3MW循环流化床锅炉设计特点及运行情况分析135MW循环流化床锅炉设计特点及运行情况分析1．概述徐州彭城电力有限责任公司位于江苏省徐州市,根据国家环保及节约能源要求，扩建两台440t/h超高压中间再热循环流化床锅炉及135MW汽轮发电机组。
工程设计单位是中南电力设计院，锅炉由武汉锅炉股份公司供货，汽轮机和发电机由哈尔滨汽轮机有限公司供货。
山东电力建设第三工程公司负责电厂主机的安装施工，机组调试由山东电力研究院负责。
江苏兴源电力建设监理有限公司负责整个工程的监理工作。
机组于2004年2月28日开工建设，两台机组分别于2005年7月11日和9月16日顺利完成168小时满负荷试运行，移交电厂转入商业运行。
2．锅炉整体布置特点2.1 锅炉本体设计参数及布置特点锅炉是武汉锅炉股份有限公司采用引进的ALSTOM公司技术设计制造的首台440t/h超高压中间再热、高温绝热旋风分离器、返料器给煤、平衡通风、半露天布置的锅炉。
锅炉的主要设计参数如下表所示：名称单位B-MCR B-ECR 过热蒸汽流量t/h 440 411.88 过热蒸汽出口压力MPa(g> 13.7 13.7过热蒸汽出口温度℃540 540 再热蒸汽流量t/h 353.29 330.43 再热蒸汽进口压力MPa(g> 2.755 2.56再热蒸汽进/出口温度℃318/540 313/540锅炉启动点火和低负荷稳燃。
炉膛前墙布置流化床风水冷冷渣器，把渣冷却至150℃以下。
第二部分为炉膛与尾部烟道之间布置有两台高温绝热旋风分离器，每个旋风分离器下部布置一台非机械型分路回料装置。
回料装置将气固分离装置捕集下来的固体颗粒返送回炉膛，从而实现循环燃烧。
第三部分为尾部烟道及受热面。
尾部烟道中从上到下依次布置有过热器、再热器、省煤器和空气预热器。
过热器系统及再热器系统中设有喷水减温器。
管式空气预热器采用光管卧式布置。
锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。
2.2 锅炉岛系统布置特点输煤系统：原煤经两级破碎机破碎后，由皮带输送机送入炉前煤斗，合格的原煤从煤斗经二级给煤机，由锅炉返料斜腿进入炉膛燃烧。
床料加入系统：启动床料经斗式提升机送入启动料斗，再通过输煤系统的给煤机，由锅炉返料斜腿进入炉膛。
一次风系统：一次风经空预器加热成热风后分成两路，第一路直接进入炉膛底部水冷风室，第二路进入床下启动燃烧器。
二次风系统：二次风共分四路，第一路未经预热的冷风作为给煤机密封用风，第二路经空预器加热成热风后分上、下行风箱进入炉膛，第三路热风作为落煤管输送风，第四路作为床上启动燃烧器用风。
返料器用风系统：返料器输送风由单独的高压流化风机<罗茨风机）供应，配置为2x100％容量<一运一备）。
冷渣器用风系统：冷渣器用风由单独的风机供应，配置为2x100％容量<一运一备）。
石灰石系统：购买成品石灰石粉作为脱硫剂，采用气力输送的方式，由锅炉返料斜腿送入炉膛，配置2台高压流化风机<罗茨风机）作为石灰石系统风机。
除灰系统：落入布袋除尘器灰斗中的粉尘借助气力输送系统送入灰仓。
除渣系统：采用风水联合冷渣器，冷渣器排出的冷渣通过一级刮板输渣机、斗式提升机送入渣仓。
吹灰系统：采用蒸汽吹灰。
在锅炉尾部烟道的对流受热面区域布置伸缩或固定式吹灰器。
3．锅炉本体设计特点锅炉为武锅引进ALSTOM技术生产制造的首台135MW循环流化床锅炉。
同时，采用该技术生产的锅炉在中国国内已投运多台，针对上述工程在国内的运行情况，在本次锅炉设计过程中进行了局部优化设计，主要有以下几点：3．1 炉膛下部密相区耐磨层与水冷壁管过渡区域的防磨措施。
炉膛下部密相区耐磨层与水冷壁管过渡区域内由于沿壁面下流的颗粒与炉内向上运动的颗粒运动方向相反，因而在此处形成漩涡流，同时沿炉膛壁面下流的颗粒在交界区域产生流动方向的改变，因而对水冷壁产生磨损<见附图2）。
