1、135 MW 机组循环流化床锅炉的设备改造和优化设计 梁本民 （华能济宁电厂，山东省 济宁市 270201 ） 摘要： 文章归纳了华能济宁电厂循环流化床锅炉（CFB）在设计、制造，特别是安装、运行方面存在的一些问题。针对 CFB 锅炉在运行中出现的问题进行了深入分析，提出了改善运行安全性、可靠性的措施。特别对降低机组厂用电率进行了深入分析，提出了确保机组经济性的节能改造措施和优化设计的建议。 关键词： 135 MW 机组；循环流化床 ；设备改造 ；优化设计 0 引言 目前，循环流化床机组正在向大型化方向发展，针对已投运的 135 MW 机组再热循环流化床锅炉（CFB），对其进行运行调整和优化设
2、计研究，是改进大型循环流化床机组设计、制造技术，提高其运行安全性、经济性和可靠性的基础。华能济宁电厂 5、6 号 2 台 440 t/h 锅炉是由上海锅炉厂采用美国 ALSTOM 公司引进的 CFB 先进技术而设计、制造的超高压中间再热、单锅筒自然循环、配135MW 机组的 SG - 440/13.7 - M563 循环流化床锅炉。2 台机组于 2003 年 7、8月相继投产，截止 2005 年 5 月底， 5 号机组已累计运行 12698.2 h， 6 号机组累计运行 9662.9 h。经过不断地技术改造，机组的安全可靠性大大提高。目前 5号机组实现连续安全运行 169 天（2004 - 1
3、1 - 152005 - 05 - 12），6 号机组连续安全运行超过 93 天，供电煤耗实现 362 g/kWh，创造了国内同类型机组的较好水平。1 机组运行中暴露的问题作为国内首批 135 MW 循环流化床机组，由于设计、制造，特别是安装等方面的原因，设备存在不少问题。自 5、6 号机组投入商业运行至 2004 年底，机组多次发生因检修、改造、消缺及非停抢修而停机的事件，其中 5 号机组共停机 10 次，6 号机组停机达 23 次。1.1 非计划停运事件5 号机组发生非计划停运事件 4 次，6 号机组发生 14 次。停运主要是因为发生了锅炉尾部包墙及悬吊管泄漏、旋风分离器等处耐磨材料冲刷脱
4、落、炉膛落煤管积煤烧穿等事故。1.2 停机消缺事件5 号机组发生停机消缺事件 4 次，6 号机组发生 6 次。消缺主要包括：清理冷渣器的结焦、修复耐磨浇注料、水冷壁磨损检查处理、疏通布风板风帽等项目。1.3 停机改造事件5、6 号机组发生停机改造事件各 1 次。整改包括：将故障频繁的刮板输渣机更换为链斗机，将漏渣严重的 T 型风帽换为钟罩式，一、二次风机加装隔音罩以降低噪声，水冷壁耐磨喷涂，悬吊屏增加耐磨料防止超温，再热器悬吊管改为合金钢管材提高耐温性能，煤仓改为双曲线型以防止棚煤，给煤机出口气动插板门更换为电动门以提高给煤机出口阀门严密性等项目。2 技术改造实施方案（1） 降低风机噪声。在风
5、道内部加装导流板及加强筋，风道外部加装隔声吸音材料，风机外安装隔音罩，有效降低噪声值。改造后于隔音罩外 1 m 处及厂界区实测噪声分别为 83、60 dB，达到环保要求。（2） 治理煤仓积煤。已将 2 台炉的金属煤仓下部改为双曲线型，内衬高分子衬板以减小摩擦阻力，同时加装了煤仓疏通机。改造后一定程度上缓解了堵煤频繁的问题，减轻了人工疏通煤仓的工作强度。（3） 解决给煤机出口阀门严密性差的问题。将气动插板门全部改为开关灵活、密封性能好的电动球阀，彻底消除了阀门关闭不严、锅炉运行中给煤机无法检修的缺陷，提高了给煤机可靠性。（4） 刮板机改为链斗输渣机。在机组改造时，将刮板机改为链斗输渣机，满足了锅
