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锅炉结焦


锅炉结焦的原因、危害和解决办法 劣质煤的特点:水份高,灰份大,发热量低,挥发份低,着火点高等。火力 发电厂在燃用劣质煤时,一方面,锅炉燃烧不稳,易引起锅炉灭火放炮事故;另 一方面,为稳定燃烧需投油助燃,浪费了大量的燃油。同时,飞灰含碳量增大, 锅炉效率降低,经济性差。此外,还存在燃用劣质煤,使锅炉易结焦,各受热面 磨损严重,锅炉运行各参数不稳,运行人员调整工作量增大等问题。此外,劣质 煤是火电厂锅炉运行人员最难调整,最头疼、最不愿燃用的煤种。 一、锅炉结焦的原因 1、结焦与灰熔点有关 结焦的根本原因是熔化状态下的灰沉积在受热面上。可见,灰的熔点是结焦的关 键。 煤灰对于高温受热面沾污结焦的倾向,可用灰熔点温度及灰的主要成分来判断煤 灰的结渣指标。通常可用灰成分中的钙酸比、硅铝比、铁钙比及硅值来判断其结 焦倾向,用 Na2O 的质量分数可以判断其沾污性。 灰的熔点与灰的化学成分、灰周围的介质性质及灰分浓度有关。灰的化学成 分以及各成分含量比例决定灰熔点的高低。灰熔点比其混合物中最低熔点还要 低。灰熔点越低,锅炉受热面越容易结焦。灰熔点与灰周围的介质性质有关。当 烟气中有 CO、H2 等还原性气体存在时,灰熔点降低大约 200℃。这是因为还 原性气体能使灰分中高熔点的 Fe2O3 还原成低熔点的 FeO 的缘故, 二者熔化温 度相差 200~300℃。灰熔点还与烟气中灰的浓度有关。在其他条件相同的情况 下,煤中含灰量不同,灰熔点也会发生变化。这是因为灰分中各成分在加热过程 中,相互接触越频繁,则产生化合、分解、助熔的机会也越多,则熔点降低的可 能性也越大。 2、 结焦与燃烧器喷射角度有关 若燃烧器安装角度有偏斜、燃烧器本身存在缺陷,燃烧器切圆过大,煤粉气 流发生偏斜擦墙,往往会导致锅炉严重结焦。 3、 结焦与燃烧调整有关 燃烧调整不合理,一次风压过低,风速过低,煤粉过细,着火早,二次风速 过大,四角风量分配不均匀,四角燃烧器粉量不均匀等原因,均会引起煤粉气流 擦墙结焦。若锅炉运行中配风不合理或风量不足,氧量低,会使炉内产生还原性 气氛。在投油稳燃时,使用上层油枪,使得上层一次风处热负荷集中,局部炉温 高,达到灰熔点,导致锅炉结焦。 4、结焦与锅炉设备漏风有关 炉膛漏风、制粉系统漏风增大进入炉内的风量,降低燃烧室的温度水平,推 迟燃烧进程。 冷灰斗处漏风会抬高火焰中心, 火焰拉长, 导致炉膛出口烟温升高, 容易引起屏过结焦。空预器漏风,不但引风机电耗增大,而且部分送风量进入烟 道,容易造成炉内缺风。 二、锅炉结焦的危害: 1、结焦会引起过热汽温升高,并导致过热汽温、再热汽温减温水开大,甚至会 招致汽水管爆破;结焦会使锅炉出力降低,严重时造成被迫停炉;结焦会缩短锅 炉设备的使用寿命;排烟损失增大,锅炉效率降低;引风机消耗电量增加;由于

结焦往往是不均匀的, 因而水冷壁结渣会对自然循环锅炉的水循环安全性和强制 循环锅炉水冷壁的热偏差带来不利影响。 2.结焦易成灰渣大块,使捞渣机、碎渣机运输困难,有时会过载跳闸,严重时使 渣沟受堵,不得不降负荷运行。 3.结焦若熔合成大块时,因重力从上部落下,导致砸坏冷灰斗水冷壁。低负荷会 因掉大块焦而引起燃烧不稳甚至熄火。 4.若造成水冷壁全部结焦时,只有停炉进行人工清焦。 5.锅炉的大焦块掉在捞渣机后,瞬间产生大量的水蒸气,破坏捞渣机的水封, 同时使炉底漏入大量冷风,造成燃烧器区域(尤其是下排燃烧器区域)煤粉火焰 着火状况的严重恶化,使炉膛负压产生剧烈波动(超限)而引起锅炉灭火。 三、防止锅炉结焦的办法 1、 在运行方面 1) 选择合理的运行氧量。 锅炉运行氧量即炉内的氧化或还原性气氛, 它对锅炉的结焦有非常大的影响, 如果锅炉运行氧量偏低,炉内还原性气氛较强,煤的灰熔点就会下降,锅炉就容 易结焦。 这是因为灰熔点随着铁量的增加而下降,铁对灰熔点的影响还与炉内气 体性质有关,在炉内氧化性气氛中,铁可能以 Fe2O3 形态存在,这时随着含铁 量的增加,其熔点的降低比较缓慢;在炉内还原性气氛中(氧量不足),Fe2O3 会还原成 FeO,灰熔点随之迅速降低,而且 FeO 最容易与灰渣中的 SiO2 形成 熔点很低的 2FeO?SiO2,其灰熔点仅为 1 065 ℃。 当煤质有波动时, 运行人员没办法根据实际情况进行调整,造成锅炉燃烧配风方 式不是处于优化状态,特别是上层喷嘴煤粉颗粒燃尽性差,有一部分大颗粒煤粉 在炉膛出口处尚未燃尽,导致锅炉炉膛出口烟温偏高,结焦严重,由于炉膛截面 大,热负荷较小;当煤质变劣时,煤粉的燃尽性能适应能力不强。 提高锅炉运行氧量,避免炉内出现还原性气氛。加强炉内吹灰工作,特别是重点 区域要增加吹灰次数,如果运行氧量还偏低,必要时适当降低负荷。由于结焦的 主要区域在炉膛出口处,此处容易堵塞烟道,增加烟气阻力,引风机出力更显不 足,所以要防止结焦与还原性气氛恶性循环的趋势。机组检修时,对空气预热器 进行重点清洗,降低风烟道的阻力, 提高风机的出力。 2) 选择合理的炉膛出口温度 对锅炉进行优化燃烧调整试验,对炉膛出口烟温(或高温受热面管壁温度) 进行在线监视,在保证主参数合格的前提下,建立在线的优化运行指导系统;通 过合理调配各一次风和二次风的运行风门开度以及运行氧量, 保证主参数合格和 炉膛出口烟温低于燃煤灰熔点的同时来保证蒸汽质量,从而防止炉膛出口结焦; 通过对炉膛出口烟温、过热汽温、锅炉负荷、燃烧氧量、炉膛排烟温度等各种运 行参数的在线监测, 也可以评价锅炉炉膛出口是否会产生结焦,从而防止在燃用 不同煤种时锅炉炉膛结焦,并能获得最大的锅炉效率。 3)保证空气和燃料的良好混合,避免在水冷壁附近形成还原性气氛,防止局部 严重积灰、结焦。 当一、二次风的位置、风速、风量设计不合理时,尽管炉内总空气量大,但 仍会出现局部区域的炽热焦碳和挥发分得不到氧量而出现局部还原性气氛。 当煤 粉炉烟气含氧量低于 3%时,由于局部缺氧,将会使 CO 含量急剧增加。 4) 应用各种运行措施控制炉内温度水平。

炉内温度水平高,将使煤中一些易挥发碱性氧化物汽化或升华(1400 度以 上),使碱金属化合物在受热面上凝结(1000~1100 度)。碱金属直接凝结在 受热面上会形成致密的强黏结性灰。 可在初始灰层中形成产生低熔点复合硫酸盐 反应的条件, 还会使含有碱性化合物的积灰外表层黏结性增强,加速积灰过程的 发展。煤灰呈熔化或半熔化状态,熔融灰会直接黏在受热面上,产生严重结焦。 措施:加大运行中过量空气系数,增加配风的均匀性,防止局部热负荷过高 和产生局部还原性气氛, 调整四角风粉分配的均匀性,防止一次风气流直接冲刷 壁面,必要时采取降负荷运行。 5) 组织合理而良好的炉内空气动力场是防止结焦的前提。当灰渣撞击炉壁时, 若仍保持软化或熔化状态, 易黏结附于炉壁上形成结渣,因此必须保持燃烧中心 适中,防止火焰中心偏斜和贴边 6) 四角煤粉浓度及各燃烧器配风应尽量均匀。 煤粉喷口煤粉量分配不均匀的状况必然造成炉膛局部缺氧和负荷分配不均 匀,在燃烧空气不足的情况下,炉膛结焦状况恶化。当燃烧器配风不均匀或者锅 炉降负荷,燃烧器缺角或缺对角运行时,炉内火焰中心会发生偏斜。运行时要尽 量调平四角风量,避免缺角情况。 7) 要有合适的煤粉细度。 煤粉粗,火炬拖长,粗粉因惯性作用会直接冲刷受热面。再则,粗煤粉燃烧 温度比烟温高许多,熔化比例高,冲墙后容易引起结焦。但是,煤粉太细也会带 来问题, 一是电耗高, 制粉出力受到影响, 二是炉膛出口烟温升高, 易引起结焦。 8) 适当提高一次风速可以减轻燃烧器附近的结焦。 提高一次风速可推迟煤粉的着火,可使着火点离燃烧器更远,火焰高温区也 相应推移到炉膛中心,可以避免喷口附加结焦。 提高一次风速还可以增加一次风射流的刚性,减少由于射流两侧静压作用而 产生的偏转,避免一次风直接冲刷壁面而产生结焦。 注意一次风速的提高受煤粉着火条件的限制。 9)炉膛出口温度场应尽可能均匀。 降低炉膛出口残余旋转,均匀的温度分布可使密排对流管束中烟气温度低于 开始结焦温度。应用二次风反切来减少残余旋转。 10) 掺烧不同煤种。 煤种掺烧能在一定程度上综合所掺煤种的灰焦特性。 低灰熔点煤灰分仍在受 热面上沉积,但高熔点固态灰对受热面有一定的冲刷作用,使沉积量降低。 11)配风方面。 高负荷开大底层风。 加强对炉膛的吹灰,防止低负荷掉灰对锅炉燃烧产生不良的 扰动。 2、 燃烧中配合化学除焦 沙角发电 C 厂 3× 660 MW 机组配有美国 CE 公司制造的 2 100 t/h、亚临界、一 次中间再热、强制循环的汽包炉,采用四角同心偏置切圆的燃烧方式,美国 CE -WR 型浓淡分离燃烧器,风箱顶部带有过燃风以降低 NOX 的产生,四个角燃 烧器可以同步摆动。 沙角发电 C 厂在 1996 年投产初期,共出现 8 次停炉打焦,经过多方面的整 改,结焦情况有了较大的改观。但一直以来,因冷灰斗堵焦需人工及时打焦清理 的情况还时有发生,有时还非常严重,1999 年还发生了 2 次被迫停炉打焦。可 以说锅炉结焦仍威胁着发电厂锅炉的正常运行。为此,发电厂派人实地学习南方

公司的菲律宾 PAGBILAO 电厂成功解决锅炉结焦问题的经验,做了 3 号炉的冷 态空气动力场试验和 1 号炉神府东胜煤结焦性能试验, 并把解决锅炉结焦问题列 为发电厂生产上的重点工作之一。 沙角发电 C 厂 3 台炉中,2 号炉最易结焦,结焦程度也最严重。3 台炉的结 焦区域主要分布在水冷壁中与燃烧器同高度及其附近的区域、 炉膛上部的对流过 热器和再热器的下部。影响结焦的因素很多,但主要受炉膛设计、煤质、燃烧、 锅炉吹灰和负荷的影响。 受负荷影响是不言而喻的,下面从前四个方面分别进行 分析。 1 炉膛设计 炉膛的任务除了要保证煤粉完全燃尽外,还要冷却流动的烟气。炉膛的热负 荷在很大程度上决定了炉膛的壁温,因而也决定了灰冷却效果。沙角发电 C 厂 的炉膛热负荷数值:截面热负荷为 5.583 624 MW/m2,体积热负荷为 112 kW/m3, 有效辐射热负荷为 224.026 kW/m2,出口烟气温度为 1 140℃。 CE 资料[1]指出:对于四角切圆燃烧类型锅炉来说,炉膛截面热负荷是最重 要的设计选择指标,直接关系到炉膛的燃烧状况、受热面布置和制造成本,也将 影响到炉膛的结焦情况。 沙角发电 C 厂机组为 660 MW,设计的燃烧煤种为易结焦烟煤,在图 1 曲线上 对应的炉膛截面积为 390 m2 左右。而发电厂炉膛截面积实际为 321 m2(19.558 m× 16.432 5 m) ,可见炉膛横断面尺寸设计选择趋向于小值。这无疑会增加锅炉 对煤质的敏感性,从而增加了实际运行中结焦的可能性。 2 煤质 锅炉的设计和运行状况都依赖于煤质。从沙角发电 C 厂几年来的锅炉运行情 况来看, 锅炉结焦一般是在煤种改变时发生的,可以说煤质对发电厂锅炉的结焦 有着根本的影响。沙角发电 C 厂的设计国产煤种为神府东胜煤。 表 1 中对结焦有直接影响的就是硫的质量分数和灰熔融特性温度 (如开始变形 温度) 。 2.1 硫的质量分数的影响 文献[2]指出:燃烧含硫煤的大量操作经验说明,随着硫的质量分数及铁的 质量分数的增加,结渣现象总是加剧。这个结论和沙角发电 C 厂锅炉运行中所 观察到的现象是一致的。图 2 为 2000 年 1~5 月沙角发电 C 厂每天的入炉煤硫 的质量分数化验结果折线图。 从图 2 可看出,实际燃烧煤种中硫的质量分数有时 会超过设计的建议高值,如 2000 年 1 月 27 日入炉煤硫的质量分数为 0.89%, 结果在 1 月 28、29 日 ,1 号、3 号机(2 号机小修)连续满负荷运行时多次出 现冷灰斗堵焦的情况;3 月 26 日入炉煤硫的质量分数为 0.93%,5 月 11 日入炉 煤硫的质量分数为 0.83%,只是由于机组调峰限负荷,所以锅炉没有出现掉大 焦。 沙角发电 C 厂设计煤种的煤灰中氧化铁的质量分数为 11.36%(实际生产中没 有此项化验指标) ,属 于较高的种类,当硫的质量分数的实际值较大(如大于 0.8%)时,在连续满负荷运行下,锅炉出现严重结焦是可以预见的。 2.2 灰熔融特性温度的影响 长期以来,灰熔融特性一直作为衡量煤质结焦性能的一个重要指标。灰熔融 特性常用开始变形温度 (IT),软化温度(ST),半球温度(HT)和融化温度(FT)4 个温

