Kg数值 7.5 1.76 77.44 62.59 1.91 2.26 1.4 5.8 6429

5、 孙村矿烟煤煤质分析表 表2-2分析 项目 水份 水份 灰份 挥发份硫 氢 氧 氮 固定碳低 位发热量符号 M t M ad A ar V daf S tar H ar O ar N ar C d Q net.ar 单位 % % % % % % % % % KJ/Kg 数值 5.8 1.57 29.12 40.290.99 3.74 6.34 1.0258.79 229602.1.2 锅炉煤耗量,见表2-3燃煤耗量表 表2-3锅炉容量 小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量 t/h t/h t/d t/a1×75 22.866 503.052 137196注:1 煤的低位发热量按 10562

6、 KJ/Kg2 每天按22小时计算(下同。3 每年按6000小时计算(下同。2.1.3 锅炉石灰石耗量见表2-4(SCa=12.5摩尔质量比本期工程石灰石耗量表 表2-4锅炉容量 小时耗量 日耗量 年耗量 t/h t/h t/d t/a1×75 2.691 59.202 161462.1.4 改造后锅炉规范型 号: B&WB-75/3.82-M(F额定蒸发量: 75t/h锅筒工作压力: 4.22MPa额定蒸汽温度: 450给水温度: 150热空气温度: 160排烟温度: 151锅炉效率: 84%布置方式: 室外半露天布置改造厂家: 北京巴布科克·威尔科克斯有限公司2

7、.2 焦煤集团热电厂#1号炉焦煤集团热电厂#1号锅炉原为北京巴布科克·威尔科克斯公司生产的B&WB-130/3.82-M 型中温中压煤粉炉,1991年7月投产。根据国家产业政策及环保要求,该厂于2000年11月-2001年3月委托北京巴·威公司将1号炉改造为130t/h循环流化床锅炉(CFB,该CFB 锅炉主要设计参数为:额定蒸发量130t/h,过热蒸汽压力3.82MPa,过热蒸汽温度450,给水温度170,设计燃用煤质为无烟煤:矸石=11.4的混合燃料,混合后的低位发热值为Q net.ar=12410kJ/kg,A ar=50.79%,校核煤质为无烟煤:矸石=31

8、的混合燃料,混合后的低位发热值为Q net.ar=18710kJ/kg,A ar=33.90%。锅炉改造后的实际运行煤质接近于设计值,改造并试生产结束后,存在着主汽温度偏低、飞灰含炭量偏高等问题,焦煤集团热电厂在试验研究的基础上提出了改进措施,实施后取得了良好的运行效果。3 改造方案简介3.1 新汶电厂75t/h炉改造方案(1 拆除原煤粉炉炉膛底部,将其改造为流化床,流化床分为六个小床,每个小床下有单独的进风室;更换部分水冷壁,在炉膛转向室区域保留过热器;在过热器后增设高温惯性分离器、飞灰返送装置、倒旋风筒分离器;拆除原锅炉低温过热器,在其位置改装原有高温过热器;省煤器拆除一级,并增加一组蛇形

9、管;拆除一级空气预热器;炉钢架基本不变。采用风帽式布风板,流化床的每个小床尺寸为1972×1620mm,每床有628个60风帽,布风板风帽呈正方形排列,每一个床有一个排灰口。煤从炉膛中部进入锅炉后细煤悬浮燃烧,大颗粒落入6个小床内燃烧,每个小床均可单独启停及调节负荷,每个床下设有单独风箱,布风板上有29排埋管来保证锅炉受热面积。(2 点火方式采用木柴点火。3.2 焦煤集团热电厂1号炉(130t/h改造方案(1锅炉改造总体上保留了原锅炉的布置方式,采用自然循环,n型布置,单汽包,前吊后支,平衡通风,汽包不变,钢架基本不变,两级过热器及减温水系统不变,省煤器增加了一组,空气预热器取消了一

10、级(原煤粉炉高温省煤器。(2炉膛出口拉稀管处布置有一级撞击式(槽型分离器。在原炉膛出口与尾部竖井之间依次布置有高温过热器、低温过热器,原转向室拆除。在该处布置两台下排气旋风分离器,其下依次布置有:省煤器上段、中段、下段、空气预热器(原煤粉炉低温空气预热器,并对空气预热器进行了局部分隔改造,以适应一、二次风相对独立的需要 。(3给煤口布置在前水冷壁的下部,布风装置和水冷风箱由后水冷壁和两则水冷壁组成。(4两级分离及物料循环系统本锅炉改造方案采用两级分离系统。一级分离循环系统采用撞击式分离系统,布置在炉膛出口处的撞击式分离器分离下来的固体物料落入它下面的一个与炉膛相通的灰斗中,借助自身重力经沿炉膛