6、炉排渣、输渣的需要，且故障率低、可靠性高，达到了预期的改造效果，解决了因输渣设备不能正常投入而导致就地排渣的被动局面。（5） 将 T 型风帽改为钟罩式风帽。因 T 型风帽漏床料严重，故将原 T 型风帽改为钟罩式风帽。风帽改造后效果明显，解决了一次风室漏床料问题，但钟罩式风帽存在风口堵塞、相邻风帽相互吹损现象，须定期停炉检查疏通、更换磨损风帽。（6） 水冷壁防磨喷涂。水冷壁磨损是 CFB 机组普遍存在的问题，经调研并征求电力研究院意见，采取了防磨喷涂的处理方案。2 台锅炉炉膛上部前墙及侧墙、炉膛四角、密相区上部 1.5 m 处及其他部位水冷壁磨损部位进行了防磨喷涂，喷涂面积为 400 m2炉。（
7、7） 增加高、低温屏式过热器管绝热浇注料。炉内屏式过热器运行中超温，高、低温屏式过热器出现不同程度的蠕胀现象。锅炉厂提出低温过热屏在原耐磨层基础上新增 1.6 m 高度，高温过热屏增加 1.2 m 高度绝热浇注料的改造方案，以减少屏式过热器单位面积的吸热量，降低壁温。5、6 号炉据此方案改造后，屏过冷段壁温降低约30，屏过热段壁温下降约 10，改造效果显著。（8） 对炉膛密相区、悬吊屏、炉膛出口烟道、旋风分离器等处耐磨料脱落部位进行了修复处理，修复时针对不同部位的脱落原因采取了不同的处理方案。在炉膛密相区、悬吊屏处，采取焊补销钉、涂刷沥青、严格施工工艺的措施；在炉膛出口烟道，采取增加耐磨料抓钉
8、密度，并按锅炉膨胀方向及膨胀量预留施工膨胀缝，消除膨胀问题带来的耐磨料挤压脱落的问题；针对分离器入口耐磨砖脱落问题，采用整体施工性能优良的耐磨浇筑料替代，同时浇注料内添加防磨钢纤维增强结合强度。耐磨料施工中严把工艺关，加强了浇注料配比、搅拌、施工温度及施工时间等关键点的质量控制，施工后通过养护、烘炉措施进一步确保质量，基本解决了耐磨料大面积脱落问题。但回料器存在多维膨胀及振动问题，在锅炉频繁启停或运行一段时间后仍会出现耐磨料膨胀不均、相互挤压脱落现象，且旋风分离器入口处烟速高，耐磨料冲刷严重，须定期检查修复。（9） 尾部烟道再热器的前排悬吊管上部管段在启动过程中易超温。按锅炉厂方案，更换为合金
9、钢管提高了耐温性能，另对悬吊管加装了壁温测点，为运行操作提供了监视手段。（10） 风水联合冷渣器内部结焦、排渣困难是 CFB 普遍存在的共性问题，济宁电厂于 2005 年 5 月 A 级检修时将 5 号炉冷渣器改为滚筒式，改造效果良好，彻底解决了排渣不畅问题。（11） 针对 6 号炉承压部件焊接施工质量差的问题，制订滚动检修计划，对后烟井包墙管、穿墙管密封盒等处焊口全面焊补加固处理，同时排查了安装时的强力对口、焊接应力等问题，消除了施工焊口频繁泄漏现象。3 影响机组长期安全、可靠运行的几个关键问题对于已投入正常运行的 135 MW CFB 机组，经过近两年的运行治理改造，机组曾经存在和出现的问
10、题大多得到较好解决，但仍存在很多共性的问题。（1） 入炉煤粒度问题。循环流化床入炉煤属于宽筛分燃料，设计最大的入炉粒度为 99%通过率时小于 8 mm。而实际上远不能达到设计要求，已成为当前威胁 CFB 机组安全、稳定、可靠运行的首要问题，是造成排渣困难的根本原因。由于煤质差，矸石含量多，也加剧了破碎设备的磨损。解决的措施有：燃用设计煤种；加装筛分设备；加强对破碎设备的检修维护。（2） 由于锅炉内部燃烧存在着烟气浓度高、循环物料量大的特点，造成炉内受热面、分离器浇注料磨损严重。 （3） 炉膛受热面冲刷严重。出现水冷壁两侧和前墙顶部的局部区域磨损，壁厚由 6.5 mm 减少至 5.0 mm。解决