度来表示,温度越低,表示煤质的结焦性越强。1999 年 12 月 18 日至 2000 年 1 月 7 日,沙角发电 C 厂 3 台炉均严重结焦。燃烧的煤种为神府东胜煤,煤质的 各项主要指标均在设计值范围, 看不出有什么不妥。但在后来的灰熔融特性温度 测试中,发现 IT 为 1 135℃,比平常燃烧煤质的 IT 要低 100 多摄氏度。在发现 了该问题后,要求煤厂通过混煤将煤质的 IT 提高至 1 250℃以上,锅炉的结焦现 象立即得到明显好转。 沙角发电 C 厂锅炉设计煤质指标 IT 为 1 130℃,而炉膛出口烟温设计值高达 1 140℃。因此,燃烧这样的煤质,从理论上讲,结焦也是难免的。 3 燃烧 锅炉结焦会直接影响燃烧的稳定和效率;而锅炉燃烧不好,使得炉膛的热负 荷加大,又会引起结焦或加剧结焦。因此结焦分析是和优化燃烧分析分不开的、 一致的。美国 STORM 燃烧技术服务公司在大量研究和实践的基础上,总结出降 低 NOx 的四角同心切圆锅炉的优化燃烧要点,并以这些要点为依据,成功地解 决了所属南方公司的菲律宾 PAGBILAO 电厂的结焦问题。其优化燃烧要点是: a)炉膛出口不存在烟气中氧的质量分数小于 3%的区域; b)煤粉细度通过 200 号筛(美国标准,接近于国内的 R75)应大于 75%;通 不过 50 号筛(美国标准 ,相当于国内的 R300)应小于 0.3%; c)各个角燃烧器二次风风量平衡在± 5%~± 10%范围,且各风门档板动作的 高度偏差应在± 6.35m m; d)燃烧器的各个角的摆动角度偏差应在± 2° 范围; e)同一层四角各粉管的风粉试验的流量平衡在± 5%范围; f)不同层给煤机的给煤量平衡在± 10%范围; g)同一层四角各粉管的冷风(不带粉)试验的风量平衡在± 2%范围; h)煤粉流速应在 16.8 m/s 以上; i)一次风粉的比率应控制准确; j)一次风量的测量和控制偏差应在± 3%范围; k)机组负荷变化时,给煤机的变化速率应均匀,速率的测量和控制应尽量准 确; l)煤控上锅炉的煤质应一致,颗粒大小应均匀,最大不超过 25.4~50.8 mm。 这 12 条要点与同心切圆的燃烧理论是一致的, 即除了要求提供足够的氧量和 足够细的煤粉等基本燃烧要素外,保证四个角的配分、送粉的平衡对优化燃烧也 很重要。 下面对照优化燃烧要点,分析沙角发电 C 厂 3 台锅炉的燃烧情况。 3.1 氧的质量分数 3 台机组炉膛出口氧的质量分数.虽然氧的质量分数总平均值 (即控制氧量值) 达到或接近 3.0%,但分布很不均匀 。 3.2 煤粉细度、粉管流速、风煤比 表 3 是 2 号炉制粉系统性能试验的数据记录。从表 3 可看出,F 磨的煤粉较 粗,其它磨的煤粉均合适 ;粉管流速都能达到优化燃烧要点中的要求;A 磨、 B 磨的风煤比分别要比 D 磨或 E 磨高出 12%和 9%。 3.3 燃烧器配风 图 3 为 1 号、2 号炉炉膛风箱压力差变化与热工控制值的比较曲线图。从该 曲线图可看出,在满负荷 660 MW 时,1 号、2 号炉的风箱压力差分别达 1.1 kPa

和 1.4 kPa,比热工控制值(1 kPa)分别高出 10%和 40%,这说明 2 号炉的燃烧 配风有严重缺陷,就地检查可发现不少风门档板的位置与分散控制系统( DCS) 控制开度出入太大, 如 1999 年 12 月 27 日, D 层燃料风要求开度为 58%, 但 2~ 4 号角的实际位置指示仅分别是 5%, 25%和 5%; CD 层辅助风要求开度为 105%, 但 1~4 号角的实际位置指示仅分别是 25%,70% ,70%和 80%,等等。1 号、3 号炉的风门档板也有同样问题,但比 2 号炉的情况要好得多。这也部分说明了 3 台炉中 2 号炉飞灰含碳量最高、煤耗最大、最易结焦的原因。 在 2 号炉一次小修中, 对燃烧器进行了大修,对风箱档板的部分执行机构和控 制机构进行了更换,并进行了严格调试,风箱压力差恢复正常,燃烧状况明显好 转,发电煤耗也同 1 号炉相近。 3.4 燃烧器摆角 沙角发电 C 厂燃烧器摆角常出现断销情况,1999 年 1 号炉断销 36 次,2 号 炉断销 33 次。在长时间运行后,由于机械磨损和卡涩原因,燃烧器的 4 个角之 间还会存在固定的角度偏差,如 1999 年 6 月 3 号炉小修检查中发现 1 号、3 号 角燃烧器摆角偏下,2 号、4 号角燃烧器摆角偏上;有时也会出现某个角燃烧器 不能摆动的情况 。这些都会对优化燃烧有一定影响。 至于各层给煤量的平衡、上煤颗粒的均匀,由于电厂的设备先进,可以满足 要求。 4 炉膛吹灰 当锅炉炉膛受热面有少量结焦时,即时吹灰,可加强受热面的换热效果,避 免燃烧恶化和结焦加剧。由于引风机的出力(保持在低速运行)有时在机组满负 荷时已接近最大,这样就限制了炉膛吹灰 ,在机组持续数天的满负荷运行中, 炉膛受热面有时得不到即时的清洁,这在很大程度上加剧了炉膛的结焦。但电厂 运行部强调了锅炉吹灰,宁愿限制 10~20 MW 的负荷,也要保证每个班在连续 满负荷时对炉膛易结焦区域吹灰一次,收到了较好的效果。 5 结束语 笔者认为:沙角发电 C 厂设计的锅炉炉膛截面热负荷偏大,对煤质的适应性 较差;炉膛出口烟温设计为 1 140℃,燃烧灰熔融温度 IT 为 1 130℃的煤质难免 不结焦;燃烧含硫量大于 0.8%的煤,增加了结焦的可能性;在燃烧方面,炉膛 出口含氧量部分区域偏低、 燃烧器的配风经常存在或多或少缺陷、个别磨的煤粉 细度达不到要求、 燃烧器摆角有时不同步等因素都会加剧炉膛结焦;锅炉的吹灰 也不能忽视。当然,要更深入认识锅炉的结焦特性,从优化燃烧的角度,还需要 做大量细致的试验,除了日常的燃烧设备效率、性能试验外,还需要做风粉均衡 等方面的校准、炉膛出口烟气氧的质量分数及温度分布的测试试验。 三、火力发电厂结焦的原因分析与对策 锅炉结焦将对机组运行的安全性和经济性产生不良的影响。水冷壁、过热器受热 面结焦导致炉膛出口烟温、蒸汽温度及排烟温度升高,严重时会引起管壁过热、 超温,损害受热面的安全。结焦往往是不均匀的,会使过热器热偏差增大。水冷 壁处结焦对自然循环锅炉的水循环安全性造成不利的影响。 锅炉上部结焦焦块跌 落时,可能砸坏水冷壁,影响燃烧的稳定,可能造成灭火。若燃烧器喷口结焦, 会影响气流的正常喷射,破坏炉内的空气动力工况,严重时会引起锅炉灭火。如 果结焦严重,将会迫使锅炉停止运行,进行除焦。除焦时间较长时,炉膛底部漏 入冷风过多,降低燃烧室温度,使燃烧不稳定,甚至灭火。除焦工作是劳动强度

很大,危险性较高的劳动,进行除焦增加了运行人员的劳动强度,而且增加了安 全隐患。过热器处结焦,使锅炉通风阻力增大,厂用电量上升。结焦会引起受热 面超温、锅炉通风不足、蒸发量不足等,可能会限制锅炉出力,使机组被迫减负 荷。因此,查找了有关资料,结合我厂燃料情况和机组特性,以及本人的工作经 验,对锅炉结焦问题进行了探讨和分析。 1 原因分析 锅炉结焦是炉内高温处熔化或软化的灰接触到受热面时, 粘结在受热面上形成的 积灰。由于灰的导热性差,使积灰的外表面温度升高,且积灰使管壁面粗糙度增 大, 使软化状态的灰更容易粘附。 灰渣外表面的灰温度越来越高, 结渣越来越厚, 当渣的温度达到熔化温度时,熔渣会流到临近的受热面管上,扩大结渣范围,形 成结焦。锅炉结焦与以下等因素有关。 1.1 结焦与灰熔点有关 结焦的根本原因是熔化状态下的灰沉积在受热面上。可见,灰的熔点是结焦 的关键。灰的熔点与灰的化学成分、灰周围的介质性质及灰分浓度有关。灰的化 学成分以及各成分含量比例决定灰熔点的高低。 灰熔点比其混合物中最低熔点还 要低。灰熔点越低,锅炉受热面越容易结焦。灰熔点与灰周围的介质性质有关。 当烟气中有 CO、H2 等还原性气体存在时,灰熔点降低大约 200℃。这是因为还 原性气体能使灰分中高熔点的 Fe2O3 还原成低熔点的 FeO 的缘故,二者熔化温 度相差 200~300℃。灰熔点还与烟气中灰的浓度有关。在其他条件相同的情况 下,煤中含灰量不同,灰熔点也会发生变化。这是因为灰分中各成分在加热过程 中,相互接触越频繁,则产生化合、分解、助熔的机会也越多,则熔点降低的可 能性也越大。 1.2 结焦与燃烧器喷射角度有关 若燃烧器安装角度有偏斜、燃烧器本身存在缺陷,燃烧器切圆过大,煤粉气 流发生偏斜擦墙,往往会导致锅炉严重结焦。 1.3 结焦与燃烧调整有关 燃烧调整不合理,一次风压过低,风速过低,煤粉过细,着火早,二次风速 过大,四角风量分配不均匀,四角燃烧器粉量不均匀等原因,均会引起煤粉气流 擦墙结焦。若锅炉运行中配风不合理或风量不足,氧量低,会使炉内产生还原性 气氛。在投油稳燃时,使用上层油枪,使得上层一次风处热负荷集中,局部炉温 高,达到灰熔点,导致锅炉结焦。 1.4 结焦与锅炉设备漏风有关 炉膛漏风、制粉系统漏风增大进入炉内的风量,降低燃烧室的温度水平,推 迟燃烧进程。 冷灰斗处漏风会抬高火焰中心, 火焰拉长, 导致炉膛出口烟温升高, 容易引起屏过结焦。空预器漏风,不但引风机电耗增大,而且部分送风量进入烟 道,容易造成炉内缺风。 2 解决锅炉结焦的措施 2.1 稳定煤种 当锅炉燃用易结焦煤时,可掺烧灰熔点高的煤种。当媒质发生变化后,应在燃 用前得到煤种化验报告。 2.2 提高检修质量,保证燃烧器安装角度正确。 2.3 合理调整燃烧,使炉内火焰分布均匀、火焰中心保持适当位置。 正常燃烧时,火焰稳定,颜色呈金黄色,氧量表指示正常,着火点应在距离 燃烧不远处,火焰中心应在燃烧室中部,防止煤粉气流擦墙。在实际操作中,应

根据设备、煤种情况,查明原因后进行燃烧调整。其中如需改变燃烧切圆,可将 中间两排二次风关小, 增加下层一次风刚性等办法。 如发现结焦的部位在某侧墙, 则可以通过局部调整一次风大小,改变二次风比例等方法进行调整。 2.4 保持适当的过剩空气量防止缺氧燃烧,发现积灰和结焦时及时清除。 因为缺氧燃烧会使烟气中灰分浓度加大,且使烟气中还原性气体增多,加剧 结焦程度。及时进行吹灰和除焦,可保持受热面光洁,防止积灰和结焦。投油助 燃时,使用下层油枪。 2.5 减少锅炉设备漏风 利用停炉机会对锅炉炉墙密封、放灰闸板、空预器进行整治,减少漏风,增 强其严密性。运行中加强检查制粉系统运行情况,如有漏风即及时停运消缺。 2.6 避免锅炉长时间在非正常方式下运行。 如超出力运行,会使炉温和炉管温度过高,容易使灰熔化或软化,使灰更容 易沉积在受热面上形成结焦。长期煤、油混烧也和上述情况一样,且会使燃烧着 火提前,所以投入油枪助燃时,应及时开启油枪风。 2.7 运行人员可根据燃料情况,及时调整煤粉细度。 煤粉过粗,则着火延迟,不利于燃料的燃尽,有可能使火焰拉长,在炉膛出 口处灰粒还处在高温软化或熔化状态,造成炉膛出口处结焦。煤粉过细,则着火 过早,有可能烧坏燃烧器,煤粉细,则灰粒细,使灰粒更容易粘结在受热面上。 可见根据燃料情况合理调整煤粉细度,是控制结焦简单而又有效的方法。 炉膛结焦对锅炉的安全、 经济运行及可靠性有很大的影响。炉膛结焦使水冷壁的 传热热阻增 加,水冷壁吸热量不足,锅炉出力降低;同时,由于炉内换热减弱, 炉膛出口烟温升高,导 致主蒸汽温度和再热汽温度升高,减温水量剧增,严重 时迫于超温要降低负荷运行;燃烧器 结焦时,炉内空气动力场受到影响,燃烧 损失增大,甚至烧毁燃烧器;大焦块掉落会冲灭煤 粉火炬,导致火检信号丧失 引起 MFT 动作;严重的结焦甚至会阻塞灰斗,被迫停炉打焦。 1 事件经过及原因 某厂 1025T/H 亚临界煤粉炉, 燃烧方式为直流燃烧器四角切圆燃烧,中速磨正压 直吹式制粉 系统。该炉正常运行过程中,炉膛结渣十分严重,水冷壁、屏式过 热器大面积结焦,由于结 焦,各受热面金属壁严重超温,锅炉主蒸汽温度和再 热蒸汽气温升高,导致一二级减温水 量急剧增加,锅炉被迫降负荷运行;同时, 由于冷灰斗的严重结渣,造成灰斗部分阻塞,锅 炉不能正常出灰。燃烧器周围 的严重结焦,导致调节困难,多次烧坏喷嘴。经过不断的实践 和探索,找出了 结焦的原因及解决的办法。 主要原因如下:①一次风速偏低。由于运行人员缺乏经验,在一次风压投自动控 制方式下, 均按负荷/一次风压对应曲线进行调节。②一次风管风量分配不均, 造成炉膛火焰偏斜。③ 锅炉运行时,运行人员往往以氧量进行调节炉内空气量, 由于厂内所给氧量与负荷对应值较 低,还有测量表记的偏差,使主燃烧区严重

缺风,还原性加强。④运行中燃烧器向下摆动 过低,致使煤粉气流直接冲刷冷 灰斗。⑤煤质。该厂设计煤种灰软化温度 ST 为 1535℃,属弱 结渣性煤,由于 近几年厂网分开,电煤市场供应较紧张,很难完全使用设计煤种的煤,煤炭 来 源较杂,使得入炉煤软化温度 ST 降低,加快了锅炉结焦的速度。 2 处理措施 燃烧调整采取的主要措施: ①提高一次风压及降低磨煤机出口温度。按给定的负荷/一次风压对应曲线进行 一次风的调 整,实际运行中发现此风压过低,通过提高一次风压,开大燃料风 挡板等措施提高气流刚性 ,推迟着火点位置,有效地防止了火焰贴墙和煤粉离 析。由于该厂设计煤种挥发份为 37.1% ,挥发份高,较易着火,为防止烧坏一 次风喷嘴,适当降低磨煤机出口温度至 72℃,当然, 此温度随着煤质的不同还 可进行不同的调节,具体应视煤的挥发份而定,高挥发份煤磨煤机 的出口温度 可调节低些,低挥发份煤磨煤机的出口温度可调节高些。 ②加大炉内空气量。 由于该厂规定了正常运行时各工况下参数的最佳值,但由于 所给氧量与 负荷对应值较低, 还有氧量测量表记的正偏差;氧化锆安装在省煤器 处,此处比较容易漏入 风虽然,因此运行过程中氧量保持在 3.5~4.5 左右,但 是主燃烧区缺风严重,炉内呈还原性 气氛,结渣性增强。通过在原有氧量基础 上适当提高 0.5%,较大程度地阻止了炉膛结焦。 ③控制燃烧器的热负荷。保持每台磨煤机在最佳负荷下运行,严禁超负荷。分散 投运燃烧器 ,由于燃烧不集中,传热分散,降低了炉膛温度,结焦减缓;这也 保证了一定的煤粉细度, 使煤粉中的粗颗粒不易从气流中分离出来与水冷壁冲 撞,到达水冷壁以前已经冷却固化,缩 短了煤粉颗粒燃尽的时间,在水冷壁贴 壁处不产生还原性气氛,以至于灰熔点降低。 ④辅助风的调整。当炉内整体气流偏转过大、刷墙、结焦较严重时,采用缩腰型 配风加以改 善。并且注意调整使炉膛出口烟温两侧不偏差过大,这样减小了屏 式过热器因部分位置超温 而结焦的机会。 ⑤加强吹灰操作。由于水冷壁进行吹灰工作时,对锅炉燃烧有一定的扰动,同时 由于可能造 成锅炉整体汽温的下降,有的值并未认真执行此项工作,通过加强 管理及考核制度,水冷壁 保证了每个班吹灰一次,过热器、再热器每天吹灰一 次,保证受热面的清洁。 3 结论

通过上述的调整后, 该厂主蒸汽温度在正常减温水量下回到设计值,再热汽温也 随之降低, 燃烧器摆角摆回水平位置,冷灰斗的结焦状况减轻,锅炉整体的结 焦问题基本解决。由此可 以知道防止锅炉结焦的几个必要条件:充分的空气量; 正确的燃烧调整(包括恰当的火焰位置 、 一次风风压及流量的大小等);维持合适 的燃烧器热负荷,不能超负荷运行;吹灰等定期工 作也必不可少。当然,锅炉 结焦是个相当复杂的问题,我们要根据各个机组自身不同的特性 来灵活处理分 析,才能得到更好的方法。 MW 机组锅炉的设计特点,为机组投产后预防锅炉结焦和积灰提供了参考意见。

