DG410_9.81-9 型循环流化床锅炉常见故障案例的分析及对策

　

ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉　常见故障案例的分析及对策　

　卢　刚　李农强　蔡　磊　

（河北热电有限责任公司，石家庄，０５００４１）　

　

摘要：河北热电有限责任公司八期技改工程安装的两台ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉自投运以来，除设备本身出现的一些缺陷以外，在运行过程中由于经验不足也出现了文中所列举的一些问题，本文就这些问题从循环流化床锅炉本身的特点出发进行了认真的分析。　

关键词：循环流化床锅炉常见故障分析对策

　

１　前言

河北热电有限责任公司八期技改工程现已安装#23、#24两台东方锅炉股份有限公司设计制造的DG410/9.81-9型循环流化床锅炉，配一台进口的200MW级双抽凝汽式汽轮发电机，构成典型的扩大单元制机组。由于石家庄市环保和供热的需要，　＃２４、＃２３锅炉已提前八个月，相继于２００２年１１月１５日和３０日投产供热。由于循环流化床锅炉燃烧机理复杂，运行技术含量高，操作调整量大，加之调试工期紧，在调试期间和移交生产后发生了多次的异常和事故，造成了生产成本的提高。通过对事故的认真分析，总结经验教训，寻找对策解决问题，两台炉目前的运行情况比较稳定，在高加未投入运行，给水温度为１５５℃的情况下（偏离设计值７０℃），最大稳定负荷为３５０ｔ／ｈ。最低不投油稳定负荷为１２０ｔ／ｈ。其中＃２３炉最长连续运行时间已达１４７６小时，＃２４炉最长连续运行时间已达１１７１小时，在全国同类型机组中名列前茅。　

２　ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉简介　

东方锅炉股份有限公司设计制造的ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉采用典型的Ｐｙｒｏｐｏｗｅｒ设计，使用两个汽冷旋风分离器，Ｊ阀回料由炉膛后墙密相区进入炉膛，炉膛、旋风分离器和　Ｊ型密封回料阀构成了物料热循环回路。　

锅炉炉膛为传统的膜式水冷壁结构，炉膛上部靠近前墙布置有六片汽冷屏（屏式过热器）和三片水冷蒸发屏，炉膛底部为水冷布风板和定向风帽。因锅炉采用床上床下联合点火方式，炉膛布风板下方设有水冷风室，由前墙水冷壁向后弯制而成。热一次风可通过其下部的平衡风室经由四个空气通道进入水冷风室。同时平衡风室又与两台点火风道器相连，在锅炉点火初期将预加热的烟气送入水冷风室。二次风分两层前后墙对称布置进入炉膛，形成炉膛密相区和稀相区的分界。炉膛密相区两侧各布置有两台风水联合冷渣器，也称多流化床分选箱式冷渣器，每台冷渣器有两个回风管道

分上下两层将冷渣器的流化风送回炉膛稀相区。炉膛后墙密相区布置有两个启动床料添加口。　

锅炉配有四台给煤机，中间两台给煤机各连接两根给煤管，总共六根给煤管将燃煤送入炉膛前墙下部密相区布置的六个给煤口。配有两个石灰石粉仓，通过石灰石风机将石灰石粉送入炉膛密相区前墙的四个石灰石口。　

锅炉尾部烟道与常规煤粉炉的布置相似，从上向下依次为高温过热器、低温过热器、省煤器、空气预热器等，过热蒸汽温度由布置在低温、屏式过热器和屏式、高温过热器之间的两级喷水减温调节。　

炉膛和冷渣器内均采用“г”形定向风帽，可以有效的控制床料的流动。　

锅炉配有两台引风机来维持炉膛的正常压力，两台一次风机提供炉内床料流化所需的动力，两台二次风机提供炉膛稀相区物料充分燃烧需要的氧，两台播煤增压风机提供足够的动力将煤粒均匀分布在炉膛密相区，两台Ｊ阀风机提供Ｊ阀回料需要的流化动力，两台石灰石风机提供输送石灰石粉所需的动力，以及一台点火增压风机以提供床下油枪点火所需要的氧和冷却用风。　