11、宽度分布的落灰口返回到炉膛,沿炉膛后水冷壁落入炉膛下部进行炉内循环。另一级分离系统由下排气式旋风分离器、料斗、回料管、返料阀(简易的“L”形回料阀组成。第二级分离器分离出来的物料,通过回料管、返料阀,靠重力在返料风(返料风从一次风引接辅助下,由布置在后水冷壁下部的回料口返回到炉膛内,形成物料的外循环。(5点火系统点火系统由布置于后水冷壁下部的倾斜向下三支点火燃烧器组成,采用床上点火整床启动技术,点火油枪由人工用火把点燃。4 循环流化床锅炉燃烧系统(1 送风系统CFB锅炉燃烧系统采用两级配风。一次风自一次风机吸入经空气预热器升温后,分两路进入一次风室,经过布风板风帽进入炉膛的燃烧室,一次风主要为

12、流化物料用。二次风自二次风机吸入经空气预热器升温后,分两路进入二次风箱,经若干二次风喷管从密相区上部进入燃烧室。一、二次风风量配比约为0.60.4。运行中可以调节一、二次风风量及锅炉回料量来控制燃烧室温度即达到完全燃烧的目的,也可以控制SO2 和NO X的生成和排放。(2 给煤系统在锅炉房外设置细碎站,将原煤破碎成0-13mm的粒度,原煤及石灰石通过皮带输送机直接输送至原煤斗中,再通过给煤机进入布置在锅炉前墙的两个给煤管,借助自身重力和引入的一次风,在离布风板约2m处进入炉膛。5 锅炉改造后运行中存在的问题两台锅炉改造后投运以来,主要存在如下问题:1点火过程中结焦,导致点火失败;2主汽温度偏低

13、,月平均值为410左右;3飞灰含炭量偏高,月平均值高达36.08%。6 锅炉改造后运行问题研究分析6.1 锅炉点火启动及其研究分析以焦煤集团电厂1号炉为例,对改造后的锅炉点火启动进行研究分析如下:6.1.1 无烟煤(V ar<6% ,Q net.ar <12570kJ/kg直接点火启动6.1.1.1 启动前的检查和准备工作已结束,满足启动条件,布风板上铺上含炭量3%以下,400mm厚,0-6mm粒径的炉渣作为床料。6.1.1.2 依次启动二台引风机、二次风机(提供点火助燃风,一次风机,并投入锅炉联锁。6.1.1.3 逐渐开启一次风机调节挡板,使点火母管风速达10-11m/s;逐渐开

14、启一次风机档板,使风室风压达6500Pa,根据现场探测流化床情况进行微调,确定点火风压(风量,引风机挡板开度随入炉风量进行调整,保持炉膛出口负压-20至-60Pa。6.1.1.4 启动油泵,降低一次风压(约400Pa,调整油压为2.0MPa,投入#2油枪(中间油枪,检查着火正常后,将一次风压调整到点火风压。6.1.1.5 待油枪着火约40分钟后,投入#1、#3油枪,着火后调整油压至2.0MPa,此时由三台给煤机加入约800kg无烟煤。6.1.1.6 底料温度升至300,调整油压至2.5MPa(油量最大。6.1.1.7 当床温达100时,底料温度上升缓慢,炉内接近热平衡,此时可降低风室风压100

15、0-1500Pa,床料厚度约1/2达沸腾状态,密相区出现明显“气泡”现象。用铁钩探测,下部底料约1/2未沸腾起来,铁钩靠重力不能自然沉降到风帽顶端,此时床温度上升很快,约20分钟可达550-600。6.1.1.8 当床温上升至550左右时,可开启三台给煤机投无烟煤(为正常运行时给煤量的1/3,2分钟后若床温上升较快,氧量下降明显,可缓慢增大风量,使底料良好流化;若床温未升,氧量未降,可停止给煤,待床温回升时,可增大风量,并连续少量给煤。6.1.1.9 待床温上升至800以上并有继续上升趋势时,切断油枪,由煤维持燃烧,点火启动完成。6.1.2 烟煤作引燃的点火启动(1 启动前的检查和准备工作已结

16、束,满足启动条件,布风板上铺上含炭量3%以下, 400mm厚,0-6mm粒径的炉渣作为床料。(2 依次启动二台引风机、二次风机(提供点火助燃风,一次风机,并投入锅炉联锁。(3 逐渐开启一次风机调节挡板,使点火母管风速达10-11m/s;逐渐开启一次风档板,使风室风压达6500Pa,根据现场探测流化床情况进行微调,确定点火风压(风量,引风机挡板开度随入炉风量进行调整,保持炉膛出口负压-20至-60Pa。(4 启动油泵,降低一次风压(约400Pa,调整油压为2.0MPa,投入#2油枪(中间油枪,检查着火正常后,将一次风压调整到点火风压。(5 当底料温度上升至300时,可由人工在三台给煤机落煤口人工

