循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案

260T/H循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案
摘要：主汽温度过低会加速汽轮机叶片的水蚀造成上下缸热应力增大，增加汽耗。

通过改变一次风率，一、二次风的配比床压值的大小及更换吹灰器，提高了炉内的吸热量和尾部烟道的换热量。

彻底解决了主汽温度偏低的问题，确保了机组安全经济运行。

关键词：主汽温度燃烧效率流化风量床压一、二次风配比
（1）启停给煤机或燃烧器时；
（2）风煤配比不当时；
（3）给水压力变化时；
（4）负荷变化时；
（5）煤质变化时；
（6）减温水量、水压变化时；
（7）受热面积灰、结焦时；
（8）锅炉受热面泄漏时；
（9）汽包水位的变化时；
（10）受热面吹灰时；
（11）煤粒细度变化时；
（12）床温、料层差压变化时；
（13）返料系统异常时；
（14）投停高加时；
当出现以上情况时，要加强对汽温、汽压的监视和控制。

根据不同负荷对床高、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制汽压的波动幅度，维持在9.8MPa ±0.05MPa,调节给水量能对控制汽压起辅助作用，调节给水量时要维持汽包水位在允许范围。

我单位的260T/H循环流化床锅炉在运行中主蒸汽温度严重低于设计值。

额定值为540℃，最低不得低于525℃，而实际运行时最高才510℃（低负荷段时甚至低至490℃），这增加了汽轮机的汽耗，降低了机组的经济性；使汽轮机的末级蒸汽湿度增大，加速了对叶片的水蚀，
严重是产生水冲击，造成汽轮机缸体上下壁温差增大，产生很大的热应力，使胀差和窜轴增大，严重危急汽轮机的安全运行。

运行中的锅炉机组各项参数为：汽压9.2MPa 汽温490℃~510℃，根本用不上减温水，床压8KPa，炉膛出口、低温过热器、高温过热器、省煤器等各部烟气温度普遍低于设计值30℃～50℃，而排烟温度明显偏高60℃，床温偏低50℃～100℃。

一．查找原因
该锅炉在启动初期各项参数均达到设计要求，但运行一周以后就会出现上面所述的变化。

煤质较差(见下表)。

经过在循环流化床锅炉的热解和破碎燃烧后，产生较多的细颗粒飞灰。

针对各运行参数，分析如下：
1．排烟温度偏高。

启动初期，排烟温度基本接近设计值，运行一周后逐渐升高。

根据传热学的对流换热理论可知：对于电站锅炉的主要热阻都在烟气侧和灰垢热阻上。

在锅炉机组设计一定的情况下，影响换热的只有灰垢热阻。

这说明各受热面积灰较多，致使高、低温过热器吸热量少。

停炉后检证实了这点。

可见最初采用的声波吹灰器吹灰效果不好。

2．入炉煤的粒度问题。

运行中入炉煤粒度d＝20mm，而设计值dmax=9mm，严重偏离设计值。

造成选择性排灰冷渣器运行困难，为保证冷渣器的正常运行，一次风量较高，为14万Nm3/h。

导致了一次风率较高，一、二次风配比不合理；并导致冷渣器长期在低出力下运行，进而导致炉内床料逐渐过多。

从而影响到床温，使其偏低于设计值50℃～100℃，即便在额定蒸发量情况下也比设计值偏低50℃。

3．床压值的选取欠科学，有待于实践论证。

锅炉厂家对于床压值的选取未有明确规定，何值最佳，难以确定。

初步定为8KPa。

停炉检查静止床料厚度为接近1m，明显较厚。

这说明该锅炉的燃烧效率低下。

二．调整与实践
1．更换吹灰器。

经过考察，决定将声波吹灰器更换为乙炔爆燃脉冲吹灰器。

每8小时吹灰一次。

2．改进碎煤系统。

将原来的一级碎煤系统增加为二级碎煤系统，并将20mm的振动筛更换为9mm的滚动筛，确保满足设计要求。

3、燃烧调整。

入炉煤粒度大幅度降低后，重新进行布风板均匀性试验，确定最低运行流化风量为6.5万Nm3/h，改变了一、二次风配比，由原来的1.5:1改为1：1，最高可达1：1.5。

4．重新选取床压值，确定最佳床压值。

运行中，分别选择床压值7.5 KPa，7 KPa，6.5 KPa，6 KPa ，5.5 KPa ，5 KPa，4.5 KPa，4 KPa，3. 5 KPa进行试验。

最终确定4.5～5.5KPa
为最佳范围。

过高，床料较多，燃烧放出的热量大部分被床料吸收，致使尾部烟道吸热量减少，主汽温度偏低；过低，容易出现沟流现象，床温过高，容易结焦。

三．取得的效果
经过调整，床温得到大幅度提升，在锅炉额定出力下达到920℃～940℃，即使在基本负荷下也能达到860℃；炉膛出口温度达到了920℃～940℃；各部烟气温度也比原来提高了30℃；排烟温度降低了30℃；主汽温度明显得到改善，完全达到额定温度范围。

即便是基本负荷下，A、B两侧一、二级减温水也必修全部用上。

厂用电率由原来的11.7%下降到9.6%，标煤耗率也下降了0.65g/KWh。

对同类型的循环流化床锅炉具有推广意义。