为减少飞灰可燃物含量，提高锅炉燃烧效率，每台炉还设有一套飞灰再循环系统，将从电除尘一电场收集的飞灰送回炉膛进行再次燃烧。　

３　ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉常见事故的运行分析及对策　

３．１ 汽包水位异常等　

该炉高、低汽包水位ＭＦＴ动作值为＋２００、－２８０在锅炉启动过程中，多次出现水位低，给水自动调节跟不上，手动操作将上水量大幅提高后，水位响应缓慢，当水位开始回升时，立即关闭给水调门，开启事故放水，水位仍上升至ＭＦＴ动作。恢复水位正常后，重新点火启动。致使启动用燃油量成倍增大。　

经分析，ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉采用床下床上联合启动的点火方式提升床温。启动初期主要通过床下启动燃烧器对流化风预热后与床料进行对流换热。这导致了炉膛出口的烟气温度偏高。同时这种点火方式要求炉膛内的床料处于临界流化状态，大部分床料仍滞留在炉膛的密相区，炉膛稀相区水冷壁的颗粒团对流换热很弱，烟气对水冷壁的辐射换热又明显弱于省煤器的对流换热。因此，锅炉冷态启动存在较严重的省煤器汽化现象，即省煤器的出口温度达到汽包压力下的饱和温度。尤其是在汽包间断补水工况下，当发生汽包水位低，加大上水量时，由于给水温度明显低于汽包压力下的饱和温度，省煤器的水容积首先会急剧收缩，造成省煤器补水时间延长，短时间内进入汽包水量降低。加之设计上省煤器出口集箱的位置高于汽包约２米，此上水阶段汽包的水位仍将持续下降。当省煤器上满水，省煤器的出口温度低于汽包压力下的饱和温度后，汽包水位才开始上升。此时停止上水后，由于省煤器内的水继续加热膨胀并产生汽化，汽包的水位仍将持续上升。由此可见，在开启和关闭上水门后，汽包水位的上升和下降均存在明显的滞后现象。汽包事故放水在设计上也存在严重的偏差，导致其联锁开启后不能迅速有效的将汽包内的水放出，最终导致锅炉水位高ＭＦＴ动作。　

鉴于以上分析，在之后的锅炉启动过程中，加强了对省煤器出口温度的监视，并尽量保证小流量连续上水，使得省煤器的汽化现象得到了控制。同时当出现水位上升趋势时，提前开启事故放水。

避免了再次出现水位事故。

３．２ Ｊ阀风机故障　

锅炉正常运行中，运行Ｊ阀风机对空排气门自开，Ｊ阀母管压力降低，备用Ｊ阀风机联启。之后床温从８４１℃急剧上升到９３７℃，负荷大幅度上涨，水位未得到有效控制，锅炉ＭＦＴ动作。导致锅炉重新进行温态启动。影响了对外界负荷的供给。　

ＤＧ４１０／９．８１－９型循环流化床锅炉的Ｊ阀风机为罗茨风机，其主要作用是将旋风分离器回收的物料以流化状态送回炉膛。其对空排气门为电磁阀，如故障情况下自开，大量的Ｊ阀用风从对空排气逸走，导致Ｊ阀母管泄压至３Ｋｐａ。此时，Ｊ阀底部流化风已不能将回料进行充分的流化，造成旋风分离器分离出来的大量物料沉积在回料阀内。待备用风机联锁启动后母管压力上升至１３Ｋｐａ，Ｊ型密封回料阀重新进入流化状态，大量的物料再次回到炉膛内，由于其含炭量较高，具有大量的可燃成分，导致炉膛床温的急剧升高，氧量明显减少。而且这部分物料具有较大的冲击力，使床内物料产生剧烈的扰动，使更多的细颗粒能够快速进入炉膛的稀相区与水冷壁进行换热，导致锅炉负荷迅速上涨近４０ｔ／ｈ。汽温和汽压也相应升高，水位从而发生大范围地波动。此后，运行人员及时地调整了给煤量和一次风流量，迅速查找Ｊ阀风机系统的问题，使得床温和负荷得到控制。但同时循环流化床锅炉操作调整复杂的弊病显露出来，由于操作调整多，使得水位的变化没有得到及时地控制，最终导致水位异常，锅炉ＭＦＴ动作。　

由此可见，当出现燃烧故障时，循环流化床锅炉床温的变化是非常快的。由于炉膛内的物料很多，热容积大，床温如不能及时控制，极易产生结焦。因此在正常运行中应及时监视Ｊ型密封回料阀的工作情况，发现Ｊ型密封回料阀的流化风量偏小甚至回零时，应及时加大流化风量。避免过多的回料堆积影响旋风分离器的正常运行，并产生潜在的事故隐患。同时，在锅炉事故处理是不能忽略任何主参数的变化，避免事故的扩大。　

