技术
的一氧化碳含量很小,可以排除由于一氧化碳二次燃烧引起的分离器入､出口烟气温度较高｡
3.4.2 实际燃煤性能
根据表5,本项目试运后期燃用较为稳定的煤质,实际燃煤水分及挥发分含量较高,致使煤颗粒在燃烧过程中具有较强的爆裂性,分离器对其产生的过细颗粒的分离效率相对较低｡且由于实际燃煤属低灰分燃料,在锅炉运行中会引起炉内灰浓度达不到设计值,而维持必要的炉内灰浓度是循环流化床锅炉炉内传热系数达到设计值的保证｡遗憾的是由于印方原因,石灰石系统不能投入运行,无法脱硫也不能以此方式增加炉内灰浓度｡
3.4.3 试图降低炉内温度所进行的调整
为增加炉内灰浓度,证明炉内灰浓度对炉膛烟温的影响,在当时条件下可能采取的方法是通过物料添加系统向炉内添加锅炉运行中排出的底渣｡根据估算,加料系统在试验时最大可向炉内添加3~4t/h的底渣｡在5#炉和8#炉进行的添加灰渣的试验中,未看出添加灰渣后锅炉运行状态有明显变化｡事实上,由于底渣不会再次发生爆裂,且通常由于底渣粒径组成偏粗,适合及可以成为循环灰的份额有限｡因此,向炉内添加3~4t/h的灰渣,所引起的炉内灰浓度变化可能不足以显著影响炉内传热系数｡
3.4.4 共性问题
在所经历的几台流化床机组调试中,存在一共性问题,几台机组从带低负荷调试开始到满负荷试运行后的前1周､个别机组甚至2周内,炉膛及分离器出口烟温能够维持在设计值附近运行,见表6｡
但是随着运行时间增加,烟气温度逐渐增长,直至炉膛出口烟温达到900℃､分离器出口烟温上升到950℃｡对于这种现象,可以解释为机组从开始启动调试到带满负荷这一段时间内,由于带负荷比较低,并且经常进行机组的启停操作,会使得炉内灰浓度较高,增加了炉内的传热系数,炉膛及分离器出口烟温就相对较低｡但是长时间运行后,随着炉内灰浓度的降低,炉内的传热系数随之降低,炉膛及分离器出口烟温就相应增加｡
3.4.5 石灰石系统投运后情况
本项目的石灰石系统投运完全滞后于机组试运行,在最后1台机组商业运行满半年后,石灰石系统才能够陆续投运｡石灰石系统投运初期,印方业主未根据烟气中二氧化硫排放投入石灰石量,仅按照每台锅炉投入3t/h石灰石｡尽管无法定量这3t/h石灰石投入量对炉膛灰浓度有多大影响,但是在与之前相同的运行条件下炉膛烟温略有下降,普遍出现了5~10℃的下降｡
尽管下降的温度值较小,在温度降低后也没有达到设计值,但这一趋势说明当锅炉燃烧印度当地水分及挥发分含量较高,低灰分燃煤时,可以通过在燃煤中加入飞灰或者根据烟气中二氧化硫排放投入足够的石灰石量,提高炉内灰浓度,增加炉内的传热系数,以降低炉膛及分离器出口烟温｡
4.结语
(1)本项目每台锅炉配备了4只床下油枪､6只床上油枪,床下油枪用于锅炉启动点火提升床温,床上油枪用于助燃,但是为了防止床料结焦,几乎没有使用过床上油枪｡另外,印度的轻柴油相比国内零号轻柴油运动粘度偏大､机械杂质含量较高,希望国内的燃烧器厂家能够根据印度的油质优化油枪设计,以避免油枪在运行过程中出现的大面积堵塞情况｡
(2)由于印方迟迟不能投入石灰石脱硫,导致管式空预器冷端低温腐蚀严重,见图4,大部分被腐蚀的管道已经出现穿孔现象,见图5｡在2#机组小修期间,将管式空预器40个管箱1-1/4及40×1.5管子两头各0.5m管子全部换掉｡机组重新启动后,2台引风机电流分别从168A降低到110A;2台一次风机电流分别从110A降低到90A;2台送风机电流分别从90A降低到65A｡
(3)本项目每台锅炉都配有1台锅炉紧急补水泵,其目的是在机组跳闸后给锅炉上水以防汽包干锅;但其水源为常温的除盐水,且无法加热,所以机组带负荷运行时跳闸后,由于给水温度与汽包温度的巨大差异(满负荷运行跳闸时,汽包壁温约328℃,除盐水温度约35℃左右),不能给锅炉上水｡
(4)本项目流化床机组,经过现场燃烧调整,取得了一定的运行经验,但是仍需不断摸索,尤其对于频繁出现的由于磨损而发生的锅炉水冷壁爆管问题,一直未找到合适的解决方法｡期望在类似的项目中,锅炉设计部门能够进行优化设计,如改变炉内气流速度,和在磨损部位设计防磨梁等｡