11、的措施有：应尽量燃用设计煤种；调整炉膛一、二次风配比，降低一次风比例，调整给煤量以确保入炉煤均匀，减轻顶部前墙和侧墙的横向冲刷；采取喷涂喷焊，减缓磨损。（4） 炉膛出口烟道浇注料受冲刷且左右侧冲刷程度不均衡，这与给煤机运行方式有关。运行调整时应引起足够重视，即尽量调小两侧给煤，该措施还可降低排渣可燃物含量。 （5） 布风板风帽堵孔及磨损问题。因炉底床料流化以及燃料粒度的原因，存在炉底风帽磨损快和堵孔的问题，需定期检查，否则将出现风帽磨穿、漏床料的现象。（6） 冷渣器的磨损、结焦问题。主要原因为大颗粒高温炉渣进入冷渣器后无法流化，极易发生结焦现象和排渣不畅的问题。（7） 汽水系统受热面设计配比不
12、合理。目前已投运的各锅炉厂家普遍存在该问题。华能济宁电厂运行的 2 台锅炉为上海锅炉厂设计，蒸发段吸热量比例偏低，过热段吸热量比例偏高，屏式过热器冷段及热段布置在炉膛内，运行初期额定负荷时超出设计温度 2040，总减温水达到 35 t/h，且调节能力有限。同时布置在屏过冷段之前的尾部烟道隔墙过热器及悬吊管设计不合理，此处蒸汽流速是平均过热器管道蒸汽流速的 1/2，悬吊管直接受热烟气冲刷、吸热量大、易超温，特别是在低负荷运行或启停炉时情况尤为突出。此阶段蒸汽流量较小而床温相对较高，造成点火时或低负荷时过热段吸热量大而流量小，引起超温蠕胀。这种现象已在济宁电厂 5、6 号机及其他厂先后出现。后根据
13、锅炉厂提供的方案，增加部分浇注料，实施后效果良好，基本解决了过热器超温问题，额定负荷时总减温水量降至 20 t/h 左右，提高了机组安全经济性。但在低负荷运行及机组点停炉时温度仍较难控制。所以必须注意：点火时床温速度不得过快，不得过早投煤，防止床温失控，引起过热爆管。在未投煤之前，一次风采取微流化沸腾方式，二次风尽量关小，根据氧量变化调整风量，这样可控制床温和控制屏过出口温度防止超温。低负荷时，降低二次风量，减少上部及尾部烟气浓度和温度，保护过热器不超温。 4 机组的厂用电分析及相关节能措施4.1 5、6 号机组厂用电分析循环流化床锅炉煤耗高于煤粉炉，厂用电率也高出 23 个百分点，设计值为9
14、.6%。华能济宁电厂 5、6 号机组投入商业运行以来，厂用电率居高不下，2004年 2 台机组的综合厂用电率为 10.27%。为摸清机组厂用电率水平，对 2 台机组的主要动力设备耗电量进行了普查，普查分额定工况、80%工况、60%工况进行。另外，CFB 机组开机点火用油量大，启动一次约 3035 t 燃油，开机费用高，也应采取相关节能调整措施。机组各主要动力设备耗电量统计见表 1。表 1 5、6 号机组主要动力设备耗电量统计 设备名称 测量方法 135 MW 工 80%工况 60%工况 额定工况况/kW h /kW h /kW h /kW h A 给水泵 实测计算 3080.6069 2506
15、.30 2241.16 3200 B 循环水泵 实测计算 689.88 686.54 697.54 900 A 凝结水泵 实测计算 241.96 227.34 212.72 250 B 真空泵 实测计算 41.68 39.87 42.40 55 A 冷却水泵 实测计算 76.82 77.64 77.04 90 A 低加疏水泵 实测计算 34.49 32.77 55 EH 供油泵 实测计算 12.12 11.68 12.77 30 工业水泵 按额定值 37.00 37.00 37.00 37 深井水泵（3 台） 按额定值 225.00 225.00 225.00 225.00 A 一次风机 实测
