运河发电有限公司两台sg?440/13.7?m562循环流化床锅炉，分别于2003年9月和2004年2月相继投产运行，属于上海锅炉厂生产的首批440t/h循环流化床锅炉，从设计、制造、安装、运行方面都存在一定的问题，自机组投运以来曾多次出现故障，影响了机组的安全运行。鲁能发展公司和运河发电公司对此非常重视，专门成立了循环流化床机组运行可靠性攻关小组，并将其列为公司科技项目，从设备技术改造、燃烧运行控制、燃料控制、检修工艺控制等多个方面进行综合治理。通过学习循环流化床锅炉先进的技术经验介绍，我们对设备存在的问题进行认真分析和归纳，总结运行经验教训，提出解决措施和方案并进行了实施，取得较好效果。现在两台机组运行比较稳定，其中#3机组2006年不停机连续安全运行目前已近180天。

1  运河发电公司循环流化床锅炉简介

      锅炉型号sg-440/13.7-m562，超高压中间再热，单锅筒自然循环循环流化床锅炉，是上海锅炉厂有限公司在引进美国alstom公司循环流化床锅炉技术的基础上进行的全套设计。炉膛上部布置4片水冷屏和16片屏式过热器，其中，水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间，布置有2台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置1台非机械的“u”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛。锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有4个给煤和4个石灰石给料口，均匀地布置在炉前。WWW.11665.COm炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2有2支）大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置1台流化床冷渣器。锅炉锅筒中心标高为47000 mm，g排柱至k排柱的深度为37200 mm,主跨宽度为21000 mm ，左右侧副跨宽度均为5000 mm。

2.运河发电公司循环流化床锅炉常见故障分析

2.1炉内受热面磨损

      炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡区、温度测点周围、炉内悬吊受热面、顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近，由于上述位置均处于物料的次密相区和涡流区，飞灰浓度和速度相对较大，据不完全统计，全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事故占26.41%。

      锅炉运行两年后检查发现，锅炉内受热面的磨损较为普遍，磨损最严重的部位主要集中在炉膛四角、后墙分离器入口两侧水冷壁以及分离器相对高度的两侧墙水冷壁磨损较为严重，特别是与耐磨料结合部位磨损更为严重。

      当出现给煤机断煤时间较长时，便会由于炉内配煤不匀，造成浓相侧水冷壁磨损严重。

2.2炉内耐磨料损坏的原因

      保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置，其损坏主要有脱落和磨损两种情况，造成上述损坏的原因是多方面的。

（1）有些耐磨料其本身的成分配比不符合要求，使耐磨料的稳定性达不到设计要求，表面硬度减弱以及粘结力降低，耐磨料极易磨损和脱落。

（2）施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏，在施工中没有严格按照料、水（或磷酸结合剂）浓度进行合理配比，耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工时预留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等，在运行中极易造成耐磨料大片脱落。

（3）设计结构不合理也会造成耐磨料脱落，如：抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低都会造成耐磨料大面积脱落。

（4）运行操作不当也会造成耐磨料脱落，耐磨材料随温度的升降，产生膨胀或收缩，如果此膨胀或收缩受到约束，材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料，与金属制品相比，由于它的热导率和弹性较小、抗拉强度低、抵抗热应力破坏能力差、抗热震性较低，在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大，就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。

2.3过热器超温的原因分析

       3、4号炉自投产以来，屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高，冷段出口温度最高达475℃,比设计值高出50.8℃，当一级减温器减温水量为26.1 t/h时，热段出口温度最高达534℃，比设计值高出40.6℃，其中屏式过热器高温段部分管子由于过热严重出现了管材球墨化现象。分析主要原因有：

（1)  炉内设计的过热器受热面较多。

（2)  在锅炉设计时，没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。

（3)  燃用煤种偏离设计煤种较大。

（4)  运行中风量配比偏差较大。

2.4  给煤机堵煤

     锅炉共设4台给煤机、2个原煤仓。自投产以来，频繁发生给煤机堵煤、断煤现象，仓壁挂煤严重，虽经空气炮疏松但无明显效果，只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿，堵煤现象更为严重。经过认真观察分析，认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成：

（1）       入炉煤含水量较大，增加了煤的粘度。实践证明：当煤的含水量在8%~15%范围内粘性最大，煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。

（2）       煤仓和入口电动门结构不合理：煤仓设计为方锥型，入口电动门为方型结构，2台给煤机共用1个原煤仓。中间分叉后变2个煤斗接入给煤机，由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤压，越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大，所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门后为“天方地圆”结构，由于设计时预留高度太短，所以收缩太快，造成坡度减小容易堵煤。

