1、1Q netar260T/H 循环流化床锅炉启动调试（义马锦江能源综合利用有限公司 孟洛伟 河南省 义马 472300）摘要本文详细介绍了河南某电厂四台 DG260/9.8-3 型循环流化床锅炉机组第一台的启动调试过程。并对启动过程出现的问题加以分析，调试的结果表明锅炉运行安全可靠，锅炉主要参数达到设计要求，性能良好，并对其它机组的安装、调试提供了依据，使其它机组顺利通过试运行。关键词循环流化床锅炉 启动调试 1. 前言DG260/9.8-3CFB 型循环流化床锅炉系东方锅炉(集团)股份有限公司设计、制造的循环流化床(CFB)锅炉。河南某电厂四台 DG260/9.8-3 型循环流化床锅炉机组第
2、一台机组于 2003 年 11 月开展现场启动调试工作。经过电厂、安装单位、调试单位、监理公司、设备厂家等各方的共同努力，机组于 2004 年 2 月 29 日一次通过 72+24 小时试运。现已顺利移交生产，锅炉运行稳定，性能良好。2. 锅炉及系统简述2.1 锅炉简介DG260/9.8-3 型锅炉为单汽包、自然循环、平衡通风、高温汽冷旋风分离、循环流化床锅炉。锅炉由一个膜式水冷壁炉膛、两个汽冷式旋风分离器和和一个汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。炉膛自下而上依次是布风装置、炉膛密相区、稀相区；尾部烟道竖井内从上到下布置有高温过热器、低温过热器、鳍片省煤器、卧式钢管空气预热器。燃煤经
3、四台全封闭皮带式给煤机从炉膛前墙送入燃烧室，燃烧空气主要分为一、二次风两部分，一次风经炉底风室、布风板、风帽送入炉内，二次风从炉膛前后墙送入炉内。锅炉启动采用轻柴油床下点火。燃料燃烧生成的高温烟气携带大量的固体粒子经炉膛上部的两个出口烟窗进入并联布置的两个汽冷式旋风分离器，在分离器中大多数固体粒子被捕集下来，捕集下来的固体粒子经立管、回料器从炉膛后墙再次送入燃烧室，实现高效燃烧、保证炉内传热必须的固体粒子浓度。而烟气则经旋风分离器中心筒进入尾部竖井，最后经除尘器、引风机、烟囱排入大气。两台筛选式冷渣器布置在锅炉两侧，用以冷却炉膛排出的热渣，热渣经冷却后排入输渣系统。2.2 锅炉主要技术参数额定
4、蒸汽量: 260t/h 额定蒸汽压力: 9.8MPa(g) 额定蒸汽温度: 540 给水温度: 215 设计燃料消耗量： 40.1t/h锅炉设计热效率： 90.4%2.3 燃料特性（1）煤的元素成分及发热量：煤的元素成分及发热量名 称 碳 氢 氧 氮 硫 灰份 水份 挥发分 热值符 号 Car Har Oar Nar Sar Aar War Vdaf单 位 % % % % % % % % MJ/kg数 值 47.33 2.47 5.54 0.43 1.41 40.72 2.1 29.22 18200（2）粒度分布：煤粒度: 最大粒径 8mm； D50=1mm 。2.4 灰熔点变形温度 t1:
5、1310 软化温度 t2: 1350 熔化温度 t3: 1430 2.5 锅炉主要设计特点 风道内置点火燃烧器2 水冷风箱和具导向喷嘴的水冷布风板 气力播煤装置 选择性风冷冷渣器 汽冷旋风分离器 炉内石灰石脱硫 沿炉膛高度分级送风，提高燃烧效率，有效降低 NOx 排放 采用非机械式“J”型回料器2.6 主要系统及设备配置概况燃料经破碎后送到炉前煤仓, 再分别经四台计量式皮带给煤机落入滑槽后经风力播入炉膛内，单台给煤机能满足锅炉带 100%MCR 负荷。 锅炉配置两台一次风机、两台二次风机、一台冷渣风机, 一台播煤增压风机、三台 J 阀风机、两台引风机。锅炉运行控制系统是采用由北京和利时公司设计