16、计算 843.48 732.36 666.82 1250 B 一次风机 实测计算 818.41 700.40 664.65 1250 A 二次风机 实测计算 534.39 473.71 419.89 630 B 二次风机 实测计算 563.25 480.69 447.67 630 A 引风机 实测计算 872.57 837.74 459.36 1250 B 引风机 实测计算 852.47 770.29 739.85 1250 A 冷渣风机 实测计算 559.14 540.29 477.79 560 A 高压风机 实测计算 190.32 194.68 182.68 250 C 高压风机 实测计算
17、 186.19 176.73 179.65 250 除尘器 实测计算 387.39 387.39 387.39 420.92 石灰石风机 按额定值 45.00 45.00 45.00 45 空压机（2 台） 按额定值 264.00 264.00 264.00 264.00 冷渣泵 按额定值 22.00 22.00 22.00 22 给煤机（4 台） 按额定值 16.00 16.00 16.00 16 燃料系统 实测计算 167.76 130.71 100.73 化水系统 实测计算 43.49 33.89 26.11 用电量合计 计算值 10805.40 9650.00 8645.21 1292
18、9.92 发电量 实 测 134.9465 105.149 81.03 135 实际负荷率 计算值 99.96% 77.89% 60.02% 100% 厂用电率 计算值 8.01% 9.18% 10.67% 9.58% 通过表 1 数据可得出：机组主要动力设备耗电率在额定工况时为 8.01%，比设计值工况低 1.59 个百分点；80%工况时为 9.18%；60%工况时为 10.67%。5 号机组发电负荷与厂用电率关系见图 1。 图 1 5 号机组发电负荷与厂用电率关系 循环流化床锅炉辅助设备、风机较多，且多属于高压头风机，风机选型余量大，耗电量高，是造成循环流化床机组厂用电率居高不下的主要原因
19、，低负荷时节流损失大，表现最为突出。因此需根据机组实际运行情况进行专题研究，逐步对风机及其他辅机系统进行优化改造。4.2 节能措施对辅机动力设备进行节能性改造，加装液力耦合器或改为变频电机，以适应机组低负荷运行的需要；节能设备优先运行，以降低厂用电率。（1） 风水联合冷渣器对入炉煤颗粒度适应性较差，影响机组的安全运行，且厂用电高， 5 号炉已更换为滚筒冷渣器。改造后排渣正常，同时取消了冷渣风机，降低厂用电率约 0.45 个百分点。 （2） 5、6 号炉一、二次风机裕量较大，风压设计 22 kPa，实际运行为1315 kPa。一次风机在 135 MW 负荷时开度为 55%左右，风机余量 35%4