2.5 冷渣器排渣困难原因分析：

（1）       床温过高造成结焦

（2）       细碎机未及时调整，粗细煤粒的分布不合理，造成密相区燃烧份额加大，床温提高结焦。

（3）       点火过程中投入冷渣器运行，给煤落入冷渣器内，使冷渣器内发生煤粒再燃，造成高温结焦。

（4）       停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽，产生低温结焦，焦块进入冷渣器内。

（5）       配风不合理和锅炉长期低负荷运行，炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。

（6）       炉膛内流化不良，存在部分死区，易使低温焦块生长。

（7）       冷渣器设计缺陷：冷渣器中间隔墙过高，较大的渣料由于流化困难，很难被从ⅰ室吹到ⅱ室。

（8）       运行调整过程中，冷渣器运行关键参数监视不到位。

3常见故障的改造处理措施

3.1 锅炉受热面磨损的改造措施

（1）考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性，我们利用大修机会对炉内部分受热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上1.5 m、焊缝两端各0.2 m，顶棚往下1.5 m和分离器入口两侧相对应的部位。

（2）大修喷涂后运行半年发现分离器两侧及后墙两角水冷壁磨损仍然较为严重，涂层被全部磨掉后造成水冷壁减薄超标。为了彻底解决磨损严重的问题，对上述部位敷设了耐磨可塑料，该部位的磨损问题得到彻底解决。

3.2  炉内耐磨料损坏的处理措施

（1）对耐磨料进行了招标，选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工，在施工中严格施工工艺，加强质量监督，对耐磨料的成分进行不定期抽样检查，对不合格的产品一律拒绝使用。

（2）对旋风分离器切向位置的耐磨料进行了施工改造，将原有的耐火砖拆掉（部分脱落）增加了y型抓钉，并在抓钉上面焊接了φ6mm的不锈钢网，外层用60mm的高温硅酸铝棉毡，中间用微孔保温砖，内层附以150 mm厚的耐磨捣打可塑料，经过8个多月的实际运行，保温效果和强度都非常好。

（3）回料器的水平段耐磨料经常脱落，致使该处的铁板烧红。利用停炉机会对该处进行了改造,在耐磨料最内层加装了成型高温耐热钢板，板下部敷设50mm厚的可塑料，上部敷设保温浇铸料和绝热材料，从目前运行情况来看，使用效果比较好。

（4）为了避免出现耐磨料脱落的现象发生，每次停炉和启动，都应严格按照温升曲线进行操作。

3.3  过热器超温的改造处理措施

（1）       将屏式过热器冷、热段炉膛中间各一屏割除，以减少受热面,降低出口汽温，如图一。



（2）考虑到炉膛中间两屏过热器割除后,相邻两屏过热器对流、辐射换热加强，同时为了减小不同屏间屏过管子的热偏差，在屏式过热器冷、热段出入口底部增加不同面积的耐磨料，靠近炉膛中间增加耐磨料的面积大于靠近炉膛两侧各屏式的面积，如图二。
（3）为了减小同屏间管子的热偏差，在屏式过热器冷、热段出口每屏前、后两侧各三根管子增加3米高耐磨料，如图二。
（4）为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热，分别将＃3、4炉分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管加装了隔热护板。
（5）屏式过热器冷热段入口加装温度测点。

3.4给煤机堵煤的改造处理措施 （1） 对原煤仓进行了改造，从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构，分三节形成双曲线型结构，内贴高分子pst板，去掉空气炮，每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产的疏松机。 （2） 将给煤机入口电动插板门更换为北京派通公司生产的双向液压门，该门为圆形桶体结构，采用液压双向插板设计，相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构，从而减少了煤和门壁的摩擦，避免了门后堵煤现象的发生。 3.5防止冷渣器排渣困难改造处理措施 （1）将冷渣器内的中间隔墙降低，便于主室内的渣进入副室，从而自正常排渣口排出。 （2）降低正常排渣口的高度。将标高从4.733米下降至3.84米。 （3） 在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用：一是当炉膛排渣口堵塞时可以将该门关闭，利用冷渣风机的风将排渣口鼓开；二是当冷渣器内结焦或冷却水管道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。 （4） 在冷渣器底部加装了压力测点，根据压力合理控制排渣时间。