３．３ 一次风流化风道烧红　

锅炉在启动过程中出现过两次一次风流化风道烧红的异常情况。从风道外表面用测温仪测量其温度为４００℃左右。出于保护设备的考虑，被迫停止锅炉的点火。增加了锅炉运行的非生产性损失。　

DG410/9.81-9型循环流化床锅炉的床下启动燃烧器的结构图如下：

在停炉检查中发现，流化风挡板下部的斜管段是多段法兰连接，未包敷耐火材料。由于点火燃烧器包敷着耐火材料，在启动过程中局部壁温将达到１３００℃左右，而流化风温度最高为２００℃，所以此处产生的热应力极大，致使部分法兰连接处出现了明显的裂口，最大处约有２０ｍｍ宽，２ｍ长。而且流化风挡板设计为两片导流板对开方式，流化风经挡板导流后，从两片挡板的中间向下进入斜管段。点火后，Ａ点处的热风温度为８７０℃。此时如果流化风的风量偏小，造成热一次风道出口局部风压低于点火风道风压，热风将经过Ｂ点沿斜管段上壁向上反窜，从法兰开口处逸出。造成斜管段过热变红。　

图中虚线圆所包括的范围为烧红区域。

发现问题后，要求检修将法兰连接处焊死。同时从运行调整上，在满足点火所需的点火增压风量后，适当地加大了一次风流化风量，同时提高热一次风道出口风压使之稍高于点火风道风压。在之后的多次点火中，对烧红区域进行温度测量，最高温度值不超过２１０℃。这样虽然造成了一定的热量损失，减缓了床温的升温速度，延长了点火启动的时间，但保证了设备系统的安全稳定运行。　３．４ 给煤机故障　

锅炉正常运行中，曾经出现过数次四台给煤机正常运行，而给煤量突然降低的现象。床温先呈现缓慢下降的趋势，之后开始快速上升，氧量直线下降。负荷等其他参数也相应的上涨。床温最高曾上涨到９５０℃。经过运行调整，相应的减少给煤量控制床温，最终使得负荷、床温等参数趋于稳定。下面是一组典型的参数变化曲线图。　

从曲线趋势来看，给煤量突然降低原因是Ｃ给煤机的给煤量反馈突然从９ｔ／ｈ降至０。而此时Ｃ给煤机的给煤指令并未改变。此后床温有一个缓慢的下降趋势。从床温变化梯度来看，这并不是给煤量实际降低引起的。同时氧量开始下降，这说明此阶段实际给煤量增加很快。事后，经过与热工人员共同试验确认，在指令不变，反馈回零的情况下，给煤机的转速将一直上升到１００％。大约１．５分钟后，床温开始上升，氧量继续下降。负荷也开始快速上升。这表明，新增加的煤开始进入燃烧状态。由于给煤量增加很多，床温变的难以控制。此后的操作导致了床温和负荷的大范围波动，加大了锅炉运行的不安全因素，造成了事故隐患。　

由此可见，床温的下降并不只是由于给煤量的减少或者煤质变差而引起的。在判断床温变化的原因时还应参考氧量等参数的变化趋势。只有充分考虑这些参数的变化情况，才能做出正确的判断。同时，对于给煤机的给煤量反馈回零的情况，应首先停运发生故障的给煤机。避免给煤量不断的增加，使得过多的煤进入炉膛，造成床温的急剧上升，甚至产生爆燃。之后可根据床温的变化适当地加大其余给煤机的给煤量，使锅炉尽快地进入稳定运行状态。

４　结束语　

通过对以上各种故障情况的分析和解决，我们对诸如水位、床温的变化规律、热一次风的调节规律、循环物料、给煤量对燃烧的影响等运行特性有了更深入的了解和认识，同时我们也体会到任何问题的解决，必须从循环流化床锅炉设备本身的运行特性出发，从而形成解决今后可能出现的各种问题的基本思路。

参考文献：　

[1] 《循环流化床锅炉的理论、设计及运行》,岑可法、倪明江、骆仲泱等著，中国电力出版社。

[2] 《循环流化床锅炉设计与运行》，[加]P.巴苏 S.A.弗雷泽著,科学出版社。

床温曲线

床温梯度曲线 给煤量曲线