在本台锅炉的设计中，水冷壁管采用外让结构<见附图3），金属表面喷涂防磨材料，同时要求耐磨材料施工厂家，在耐磨材料施工中，严格按照锅炉厂设计要求，保证耐磨材料内表面与上部水冷壁管中心线平齐，避免颗粒在此处形成漩涡流，达到减轻磨损的目的。
采取了上述措施后，锅炉运行一年后，进行停炉检查，该区域水冷壁管基本未见磨损现象出现。
3.2 炉膛内过热器屏及再热器屏的热有效系数的选取。
早期投运的锅炉在试运期间多次出现过热器、再热器超温爆管现象，测量发现，再热器管壁温度高达700℃左右，远高于设计值，管壁氧化涨粗现象严重。
分析认为是炉内屏面积布置过多，屏再、屏过吸热量偏大，同时，由于蒸汽流程或结构不合理，造成蒸汽流量偏差较大，使低流量管子得不到有效冷却而导致超温爆管。
针对上述现象，在本台锅炉的设计中，我们多次与ALSTOM公司相关人员展开讨论研究，分析认为国外循环流化床炉膛内多布置贯穿前后墙的Ω屏，而国内考虑到成本原因多采用平行前墙的L屏，ALSTOM公司认为L屏的换热低于Ω屏，而实际运行表明，两种型式屏的换热系数基本相同，根据上述情况，在我们的建议下，ALSTOM公司修改了设计导则，调整了炉内过热器屏、再热器屏的面积。
同时，优化了过热器<再热器）屏进出口集箱的引入引出形式，合理选择分配集箱和汇集集箱的规格，从蒸汽系统的连接方式及控制蒸汽流速出发，减小流量偏差；经过上述调整，从锅炉运行情况来看，已完全消除了早期投运的135MW循环流化床锅炉普遍存在的过热器<再热器）超温现象。
3.3 锅炉尾部烟道中省煤器的热有效系数的选取目前国内已投运的同容量的循环流化床锅炉普遍存在排烟温度偏高的现象，而本工程配备的是布袋除尘器，相对于电除尘器来说，布袋除尘器对排烟温度更敏感。
若排烟温度高于180℃，将严重缩短布袋除尘器的使用寿命，布袋除尘器不能投入正常使用。
针对上述问题，我们与ALSTOM公司共同研究分析，认为国外循环流化床锅炉特别是ALSTOM－EVT公司设计的锅炉多燃用高水分的褐煤<水分35～58％，灰分1～40％，低位热值8～12MJ/kg），而国内由于政府政策的原因多燃用高灰分的劣质燃料，如本工程就是燃用的劣质烟煤<水分5.5％，灰分46.83％，低位热值14.52MJ/kg），因此，尾部烟道对流受热面特别是低温区域<省煤器、空预器）的积灰情况，存在较大差异。
在本台锅炉的设计中，对省煤器的受热面积进行了调整。
从目前的运行工况来看，达到了当初的设想。
但如果吹灰器不投入运行的情况下，锅炉排烟温度会高于设计值。
3.4 布风板风帽的型式布风装置结构和尺寸是否合理直接决定着流化床内物料的流化质量，从而影响锅炉的点火、运行，锅炉的燃烧、负荷特性，以及锅炉的安全性和经济性。
本工程采用的是大直径钟罩式风帽<附图4），风帽由内管和外罩两部分组成，合理设计内管开孔尺寸及数量使布风板具有合理的阻力特性。
风帽外罩采用水平开孔且孔径较大，因此不易被颗粒堵塞；风帽采用高合金耐热钢精铸而成，使用寿命长；风帽数量少，易于检修。
钟罩式风帽特有的结构布置有效的防止物料落入风室运行表明，钟罩式风帽充分满足了循环流化床锅炉流化的要求。
3.5 风水联合式冷渣器的优化设计锅炉装有风水联合式冷渣器<见附图5）。
锅炉炉膛的底渣通过炉底排渣口进入冷渣器，被流化风及水冷管束冷却到150℃以下溢流排渣到排渣系统。
该冷渣器对煤种的适应性强，运行稳定，进渣量大时溢流量增加，进渣量小时溢流量也随之减少。
风水联合冷渣器从理论上来讲是非常先进的，首先它能将进入冷渣器的细粒子直接送回炉膛，提高床内细物料的保有量及细粒子的停留时间，提高锅炉的燃烧效率，同时又能将热渣的物理热量充分吸收。