4 针对发生的常见故障运行采取的措施 4.1减少受热面的磨损 为了减少炉内受热面的磨损我们从运行方面采取了如下措施： （1）       严格控制入炉煤的粒度，每班取样筛分，及时调整。 （2）       对入炉煤的热值进行严格的取样化验，确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种, 发热 量小于该值的煤种一律进行掺烧，严格将燃料耗量控制在69 t/h以下。 （3）       在保证炉内床料流化良好的前提下，减小总风量，145mw合理风量在450t/h左右。 （4）       在保证料层差压合理分布的前提下，降低炉膛差压，145 mw合理床压在13.4~14.5 kpa左右。 （5）       根据燃烧工况，合理控制风量配比，减小“多余”风量的送入。 （6）       煤、风调整应缓慢均匀，精心监视，降低炉内的扰动。 （7）       根据排渣粒度每运行360 h置换床料一次。 （8）       开展各种活动，不断优化燃烧调整，丰富经验，提高机组安全、经济性。 4.2防止过热器超温运行采取的措施 （1） 点火过程中，运行油枪应雾化着火良好，燃烧器风量适当；冲转并列时，调整回油门开度、调节ⅰ、ⅱ级旁路，必要时，开启向空排气门，维持主汽压力稳定，保证屏过壁温不超温，必要时减少油枪投入数量。 （2）  并列后初期升负荷，保持高压调门全开，使汽压、汽温、负荷按规程规定上升，宁慢勿快，监视屏过壁温变化。 （3） 初期投煤执行“脉动”给煤的规定，根据床温变化率、氧量变化，确已着火方可连续少量给煤，否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加，使汽压稳定升高，注意一、二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧，床温失去控制。 （4） 根据汽温变化情况，及时投入、调整减温水量，特别注意一级减温水的调整，保证屏过热段出口汽温、壁温不超温。 （5） 给煤稳定后，根据床温变化率，床温升至600℃以上，及时逐一切除油枪运行，注意停止大油枪对床温的影响。 （6） 升负荷过程中，注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。 （7） 低负荷时，一次风比例大，随床温升高，一次风比例降低，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小各层床温与分离器进出口烟温差，减小两侧烟温差。 （8） 防止过热器、再热器壁温超温，应烟气侧与蒸汽侧调整相结合；升负荷过程中，应以烟气侧为主，调整减温水为辅。 （9） 高负荷时，严格按规程规定调节床温，均匀给煤，根据煤质，适当提高床压，通过控制床温控制屏过壁温超温；合理调节一二次风比例及二次风门开度，保持氧量，通过控制分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。 （10）   高负荷时，注意协调一、二级减温水比例，保证屏过出口、再热器出口、过热器出口汽温、壁温在规定范围内。 （11）   高负荷时，加强再热器、过热器吹灰，不允许为汽温而造成壁温超温，当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27℃，主（再热）汽温a、b两侧之差<14℃的规定。 （12）   当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，加强责任心，及时调整，不等不靠；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷并汇报值长。 （13）   稳定运行工况下，主、再热汽温保持正常，不允许超过540℃的现象出现。减温水调整应缓慢均匀，避免汽温不允许大幅度变化。 （14）   当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，并注意对汽温、壁温的监视。 （15） 当发生高加解列等异常情况时，可适当减负荷，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。 4.3防止堵煤运行采取的措施 （1）加强入炉煤的掺配，严格入炉煤的化验制度，将入炉煤的水分控制在8%以内。 （2）每周利用低负荷运行时，进行一次煤仓低煤位燃烧，以便于将积在煤仓四周的积煤“清理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。 （5） 加强上煤巡检制度，杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。 （6） 如果长时间停炉，必须进行空仓燃烧处理，防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。 （7） 遇到雨天和煤湿时，煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法，始终让煤位在较低状态下运行，避免湿煤在仓中结块。 4.4防止冷渣器排渣困难运行采取的措施 （1）       严格控制床温，将床温控制在850℃~900℃，严禁床温超过950℃。 （2）       每天对入炉煤进行检验，严格控制入炉煤粒度的均匀性，并保证粒度不大于10mm，发 现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。 （3）       冷渣器投运时，选择床温达到600℃时，应平缓投入，保证床料得到良好的流化和床 料中的煤粒燃尽，使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。 （4）       在停炉熄火后，应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却，并严密 监视床温不得超过400℃，如果发现有生温倾向应加大通风量。 （5）       合理控制一、二次风配比，保证床料得到充分燃尽和流化。 （6）       合理控制a、d给煤机的进煤量，使a、d给煤机的给煤量尽量小一些，一方面可以减 少排渣的含碳量，另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。 （7）       实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置，以减少排渣的可燃物含量和使床料 得到充分的冷却。 5加强指标管理、确保锅炉经济运行   5.1降低飞灰含碳量 为降低燃料成本，运河发电公司05年开始进行无烟煤掺烧试验，直至100%烧无烟煤，由于设计煤种为烟煤，煤种偏离较大，造成灰渣含碳量偏大，对此我们采取了下列措施： （1）、加强风量调整，合理调配一、二次风比例，和适当增加床温可降低飞灰含碳量。 （2）、加强入炉煤的管理和监督，保持燃煤细度。 （3）、尽量保持较高的稳定负荷运行。 （4）、严格执行受热面吹灰管理制度，定期对受热面进行吹灰。 （5）加强预热器的漏风治理、尽量减少预热器的漏风。 （6）加强吹灰器的检修与维护，保持吹灰器安全可靠的运行。 （7）利用停炉机会对受热面进行清灰。 （8）利用停炉机会对炉内风帽进行检查，修复损坏的风帽。 5.2降低排烟温度 5.2.1原因分析 锅炉的排烟温度自运行以来，一直高于设计值，其主要原因为： （1） 炉在设计时，预热器的入口温度按20℃设计，而一、二次风机的实际出口温度一般在50~75℃，由于预热器入口风温高于设计值较多，造成排烟温度高于设计值。 （2） 烧部分无烟煤，也会造成排烟温度升高。 （3） 为了降低飞灰含碳量必然要增加二次风量，和适当提高床温，同样会增加排烟温度。 （4） 省煤器和预热器积灰也影响排烟温度。 （5） 尾部烟道漏风也会造成排烟温度升高。 5.2.2处理措施    为了降低排烟温度我们采取了如下措施： （1） 理调整一、二次风，在排烟温度和飞灰含碳量之间选择合理的最佳风量运行。 （2） 增加尾部受热面的吹灰次数。 （3） 利用停炉机会应对预热器进行全面查漏、堵漏。 6效果分析 经过全面综合治理，运河发电公司两台循环流化床机组的运行安全可靠性和经济性都有了较大好转。 6.1改造前后参数对比 机组负荷在145mw时改造前后参数对照表