1

锅炉简介 河北国华定洲发电有限责任公司(以下简称定电公司)一期工程安装 2 台 S

G-2008/540-M903 型亚临界燃煤汽包锅炉。该炉采用控制循环、一次中间 再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全 钢悬吊结构、 露天布置。 锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。 锅炉设计煤种为神华煤。 锅炉主要结构尺寸为:炉膛宽度 19 558 mm,深度 16 940.5 mm,深宽 比为 1∶1.154,水冷壁下水包标高为 7 760 mm,炉顶管中心标高为 73 000 mm,锅炉炉顶采用全封闭结构,并设有大罩壳。炉膛由 .7 mm

膜式水冷壁组成,炉底冷灰斗角度 55° ,炉底密封采用水封结构,炉膛上部布置 了分隔屏、 后屏过热器及屏式再热器, 前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器。 水平烟道由水冷壁延伸部分和后烟井延伸部分组成, 内部布置有末级再热器和末 级过热器。后烟井内设有低温过热器和省煤器。 锅炉燃烧器采用直流浓淡型喷燃器,采用正压直吹式制粉系统,配有 6 台 Z GM113N(MPS225)中速磨煤机,布置在炉前。5 台磨煤机可带 MCR 负荷,1

台备用。 每台磨煤机出口由 4 根煤粉管接至一层煤粉喷嘴。 最上层喷燃器喷口中 心线标高 34.870 m,距分隔屏底距离 20.130 m;最下层喷燃器喷口中心线 标高 25.570 m,至冷灰斗转角距离 5.969 m。每角喷燃器风箱中设有 3 层 启动及助燃油枪。24 只直流式燃烧器分 6 层布置于炉膛下部四角,煤粉和空气 从四角送入,在炉膛中呈切圆方式燃烧。 炉膛部分布置有 90 个墙式短伸缩蒸汽吹灰器,炉膛上部对流井烟道区域布 置 44 个长伸缩吹灰器,每台空预器出口端布置 2 台伸缩式吹灰器,运行时所有 吹灰器均能实现程序控制。 2 神华煤的煤质特性分析 煤质特性

2.1

定电公司锅炉的设计煤种与校核煤种均为神华煤, 其煤质特性及灰成分分析 见表 1。煤种燃烧及结焦特性评价见表 2。 通过对表 1、表 2 中神华煤各项指标分析可知,本工程的设计和校核煤种煤 质特性十分相近,并如下所述:煤种的结焦性较强;煤种的沾污性较强,传热特 性较差;煤种的着火、燃烧稳定性及燃烬特性较好,但煤种易自燃,爆炸特性较 强;校核煤种的可磨性较差;煤种的磨损性较轻。 2.2 燃用神华煤的优缺点

根据近年燃用经验,神华煤在炉内燃烧反应速度快,热负荷调节特别灵敏, 即使因外界影响造成负荷大幅度波动, 运行人员也能很快重新找到该负荷下的最 佳风煤比。最突出的优点是锅炉负荷降至 30%BM-CR 时,不投油燃烧仍然稳 定,因此可以较好地适应电网深度调峰的需求。神华煤有低灰、低硫的优势,对 于锅炉“四管”泄漏、烟道、吸风机的磨损及腐蚀不会构成威胁,从而使设备寿命 延长,检修工作量减轻。 但是,神华煤的灰分中含 CaO 在 18%~22%,属于中度粘煤;而且灰熔点 低,灰的变形温度、软化温度、半球温度、熔融温度各值之间相差不超过 40℃, 有的煤种不超过 20℃,使锅炉受热面极易发生结焦和积灰。这主要表现在炉膛 及高温受热面结焦比较严重,另外,尾部受热面的积灰也很严重。在锅炉负荷较

低、 尾部烟气流速下降的情况下,锅炉的频繁吹灰易造成尾部受热面烟气湿度增 加,引起管壁积灰板结(特别是省煤器),危及锅炉的安全运行。 2.3 结焦、积灰对锅炉运行造成的危害 结焦可引起过热器、水冷壁超温爆管;可能造成掉渣灭火、砸伤受热面和人 员伤害;使锅炉出力下降,严重时被迫停炉;结焦、积灰使排烟损失增加,锅炉 热效率降低。 3 避免锅炉结焦、积灰的措施 锅炉结焦和积灰是一个十分复杂的物理化学过程,它不仅与炉型、炉膛结构 参数及燃烧设备的选型有关,而且与所燃用的煤种、燃烧调整、锅炉配风和吹灰 等密切相关。 3.1 锅炉设计 在锅炉设计方面应选择高大型炉膛外形,切圆燃烧直径应相对较小,以尽量 减少煤粉颗粒冲刷炉膛内壁, 增大灰粒向四壁流动的冷却空间。另外炉内热负荷 设计相对要小,以延长燃烧气流在炉膛的停留时间,提高燃尽程度,降低炉膛出 口温度,避免出口附近的受热面结焦;同时,可以降低炉膛截面燃烧强度和燃烧 器区域温度,对减缓炉膛结焦和避免烧损燃烧器都有一定的效果。 目前,上海吴泾 600 MW 机组的锅炉结构基本上与定电公司锅炉相同,设 计煤种相同。从运行情况看,锅炉屏过有结焦现象,但不严重,未发生过掉大焦 情况。在喷燃器区域结焦不明显,可以初步判定锅炉设计较为合理,但锅炉高度 设计相对较低,如果在 73m 基础上再增加 0.5~1.0 m,屏过结焦问题完全可 以避免。 3.2 保持适当的过剩空气系数 在不同负荷下使炉膛燃烧工况均处于氧化性气氛中, 可人为破坏煤灰组成化 合物在燃烧过程中共熔而降低灰熔点的条件,防止锅炉结焦。 3.3 经常开展热力测试工作,并提供准确测试报告 这是保证锅炉不结焦、 不积灰的主要预防措施。在不同负荷下通过试验找出 合适的燃烧器倾角,适当降低火焰中心,避免炉膛出口受热面结焦。调整制粉系 统, 保持适当的煤粉细度及较好的煤粉颗粒均匀性, 也可起到提高煤粉燃尽程度、 降低炉膛出口温度的作用。 3.4 坚持吹灰制度,保持受热面清洁 这是行之有效的预防结焦措施。如按神华煤设计的广东沙角 C 电厂(660 MW 机组)、上海石洞口二厂(600 MW 机组)都曾出现过严重的结焦。后经试 验, 突出选择性吹灰, 使锅炉达到了连续大负荷运行。 但是, 吹灰也有负面效应, 如介质损失、 受热面管子磨损、 低负荷尾部烟道易积灰板结、 管子产生热应力等。 在运行的电厂往往仅重视其正面效应而忽视了负面效应,以至于出现了许多问 题。合理安排锅炉吹灰器投运频率,是避免吹灰产生负面影响的主要措施。 3.5 保证炉膛出口温度不超过设计值 定电公司锅炉 BMCR 负荷下后屏出口烟温 1 027℃,而设计神华煤灰熔点 在 1 120℃以上,只要保证炉膛出口烟温不超过设计值,就可以防止过热器管圈 及水平烟道的结焦。 因此当通过喷燃器倾角调整再热汽温度时,必须注意监视炉 膛出口烟温不超过设计值; 同时应加强炉膛短杆吹灰器的定期吹扫,避免炉壁上 形成大焦块而影响锅炉传热。 4 锅炉调试运行中的注意事项 4.1 通过燃烧调整试验,建立合理的燃烧工况

为防止锅炉结焦, 在锅炉调试运行期间必须进行一系列的燃烧调整试验,将 通过试验得出的结论和工况定值, 作为运行人员保持锅炉良好燃烧和防止结焦的 操作依据。锅炉的主要运行控制参数推荐如下: a.维持氧量 3%~3.5%; b.每台磨的一次风量不小于 27 kg/s(风速大于 26 m/s); c.燃料风 100%,辅助风开度 65%(风箱压差约 2 kPa); d.磨煤机折向板开度 40%。 4.2 提高一次风速,降低磨煤机出口温度 燃用神华煤时,若一次风速过低,燃烧器出口着火点过早,会造成喷口附近 热负荷很高,容易烧坏喷嘴,因此,在不影响着火的基础上必须尽量提高一次风 速;锅炉喷燃器具有水平分离板,能形成浓相和稀相气流,具有易着火和燃烧稳 定的优点, 一次风速的提高有助于燃烧切圆的形成和防止煤粉气流贴壁所造成的 缺氧。 由于定电公司锅炉实际选用的一次风机设计容量偏小, 在空预器中的扇形板 间隙调不到最小位置时, 因漏风大会造成一次风压下降,因此要经常监视一次风 压的动态变化,及时进行运行调节和处理。根据实测的一次风量,修订原设计一 次风量的控制曲线。建议在试运中对于设计的一次风量 27 kg/s(风速 26 m/ s) 适当进行提高, 磨煤机出口温度应降低到 70℃。 国华盘山电厂运行经验表明, 降低磨煤机出口温度既能保证制粉系统安全稳定运行,也可减轻燃烧器的结焦。 4.3 改变磨煤机的运行方式 为防止冷灰斗区域的结焦, 应改变磨煤机的运行方式,调整各台磨煤机的负 荷分配,最低层、最高层磨煤机所带负荷应合理分配,并减小燃烧器摆角下倾的 角度,尽量降低炉膛下部热负荷。 4.4 适当控制锅炉运行氧量 根据炉内实际的结焦情况, 及时检测排烟中的 CO 和飞灰可燃物含量,消除 或降低炉内的还原性气氛, 以减少炉膛内结焦。 锅炉运行氧量控制在 3%~3. 5% 较为合适。 4.5 及时合理吹灰 要加强对锅炉各受热面的吹灰,以有效防止受热面结焦和积灰。国华已投运 的几家电厂,由于当初对吹灰系统重视不够,加之对锅炉运行特性尚不了解,致 使锅炉水冷壁结焦严重, 造成主蒸汽及再热蒸汽温度升高,燃烧器摆角则随温度 的不断升高而下倾,事故喷水开足;后又造成冷灰斗大面积结焦。因此,应充分 重视吹灰器的调试,并提早与锅炉同步投运,机组负荷首次达到 50%以上时就 应该开始吹灰,尤其是加强对水冷壁的吹灰。从国华盘山电厂运行结果看,及时 对锅炉各受热面进行吹灰, 可以有效减轻各受热面的结焦和积灰。增强吹灰是燃 用神华煤最重要的技术措施之一。 由于锅炉所有受热面全部采用蒸汽吹灰, 使其尾部受热面积灰板结的几率相 对增加,因此必须严格控制吹灰器吹灰频度。 4.6 降低燃烧器区域热负荷 应控制一次风速使之大于 26 m/s,以延迟煤粉着火,减少烟气回流,北仑 电厂的实践证明,提高一次风速可有效降低该区域热负荷,减少结焦。 磨煤机出力应控制在小于 48 t/h,以防止燃烧器区域的热负荷超过 MCR 设计水平。 锅炉设计规定 600 MW 为 5 台磨运行, 500 MW 为 4 台磨运行, 350MW 为 3 台磨运行,此规定需在调试运行期间进行探讨和确认。

炉膛结渣的原因 1)灰的熔融特性是判定燃烧过程中是否发生结渣的一个重要依据, 不同煤质的灰 具有不同的成分和熔融特性。 在实验室中对煤样进行灰化,测得其灰熔点比设计 值低,因而灰粒很轻易达到软化状态而发生结渣。 2)炉膛燃烧器区域热负荷或容积热负荷偏高, 在燃烧器区域燃料燃烧放出的大量 热量没有足够的水冷壁受热面来吸收,因此导致燃烧器区域的局部温度过高,造 成燃烧器区域的结渣;另外,燃料和烟气在炉内的停留时间过短,燃料未能完全 燃烧,引起炉膛出口烟温偏高,造成炉膛出口过热器结渣。 3)在实际运行中,由于炉内气流组织不佳,造成火焰中心偏移。致使实际切圆变 形,高温火焰偏离炉膛中心,因此后墙结渣严重。 4)经测试发现炉膛出口氧量偏小,因此不能充分实现炉内富氧燃烧,引起炉膛结 渣。 5)对煤粉进行分析发现煤粉细度变大,煤粉变粗,煤粉中的粗颗粒很轻易从煤粉 气流中分离出来与水冷壁发生冲撞;此外,粗颗粒的燃尽需要相当长的时间,因 此经常贴壁造成还原性气氛而增加了结渣的机率。 6)一次风速偏高。由于一次风速度偏高,一次风射流本身的动量或者说一次风射 流的刚性较强,致使煤粉气流冲击对面炉墙,造成炉墙结渣。 7) 煤种的变化对炉膛温度和烟温的影响非常大, 燃用低位发热量在 5400Kcal/Kg 以上的煤时,炉内结焦明显加剧。 2 解决结渣问题的措施 1)适当降低一次风速度。一次风速度调整必须根据煤质的变化来进行,在额定负 荷下,当燃用优质烟煤时,将一次风速度降低到 30m/s;当燃用一般烟煤时,将 一次风速度降低到 26m/s。降低一次风速度可降低一次风射流的刚性,防止煤粉 气流冲击炉墙从而防止炉膛结渣。 2)增大炉内的过量空气系数。将炉膛出口氧量提高到不低于 3.5。 3)调整四角燃烧器风粉动量分配使之达到均匀状态, 保持高温火焰中心位于炉膛 断面的几何中心处。 4)在高、低过热器,省煤器等处加装声波吹灰器,严格进行吹灰操作,使水冷壁 和过热器、表面保持基本干净,防止出现结焦、积灰影响传热。 5)对燃烧系统进行了完善和改进,加大了下二次风风口,在上性能风 III 上部增 加了吹扫风,改善了一些二次风口的缩颈,并在一次风喷口内增加了小钝体。改 造后效果明显好转,下二次风下部卷吸状况已消除,托火能力较强,至今未出现 炉内斜坡积灰和渣井水封漂粉的现象 6)可适当掺烧灰熔点较高的煤质,由运行安排每班掺配一定数量的小矿煤,此项 措施对防止结渣作用很大。 炉膛结渣的原因 1)灰的熔融特性是判定燃烧过程中是否发生结渣的一个重要依据, 不同煤质的灰 具有不同的成分和熔融特性。 在实验室中对煤样进行灰化,测得其灰熔点比设计 值低,因而灰粒很轻易达到软化状态而发生结渣。 2)炉膛燃烧器区域热负荷或容积热负荷偏高, 在燃烧器区域燃料燃烧放出的大量 热量没有足够的水冷壁受热面来吸收,因此导致燃烧器区域的局部温度过高,造 成燃烧器区域的结渣;另外,燃料和烟气在炉内的停留时间过短,燃料未能完全 燃烧,引起炉膛出口烟温偏高,造成炉膛出口过热器结渣。 3)在实际运行中,由于炉内气流组织不佳,造成火焰中心偏移。致使实际切圆变