实际运行情况是国外的电厂大多运行良好，而在国内的应用中出现了很多问题，仅个别电厂运行较正常。
主要问题是当排渣颗粒偏大时，热渣较难进入冷渣器；而进入的大颗粒热渣又流化不好，只好被迫加大流化风量，从而造成冷渣器内部管式受热面磨损加剧。
造成上述现象的主要原因是我国没有严格的配煤制度，燃煤的粒度仅仅依靠电厂的2级破碎是难以满足设计要求，煤中大颗粒偏多，导致冷渣器不能正常运行，正常排渣口排渣量偏少，需经常开启事故排渣况排放大渣。
针对上述问题，在冷渣器的设计上，我们主要从以下几方面着手提高运行可靠性：1．在保证受热面不出现磨损加剧的前提下，适当提高流化速度；2．将正常排渣口由溢流排渣改为下部排渣，保持排渣顺畅；3．采用微倾斜布风板，且对隔墙结构和排渣口结构进行改进设计，同时根据大渣的粒度情况，定期排放大渣，防止堵塞；4．在冷渣器的进渣口和空仓，增加吹扫空气管，防止堵塞。
经过上述调整，目前冷渣器均能正常运行，锅炉运行一年来没有出现由于冷渣器排渣不畅原因造成的非计划停炉。
4．锅炉整套启动过程中出现的问题及解决措施锅炉于2005年6月19日开始整套点火启动，7月11日机组完成168小时试运行，并移交试生产。
锅炉运行主要技术数据见下表:单位设计值工况一工况二工况三锅炉状况吹灰后高加切除汽水系统机组电功率MW 135 136.1 132 138给水流量t/h 405.2/403.6 373/372.1 401.1/400.2 SH 喷水量t/h 23.16 10.7/20.1 23.7/25.0 17.6/19.6 RH 中间喷水t/h 3.48 3.8/1.6 4.7/4.8 4.6/1.5 Eco 入口温度°C 244 241.9 164.3 246.3 SH3 出口温度°C 540 534.9/533.8 543.5/531.3 535/537 RH1 入口温度°C 313 312.1/230.1 240.7/347.4 248.5/229.8 RH2 出口温度°C 540 529.1/530.7 531.6/534.9 533.9/539.4 Eco 入口压力MPa 15.45 14.4 13.7 14.7SH3 出口压力MPa 13.7 12.9 12.5 13.3 RH1 入口压力MPa 2.755 2.6/2.7 2.7/2.8 2.7RH2 出口压力MPa 2.565 2.5 2.6 2.5烟气系统炉膛下部平均温度°C 854 869 886 873 TAPH 出口温度°C 138 154/157 137/144 154/148 布风板上部压力kPa 8 7.83 7.72 7.74 分离器入口压力kPa -0.2 -0.67/-0.73 -0.6/-0.42 -0.9TAPH 后压力kPa -3.6 -3.29/-3.30 -2.82/-2.80 -3.42/-3.39空气系统总空气量kNm3/h 404.52 385.7 413.55 408.16一次风量kNm3/h 201.99 184.99 229.14 220.16 水冷风室压力KPa 14 14.7 15.8 15.2空气系统返料母管压力kPa 42 35.6 36 37.3单位设计值工况一工况二工况三锅炉状况吹灰后高加切除含氧量%wet 3.5 4.0/4.4 4.0/4.4 5.3/4.3煤系统1＃给煤线t/h 45.96 53.5 38.7/73.2 51.32＃给煤线t/h 45.96 53 41.6锅炉整套启动过程中的运行情况表明，锅炉性能优越，机组功率达到135MW以上，主要运行参数均达到设计保证值，但在运行过程中也暴露了一些循环流化床锅炉特有的问题，主要表现在以下几个方面：4.1 锅炉点火过程中床层压力的控制根据设计要求，锅炉炉膛静止床层厚度在0.8～1.0m。