6、的集散控制系统(简称 DCS), 该系统具有运行参数连续曲线记录、运行操作追忆等功能，运行参数可在屏上显示, 锅炉运行调节全部采用键盘或鼠标输入。3. 调试内容简介3.1 主要风量测量装置的标定锅炉燃烧风量是运行人员调整燃烧的的重要依据，其测量的准确性直接影响到锅炉的经济安全运行。安装在锅炉风道上的风量测量装置，往往由于安装位置管道直段不能满足设计要求、装置加工误差等原因使流量系数偏离设计值，为锅炉运行的需要，我们对锅炉主要的风量进行了测量。按等截面布置测量点，标准测速元件采用毕托管，压差信号用电子微压计读取。由于风量测量装置厂家的设计数据在试运期间多次修改,根据厂家最后提供的数据，DCS 上
7、显示风量与实测值基本相符。3.2 风量调节挡板检查风门挡板检查在冲管结束后进行，通过实地检查及在全关、全开状态下风量测量及管道压力判断风门能否关严，并检查判断与指示开度位置、DCS 显示是否一致。通过多次反复检查，锅炉风系统有较多的风门挡板实际位置与 DCS 显示不符的问题已解决,单多数调节挡板全关状态下关闭不严,仍需进一步解决。3.3 炉膛布风板阻力特性试验经过多次试验，整理锅炉布风板阻力特性曲线见下图。炉 膛 布 风 板 阻 力 特 性 曲 线00.511.522.533.50 20000 40000 60000 80000 100000 120000风 量 (Nm3/h)阻 力 (KPa
8、)3.4 冷渣器布风板阻力试验及风室间窜风情况检查冷渣器布风板阻力试验由于冷却风量小、波动大，数据可靠性差，由此计算出的风量值不可靠，因此无法整理出合理的风量与布风板阻力的关系曲线。冷渣器风室间窜风将会影响冷渣器内物料的流化，特别是在炉膛排渣量较大时，选择室的流化质量更难保证，最后导致冷渣器堵塞，冷渣器风室间窜风检查非常必要，我们在安装初期检查冷渣器时，发现两3侧冷渣器风室内隔板至布风板间的钢板未安装，提出的处理意见，安装公司对风室隔板的缝隙进行了处理，冷渣器冷态试验时，甲侧冷渣器 1#、2#风室间窜风比较严重。安装公司对此进行了处理。在启动试运期间，甲侧冷渣器选择室多次堵塞，燃料中有较多的大
9、块石头是甲侧冷渣器选择室多次堵塞的原因之一，1#、2#间风室间再次窜风未得到根治是原因之二。3.5 床料流化特性及流化均匀性试验床料流化特性及流化均匀性试验采用 10mm 以下的流化床炉渣，料层厚度约 650mm。 通过试验和观察，床料流化均匀；最小流化风量约为 38000Nm3/h，在锅炉运行时不能低于该风量。炉 膛 料 层 阻 力 曲 线010002000300040005000600070000 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000风 量 (Nm/h)料 层 阻 力 (Pa)3.6 排渣试验及冷渣器内床料流化均匀性试验冷渣器能否正
10、常工作是锅炉正常运行的必要保证，因此，我们在排渣试验前对两侧冷渣器及输渣管进行了仔细的检查，结果发现冷渣器内有较多烘炉时的保温材料，选择室及输渣管内有较多的耐火材料，冷渣器输渣管热电偶过长，易将输渣管堵塞，无法排渣。为此，对上述问题进行了处理。在炉膛内床料良好流化状态下，启动 J 阀风机，进行排渣观察试验，输渣风压力 30Kpa 左右， 在排渣电动门及输渣风手动门全关状态时，大渣在甲、乙冷渣器输渣管内大量自流，无法控制。如不解决甲、乙冷渣器输渣大量自流的问题，锅炉无法点火启动。在输渣风总管上加手动阀，暂时解决了排渣自流问题。炉膛停止排渣，对冷渣器内床料进行流化试验（冷渣器内床料堆积高度 300