20、0%。低负荷时单台一、二次风机运行可带 95 MW 负荷，故一、二次风机已考虑加装液力耦合器，特别是低负荷时可大大降低厂用电率，节能改造潜力很大。 （3） 引风机选择余量过大，压头达到 9 kPa，设计采取了双速调节方式，节能效果不佳，不适应负荷的连续调整。若使用液力耦合器，可节电 20%30%。 （4） 高压流化风机每台 250 kW，2 台运行 1 台备用，风量选择远大于哈尔滨锅炉厂或东方锅炉厂设计。通过试验调试，能够实现 1 台运行 2 台备用。或利用多余的冷渣风替代，或利用一次风机富余的高压头风量进一步增压，可降低厂用电率约 0.1 个百分点。 （5） 其他大功率辅助设备如循环泵、凝结
21、泵、高压风机等也大有潜力可挖。以上措施若得以实现，厂用电可降低 0.8%1.5%。效益相当可观。（6） 降低 CFB 机组点火用油。其主要措施为：油枪改造，确保油枪雾化效果，提高燃油燃烧效率。加强运行调整，提前投入临炉加热，提高炉内床料温度。升负荷过程的调整优化。控制投煤最佳时机和各汽温参数，合理配风，缩短投油时间，防止过热器超温。未投煤前尽量关小二次风量，防止热量被二次风大量携带，降低床温，延长投油时间。 5 新建机组的优化设计探讨 经过不断地治理改造，华能济宁电厂 2 台流化床机组的可靠性和经济性有了较大提高。但对于新建循环流化床机组，为实现和确保机组长期安全、稳定经济运行，减少设备的改造
22、投资和浪费，就需要锅炉厂家和设计院等单位共同研究，在机组的设计及制造安装阶段需解决好以下问题。（1） 入炉煤的破碎及筛分系统。目前，各电厂多为简单的二级破碎系统，运行情况不佳。应设计为二级破碎+二级筛分+旁路的形式。不但能确保机组可靠运行，还可节约大量厂用电。（2） 受热面的合理匹配问题。包括蒸发段与过热段，过热器的低温段与高温段的热负荷匹配问题。目前，各锅炉厂均未能较好的解决该问题。（3） 浇注料的质量问题。应重视材料质量以及设计要求，更应保证安装的质量工艺。（4） 床上油枪及床下油枪的选择和搭配问题。床下油枪的启动节油效果显著。应考虑床上油枪及床下油枪搭配使用，便于启动调整及节油。（5）
23、锅炉送引风系统的优化设计及选型。各厂一次风机选型风压均为2224 kPa,实际运行为 1315 kPa。引风机风压设计选型为 79 kPa, 实际运行为33.5 kPa。风量匹配一般也偏大。（6） 冷渣器的选型问题。风水联合冷渣器的可靠运行取决于燃煤颗粒度的大小，鉴于节能考虑，应选用一次风作为冷却介质或直接选用滚筒冷渣机。（7） 其他辅机设备的选型及机组的厂用电节能设计，尽量配用调速节能设备。（8） 机组启动、运行调整及相应的运行导则和规范。进一步摸索改进锅炉燃烧调整，应不断掌握在不同负荷工况下，不同的运行调整方式对机组安全、经济性的影响。完善运行规程，指导运行人员将机组在最佳节能方式下运行。
24、 6 结束语实践证明，虽然国内循环流化床技术发展速度较快，但由于设计、制造、安装、运行等经验方面的原因，部分设备需进一步完善设计，运行参数还需进一步摸索和调整优化，以便达到更经济、安全、可靠、环保的运行状态。同时，经过有效的运行调整和治理，135 MW 循环流化床机组已经实现了长周期安全稳定经济运行，证明了循环流化床技术的可靠性和实用性，其运行成功经验必将进一步推动和促进 CFB 机组的更快普及和大型化进程，为 300 MW 乃至 600 MW 循环流化床机组的应用奠定坚实的基础。7 参考文献1 刘德昌. 流化床燃烧技术的工业应用.北京:中国电力出版社,1999.2 岑可法.循环流化床锅炉的理论、设计及运行.北京：中国电力出版社, 1998.3 党黎军. 循环流化床锅炉送风系统的合理设计. 锅炉制造,1999（2）：16，