形,高温火焰偏离炉膛中心,因此后墙结渣严重。 4)经测试发现炉膛出口氧量偏小,因此不能充分实现炉内富氧燃烧,引起炉膛结 渣。 5)对煤粉进行分析发现煤粉细度变大,煤粉变粗,煤粉中的粗颗粒很轻易从煤粉 气流中分离出来与水冷壁发生冲撞;此外,粗颗粒的燃尽需要相当长的时间,因 此经常贴壁造成还原性气氛而增加了结渣的机率。 6)一次风速偏高。由于一次风速度偏高,一次风射流本身的动量或者说一次风射 流的刚性较强,致使煤粉气流冲击对面炉墙,造成炉墙结渣。 7) 煤种的变化对炉膛温度和烟温的影响非常大, 燃用低位发热量在 5400Kcal/Kg 以上的煤时,炉内结焦明显加剧。 2 解决结渣问题的措施 1)适当降低一次风速度。一次风速度调整必须根据煤质的变化来进行,在额定负 荷下,当燃用优质烟煤时,将一次风速度降低到 30m/s;当燃用一般烟煤时,将 一次风速度降低到 26m/s。降低一次风速度可降低一次风射流的刚性,防止煤粉 气流冲击炉墙从而防止炉膛结渣。 2)增大炉内的过量空气系数。将炉膛出口氧量提高到不低于 3.5。 3)调整四角燃烧器风粉动量分配使之达到均匀状态, 保持高温火焰中心位于炉膛 断面的几何中心处。 4)在高、低过热器,省煤器等处加装声波吹灰器,严格进行吹灰操作,使水冷壁 和过热器、表面保持基本干净,防止出现结焦、积灰影响传热。 5)对燃烧系统进行了完善和改进,加大了下二次风风口,在上性能风 III 上部增 加了吹扫风,改善了一些二次风口的缩颈,并在一次风喷口内增加了小钝体。改 造后效果明显好转,下二次风下部卷吸状况已消除,托火能力较强,至今未出现 炉内斜坡积灰和渣井水封漂粉的现象 6)可适当掺烧灰熔点较高的煤质,由运行安排每班掺配一定数量的小矿煤,此项 措施对防止结渣作用很大。 4.采取的措施 为有效解决 3#炉频繁掉焦灭火问题,采取了以下综合治理措施。 (1)严把锅炉燃烧器的检修质量关 利用机组中修的机会, 对磨损严重或脱落的一次风喷口内的均流锥进行了更 换;对烧损变形、发生偏斜的燃烧器喷口及时进行了修整和校正,以防止燃烧器 一次风喷口处煤粉分布不均和煤粉火焰发生偏斜而引起炉膛局部结焦。 (2)机组启动前对锅炉进行冷态空气动力场试验 通过试验找出燃烧器合理的配风方式和最佳的内、外调风挡板位置,使炉内 组织起良好的空气动力工况,确保锅炉的安全、稳定、经济运行。 (3)消除炉膛底部的漏风 重点检查了锅炉水封槽插板与水封结合处是否存在漏风, 并对水封槽内存在

的积灰进行清理,同时在运行中尽量提高水封槽水位,使炉底密封更严密。 (4)做好煤质分析和配煤工作 燃料公司对不同类型的来煤分别存放,并按照规定的煤质要求严格准确配 煤。 (5)保证锅炉氧量表指示准确、可* 及时对氧量表进行了标定, 便于运行人员合理控制锅炉运行氧量,优化锅炉 燃烧,减少因缺风造成的锅炉结焦积灰问题。 (6)尽量使各燃烧器一、二次风速保持一致,同时控制较为合适的一次风煤 粉浓度和保持合适的煤粉细度,以保持炉膛温度场分布的均匀性。 (7)保证所有吹灰器能够正常投入  吹灰时间间隔严格按规定执行,在 锅炉升降负荷及炉膛吹灰时加强对炉膛负压的监视,以防止锅炉掉焦塌灰灭火。 结束语:在采取上述各项综合治理措施对 3#炉进行全面中修和运行优化调 整后,其安全经济运行水平有了很大提高,半年多来没有再发生掉焦灭火事故, 这说明所采取的措施和方案是行之有效的。 1# 打印 字体大小: tT 发表于 2009-5-11 17:05 | 只看该作者 锅炉结焦原因 一、 锅炉结焦原因 1、煤质 锅炉是根据设计煤种的着火性能、沾污腐蚀磨损性能、燃尽性能和结焦 性能进行耦合设计的,对于一台定型投产锅炉,其对煤种的适应性是存 在一定范围的。因此实际燃用煤质偏离设计煤种、煤的结焦性能超出锅 炉设计参数范围是锅炉结焦的主要原因。 由于煤炭市场的变化,长期稳定的使用设计煤种是不可能的。虽然长期 以来一直进行各煤种的掺烧、混烧,但由于各种因素的影响,还是可能 造成入炉煤质波动引起锅炉结焦的发生: 1.1 对新煤源没有进行灰成分/灰融性判断,在不了解结焦特性的情况下 入厂入炉 1.2 长期使用的煤源煤质突然发生波动,而没有及时发现 1.3 入厂的易结焦煤堆放混乱、标示不清或人员失误,被错用 1.4 易结焦煤没有按规定比例掺烧 1.5 易结焦煤没有均匀的被掺烧

1.6 掺烧煤种变化时,没有及时变更掺烧比例 2、工况 除煤质原因外,锅炉运行工况也能加剧锅炉结焦 2.1 炉膛出口过量空气系数 2.1.1 炉膛出口过量空气系数减少,炉膛出口烟温增加,熔点较低的灰 份易在过热器上积灰 2.1.2 炉膛出口过量空气系数减少,炉膛壁面处烟温增加,炉膛沉积物 增加 2.1.3 炉膛出口过量空气系数减少,炉内出现还原性气氛,熔点较高的 Fe2O3 还原为熔点较低的 FeO,从而使灰熔点大大降低(100~200℃), 结渣可能性增大 2.2 炉膛出口烟气温度:炉膛出口烟温高于煤灰软化温度,融熔状的灰 还未冷却,易在对流受热面上吸附、冷却后结渣 2.3 炉膛热负荷过高,造成炉内温度水平提高、烟温水平也提高。碱金 属化合物易气化后冷凝在受热面管壁上形成强粘结灰,同时阻碍吸热, 维持负荷势必要增加燃料量,从而进一步提高炉内温度,随着炉温提高, 受热面结渣将呈指数规律上升,形成恶性循环。 2.4 锅炉风粉不平,炉内空气动力场紊乱,造成燃烧中心偏斜,灰渣撞 击水冷壁,易粘附于炉壁上结渣;燃烧器下下倾,火焰直接冲刷冷灰斗, 冷灰斗结渣。 2.5 煤粉细度:煤粉细度过粗,火炬长度增加,易刷墙造成水冷壁结渣 2.6 一次风速:一次风速低、刚性弱,火焰易偏斜刷墙,造成水冷壁结 渣。 二、 掺烧煤质特点 1、神华五彩湾煤质特点 名称 单位 设计煤 碱沟煤 五彩湾煤 碳分 Car % 56.72 61.50 56.35 氢分 Har % 4.00 3.54 3.27 氧分 Oar % 9.55

8.53 17.77 氮分 Nar % 0.89 0.77 0.57 硫分 Sar % 1.06 0.74 0.58 水分 Mt % 10.45 8.11 23.94 灰分 Aar % 17.70 17.26 4.35 挥发分 Vdaf % 31.20 37.97 33.95 发热量 Qnet,ar kJ/kg 21875 24280 20280 可磨系数 Kkm -1.12 1.24 1.99 变形温度 DT ℃ 1165 1210 1130 软化温度 ST ℃

1218 1330 1180 流动温度 FT ℃ 1225 1380 1190 SiO2 % 52.08 58.00 29.58 19.79 22.70 10.25 Fe2O3 % 8.37 5.78 5.02 TiO2 % 1.02 0.56 ca* % 2.99 2.19 3.94 SO3 % 4.14 0.21 0.07 1)五彩湾煤煤灰中 SiO2、Al2O3 含量较低,而 ca*和 Na2O 的含量较高, 初步判断准东煤具有中等-严重结渣特性,即随着准东煤掺烧比例的增 加,炉内水冷壁和过热器等受热面的沾污、结焦的可能性将增加 2)五彩湾煤变形温度、软化温度、流动温度低于 1200℃,且三者之间温 度差距只有 60℃,意味着对炉膛出口烟温比较敏感。当炉膛出口烟温变 化几十度,炉膛出口处灰的状态就能由固态积灰转变为熔融结焦,从而 在屏过、高过等受热面处发生结焦。 3)五彩湾煤还具有高挥发份、易着火、易燃尽的特点。通过试验发现,

随着五彩湾煤掺烧比例的增加,锅炉水冷壁结焦未见明显增加,炉膛出 口烟温不变;但由于五彩湾煤碱金属含量高、沾污能力强,随着灰份中 沾污成分增加,高过迎火面的结渣和高温型积灰明显增加。 2、#1 炉掺烧和#2 炉掺烧的不同 #1 炉在 60%比例五彩湾煤下,高过、屏过管排出现了结焦现象。但由于 #1 炉和#2 炉在炉型设计、吹灰方式等方面的区别,#2 炉掺烧五彩湾煤 相比#1 炉更易结焦,因此应更为重视: 1)、由于#2 炉在设计上注重低负荷稳燃能力,所以在喷燃器布置、切 圆直径、炉膛热负荷上都采取了加强燃烧的措施,致使#2 炉在高负荷下 炉膛温度高、水冷壁结焦严重。随着掺烧五彩湾煤,水冷壁结焦加重, 炉膛烟气出口温度增加,高过更易结焦。 2)、#1 炉在炉膛、过热器、省煤器装设了蒸汽吹灰器,对炉膛、过热 器的结焦、积灰在一定程度上有清除作用;#2 炉在过热器、省煤器装设 声波吹灰器,对管排上熔焦清除能力较弱。 三、预防结焦的措施 1、煤质控制 1.1 入厂煤控制 1.1.1 燃煤办新进煤源时,必须按照 GB475-1996《商品煤样采取方法》 采样,送新疆电力行业煤质监督监测中心检验,对工业分析、元素分析、 灰成分分析、灰熔点、哈氏可磨系数等项目进行化验。 1.1.2 新进煤源全分析化验报告交生产运营部,由生产运营部组织进行 结焦性判断、安排试烧或掺烧试验、安排燃化部煤场堆放方式,经批准 后方可入厂。 1.1.3 燃化部对每天每批入厂煤进行全水分、空气干燥基水分、灰分、 挥发分、固定炭、发热量的测定,24h 内提出化验报告,化验报告未出 具前,本批次入厂煤不得入炉。入厂煤质低位发热量>18MJ/kg,全水< 25%,超出范围的,燃化部应立即汇报生产运营部、燃煤办,暂停进煤。 1.2 入炉煤控制 1.2.1 对确定为易结焦的入厂煤,燃化部应指定地点专门存放,由煤场 管理员和推煤机司机指引拉煤司机正确堆放,并做好标示。燃化部主任、 专工、班长、煤场管理员、推煤机司机必须清楚每日煤场进煤(进煤煤 源、进煤存放地点)和存煤情况(各煤堆煤源、数量) 1.2.2 易结焦煤和别的煤种按照<1:1 比例进行掺配,入炉煤全水应< 15%,低位热值应>20MJ/kg 1.2.3 由生产运营部下达每日掺烧运行方式,由燃化部执行。燃化部主 任、专工、班长、煤场管理员、输煤集控值班员、推煤机司机必须清楚 当日掺烧方式(比例、煤种),并按下达方式执行。 1.2.4 燃化部采取两个煤场同时推煤、上煤的方式进行掺配。每班上煤 前, 先启动#1 煤场给煤机,通过#2 带电子皮带秤称量和效验出力是否符 合掺配要求(时间不超过 2 分钟),再启动#2 煤场给煤机。运行中注意 监视碎煤机、各皮带电流指示,发现异常及时停止#1、4 带给煤机设备 运行,查找原因,严格按掺烧比例要求正常供煤。若因造成断煤及时停 止#1、 4 带给煤机运行防止掺烧不均匀, 待处理正常后按启动程序运行。

1.2.5 燃化部按规定做好入炉煤分析, 每班分析测试 Mar、 Mad、 Aad、 Vad、 FCad 一次,每天由各班混合的煤样做 St,ad 和 Qnet,ar 测试一次;煤质 分析仪器设备使用标准煤样定期自检,发热量、硫分每天一次,灰分、 挥发分每周一次 1.2.6 运行部主任、专工、值长、锅炉值班人员必须清楚应了解当班入 炉煤质情况、掺烧情况,并能根据负荷情况、燃料上煤时间估算出原煤 斗和煤粉仓存煤量、 入炉煤粉的煤质,发现异常应及时汇报生产管理部、 燃化部。 2、掺配易结焦煤时的燃烧调整措施 2.1 防止缺氧燃烧: 2.1.1 控制氧量 4.0~4.5%; 2.1.2 不得在高负荷投油,避免投油时油枪抢风,导致中下层火嘴缺氧 燃烧,冷灰斗结焦。 2.2 控制炉膛出口烟气温度: 2.2.1 采用正塔配粉,上层给粉机不得投入自动。 2.2.2 采用倒塔配风。 2.2.3 炉底关断门开关操作。因事故抢修原因需立即进行操作,应降低 锅炉负荷,否则必须调换本炉煤种后方可操作,防止火焰中心升高、高 过结焦 2.2.4 中下层给粉机停运消缺,应保持上、中、下层给粉机转速比例不 变,并降低本炉负荷至 360t/h 以下。 2.3 控制炉膛热负荷 2.3.1 汽机高加退出,给水温度降低时,应适当降低该炉负荷,保持给 粉机总转速不增加。 2.3.2 针对易结焦煤挥发份高的特点,保持一次风温在低水平,控制磨 煤机出口温度 65℃左右。 2.4 锅炉风粉调平是锅炉燃烧的基础 2.4.1 运行值班员应在当班监视各角喷燃器着火距离、一二次风速和水 冷壁四角温度均匀,发现异常应汇报专工调整 2.4.2 锅炉专工应每天对锅炉燃烧工况进行分析和调整。 2.5 煤粉细度 2.5.1 掺烧易结焦煤时,煤粉细度控制在 23%~27% 2.5.2 由于易结焦煤的哈氏可磨系数变化大,在制粉系统运行方式不变 的情况下,由于煤种变化可能引起煤粉细度、制粉出力大幅变化。因此 运行值班员应密切注意每日煤粉细度和制粉出力的变化,如有异常,应 立即汇报专工调整。 2.5.3 化学取样时,应将取样管内煤粉倒空后重新进行取样;分析时应 用同一套筛子对#1、#2 炉煤粉进行筛分。 2.6 一次风速:一次风速保持在 30m/s 以上 2.7 吹灰和打焦 1)#1 炉蒸汽吹灰每班一次;#2 炉声波吹灰全天运行 2)每班要及时将喷燃器处焦清理干净 3)每轮值白班对折焰角上方积灰进行清除 2)、发现过热器结焦,应增加对过热器吹灰频次

3)、当高过、冷灰斗结焦严重时,应停炉处理。 4)、当炉膛、过热器、冷灰斗结焦进行处理时,针对上述局部受热面结 焦的任何调整,应随后观察其余受热面的结焦情况。 摘要:针对 100OMW 超超临界燃煤锅炉的现状, 投产以来燃烧系统存在燃烧不完 全状况、 掉焦增大, 以及炉渣中存在一些炭状黑色焦块及油燃烧器故障频繁等问 题。结合锅炉大修中发现燃烧器内部积粉、结焦堵塞一次风通道等情况,通过跟 踪观察 2008 年 5 月份#7 炉大修后锅炉的排渣量增多,炉渣中飞灰可燃物不正常 升高, 本文从锅炉的设计、 安装、 检修以及运行维护角度, 进行初步的分析探讨。 关键词: 煤粉锅炉 燃烧器积粉结焦堵塞 分析探讨 1.概述 华电国际山东邹县发电厂Ⅳ期工程 2× 100OMW 超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机 组, 是国家 2005 年度国家重点建设项目。 工程总投资 79.2 亿元, #7 机组于 2006 年 12 月 4 日投产。#8 机组于 2007 年 7 月 5 日投产。至此,邹县发电厂全厂现 总装机容量已经达到 4540MW。Ⅳ期工程 3030t/h 锅炉是东方锅炉(集团)股份 有限公司与日本巴布科克-日立公司及东方-日立锅炉有限公司合作设计、联合制 造。锅炉为高效超超临界压力变压运行直流炉,采用一次再热、平衡通风、运转 层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 Π 型锅炉。48 只燃烧器组 成前后墙对冲燃烧方式。燃烧器按 3 层 8 列布置,前墙自上而下为 E、? C、? D 三层,后墙自上而下为? F、A、B 三层。燃烧器配风分为一次风、内二次风和外 二次风, 分别通过燃烧器内同心的内二次风、外二次风环形通道在燃烧的不同阶 段分别送入炉膛,该燃烧器的一次风采用直流式布置方式。燃烧系统还布置有 20 只燃尽风喷口 (也称调风器) , 布置在前、 后墙顶层燃烧器上方标高 38588.4mm 和 35124.2mm,燃尽风喷口距最上层燃烧器中心线距离为 7150.1 mm。二次风采 用大板风箱配风,大板风箱被分隔成多层风室,每层燃烧器一个风室。大板风箱 对称布置于前后墙, 设计入口风速较低,风箱内风量的分配取决于燃烧器自身结 构特点及其风门开度, 保证燃烧器在相同状态下自然得到相同风量,利于燃烧器 的配风均匀。设计空预器出口二次风温度 344℃。 配套安装 6 台 BBD4360 型双进双出钢球式磨煤机,采用正压直吹式制粉系统, 磨制后的煤粉从磨煤机的两端空心轴出来经过分离器分离后, 合格的煤粉又通过 8 条一次风管道进入燃烧器形成独立的火焰。考虑到单端磨煤机运行与半磨单端 运行方式对燃烧工况的影响,从各磨煤机驱动动端引出的 4 条一次风管道均为 #1、#2、#7、#8,从非驱动动端引出的 4 条一次风管道均为#3、#4、#5、#6,与 相对应的 8 只燃烧器连接,燃烧器自东(甲)侧向西(乙)侧排列顺序为#1~#8。 每只煤燃烧器的中心管内布置一只点火油枪,油枪雾化型式采用机械雾化,单只 点火油枪出力为 1350kg/h。 2. 存在问题 2.1 炉膛内部结焦 该锅炉布置 48 只 BHK 技术设计的新型 HT-NR3 低 NOx 旋流式煤粉燃烧器 (见 图 1)。按照正常运行状况,锅炉不应该结大焦,但是从投产以来一直存在结焦 的问题,在捞渣机附近时常听到大焦掉落的声音,2007 年 3 月 22 日就地检查发 现#7 炉落大焦,炉膛负压虽无明显变化,但炉底水封槽上部有少量溢水。进入 2007 年 7 月份后加上煤质变化,#7 炉炉膛内结焦加剧, 7 月 18 日起时常听到 炉膛内掉大焦的声音,7 月 21 日#7 机组负荷 530MW,#7 炉落大焦,吸风机电