11、mm） ，试验表明，风室压力达到 10Kpa 左右，各风室流化风量 4000 m3/h 左右，床压 2.5Kpa，床料流化良好，排渣通畅。经调整冷渣器进渣管热电偶，对排渣的影响已基本消除，在运行时主要通过观察冷渣器第一室的温度、床压以及输渣管渣温变化来判断有无进渣。同时应控制冷渣器第一室的床压，不宜超过 5 Kpa，否则易造成第一室的床料过厚，流化不好，易堵塞。在试运初期，由于入炉煤煤质差，严重偏离设计煤种，灰分达 52%（设计为 40.7%） ，煤中有大量的大块石头，使用 J 阀风无法顺利排渣，有时只能使用压缩空气进行吹堵排渣,并且多次选择室堵塞，打开选择室处理，在风帽处堆积大量石块。另外，
12、由于入炉煤煤质差，灰分高，渣量大，冷渣器冷却水量不足，导致排渣温度大于设计值。为解决选择室堵塞，不能排渣的问题，根据东锅调试的建议，加装事故排渣管，在以后的运行中发挥了明显作用。3.7 “J”阀（回料器）回料观察投煤试运前对 J 阀内风帽小孔逐个进行了多次清理疏通,由于回料器系统风室人孔、管道漏风，风压较低，安装公司对该问题进行了处理，试运期间，回料器工作正常。3.8 点火油枪雾化试验油燃烧系统投运前配合有关单位，对各阀门进行了开关试验，并对燃油系统进行了检查。在锅炉点火4前，多次进行了油枪雾化试验。在油枪雾化试验期间，经多次试验比较，雾化质量在炉前回油快关阀及炉前回油手动阀关闭，只开供油回路
13、时比炉前回油快关阀及炉前回油手动阀开启时雾化质量好，因此，在点火启动时均采用炉前回油快关阀及炉前回油手动阀关闭，只开供油回路，用回油调节阀调节供油压力的方式。炉前供油压力在 1.74.0MPa，油枪雾化良好，燃烧稳定。我们认为，该油管路系统需做调整，以便使枪前回油系统及回油调节系统正常。每次点火前，通过调节炉前油循环系统，建立合理的油循环，并通过调节炉前回油调节阀来调节油枪出力。油枪吹扫系统应能及时投运，以免油枪积碳堵塞，影响雾化质量。该炉吹扫系统设计采用蒸汽吹扫，因点火期间的蒸汽无法保证，建议加装压缩空气吹扫管路，以确保点火期间油枪吹扫系统及时投运。3.9 烘炉本锅炉烘炉采用烘炉机用热烟气干
14、燥方式来完成，烘炉从 2003 年 12 月 17 日开始,到 2003 年 12 月29 日结束，历时 13 天。锅炉在烘炉期间采用临时疏水泵和疏水系统补给水。整个烘炉期间，升、降温均按照烘炉方案进行，未超出耐火材料厂家规定的范围。烘炉结束后，电厂、监理、耐火材料厂家、电建及调试单位共同对烘炉情况进行了全面检查，一致认为烘炉质量达到要求。3.10 吹管锅炉冲管采用蓄能降压冲管。第一阶段自 2004 年 1 月 8 日 0：30 点油枪开始吹管，当日 11：00 结束，主蒸汽管路冲管 20 次。第二阶段于 1 月 9 日 3：15 开始，次日 3：25 结束，主蒸汽管路冲管 32 次，并进行了
15、主蒸汽母管、减温减压器及热网管线及汽包、过热蒸汽管道上安全阀脉冲管的吹扫，经电厂、监理、电建及调试单位共同对靶板进行了检查，一致认为靶板满足验收标准要求。3.11 蒸汽严密性试验2004 年 1 月 16 日，逐渐升压至过热器出口 9.8MPa。稳压后，对锅炉进行检查。未发现泄漏。3.12 安全阀整定锅炉吹管结束时，安全阀安装未完毕，不具备整定条件，因此安全阀整定是在机组第一次并网发电结束、汽机解列后,在蒸汽严密性试验结束后进行的。安全阀机械部分调试于 2004 年 1 月 17 日 0：30 结束。安全阀机械部分整定结果：汽包安全阀 起座压力：11.7Mpa 回座压力：10.8Mpa过热蒸汽
16、安全阀 起座压力：10.3Mpa 回座压力：9.4Mpa符合安全阀应用导则规定。3.13 72+24 小时试运2004 年 2 月 24 日整套机组启动,于 2004 年 2 月 29 日一次通过 72+24 小时试运，移交生产 。试运期间，锅炉各主要参数均达到或接近（由于机组额定电负荷为 5.5 万千瓦/小时，锅炉 230t/h 蒸发量就能满足要求）设计要求，锅炉运行稳定，性能良好。3.14 锅炉热工调试热工控制主要设备 DCS 采用北京和利时系统工程公司的 MACS 计算机分散控制系统，包括电站锅炉上常用的 DAS、SCS、MCS 及 FSSS 等四个子系统。热工调试内容包括：热工信号及连