17、添加烟煤。(6 待底料预热到400-500时,可缓慢增大风量使床料层达到稳定流化状态,确保底料温度平稳上升。(7 当床温上升至550左右时,可开启三台给煤机投无烟煤(为正常运行时给煤量的1/3,2分钟后若床温上升较快,氧量下降明显,可缓慢增大风量,使底料良好流化;若床温未升,氧量未降,可停止给煤,待床温回升时,可增大风量,并连续少量给煤。(8 待床温上升至800以上并有继续上升趋势时,切断油枪,由煤维持燃烧,点火启动完成。6.1.3 点火启动分析(1无烟煤直接点火过程中,投油量最大,炉内接近热平衡时,降低点火风压是很关键的步骤,处理不好很易产生低温结焦,多次的启动实践证明,维护约20分钟左右时

18、间的底料局部流化,温度回升后,迅速加煤提风,脱离结焦“危险区”,不仅能成功点火,而且还有节约启动时间、省油的功效。(2当床温达300时,就地由人工加烟煤时,一定要和司炉作好联系,由司炉统一指挥,否则加烟煤速率过高或过低必将导致锅炉结焦或底料降温,不能保证安全和经济启动。(3实践证明,按以上程序启动锅炉时,锅炉均一次点火成功,点火历时1.5-2小时,耗油约3.5t,实现了锅炉安全经济启动。6.2 主汽温度偏低原因分析经研究分析,影响主汽温度偏低原因主要有以下三个方面:6.2.1 受热面设计不合理在锅炉设计中,过热器面积过小,造成过热器吸热过少,主汽温度偏低,经查阅资料及调研,本锅炉过热器受热面积

19、与国产新设计建造的130t/hCFB锅炉相当。但作为改造炉,应适当加大过热器受热面。6.2.2 燃烧份额的影响锅炉运行中,由于燃煤颗粒比度不合理,必将影响到稀相区燃烧份额。物料浓度梯度、飞灰循环倍率、传热系数等,这些都对过热蒸汽温度有影响。本锅炉设计燃煤粒径0-13mm,经现场筛分试验,实际燃煤颗粒大于13mm的占13%,且细颗粒所占份额远低于设计值,造成稀相区燃烧份额过少,炉膛出口烟气温度650左右,比设计值低200以上,从而造成过热器吸热过少,主汽温度偏低。6.2.3 稀相区物料浓度的影响锅炉运行中在保证炉膛出口过量空气系数满足设计要求前提下,若稀相区物料浓度偏离设计值,必将影响到过热器受

20、热面的传热系数,使主汽温度偏离设计值。本锅炉现场调试发现,一级加料口经常堵塞;二级返料阀(L阀因立管料腿高度不足,密封性能差,造成炉内烟气反窜进入分离器;二级分离器因受原煤粉炉空间结构限制,与其前受热面(低温过热器间距过小,使得其进口的渐缩加速段长度不足而导致分离效率低(通过返料阀前放灰管放灰试验发现循环灰过少;以上诸因素造成大量物料不能送入炉内循环燃烧,稀相区物料浓度低,燃烧份额少,飞灰可燃物偏高,炉膛出口烟温偏低,造成过热器吸热过少,主汽温度偏低。6.3 飞灰含炭量偏高原因分析6.3.1 煤中粒度分布及燃烧时物理性质影响锅炉运行时若煤中细粉末较多， 其燃烧时自爆性也好， 烟气中颗粒小于或等

21、于分离器临 界切割粒径份额过多， 细小颗料通过旋风分离器时不能被有效捕集送入炉内进行循环流化燃 烧而随烟气排走，造成飞灰含炭量偏高。 6.3.2 稀相区物料浓度的影响 本锅炉现场调试发现， 一级加料口经常堵塞； 二级返料阀 阀） （L 因立管料腿高度不足， 密封性能差，造成炉内烟气反窜进入分离器；二级分离器因受原煤粉炉空间结构限制，与其 前受热面 （低温过热器） 间距过小， 使得其进口的渐缩加速段长度不足而导致分离效率低 （通 过返料阀前放灰管放灰试验发现循环灰过少） ；以上诸因素造成大量物料不能送入炉内循环 燃烧，稀相区物料浓度低，燃烧份额少，飞灰可燃物偏高。 6.4 其它问题研究分析 除上

22、述问题外，新汶电厂 75t/h 锅炉运行中还发现存在下列问题： 6.4.1 一次风压偏低 燃烧系统热力计算系按锅炉厂提供资料计算，其计算结果如下： 燃烧系统热力计算结果 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 名 称 单位 T/h Nm /h Nm /h m /h m /h Pa Pa 3 3 3 3 数 量 备 注 锅炉额定燃煤消耗量 锅炉燃烧理论空气量 锅炉燃烧理论烟气量 热风温度 一次风机进口风量 引风机进口烟气量 风道总阻力 烟道总阻力 22.866 54805 67175 150 81172 146446 9581 1838 20 根据上述计算选择一次风机， 实际运行时发现一次风压偏小， 主要反映在床料流化不均、 返料阀处堵塞等， 分析原因就是锅炉厂提供烟风阻力有偏差， 最后采取的措施是停掉两个小 床，上述问题基本解决。 6.4.2 受热面磨损快 实际运行发现，改造后的锅炉受热面局部磨损较快，需经常检修。分析