流由 182A 自动增大至 285A,发现炉底渣斗北侧第三个事故放渣门鼓开,事故 放渣门横担压条断裂,水大量外流,炉底水封失去。导致锅炉排烟温度由 125℃ 逐渐上升至 175℃,炉膛燃烧不稳,立即投入 C、A 层油枪稳燃。7 月底又连续 出现几次落大焦。2007 年下半年尤其明显,从结焦状况来看主要是集中在燃烧 器的旋口附近,因燃烧不良造成旋口的结焦越结越大,最后超重掉下。 2.2 炉渣中夹杂着大块焦炭 从锅炉的排渣状况看,不但存在结焦和渣量大的问题,2007 年上半年发现在#7 炉冷灰斗内捞渣机捞出的炉渣中夹杂着许许多多黑色碳状焦炭块, 小颗粒焦炭在 灰渣中星星点点,大颗粒焦炭直径在 40mm(见图 2)左右的随时可见。2007 年下 半年#8 炉投产后同样存在以上问题。根据经验从焦炭块的质量和颜色上判断, 结焦应该在燃烧器的负氧区域,一般在火咀中心区煤粉受高温加热后粘连而成。 特别是该种燃烧器新的结构设计,是造成出现该种焦炭块形成(以及油枪喷嘴堵 塞)的主要原因。 2.3 锅炉油枪故障率高 自从投产以来, 一直存在油枪雾化喷嘴堵塞的现象, 导致油枪投入后无火检信号, 油枪投入失败等信号频发, 影响整个程序的进行。由于油枪进油阀泄漏而油枪雾 化喷嘴积碳堵塞(见表 2),严重时从喷嘴积碳至枪管内 200mm,致使进油阀至 枪管内一段产生压力, 导致油枪进油 (吹扫) 系统软管终端活结焊缝等处漏油 (见 图 3)。为了消除系统漏油,花费上千元全部更换了因承压导致泄漏的油枪金属 软管。 为了保证油枪的正常投入,正常运行中视堵塞情况随时拆下油枪对油枪雾 化喷嘴进行清理。现在基本上每天要清理一层燃烧器(8 只)油枪雾化喷嘴,按 照状态检修的要求, 六层燃烧器油枪每周必须清理一遍,只要停炉必须清理全部 油枪雾化喷嘴。否则当锅炉燃烧不稳定或启停磨煤机需要投入油枪时不能点燃, 不但危机锅炉的安全生产而且还增加了劳动强度与人身危险性。随时间的推移, 油枪进退困难的问题开始日渐突显的暴露出来。自 2008 年 6 月 26 日至 7 月底, 仅#7、#8 炉油枪、打火杆电磁阀等卡涩、内漏等故障达 39 多次,每次多达 3 只油枪同时故障,导致油枪不能正常处在备用状态(见表 3)。通过表 3 看出, 其中油枪卡涩不能进退占 19 次,电磁阀卡涩占 10 次,打火杆卡涩占 5 次,而这 其中#7 炉油枪故障占了 31 次。 附表 2 油枪雾化喷嘴堵塞及其它存在问题统计表 序号 1. 1. 1. 1. 1. 1. 1. 1. 雾化喷嘴堵塞时间 燃烧器编号 引发问题 2007 年 5 月 25 日 01:43 #7 炉 E2 油枪油管渗油 2007 年 5 月 30 日 13:50 #7 炉 E2 油枪进油软管终端活结焊缝处渗油 2007 年 6 月 10 日 13:47 #7 炉 E2 油枪进油软管渗油 2007 年 6 月 21 日 01:38 #7 炉 C4 油枪进油管与油枪结合面处漏风 2007 年 7 月 12 日 09:46 #7 炉 A2 油枪油枪尾部漏油 2007 年 7 月 20 日 13:40 #7 炉 F8 油枪雾化片脏污油枪打不着火 2007 年 7 月 28 日 9:58 #7 炉 E1 油枪雾化片脏污油枪打不着火 2007 年 8 月 10 日 7:48 #7 炉 F2 油枪打不着火

1. 1.

2007 年 8 月 10 日 17:30 #7 炉 E2、E6 不打火 2007 年 9 月 1 日 7:00 #7 炉 E1、 E2、 E 层 E1~E8 油枪内有油渣、积碳。 E6、E7 因处理 E1-E8 油枪缺陷多耗燃油 1.12t。

附表 3 2008 年 6 月 26 日~8 月 1 日#7、#8 炉油枪卡涩、故障统计表 发生问题 日期 发生问题

日期 6.26. 15:30#7 炉 B4、 B7 油枪卡涩, D6 7.18. 16:00 #7 炉 F4 油枪进油电磁阀故 油枪进油电磁阀打不开 障,油枪无法启动,20:50 重新调 整 6.26. 16:30 定期投停#8 炉 B、D 层油 7.19. 10:40#7 炉 F3 油枪进油电磁阀检 枪,B2、B8 油枪打火杆有卡涩 查消除电磁阀不动作 6.27. 15:55#8 炉 A、 C 层油枪投停试验。 7.19. 11:20#7 炉 F7 油枪热工控制回路 C6 油枪进不到位 检查后 F7 油枪动作正确 6.27. 16:00#7 炉 A1、 A7 油枪卡涩进不 7.20. 10:00#8 炉 F2 喷燃器油枪卡涩。 到位,A4 油枪打火杆进不去 11:30 油枪内套筒消除卡涩结束 6.27. 17:10 #7 炉 B4、 B7 油枪定期试验 7.21. 12:10 #7 炉 F4 油枪进油电磁阀内 时发生卡涩,打磨润滑处理缺陷 漏。22.10:30 解体研磨后内漏消 消除 失 6.27. 21:00#7 炉 A4 油枪打火杆卡涩, 7.22. 09:30#7 炉 F3 喷燃器油枪进油电 更换气源减压阀后试验正常 磁阀检查 6.28. 16:13 定期工作:#8 炉 E、F 层油 7.22. 16:55#7 炉 F4 喷燃器油枪解体清 枪投停试验。F2 油枪卡涩 理检查无异常,设备系统已恢复 6.28. 16:52#7 炉 F1 油枪卡涩现象,F8 7.23. 10:00#7 炉 D2 油枪油阀空气减压 油枪退出时吹扫阀故障 阀检查,更换减压阀,现已正常 6.30. 09:15#7 炉 A7 喷燃器油枪消除卡 7.26. 16:00 定期做#7 炉 B、D 磨油枪 涩 投停试验。#7 炉 B4 油枪卡涩 7.1. 11:10#7 炉 A7 燃烧器油枪解体检 7.27. 16:30 #7 炉 A、C 磨油枪投停试 修完毕,卡涩消除 验。#7 炉 A4 油枪进油电磁阀打 不开 7.16. 16:00 定期进行#7 炉 B、D 磨油 7.28. 00:00#7 炉 A4 油枪进油电磁阀打 枪投停试验,#7 炉 B4 油枪卡涩 不开,更换减压阀 7.16. 16:15 #8 炉 B、D 磨油枪投停试 7.28. 16:30 #7 炉 E、 F 磨油枪投停试验, 验,D8 油枪不进、B2 油枪打火 #7 炉 F1、F4 油枪卡涩进不到位 杆卡涩 7.17. 15:30#8 炉 D8 油枪电磁阀卡涩, 7.29. 15:42#7 炉 F4 油枪消除卡涩,油 清理后正常 枪套管清理调整完毕,卡涩消除 7.17. 16:00 #7 炉 A4 油枪压缩空气气源 7.29. 21:00#7 炉 F4 油枪进到位行程开 管路减压阀故障。更换减压阀 关检查,重新调整后正常

7.18. 15:51 定期做#8 炉 E、 F 层油枪投 8.1. 08:20#7 炉 F1 油枪消除卡涩, 停试验。F2 油枪进不到位 16:30 清理调整内套管, 卡涩消除 2.4 炉渣排量超过设计值 锅炉设计采用湿式除渣系统, 每台锅炉为一个单元设一套除渣系统,每套除渣系 统设一台出力为 20~80t/h 的水浸式刮板捞渣机。每台炉设 2 座锥底渣仓,全钢 结构,直径 8m,总有效容积 480m3,能储存 1 台炉 BMCR 工况下设计煤种约 47 小时的排渣量,校核煤种约为 39 小时的排渣量。锅炉排出的渣落入冷灰斗后经 冷却水冷却、粒化后,由刮板式捞渣机连续捞出,经捞渣机斜升段脱水后,直接 排至位于捞渣机头部的渣仓内暂存。 渣仓内的渣由运渣自卸汽车定期运至综合用 户或中转渣场。结果在#7 炉投产半年来的生产过程中,发现锅炉不但存在结焦 现象而且排渣量也偏大, 本应 47 个小时排满的两座锥底渣仓,结果 24 小时就排 满渣, 严重时不到 24 小时就排满渣仓,只得改变运渣自卸汽车定期运渣的时间。 2007 年 5 月份,通过配合科研部门对#7 炉磨煤机做出力性能试验,磨煤机的煤 粉细度、均匀度以及燃烧工况都得到了明显改善。治理前炉渣含碳量 5~6%, 治理后炉渣含碳量降至 2%,治理前飞灰可燃物含量 2.2%,治理后飞灰可燃物 含量降至 1.2%。 在 2008 年 5 月份大修后这一现象又有所抬头, 由于排渣量增多, 落焦体积变大, 几次拉断捞渣机链条等导致设备损坏现象,从锅炉的排渣状况看 颜色呈黑灰色 (正常呈灰白色) , 炉渣含碳量高达 6%以上, 飞灰可燃物含量 3.3%, 经过进一步治理明显好转。据笔者了解山东济宁某电厂的锅炉炉渣含碳量高达 40%。 2.5 燃烧器内部存在积粉烧结现象 煤粉燃烧器内部设置一煤粉浓淡分离装置,2008 年 5 月份#7 炉大修,停炉后检 查发现四只燃烧器一次风通道内均存在煤粉烧结堵塞现象, 后墙燃烧器比前墙燃 烧器堵塞严重, 结焦位置主要在该煤粉浓淡分离装置至燃烧器旋口一段距离内积 粉、结焦(见图 4),由于燃烧器一次风通道内积粉烧结占旋口通道的一半,不 但影响了出粉, 而且已经导致旋口处导流筒等诸多部件烧损变形。这是导致炉渣 内出现炭状焦块及结焦的主要原因之一。 2.6 屏式、末级过热器存在超温现象 过热器受热面由四部分组成,第一部分为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔 墙; 第二部分是布置在尾部竖井后烟道内的水平对流过热器;第三部分是位于炉 膛上部的屏式过热器;第四部分是位于折焰角上方的末级过热器。屏式过热器、 末级热器受热面的布置采用了辐射-半辐射的传热方式,这种布置方式可确保锅 炉在负荷变化范围内达到额定的蒸汽参数,并获得良好的汽温特性。2008 年 6 月份发现#8 炉屏式过热器、末级过热器个别壁温存在超温现象。是否该锅炉也 存在燃烧器内部积粉堵塞导致超温有待于进一步研究探讨。 3.原因分析 由于以上问题的存在,说明锅炉的燃烧状况不好,必然导致煤耗增加,将直接影 响锅炉的效率。 通过长时间的跟踪,发现导致以上问题出现的原因主要在燃烧系 统,又经过仔细研究观察分析,排除了运行调整方面的因素,发现设备方面的因 素是主要的,而设备方面又主要集中在燃烧器部位。 3.1 结构与设计 3.1.1 早期锅炉的漩流式燃烧器中心管两端为全敞开式,中心管的前端是一扩散

锥,入口的中心风(也称三次风)是利用炉膛的负压吸入。除了人们比较熟悉的 中心风作用以外,还起到辅助燃烧的作用。由于认识到中心风的重要性,在后来 的漩流式燃烧器中心风采用三次风机供风。燃烧器内设有中心风管,中心管是油 枪和中心风的通道,可提供油枪燃烧所需风量。中心风为直流风,风量虽然不大 (约占总风量 1%)的中心风通过中心风管送入炉膛,以调整燃烧器中心回流区的 轴向位置,不但可供点火时所需要的根部风并起到正常运行中辅助燃烧的作用。 但对回流区影响很大, 因为回流区是由旋流二次风带动一次风旋转,造成流场中 心区负压而形成的, 中心风正好投入在这个负压区中, 大大影响了中心区负压值, 导致回流量大为下降。 因此中心风量越大, 其风量的改变对回流区的影响就越大。 中心风通过手柄调节风门开度位置来进行风量的调节。 但是该工程没有采用三次 风机, 加之该燃烧器中心风布局的改变,更容易导致燃烧器内部结焦以及油枪卡 涩、喷嘴堵塞。因此笔者在锅炉安装是就发现此问题,早在 2006 年在邹电科技 杂志上《#7 锅炉旋流式燃烧器应用》一文中就提到, 2007 年笔者在灵武电厂 1000MW 机组锅炉招标技术协议签订会上就向锅炉厂家人员提出该燃烧器设计 应注意的问题。 3.1.2 由于该燃烧器不同于其它旋流式燃烧器的结构,不但燃烧器内部特殊的煤 粉浓淡分离装置所处文丘里管附近的缩放部位容易积粉(见图 1),而且正常运 行中当燃烧器退出运行以后, 由于燃烧器入口端部没有设计检查孔,不能观察到 积粉和结焦情况,更无法及时进行清除或吹扫。 3.2 安装施工 3.2.1 设计该燃烧器入口温度 70℃,由于磨煤机出口至燃烧器 100 多米长的一次 风管道表面没有加装保温层, 当受到环境温度的影响,就会导致一次风风粉混合 物温降明显,实际上燃烧器入口温度也只维持在 45~55℃左右(见附表 4)。由 于一次风温度降低,煤粉中的水分析出,不但容易导致积粉,更严重的影响了锅 炉燃烧工况与效率。 附表 4 2007 年 1 月 19 日测量#7 锅炉运行中制粉系统各部位一次风温度 类别 名称 A 磨煤机 B 磨煤机 C 磨煤机 #7 炉 D 磨煤机 E 磨煤机 F 磨煤机 磨煤机出 分离器 口℃ 前℃ 65 67 64 70 65 65 57 56 60 59 56 62 分离器 后℃ 45 48 47 47 46 48 燃烧器前 管道℃ 29~37 34~38 38~41 36~42 28~33 30~37 排烟温 度℃ 环境 电负 ℃ 荷 MW

A 侧 116 B 侧 115 8~11 800 (未投入 暖风器)

注:①磨煤机出口温度、排烟温度和电负荷为在线参数,其余为笔者用远红外线 测温仪就地测量壁温。 ②燃烧器前一次风管道温度为该制粉系统各条一次风管道的平均值 (仅供参考) 。 3.2.2 正常运行中锅炉点火用燃油母管压力 3.5 Mpa,油枪在没有投入以前枪管内 是没有压力的,只是油枪进油门前存在压力。当油枪投入后,由于燃油经过阀门 减压(雾化压力也不高),不至于引起系统漏油。但是由于油枪进油阀门内漏, 漏入油枪杆内的柴油受到燃烧器内部的温度和炉膛的高温辐射,便在油枪喷嘴处