17、锁保护校验、热工信号逻辑及报警系统试验、锅炉炉膛安全监控系统试验、负责 DCS 端子排以外的热控装置的二次调整、锅炉各种自动及保护的投运。4 锅炉热态带负荷的调试、调整4.1 一次风量调试及运行表明，一次风量的变化对床温的影响十分明显。在一定的负荷和燃料条件下，一次风量增加，床温降低，反之，床温升高，这是因为一次风量增加，密相区烟气带走的热量增加，同时因为床层流化速度有一定提高，使燃料中的细粒子进入到炉膛上部空间燃烧的量有增加趋势，所以床温降低，相反，床温升高。4.2 床温的调整5根据在对锅炉的调试过程中反应出的一次风量变化对床温的影响情况和对二者关系的分析可知，床温并不是一个独立的影响锅炉运
18、行的因素，而是受其它因素影响一个运行控制量（根据锅炉运行的稳定性和脱硫需要而定） ，它与锅炉负荷、燃料特性（燃料水份、灰份、热值及粒度组成等） 、一次风量有关，在锅炉的运行中，床温通常通过调整一次风量来控制。在负荷及燃料特性一定条件下，调整一次风量（一次风率） ，燃料在炉内不同高度的放热率将会发生变化，从而使床温发生变化，同时，沿炉膛高度的烟温分布也会有所变化，但整个燃烧室的平均温度水平不会有多大变化（燃烧室的平均温度水平与燃烧过剩空气系数有关） ，因此，床温对锅炉燃烧效率的影响更确切地说是风量分配、燃烧过剩空气系数对燃烧效率的影响。因此在运行时，通过调整一次风量将床温控制到合适的水平。在试运
19、期间，由于燃料中的大块矸石沉积在炉膛底部，造成流化不均，不易排出。当堆积较多后引起床温失真，增加运行难度。当冷渣器一侧连排能控制炉膛床压时,另一台冷渣器也应定时排渣,初期可通过选择室的事故放渣管放掉沉积在炉膛底部大块矸石,以防将选择室堵塞,待选择室的事故放渣管排出细灰时将事故放渣管关闭,方可正常排渣。循环流化床锅炉对燃料粒度的要求较高，如偏离设计值较远，对锅炉床温、床压、炉膛烟温、各受热面烟温、排渣均有较大的影响，影响锅炉稳定、安全运行。对该炉而言，炉膛床温宜控制在 850930范围，当排渣或燃料变化时有利于锅炉运行的稳定。4.3 “J”的调整锅炉运行过程一般无须对“J”阀风进行调整，只有在较
20、高负荷时“J”阀母管压力偏低（小于30Kpa）或“J”阀料位偏高及“J”阀灰温较高（高于 980）对“J”阀风进行调整。4.4 床压的调整床压测点位于布风板以上与风帽出口小孔相同标高的两侧墙上，床压值为炉膛密相区阻力和悬浮段阻力之和（炉膛出口为 0 压点） 。床压反应了炉膛内固体粒子的总量。床压值是锅炉运行中通过排渣控制的一个运行参数。试验表明，床压对锅炉燃烧效率没有明显影响，且床压在较宽的运行范围内都能保证锅炉负荷、蒸汽参数达到设计要求，但试运过程中也明显地反应出床压过低不利于锅炉稳定运行，主要表现在床压过低，床温均匀性差，波动大。另外，床压过低，会加剧风帽的磨损。根据经验，锅炉满负荷运行时
21、炉膛床压宜控制在 68KPa 范围内。密相区的阻力（床料高度）可以通过排放底渣人为控制，运行及试验表明，悬浮段的阻力（固体粒子量）与锅炉负荷有明显的关系，而床压则不然，锅炉负荷高，悬浮段阻力大，反之则小，这是因为，锅炉负荷变化，炉内烟气上升速度变化，被烟气携带进入悬浮段的固体粒子量相应发生变化，即悬浮段的固体粒子浓度发生变化，此时循环灰量也发生变化。4.5 给煤机投运方式调整试验表明在四台给煤机不对称投运(一侧单台给煤机运行)甚至两侧炉膛给煤量相差较大的运行方式下,床温仍较均匀。虽然试验结果证明单侧炉膛任一台给煤机投运或两侧炉膛给煤量相差较大的运行方式都不会造成屏过热偏差和床温的不均匀，但从燃
