2．2  给煤系统堵煤问题及处理

    燃料水分与粘着性有很大关系：水分在8％以下时，基本上相当于干料；水分超过10％f时，粘着性会有较大增长；水分超过12％时，粘着性很大，堆积角也很大，这时煤斗倾角大于80°才能保证畅流。特别是高水分细颗粒燃料的流动性不好，用常规的给料容易导致碎煤机和给煤机堵塞。这在新乡火电厂和开封火电厂工程中得到了印证。按大容量火电厂规程规定，对于北方及华中地区，一般均不设干煤棚，再加-上当时为了控制造价，2厂在设计时均没有设干煤棚。对于循环流化床锅炉，燃烧所需的燃料颗粒要细小均匀。根据制造厂设计要求，人炉煤的粒度不超过7mm，收到基水分为4．95％。实际运行中煤的水分超过10％，尤其是2003年夏季连续下雨，基本上没有干煤可上，造成输煤系统堵煤，原煤仓粘煤，刮板给煤机和旋转给料阀堵塞，机组被迫降出力运行，最低时机组带不足30MW负荷，不仅负荷率低，发电量少，还消耗了大量燃油，严重影响机组安全经济运行。

    按锅炉厂的设计，旋转给料阀的主要作用是起均匀给煤和密封作用，实际运行中，由于煤的粒度较细，容易吸湿，潮湿的煤粘着在旋转给料阀的沟槽中，使旋转给料阀变成了一个圆柱体，无法将煤送人炉内燃烧，煤在刮板给煤机中堆积，造成给煤机堵塞、跳闸，影响机组带负荷。改造方案：取消旋转给料阀，加装密封风，加装温度测点和密封风门联动装置等。该方案实施后，机组达到满负荷连续运行要求。

3  目前存在的问题

  3．1  锅炉排烟温度高

    按锅炉厂的设计，锅炉排烟温度在额定负荷时为130cC，新乡火电厂1、2号炉实际运行值在155t左右，超过设计值约25℃，开封火电厂2号炉在150℃左右，超过设计值约20℃，影响锅炉效率均在1个百分点以上。排烟温度升高不仅与配风有关，而且与省煤器布置偏少有关，按锅炉厂设计，省煤器入口水温为249．3℃，而实际运行只有240t，从而影响排烟温度。

  3．2  飞灰可燃物含量高

   据统计，2厂的飞灰可燃物含量均在20％左右，与设计的8％相差甚远，影响了灰的综合利用效果，并影响锅炉效率。影响飞灰可燃物含量的因素较多，从目前锅炉运行情况看，可能原因为：高温分离器效率低，不能将未燃尽的煤颗粒分离下来送回炉内继续燃烧，这在低负荷时较明显；炉内配风不佳，煤从回料管中返回燃烧室，较细的煤粒由于没有被二次风吹入主床参与燃烧，而是从*近后墙水冷壁区域直接通过分离器到尾部烟道，没有燃尽，这与煤中细颗粒较多有关。

  3．3  输煤系统堵煤

    由于2厂均没有设计干煤棚，煤过湿时造成输煤系统堵煤，主要发生在粗碎机人口管段。鉴于2厂入场煤粒度较细，大部分煤的粒度满足入炉煤标准，可拆除粗碎机，在此位置装设筛选设备，合格的煤直接进入原煤仓，不合格的煤进入细碎机；改造粗碎机进煤管，保持落煤畅通。

3．4  排渣不畅

    根据设计，锅炉采用风水联合冷渣器，冷渣器第1室为风冷，2、3室为风水冷，1、2室的渣可通过2、3室隔墙溢流到3室；由于煤中灰分增大，再加上煤中有石头，排渣量大，2、3室隔墙较高，1、2室的渣无法排到3室，只能*事故排渣才能保证机组连续运行。

3．5  冷渣器热量无法回收

    根据设计，冷渣器的冷却水来自汽轮机低压给水，但实际上汽轮机厂家没有考虑此运行工况，在安装时只能采用除盐水作为冷却介质，加热后的除盐水经过板式换热器将热量交换给循环水，排人大气，热量没有回收利用。

3．6  单侧给煤系统运行时烟温偏差大

    根据设计，单侧给煤系统运行可带满负荷，从运行情况看，单侧给煤系统运行时，炉膛两侧烟温偏差较大，可超过150℃，给汽温调整带来一定困难，可在下阶段的改造时采用加长给煤机、增加落煤口来解决此问题。

3．7  耐火浇注料的脱落

    由于循环流化床锅炉运行在高温条件下，而且温度变化频繁，易造成循环热冲击，再加上机械应力，使耐火浇注料产生裂纹并脱落。新乡火电厂1号锅炉回料阀耐火浇注料脱落的面积较大，修复时间较长，对发电量的影响较大。

4结论及建议

    (1)解决输煤系统堵煤的关键在于应新建干煤棚，没有干煤棚，循环流化床机组连续稳定运行的可能性较小。因此，对于循环流化床锅炉，设计院在系统设计时，应增加干煤棚的设计。(2)鉴于对大型循环流化床锅炉缺乏运行经验，火电厂应联系试验研究单位或自行进行调整，找出规律，提高自动装置的投入率，提高锅炉运行的安全经济性。(3)加快石灰石系统的调试并投入运行，发挥其应有的作用。(4)高度重视炉内及回料部分耐火浇筑料的质量控制，防止因浇筑料脱落影响机组运行。(5)对于影响机组运行经济性的问题如排烟温度高、飞灰可燃物含量高、启动燃油量大等，应开展专项研究，提高机组运行的经济性。

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