烧结形成碳化颗粒堆积以致堵塞雾化喷嘴。使油枪内的油压力升高,甚至超过工 作(雾化)压力 5 倍以上。长此以往,不但损坏与之相连系统的接头、焊口、垫 子、软管、阀门等,更危险的是产生的高压柴油会从不严密的压缩空气阀门窜到 压缩空气系统内, 油枪吹扫压缩空气压力为 0.35 Mpa, 母管压力也只有 0.8 Mpa。 投产前燃油系统的附件已经到了工地仓库,为了抢施工工期,安装单位采用了去 功能施工法,对部分部件没有安装。针对以上问题,对燃油系统进行了改进,利 用#7 炉大修期间,将燃油系统油枪管道库存部件全部按照设计要求加装高压接 头。 3.3 设备维护 3.3.1 通过附图 1 可以看出,由于该燃烧器一次风通道内设计的浓淡分离装置, 使通道内出现变径 (不象其它类型的燃烧器那样通畅) , 不但阻力大还容易积粉, 磨煤机分离器效果差也容易造成粗颗粒煤粉在此处沉淀堆积。今年在#7 炉大修 中在燃烧器入口的弯头内侧和浓淡分离装置外侧即文丘里管内壁等处粘贴上一 层陶瓷片(见图 5),因此,也就缩小了燃烧器一次风通道内的流通面积,无形 中提高了局部流速。加上所粘贴陶瓷片是一些小片(象马赛克)组成,各片之间 的缝隙(包括高低不平),使得壁面粗糙度增加,使通道内出现局部涡流,扰乱 了煤粉气流的正常流动。大修后#7 炉渣颜色偏黑是否与此有影响还有待于进一 步观察研究。 3.3.2 屏式过热器布置在炉膛上部区域,沿炉深方向布置了 2 排,两排屏之间紧 挨着布置,每一排管屏沿炉宽方向布置 19 片屏,共 38 片。燃烧器层之间间距 5819.8mm,列之间间距 3683mm。上层燃烧器中心线距屏底距离约为 23.5m,下 层燃烧器中心线距冷灰斗拐点距离约为 3.38m,最外侧燃烧器中心线与侧墙距离 为 4096.2mm。由于燃烧器出口一次风温度低、以及水份高等种种原因使火焰中 心拉长并上移,导致屏式过热器管屏挂焦。加上燃烧器内部通道积粉堵塞,使得 煤粉气流向斜上方冲击,流速加快,造成煤粉燃尽阶段滞后,导致屏过、末过壁 温超温。 4.结束语 4.1 锅炉的燃烧调整是一个系统复杂还很抽象的问题,在加强燃烧调整的同时, 继续加大对投产后的设备治理, 应从三个方面的治理着手:一是强化对制粉系统 的重点治理;达到彻底解决煤粉均匀性问题。二是局部完善燃烧器的结构;防止 锅炉产生黑色的焦炭和油枪雾化喷嘴堵塞、卡涩的问题。三是优化燃烧调整,强 化煤炭质量管理,减少排渣量. 4.2 针对我厂燃用煤种,设计锅炉磨煤机出口温度为 65℃~70℃。我厂Ⅳ期磨煤 机正压制粉,抗爆能力强,鉴于我厂近年来入炉煤质下降,挥发分降低,灰分增 高,远远达不到设计煤种的要求。对于直吹式制粉系统,可将磨煤机出口设计温 度由 70℃改变为 75℃~80℃。国内兄弟电厂的运行经验证明,将燃烧器入口一 次风粉混合物温度提高 10℃,锅炉的排烟温度可以下降 5℃,能提高锅炉效率 0.275%,则降低煤耗 0.99 g /Kw.h。 4.3 由此看出,设计制造方面在引进消化吸收新技术时,应慎重全面考虑,多走 访用户,尽量选用成熟的技术。从设计、制造、施工安装角度,对于表面温度较 低的一次风煤粉管道保温不能忽视, 如果增加保温层后锅炉燃烧器入口的温度得 以提高,提高了燃烧器入口的一次风温度,不但减轻燃烧器通道的煤粉沉积,而

且可使煤粉燃烧更加安全彻底,缓解锅炉结焦,每年还能节约大量的燃煤,达到 节能减排的效果。 1、项目简介 “风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术是针对我国电力工业对煤粉燃烧的需要, 发明 的一套适用于不同炉型、不同煤种的同时具有高效、稳燃、低污染、防结渣、防 高温腐蚀性能的系列煤粉燃烧技术。 通过对炉内燃烧器区域气相及气固两相流场的深入研究, 发现相当一部分锅炉炉 膛内存在煤粉向炉膛四周分离, 从而产生一系列不良后果。提出了解决这一问题 的技术措施,使煤粉相对集中在火焰中部,而炉壁四角则空气相对过剩,从而实 现了炉内“风包粉”的燃烧方式,以防止炉壁结渣和高温腐蚀、也有助于提高燃 烧效率。 浓淡燃烧的基本思路是将一次风分成浓淡两股气流,利用浓煤粉气流着 火稳定性好的特点来提高燃烧器的着火稳燃能力, 浓淡两股气流偏离各自燃烧的 化学当量比,可以抑制 NOx 的生成排放。还研制了配套的高浓缩比、低阻力的煤 粉浓缩器,增强了浓缩燃烧的作用。综合“风包粉”和“浓淡”燃烧的特点,根 据不同炉型、不同煤种的要求,开发研制成功水平浓缩煤粉燃烧器、水平浓淡风 煤粉燃烧器、径向浓淡旋流煤粉燃烧器、不等切圆墙式布置直流煤粉燃烧器等 “风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术。 此系列煤粉燃烧技术覆盖了电站锅炉的主要燃烧方式和煤种,可以达到:大幅度 提高低负荷稳燃性能,特别是对于燃用难燃的贫煤、无烟煤的机组尤为突出;燃 用高硫煤机组中存在的高温腐蚀可望得到控制; 锅炉的结渣问题得到解决或明显 减轻;锅炉的 NOx 排放大幅度下降,特别是燃用控制 NOx 排放难度最大的贫煤、 无烟煤的机组降幅更为明显;燃烧效率均有所提高。 此系列的各种燃烧器不仅可用于新锅炉的设计, 而且对现有的锅炉的技术改造也 非常方便。截止到 2000 年 2 月,“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术已在全国 34 座发电厂的 62 台锅炉上应用,机组容量共计 9455.8MW。并被国内的哈尔滨锅炉 厂、上海锅炉厂、东方锅炉厂、武汉锅炉厂、北京 B&W 公司等锅炉制造厂在新产 品设计或技术改造中所应用。 2、立项背景 能源是国民经济的基础。 我国一次能源以煤为主,电力工业中煤电约占总电量的 四分之三,电力工业每年耗煤 2.9 亿吨,相当于我国原煤产量的 27%。电力工业

在向国民经济提供强大动力的同时,也造成了大量的环境污染。因此,解决火电 厂的环保问题已迫在眉睫,要求开发低 NOx 排放的燃烧技术。 随着国民经济的发展, 电力工业对调峰的要求越来越高,锅炉要在较低的负荷下 运行,另一方面,我国电厂用煤煤质多变,尤其是难燃的劣质煤数量较多,这就 使稳燃问题更加突出。通常为了运行的安全性,防止爆燃事件发生,在较低的负 荷下,要投油助燃,因而增加了发电成本。为此,需要开发能在低负荷下,无需 投油,能稳定燃烧的燃烧技术。 有些煤由于灰分较多,灰熔点偏低,因此,运行中常发生结渣现象,轻者影响锅 炉出力,使电厂的经济性受到影响,重者会影响锅炉的安全运行,造成设备或人 身伤亡事故。 另外, 燃用高硫煤造成的水冷壁高温腐蚀也严重影响了锅炉的安全 与经济运行。此外,还必须保证燃烧效率。 由此可见,我国电力工业所面临的燃烧方面的主要问题有五个,即高效燃烧、低 负荷稳燃、减轻环境污染、防止结渣与高温腐蚀。实际上,这些问题的解决方法 往往是互相矛盾的。 提高燃烧效率和燃烧稳定性的重要措施之一是提高燃烧区域 温度,但这又容易引起结渣和高温腐蚀,影响锅炉运行的可靠性和经济性,且使 NOx 排放量增加。为降低 NOx 排放量,一个有效的措施是提高燃烧器区域煤粉浓 度,推迟混合,但这又不利于防止结渣和高温腐蚀,而且可能影响燃烧效率,因 此,在解决某一问题时,必须不导致另一问题的恶化,研究对高效燃烧、低负荷 稳燃、 低污染、 防止结渣与高温腐蚀这五个方面问题都有益的燃烧方式具有十分 重要的意义。为此,发明了“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术。 3、详细科学技术内容 风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术包括:水平浓缩煤粉燃烧技术、水平浓淡风煤粉 燃烧技术、 径向浓淡旋流煤粉燃烧技术和不等切圆墙式布置直流燃烧技术以及与 之配套的百叶窗煤粉浓缩器。 燃煤火力发电厂多采用煤粉燃烧方式,特别是大型机组全部燃烧煤粉。国际上煤 粉燃烧技术主要分两大流派, 一是采用四角切向直流式燃烧器,二是采用墙式布 置旋流式燃烧器。我国电厂以前者为主,而在燃烧褐煤时,一般采用六角或八角 墙式布置直流燃烧器。 新研制的系列燃烧器覆盖上述多种燃烧方式,并且适用于 火力发电厂采用的多种煤种。 3.1、水平浓缩煤粉燃烧技术

它适用于四角切向燃烧。 为了提高低负荷稳燃性能和降低 NOx 排放,国际上普遍 采用垂直浓淡燃烧技术。即:将煤粉气流分成浓淡两股,分别送入炉膛。浓淡气 流各自远离燃料燃烧的化学当量比燃烧,从而可以抑制 NOx 生成,高浓度煤粉气 流易于着火和稳定燃烧,从而提高了整个火焰的稳定性。图 1 是我国大型机组 引进的美国 C.E 公司的 WR 型燃烧器,它利用煤粉气流在弯头处的惯性将气流分 成上下两股。显然,上股为高浓度煤粉气流、下股为低浓度煤粉气流。该燃烧技 术也称为“上下浓淡燃烧”,该燃烧方式取得了良好的效果。但是,我们的研究 工作发现,由于在很多情况下,或是由于一次风风速较低,或是由于喷嘴形状所 致,含煤粉的一次风气流的刚性小于二次风气流,受到上游气流的撞击,一次风 气流偏转要大于二次风,使一次风首先贴向壁面,二次风则偏转较小,在炉内旋 转, 而浓一次风贴向壁面则可能造成结渣或高温腐蚀, 并且不利于提高燃烧效率。 为了避免上述问题的发生,研究开发了水平浓淡燃烧技术。如图 2、图 3 所示, 一次风经过专门的浓缩器在水平方向上被分成浓淡两股, 以一定的夹角喷入炉膛 内, 同时使得浓气流在向火侧。 由于四角切向燃烧时煤粉气流是靠上游火焰点燃 的,向火侧一次风的煤粉浓度高有助于提高火焰稳定性,且它的着火面比 WR 燃 烧器增加了一倍左右, 使着火更为有利。采用专门的浓缩器使更多的煤粉集中在 浓一次风气流中, 有利于低负荷稳燃和低 NOx 排放。浓淡两股气流的夹角根据煤 质确定,它控制两股气流的混合。这样,即使一次风气流贴向壁面,由于背火侧 是淡煤粉气流,也可以防止结渣和高温腐蚀,实现“风包粉”。图 4、图 5 为在 冷态试验台上用 PDPA 激光两相测速系统测出的采用水平浓淡和上下浓淡两种燃 烧器时炉膛角部的煤粉浓度。 可见,采用水平浓淡时壁面粒子浓度要比上下浓淡 低的多。现在国内已有 24 台锅炉采用了这种燃烧技术。燃用烟煤时可在 35~50%ECR 负荷下断油稳燃,NOx 排放量低达 424mg/Nm3(折算到 O2=6%);在焦作 电厂 200MW 机组燃用 Vdaf≥8.0%无烟煤、贫煤时,50%ECR 断油稳燃,燃烧效率 提高了 2.53 个百分点,防结渣能力大幅度提高,在四层一次风口只改造两层的 条件下,NOx 排放量约 800mg/Nm3(折算到 O2=6%)。 为实现水平浓淡燃烧,将一 次风分成浓淡两股, 专门开发了百叶窗煤粉浓缩器,它可以用较小的阻力将一次 风气流分成浓度不同的两股气流。百叶窗煤粉浓缩器的工作原理参见图 3。它结 构简单,易磨损的叶片可以采用陶瓷材料,且易于更换。在改造现有锅炉时,可 用它取代部分一次风管道,不改变燃烧器外形尺寸。根据需要,可以控制浓淡两 侧的煤粉浓度,也可以控制两股气流的风量。对于低挥发份的燃料,可以将浓侧 的煤粉浓度提高一倍。必要时,部分叶片可做成可调节的旋转叶片,以具有良好 的调节性能。 在水平浓缩煤粉燃烧技术的基础上,为更加提高其防高温腐蚀、防结渣性能,研 制开发了一种新型的带有侧二次风的水平浓缩煤粉燃烧技术, 即水平浓淡风煤粉

燃烧技术。 其原理如图 6 所示, 该燃烧系统在同一水平截面上将一次风气流分成 浓淡两股,并在淡侧煤粉射流的外侧,增加一股侧二次风射流。这样,在同一水 平截面上,浓一次风喷入炉膛中央,其假想切圆较小;淡一次风和侧二次风平行 并与总的二次风气流旋转方向相同;淡一次风在里,侧二次风在外,侧二次风喷 入切圆最外面的背火侧, 并且通过调整侧二次风风速的大小来调节一次风射流的 刚性。 该燃烧技术包括了水平浓淡煤粉燃烧技术的全部优点,还可以灵活的控制 燃烧区域水冷壁附近的烟气成分。更加充分地体现“风包粉”的燃烧技术思想。 水平浓淡风煤粉燃烧技术已在 16 台锅炉上应用,并取得了理想的效果。青岛发 电厂 300MW 机组锅炉是引进 C.E 公司技术设计的,采用了 WR 型燃烧器,由于燃 用的是高硫煤,高温腐蚀严重,往往不到半年就需要更换水冷壁管。采用水平浓 淡风煤粉燃烧技术后,原高温腐蚀处壁面氧量 O2>3.5%,高温腐蚀得到了有效控 制,并且在燃用 Vdaf=10.5~15%的贫煤时,由 60%ECR 断油稳燃改善为 50%ECR 断 油稳燃,锅炉效率提高提高了 0.85 个百分点。NOx 排放量为 627~768mg/Nm3(折 算到 O2=6%),达到了国内最好水平。该技术的采用亦成功解决了谏壁发电厂 300MW 机组双切圆燃烧炉膛特殊流场造成的问题。这对发展超大容量机组具有重 要意义。

3.4、不等切圆墙式布置直流煤粉燃烧技术 在燃烧褐煤的煤粉锅炉中,普遍采用风扇式磨煤机,富拉尔基电厂有 6 台 200MW 锅炉是分两期建成的。第一期 3 台于 1982 年投运,发现炉膛出口严重结渣,第 二期 3 台炉膛皆增高 5 米,以降低炉膛出口烟温,但结渣情况未见好转。此问题 困扰电厂十余年,经多方努力仍未能有效解决,严重影响电厂的安全经济运行。 经研究后发现,由于风扇式磨煤机风压有限,其一次风速远低于二次风速,在受 上游气流撞击后, 一次风偏转较大,形成在炉膛四周涡流中煤粉浓度高而炉膛中 间煤粉浓度低的不利局面,如图 10,造成四周缺氧,相当一部分煤粉沿着四周 流向炉膛出口,由于得不到充分燃烧而结渣。据此,研制开发了不等切圆墙式布 置直流煤粉燃烧技术。即二次风采用较大的切圆,如图 11,使较多的空气强烈 旋转流向四壁,从而形成“风包粉”。 此主题相关图片如下: 按此查看图片详细信息正在读取此图片的详细信息,请稍候 ...