22、烧的合理组织来说，这种运行方式是不合理的，特别是两侧炉膛给煤量相差较大的运行方式应尽量避免，否则很可能造成两侧炉膛的风煤比失调（即使总的燃烧过剩空气系数控制得很好） ，影响锅炉运行的经济性，因此，建议在正常情况下，四台给煤机都应投运且给煤量应基本一致。4.6 播煤风的调整当炉膛床压低于 5kpa 时，给煤口附近床温高于其它床温点，提高播煤风压及风量后，给煤口附近床温与其它床温点趋于一致。而在炉膛床压 7kpa 左右时，改变播煤风压及风量对床温及锅炉运行影响不大。因此，较大的播煤风量在锅炉启动初期床压较低时，对改善入炉煤的播散均匀性和床温的均匀性有较大好处。4.7 二次风的调整试运期间对上、下二
23、次风也进行了调整，由于二次风占总燃烧风的份额仅只有约 30%，因此调整的幅度不大。二次总风量的调整主要是为了控制总的燃烧风量，保证燃烧空气足够，因此调整依据是省煤器后的烟气含氧量，燃用设计煤种时，通常在 80%以上负荷下，省煤器出口烟气含氧量控制在 3.55%范围，6低负荷时省煤器后烟气含氧量应控制高一些（67%） 。在高负荷二次风总量较大时，上、下二次风的分配按约 55 比例控制，低负荷时二次风总量小，为了保证二次风的入炉速度，可采取减小一层开大另一层的控制方式。4.8 冷渣器的运行试运前期，由于燃料中有较多的大块石头，造成冷渣器 1、2 室严重堆积，易堵塞。运行中为了适应现状，采取了提高冷
24、渣风机出口风压，冷渣器冷渣风量超出设计风量的运行方式，这样采用“J”阀风或吹扫压缩空气均能顺利排渣。这种大冷却风量的运行方式虽然基本解决排渣堵塞问题。但如果因煤粒度大，为了顺利排渣长期采取大冷却风量运行是不可取的，一方面影响锅炉整体运行的经济性（风机电耗增加、排烟温度增高） ，另一方面冷渣器内风帽的磨损会加剧。因此必须重视入炉煤粒度的控制，减少大颗粒数量。煤粒度达到要求后可降低冷渣器冷却风量。4.9 启动点火机组在首次启动点火过程中，随着油枪出力的增大，点火风道温度逐渐升高，床温逐渐上升，床温升至 500左右时，停止上升。经过多次调整，点火风道壁温达到 1300，床温上升至 600，开始投煤，
25、投煤后几分钟，床温上升，但床压、风室压力下降，风室压力下降到 3KPa 以下，停炉检查，风帽烧毁200 多个。冷却后，更换风帽，并将点火风道壁温测点移至燃烧器火焰中心位置，风室加装温度测点。再次启动，控制点火风道壁温 1200，风室温度 800以下，床温 500以上，即脉冲投煤使床温缓慢上升至 650以上，投煤即可稳定燃烧。410 排烟温度在满负荷运转情况下，出现排烟温度偏高的问题，两侧偏差过大的问题。排烟温度两侧偏差过大的原因，经过检查发现，烟道有漏风现象，缺陷消除后，运行过程中炉膛两侧给煤、配风均匀，燃烧工况稳定，排烟温度两侧偏差过大得到消除。但 1#锅炉排烟温度仍然在 180以上，尾部烟
26、道多次吹灰，未取得明显效果。停炉后，打开尾部烟道人孔门，发现受热面积灰严重，用压缩空气人工将过热器、省煤器、空预器积灰吹掉。启动后，带满负荷排烟温度最低维持在 130，可时间不长，排烟温度仍然上升到 180以上，最高 220。考虑吹灰器为声波吹灰器，吹灰效果不佳，2、3、4#机组吹灰器改为蒸汽吹灰，排烟温度一般维持在 130左右。5. 结束语四台 DG260/9.8-3 型循环流化床锅炉机组经过启动调试和较全面的燃烧调整，运行稳定，性能良好，锅炉负荷、蒸汽参数达到设计要求。作者简介 孟洛伟：义马锦江能源综合利用有限公司运行部部长兼锅炉专业工程师，长期从事 CFB机组的安装、质检、调试、运行管理及技术工作。地址：河南省义马市泰山南路 1 号义马锦江能源综合利用有限公司，邮编：472300，电话：13569605899，电子信箱：