参数名称

单位

设计值

改造前

改造后

床温

℃

867

863

876

旋风分离器出口烟温

℃

897

901

913

过热器一级减温水流量

t/h

14.5

38.2

16.5

过热器二级减温水流量

t/h

7.0

2.3

9.8

高温省煤器出口水温

℃

301.4

296.6

299.8

低温屏式过热器入口汽温

℃

352.8

370.8

356.3

低温屏式过热器出口汽温

℃

419.7

475

447.1

高温屏式过热器出口汽温

℃

485.9

524

498.3

排烟温度

℃

137.8

154

149

飞灰含碳量

%

 

7.32

5.48

灰渣可燃物（实际值）

%

 

3.21

2.31

连续运行天数

天

 

＜60天

＞180天

6.2目前的运行效果    目前、我公司两台流化床锅炉运行较稳定，由原来的连续运行时间不足60天，达到了不停机运行180天仍保持运行的好水平，各项经济指标也保持在较好的水平状态。 7.结束语 循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广，低温燃烧氮氧化物排放量低，可实现炉内脱硫等优点，适应了当今社会对能源利用与环境保护更高要求的潮流。因此，近年来循环流化床锅炉得到了迅猛的发展，循环流化床锅炉的容量也日趋扩大。本文所述均为运河电厂2台440t/h循环流化床锅炉近年运行以来出现问题的探讨，随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一步积累，流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高，但目前仍存在一些问题，比如：石灰石系统运行不正常；风水联合冷渣器冷渣效果差；耐磨料使用寿命短；分离器表面温度高等诸多问题还没有彻底解决。我们将在今后的工作中，向全国流化床锅炉专家及同行进一步加强学习，并及时交流和沟通，共同努力使流化床锅炉的可靠性、经济性取得更好发展和提高。

 参考文献 1. 党黎军编著，《循环流化床锅炉启动调试与安全运行》，中国电力出版社，2002年版。
2.岑可法，倪明江，骆仲泱等编著，《循环流化床锅炉理论设计与运行》，中国电力出版社，1997年版。
3. 李 恒， 程乐鸣，施正伦等.循环流化床锅炉中的磨损问题探讨.全国电力行业cfb机组技术交论文集（六）2005 ：114-124.
4. 姜述杰，高飞.循环流化床锅炉磨损问题初析。锅炉制造，2002，3：15-17
5.sg?440/13.7?m562循环流化床锅炉运行说明书  上海锅炉厂有限公司