富拉尔基电厂 1998 年采用上述燃烧技术首先改造了 1 台锅炉,改动量很小、且 运行操作方法与改造前相近。 炉膛水冷壁包括炉膛出口的后屏与高温过热区域的 结渣得到控制,经过一年多的运行考验,未见有结渣影响运行的迹象。1999 年 又陆续改造了 2 台,至今运行状态良好,有效解决了困扰电厂多年的难题。 因此, 不等切圆墙式布置直流煤粉燃烧技术的研究进一步发展了“风包粉”的燃 烧技术思想, 更加清楚地揭示了这种燃烧方式的两相流特征,为解决褐煤六角切 圆燃烧炉膛的结渣问题找到了解决途径。 采用“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术能大幅度提高机组的低负荷稳燃能力, 在 确保安全性和经济性的前提下, 实现火电机组的深度调峰,从而节约了大量的低 负荷稳燃用油、点火启动用油,大幅度降低了运行成本。仅以焦作电厂为例,由 于采用本项技术,每年节省轻质燃油 22680 吨,这一项就节省 5088 万元,产生 了可观的经济效益。 采用“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术可以提高锅炉的燃烧效率,节约燃煤,提 高机组经济性,降低运行成本。以青岛电厂为例,采用本项技术后,每年节约标 准煤 50048 吨,仅年节约燃料费一项就达 1301.25 万元。 采用“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术可以提高机组的防止结渣和防止高温腐 蚀能力,提高机组运行的安全性。以富拉尔基电厂为例,由于解决了结渣问题, 每年少停炉四次, 仅此项每年每台锅炉就减少损失 140 万元;青岛电厂由于解决 了高温腐蚀,每年节约更换管材费 124.47 万元。 采用“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术可以大幅度降低 NOx 排放,实现清洁燃 烧,对环境保护有重要意义。以辽宁石油化纤公司 100MW 机组为例,采用本项技 术后,锅炉 NOx 排放下降了 54.1%,每年每台锅炉少向大气排放 1287 吨 NOx。 综上所述, “风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术可以综合实现了“低负荷稳燃、高 效燃烧、防止结渣和高温腐蚀、降低 NOx 排放”等五方面要求,且各项技术指标 达国内最好水平,国外也无此先例。正如鉴定意见所说:“‘风包粉’系列浓淡 煤粉燃烧技术,理论上有创新,技术上有突破,适应面广,投资回收期短,经济 效益突出,社会效益明显,市场前景广阔,为煤粉燃烧技术发展做出了贡献,达 到了国际先进水平。特别是在用煤粉燃烧方式燃用无烟煤、贫煤时,在同时取得 稳燃性能好,燃烧效率高,低 NOx 生成排放,防止结渣并可望控制高温腐蚀的综 合效果方面,属国际领先水平。” 5、与当前国内外同类研究、同类技术的综合比较

关于煤粉的稳燃问题,对于直流燃烧器,我国已做了大量的研究工作,取得了很 大成绩。 焦作和青岛的经验证明:特别是对于难以着火的低挥发份的贫煤和无烟 煤, 本项发明达到了国内外最好水平。而对此类煤种国外均倾向于应用 W 型火焰 技术,但其炉膛结构复杂,造价高,且 NOx 排放量高。 在煤粉燃烧过程中的 NOx 控制技术方面,许多发达国家开展了卓有成效的工作。 对于直流式燃烧器, 美国 C.E 公司开发的 WR 型燃烧器、日本 MHI 开发的 PM 燃烧 器都采用的是垂直浓淡燃烧技术,但它们都不利于防止结渣和高温腐蚀,有些还 影响燃烧效率。而采用本项技术,其 NOx 排放明显降低,特别是对于控制 NOx 排放难度最大的贫煤和无烟煤达到国内外最好水平,远低于 W 型火焰技术,而不 产生任何不利影响。结合整体分级燃烧,能够进一步降低 NOx 排放。 对于旋流燃烧器国内外广泛使用一次风旋流的结构,造成煤粉分布不合理,即使 一次风是直流的, 也没有采用径向浓淡分离的报导。本项发明在理论上其合理性 是非常明显的。实践也证明,取得了稳燃、低 NOx 排放等多方面的效果。 结渣问题是长期以来一直困扰我国煤粉燃烧的一大难题, 由于防止结渣的措施主 要是降低结渣区域温度,这和稳燃、提高效率相矛盾,而且增加造价。高温腐蚀 在我国部分电厂中也很严重, 国外主要靠耐腐蚀材料来延长水冷壁管的寿命,这 显然增加了锅炉造价。 没有发现通过煤粉燃烧器合理组织气固两相流来解决结渣 和高温腐蚀的报导。 实践证明,“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术是解决这两个 难题的有效手段。 综上所述,国内外同类技术都是从某一或某两方面解决了高效、稳燃、防止结渣 和高温腐蚀以及低污染问题。目前,能够同时解决“高效、稳燃、低污染、防止 结渣和高温腐蚀”的煤粉燃烧技术在国内外均未见报道。 1 锅炉概况 1.1 玉环电厂超超临界锅炉型号为 HG-2953/27.46-YM1,由哈尔滨锅炉厂有限责 任公司引进三菱重工株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)技术设计制 造,采用 П 型布置、单炉膛、低 NOx PM 燃烧器和 MACT 燃烧技术,反向双切 圆燃烧。锅炉采用一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、 全悬吊结构,设计燃用神府东胜煤和晋北煤。 1.2 锅炉炉膛断面尺寸为 32084mm (宽) × 15670mm (深) , 炉膛全高为 65500mm, 采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁,并在水冷壁集箱的出口管接头安装节流圈。 1.3 采用 MHI 的 PM 型燃烧器和 MACT 燃烧系统,风粉混合物通过入口分离器 分成浓淡两股分别通过浓相和淡相二只喷嘴进入炉膛,PM 主燃烧器上方增设四 层 AA(附加风)喷嘴。PM 型八角反向双切圆布置的摆动燃烧器,在热态运行 中一、二次风均可上下摆动,最大倾角为± 30° 。 1.4 过热器采用四级布置,即低温过热器(一级) 、分隔屏过热器(二级) 、屏式

过热器(三级)和对流过热器(四级) ;再热器为二级,即低温再热器(一级) 和高温再热器 (二级) 。其中低温再热器和低温过热器分别布置于尾部烟道的前、 后竖井中,均为逆流布置。在上炉膛、折焰角和水平烟道内分别布置了分隔屏过 热器、屏式过热器、对流过热器和高温再热器,由于烟温较高均采用顺流布置, 所有过热器、再热器和省煤器部件均采用顺列布置,以便于检修和密封,防止结 渣和积灰。 1.5 过热器各段进出口集箱间的连接采取按 1/2 炉宽混合并在汇集总管上设置三 级喷水减温器, 每级喷水又分成左右两路。再热蒸汽温度可采用烟气分配挡板和 摆动燃烧器两种方式,入口集箱前设置有事故减温喷水,总设计流量为 3.5% BMCR 工况再热蒸汽流量。 1.6 省煤器管束采用无缝光管顺列布置,管束与四周墙壁间装设防止烟气偏流的 阻流板,管束上还设有可靠的防磨装置。省煤器为自疏水式,进口联箱上装有疏 水、锅炉充水和酸洗的接管座,并带有相应的阀门。省煤器入口联箱(包括该联 箱)至过热器出口的工质总压降不大于 3.6 MPa。 1.7 制粉系统采用中速磨正压直吹式系统, 配备 6 台带动态分离器的 HP1163/Dyn 型磨煤机,BMCR 工况下 5 台运行,1 台备用。每台磨煤机出口有 4 根粉管,每 根粉管分成两根分管连接至同层相邻的燃烧器,每台磨供 1 层共 8 只燃烧器。 1.8 锅炉配有两台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器,立式布置,烟气 与空气以逆流方式换热。预热器型号为 34-VI(T)-1800-SMR,转子直径为 Φ16400,传热元件总高度为 1800mm。空气预热器采用径向、轴向和环向密封系 统。为防止空气预热器低温腐蚀,设有热风再循环系统。 1.9 锅炉设内置式启动系统,由启动循环泵、汽水分离器、贮水箱、疏水扩容器、 疏水泵、 水位控制阀、 截止阀、 管道及附件等组成。 汽水分离器为圆形筒体结构, 设计上除考虑汽水的有效分离,还考虑启动时汽水膨胀现象。 1.10 锅炉除渣采用刮板捞渣机机械除渣装置,过渡渣井采用悬挂布置。过渡渣井 下部插入捞渣机,水槽内的水封板采用不锈钢材料。 1.11 锅炉性能计算数据表 表 1:锅炉性能计算表(设计煤种:神府东胜煤) 负 荷 项 目 单位 BMCR BRL 75% BMCR 50% BMCR 35% BMCR 高加 切除

1. 蒸汽及水流量 过热器出口 再热器出口 省煤器进口 过热器一级喷水 过热器二级喷水 过热器三级喷水 再热器喷水 t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h 2953 2446 2953 89 30 89 0 2807 2316 2807 84 28 84 0 2214 1873 2214 66 22 66 0 1476 1282 1476 44 17 44 0 1033 912 1033 21 38 38 0 2371 2357 2371 119 47 95 0

2. 蒸汽和水温度

过热器出口 过热汽温度偏差 再热器进口 再热器出口 再热汽温度偏差 省煤器进口 省煤器出口 过热器减温水 再热器减温水 启动分离器

℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃

605.0 ±5.0 359.0 603.0 ±5.0 298.0 322.0 322.0 179.0 428.0

605.0 ±5.0 354.0 603.0 ±5.0 295.0 319.0 319.0 177.0 429.0

605.0 ±5.0 333.0 603.0 ±5.0 279.0 306.0 306.0 168.0 426.0

605.0 ±5.0 342.0 603.0 ±5.0 254.0 288.0 288.0 155.0 384.0

605.0 ±5.0 351.0 576.0 ±5.0 234.0 277.0 277.0 143.0 365.0

605.0 ±5.0 357.0 603.0 ±5.0 185.0 241.0 241.0 179.0 423.0

3. 空气温度(按环境温度为 20℃) 空气预热器进口一次风 空气预热器进口二次风 空气预热器出口一次风 空气预热器出口二次风 ℃ ℃ ℃ ℃ 29.0 23.0 309.0 324.0 29.0 23.0 305.0 319.0 29.0 23.0 286.0 303.0 31.0 30.0 274.0 287.0 32.0 33.0 263.0 272.0 30.0 31.0 247.0 266.0

4. 烟气温度 炉膛出口 省煤器进口(再热器侧/ 过热器侧) 省煤器出口(再热器侧/ 过热器侧) 空气预热器进口 空气预热器出口(未修正) 空气预热器出口(修正) 5. 燃料消耗量(实际) 6. 输入热量 ℃ ℃ ℃ t/h GJ/h ℃ ℃ ℃ 1000.0 980.0 408.0 406.0 930.0 393.0 850.0 391.0 780.0 377.0 970.0 405.0

/465.0 /459.0 /447.0 /402.0 /387.0 /454.0 359.0 354.0 341.0 326.0 301.0 304.0

/369.0 /358.0 /337.0 /302.0 /287.0 /293.0 364.0 129.4 125.0 367 8350 359.0 127.0 122.0 345 7850 342.0 115.0 111.0 288 6560 320.0 108.0 103.0 203 4610 297.0 104.0 99.0 145 3300 302.0 108.0 104.0 341 7760

7. 锅炉热损失 干烟气热损失 氢燃烧生成水热损失 燃料中水分引起的热损失 % % % 4.56 0.09 0.21 4.44 0.09 0.20 4.33 0.08 0.18 4.32 0.07 0.15 4.44 0.06 0.14 3.48 0.06 0.14

空气中水份热损失 未燃尽碳热损失 辐射及对流散热热损失 未计入热损失 总热损失

% % % % %

0.10 0.61 0.17 0.30 6.04

0.09 0.61 0.18 0.30 5.91

0.09 0.61 0.21 0.30 5.80

0.09 0.61 0.30 0.30 5.84

0.09 0.61 0.42 0.30 6.06

0.07 0.61 0.18 0.30 4.84

8. 锅炉热效率 计算热效率(按 ASME PTC4.1 和低位发热量计算) 计算热效率 % 93.96 94.09 94.2 94.16 93.94 95.16

9.炉膛热负荷 截面热负荷 容积热负荷 MW/m2 kW/m3 4.59 82 4.32 77 3.61 65 2.54 46 1.81 33 4.27 77

10. 风率 一次风率 二次风率 % % 21.7 78.3 22.7 77.3 21.9 78.1 22.7 77.3 27.2 77.3 22.9 77.1

11. 过剩空气系数 炉膛出口 省煤器出口 - - 1.15 1.15 1.15 1.15 1.23 1.23 1.37 1.37 1.50 1.50 1.15 1.15

1.12 锅炉设计煤种和校核煤种分别为神府东胜煤和晋北煤,煤质分析数据如下: 表 2:燃煤煤质分析 设计煤种 校核煤 常用煤 种 (印尼 煤) 17.00

种 名 称 及 符 单位 (神府东 (晋北 号 胜煤) 煤) 收到基全 水分 Mt 工 业 分 析 空气干燥 基水分 Mad 收到基灰 分 Aar % 11.00 19.77 % 8.49 / % 14.00 9.61

5.48

5.61

收到基挥 发分 Var 收到基固 定炭 FCar 收到基低位发 热量 Qnet,ar 哈氏可磨系数 HGI 收到基碳 Car 收到基氢 元 Har

%

27.33

22.82

36.38

%

47.67

47.80

41.01

kJ/kg

22760

22440

22400

56.00

54.81

/

%

60.33

58.56

59.19

%

3.62

3.36

4.44

素 收到基氧 分 Oar

%

9.95

7.28

11.6

析 收到基氮 Nar 收到基全 硫 St,ar 灰 变形温度 熔 DT

%

0.69

0.79

1.33

%

0.41

0.63

0.83



1130.0 1110.0

/

融 软化温度 性 ST 流动温度 FT 二氧化硅 SiO2 灰 分 分 析 三氧化二 铝 Al2O3 三氧化二 铁 Fe2O3 氧化钙



1160.0 1190.0

/



1210.0 1270.0

/

%

36.71

50.41

/

%

13.99

15.73

/

% %

13.85 22.92

23.46 3.93

/ /

CaO 氧化镁 MgO 三氧化硫 SO3 氧化钠 Na2O 氧化钾 K2O % 1.28 1.27 /

%

9.30

2.05

/

%

1.23

1.23

/

%

0.72

1.10

/

2 超超临界直流锅炉运行特点 2.1 双切圆燃烧 锅炉采用三菱开发的 PM(Pollution Minimum)型燃烧器,共分六层,配以六台 HP 型中速磨煤机,每台磨煤机出口四根一次粉管,每根一次粉管在炉前又一分 为二, 各带两个角。 炉膛截面为矩形结构, 采用无分隔墙的八角双切圆燃烧方式, 全摆动式燃烧器。燃烧器采用前后墙布置,两个切圆余速相互抵消,保证了燃烧 室良好的空气动力场,两侧对称点间的烟温偏差小于 50℃。炉膛出口和水平烟 道沿炉宽烟速偏差不大于 20%。沿炉宽各管间热偏差系数小于 1.2。由于水冷壁 按炉膛热负荷分布装设不同节流孔圈控制流量, 使每根水冷壁管吸热情况基本相 同,出口工质温度偏差很小。燃烧器数量增加,单只燃烧器热功率低,有效地防 止了炉膛结焦。 燃烧器分布 前墙 图 1 :炉膛双切圆示意图 2.2 PM 型燃烧器低 NOX、MACT 燃烧特性 锅炉是目前应用最广泛的能源终端利用技术,也是大气中污染物排放的主要来 源。 燃烧过程中排放的污染物, 如二氧化硫(SO2)、 氮氧化物(NOx)、 二氧化碳(CO2) 和甲烷(CH4)等都将会引起环境的变化。 华能玉环电厂 1000MW 超超临界锅炉采用了 MHI 的 PM 型燃烧器和 MACT 燃烧系统, 有效抑制了氮氧化物(NOx)的产生。PM 型的燃烧器见图 2,风粉混合物通过入口 分离器分成浓淡二股分别通过图 2 PM 燃烧器简图 浓相和淡相二只喷嘴进入炉膛, 由图 3 可以看出浓相煤粉浓度高,所需着火热量 少,利于着火和稳燃;由淡相补充后期所需的空气,利于煤粉的燃尽,同时浓淡

燃烧均偏离了 NOx 生成量高的化学当量燃烧区,大大降低了 NOx 生成量,与传统 的切向燃烧器相比,NOx 生成量可显著降低。PM 燃烧器由于将每层煤粉喷嘴分开 成上下二组,增加了燃烧器区域高度,降低了燃烧器区域壁面热负荷,有利于防 止高热负荷区结焦。 图 3 PM 燃烧器 NOx 生成量示意图 MACT 燃烧系统,就是在 PM 主燃烧器上方一定高度增设二层 AA 风(附加风)喷 嘴达到分层燃烧目的, 这样整个炉膛沿高度分成三个燃烧区域,即下部为主燃烧 区,中部为还原区,上部为燃尽区,这种 MACT 分层燃烧系统可使 NOx 生成量减 少 25%,MACT 燃烧技术原理见图 4。

图 4 MACT 燃烧技术原理图 由于在炉膛的主燃烧区燃料是缺氧燃烧,炉膛过量空气系数为 0.85,但在燃烧 器喷口附近,由于燃烧率较低,需要的氧量较少,因此在燃烧器喷口附近的区域 内是氧化性气氛,这时燃料氮氧化后生成 NOx,在炉膛中间的主燃烧区,空气量 仅为燃烧理论空气量的 0.85,因此燃烧的过程也是一个还原的过程,主燃区的 化学反应过程如下: N+ O2------?NO CnHm+O2------?CO2+H2O 在燃烧器的上部通过 OFA 喷嘴加入部分空气, 使进入炉膛的空气量达到理论燃烧 空气量的水平,形成一个还原脱 NOx 区,此还原区的化学反应过程如下: CnHm+O2------?CO+H2 +CnHm NO+CnHm ------?NHi+N2+CnHm 在 OFA 喷口的上方,是 AA 风喷口,通过 AA 风喷口喷入炉膛的风量为总风量的 15%,在此燃尽区内的化学反应过程如下: CnHm+O2------?C O2+H2O O2+CO+H2------?C O2+ H2O NHi +O2 ------?NO +N2 根据三菱公司现已运行机组经验,采用三菱公司特有的 MACT 燃烧技术,烟气排 放 NOx 含量实测值约为 270~290mg/Nm3,满足我国环保标准。 2.3 锅炉蒸汽压力高,机组热耗率低 根据不同国家, 不同厂商的测算,采用常规超临界参数的机组比亚临界参数的机 组其净热耗率约可下降 1.7~2.5%,而超超临界机组,根据不同的参数,将比常

规超临界机组再下降 0.7~5.5%。 由于超临界机组于压力高的原因, 其低压缸的排汽湿度比同样进汽温度的亚临界 机组要大, 玉环电厂汽轮机应用了独特的抗水蚀和抗腐蚀技术。为了满足机组主 蒸汽和再热蒸汽高压力的要求, 玉环工程采用了美国材料试验标准 P92 的金属材 料。这种材料焊接技术要求高、难度大,而且国内没有这种金属的材料标准和焊 接工艺标准。华能公司组织有关科研机构、高校和供货商、施工单位联合攻关, 破解一道道技术难题,在技术上保证了工程的顺利进行。 玉环电厂锅炉过热蒸汽压力 27.46 MPa,对应汽机主汽压力为 26.25MPa,再热蒸 汽压力 5.94 MPa,对应汽机中缸进汽压力为 5.56MPa,机组热耗 7316 kJ/kW.h, 大大低于超临界和亚临界机组。 2.4 锅炉蒸汽温度高,机组效率提高 根据《工程热力学》原理,热力循环过程中,热源参数越高,那么工质做功的效 率也就越高, 蒸汽温度的提高将大大提高机组的效率,下表列举了蒸汽温度升高 10℃机组效率的提高情况 表 3:蒸汽温度升高 10℃机组效率变化表: 主汽 一次再热机组 二次再热机组 0.30% 0.25% 一次再热汽 0.25% 0.15% 二次再热汽 -0.15%

玉环电厂的过热蒸汽温度和再热汽温度分别为 605℃和 603℃,在这样高的温度 下,高温过热器和再热器管的最高壁温可达到 640~650℃,只有采用热强性高、 抗蒸汽氧化和烟侧高温腐蚀的新型高铬奥氏体钢才能满足要求, 锅炉的三级过热 器和四级过热器的蛇形管(炉内部分)均由超级 304H(ASME Code Case 2328) 和 HR3C(ASME Code Case 2115)组成,前者为含铜达 3%的细晶粒奥氏体钢,即 18Cr10Ni3Cu,后者为含铬达 25%、含镍达 20%并含有少量铌的高铬奥氏体钢,即 25Cr20NiNb。蒸汽管道材质 P122/T122,P92/T92 也是在国内首次使用,满足了 高压、 高温的要求, 高材质的应用满足了锅炉过热蒸汽温度和再热汽温度高的要 求, 使机组热效率达到了 45%, 发电煤耗 272g/kW.h, 供电煤耗达到 290.9 g/kW.h, 达到国际先进水平,可大量节约煤炭资源。 2.5 超超临界锅炉独特的配风方式 超超临界机组配备有较好的热工自控系统,具有良好的调节性能,其中 MHI 的风 箱挡板控制别具特色。

2.5.1 概述 风箱挡板由油风挡板、煤风挡板、相邻油和煤层燃烧器的辅助风挡板、过燃风挡 板和附加风挡板组成。设置风箱挡板的目的就是使每个燃烧器获得合适的风/煤 比。风箱挡板的基本控制方法叙述如下: 2.5.2 风箱挡板的配置及控制图,见图 5:

图 5:风箱挡板的配置及控制

2.6 带启动循环泵的启动系统 对于直流锅炉来讲, 在锅炉启动及直流负荷以下运行时,从水冷壁中出来的工质 是单相的水或汽水混合物,因此为保证锅炉在启动及直流负荷以下的负荷运行 时, 能将汽水混合物分离并保证过热器中不进水,玉环电厂设置了带循环泵的启 动系统满足直流锅炉的特殊要求。当机组的负荷高于其直流负荷时,启动系统串 联在机组中呈干态运行, 起到均衡蒸汽温度及流量的作用。 启动系统示意图如下:

图 6 锅炉启动系统 采用带泵的启动系统的优点如下: 在机组启动初期, 可以很好的回收工质及热量, 同时在机组冲洗过程中使用循环泵增加水冷壁内的工质流速,达到冲洗的效果, 从而可以节省化水车间的制水能力。 3.结束语 由于煤炭在中国一次能源结构中的主导地位, 决定了在电力生产中以煤电为主的 格局在未来的几十年内不会改变。在燃煤发电技术中,超超临界锅炉的发电技术 秉承了常规火电机组的特点, 在技术的成熟性和大型化方面优于上述其它洁净燃 煤发电技术,已成为目前国内外燃煤火电机组发展的主导方向。玉环 4×100 万 千瓦高效洁净节约环保超超临界机组的成功长期稳定运营, 是我国火力发电技术 发展的又一个里程碑,对于积累超超临界机组的设计、建设、运行、管理经验, 加速设备的国产化,降低机组造价,将具重要的意义。 玉环电厂的超超临界百万千瓦机组率先在国内投产, 其经济指标将大大好于亚临 界、超临界机组。我们将发挥大机组的优势,与国际先进电厂开展经济指标的对

比工作,自我加压,寻找差距和不足,学习先进的管理理念和电力技术,永争国 内最优,充分体现了华能敢为人先、敢为人所不能的精神。 公司简讯 塘寨电厂报道

国工程院院士、哈尔滨工业大学秦裕琨教授为首的燃烧工程研究所根据

的基本理论,对煤粉燃烧技术及其设备作了大量的试验研究,同时借鉴

燃烧技术与设备的成功和失败经验,提出了煤粉气流 “浓淡分股”的理

李争起副总经理参加华电集团公司举 讨… 低碳发展尚缺清晰技术路线图

内风控浓淡煤粉燃烧技术,研发了风控浓淡煤粉燃烧技术,又称风包粉

淡煤粉燃烧技术。并且根据不同炉型、不同煤种,开发了一系列新型的

烧器。

我国将继续大力支持节能减排和低碳技

公司副总经理李争起教授获得授权的 新… 改造业绩

项目简介

广州恒运电厂 680t/h 机组 锅炉技术改 上海高桥电厂 50 MW 锅炉 低 NOX

包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术是针对我国电力工业对煤粉燃烧的需要,

一套适用于不同炉型、不同煤种的同时具有高效、稳燃、低污染、防结

姚孟电厂 300MW 机组 锅炉技术改造

高温腐蚀性能的系列煤粉燃烧技术。

阳宗海电厂 670t/h 锅炉 低 NOX 技术

直流浓淡煤粉燃烧器(包括低 NOx 改

过对炉内燃烧器区域气相及气固两相流场的深入研究,发现相当一部分 技术专利 直流燃烧相关专利 W 型火焰锅炉相关专利 旋流燃烧相关技术 脱硫技术相关专利 微油点火相关专利

膛内存在煤粉向炉膛四周分离,从而产生一系列不良后果。提出了解决

题的技术措施,使煤粉相对集中在火焰中部,而炉壁四角则空气相对过

而实现了炉内“风包粉”的燃烧方式,以防止炉壁结渣和高温腐蚀、也

提高燃烧效率。浓淡燃烧的基本思路是将一次风分成浓淡两股气流,利

粉气流着火稳定性好的特点来提高燃烧器的着火稳燃能力,浓淡两股气

各自燃烧的化学当量比,可以抑制 NOx 的生成排放。还研制了配套的高

、低阻力的煤粉浓缩器,增强了浓缩燃烧的作用。综合“风包粉”和“浓

烧的特点,根据不同炉型、不同煤种的要求,开发研制成功水平浓缩煤

器、水平浓淡风煤粉燃烧器、径向浓淡旋流煤粉燃烧器、不等切圆墙式

流煤粉燃烧器等“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术。

系列煤粉燃烧技术覆盖了电站锅炉的主要燃烧方式和煤种,可以达到:

提高低负荷稳燃性能,特别是对于燃用难燃的贫煤、无烟煤的机组尤为

燃用高硫煤机组中存在的高温腐蚀可望得到控制;锅炉的结渣问题得到

明显减轻;锅炉的 NOx 排放大幅度下降,特别是燃用控制 NOx 排放难度

贫煤、无烟煤的机组降幅更为明显;燃烧效率均有所提高。

系列的各种燃烧器不仅可用于新锅炉的设计,而且对现有的锅炉的技术

非常方便。截止到 2000 年 2 月,“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术已在

座发电厂的 62 台锅炉上应用,机组容量共计 9455.8MW。并被国内的哈

炉厂、上海锅炉厂、东方锅炉厂、武汉锅炉厂、北京 B&W 公司等锅炉制

新产品设计或技术改造中所应用。

立项背景

源是国民经济的基础。我国一次能源以煤为主,电力工业中煤电约占总

四分之三,电力工业每年耗煤 2.9 亿吨,相当于我国原煤产量的 27%。电

在向国民经济提供强大动力的同时,也造成了大量的环境污染。因此,

电厂的环保问题已迫在眉睫,要求开发低 NOx 排放的燃烧技术。

着国民经济的发展,电力工业对调峰的要求越来越高,锅炉要在较低的

运行,另一方面,我国电厂用煤煤质多变,尤其是难燃的劣质煤数量较

就使稳燃问题更加突出。通常为了运行的安全性,防止爆燃事件发生,

的负荷下,要投油助燃,因而增加了发电成本。为此,需要开发能在低

,无需投油,能稳定燃烧的燃烧技术。

些煤由于灰分较多,灰熔点偏低,因此,运行中常发生结渣现象,轻者

炉出力,使电厂的经济性受到影响,重者会影响锅炉的安全运行,造成

人身伤亡事故。另外,燃用高硫煤造成的水冷壁高温腐蚀也严重影响了

安全与经济运行。此外,还必须保证燃烧效率。

此可见,我国电力工业所面临的燃烧方面的主要问题有五个,即高效燃

负荷稳燃、减轻环境污染、防止结渣与高温腐蚀。实际上,这些问题的

法往往是互相矛盾的。提高燃烧效率和燃烧稳定性的重要措施之一是提

区域温度,但这又容易引起结渣和高温腐蚀,影响锅炉运行的可靠性和

,且使 NOx 排放量增加。为降低 NOx 排放量,一个有效的措施是提高燃

域煤粉浓度,推迟混合,但这又不利于防止结渣和高温腐蚀,而且可能

烧效率,因此,在解决某一问题时,必须不导致另一问题的恶化,研究

燃烧、低负荷稳燃、低污染、防止结渣与高温腐蚀这五个方面问题都有

烧方式具有十分重要的意义。为此,发明了“风包粉”系列浓淡煤粉燃



与当前国内外同类研究、同类技术的综合比较

于煤粉的稳燃问题,对于直流燃烧器,我国已做了大量的研究工作,取

大成绩。焦作和青岛的经验证明:特别是对于难以着火的低挥发份的贫

烟煤,本项发明达到了国内外最好水平。而对此类煤种国外均倾向于应

火焰技术,但其炉膛结构复杂,造价高,且 NOx 排放量高。

煤粉燃烧过程中的 NOx 控制技术方面,许多发达国家开展了卓有成效的

对于直流式燃烧器,美国 C.E 公司开发的 WR 型燃烧器、日本 MHI 开发的

器都采用的是垂直浓淡燃烧技术, 但它们都不利于防止结渣和高温腐蚀,

影响燃烧效率。而采用本项技术,其 NOx 排放明显降低,特别是对于控

排放难度最大的贫煤和无烟煤达到国内外最好水平,远低于 W 型火焰技

不产生任何不利影响。结合整体分级燃烧,能够进一步降低 NOx 排放。

于旋流燃烧器国内外广泛使用一次风旋流的结构,造成煤粉分布不合理,

次风是直流的,也没有采用径向浓淡分离的报导。本项发明在理论上其

是非常明显的。实践也证明,取得了稳燃、低 NOx 排放等多方面的效果。

渣问题是长期以来一直困扰我国煤粉燃烧的一大难题,由于防止结渣的

要是降低结渣区域温度,这和稳燃、提高效率相矛盾,而且增加造价。

蚀在我国部分电厂中也很严重,国外主要靠耐腐蚀材料来延长水冷壁管

,这显然增加了锅炉造价。没有发现通过煤粉燃烧器合理组织气固两相

决结渣和高温腐蚀的报导。实践证明,“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技

决这两个难题的有效手段。

上所述,国内外同类技术都是从某一或某两方面解决了高效、稳燃、防

和高温腐蚀以及低污染问题。目前,能够同时解决“高效、稳燃、低污

止结渣和高温腐蚀”的煤粉燃烧技术在国内外均未见报道。

浓淡煤粉燃烧技术已获得 2000 年度国家技术发明(二等)奖、2000 年

江省科技进步(一等)奖、2000 年度黑龙江省教委科技进步(一等)奖、

省重大科技效益奖、1999 年度河南省电力工业局科技进步(一等)奖、

度山东省电力公司科技进步(二等)奖、国家“九、五”计划重点科技

秀成果奖、中国专利优秀奖(第八届) 、中国国防发明展览会金奖等。 前言 燃煤燃烧过程中排放的 NOX 气体是危害大,且较难处理的大气污染物,它 不仅刺激人的呼吸系统,损害动植物,破坏臭氧层,而且也是引起温室效应、酸 雨和光化学反应的主要物质之一。我国是燃煤大国,开展对降低 NOX 排放的治 理具有十分重要的意义。 国内外在降低锅炉 NOX 排放方面进行的工作大致可分为以下 3 个方面: (1)锅炉燃烧技术的改进。 (2)无催化情况下向炉内喷氨水。 (3)有催化物的氨水喷射系统。 后两类技术都是在锅炉燃烧生成 NOX 以后, 用氨来还原 NOX。 这不仅增加 设备投资和运行维护费用, 还可能引起预热器等锅炉尾部受热面的堵塞等。 因此, 要降低 NOX 的排放量,更有效的方法是改进炉内燃烧状况。 1 燃烧技术的改进措施 目前,锅炉燃烧技术的改进主要有:低 NOX 燃烧器;分段燃烧技术;炉膛 内降低 NOX 技术和烟气再循环等。有关资料表明,综合考虑 NOX 值和成本两

个方面,使用低 NOX 燃烧器和炉膛内降低 NOX 是既经济又最有效方法。 炉膛内降低 NOX 技术包括: (1)采用分级混合燃烧,降低氧浓度和燃烧温度以及将燃烧器喷嘴出口燃料分 为浓稀两相。在主燃烧器实行低氧,低温燃烧降低 NOX 生成。在燃烧器顶部设 置燃烬风喷嘴(OFA) ,配以不同的风量,燃尽在主燃烧区低氧条件下产生的未 燃气体和碳份。分级燃烧主要使燃烧完全和降低 NOX 排放为最佳。 (2)采用分级配风的方法有: 1)在配风方式上使煤粉气流与“二次风”气流的混合燃烧分为两个“区域”进 行。在一次燃烧区内煤粉是在“缺氧”(一般控制空气系数 n=0.7~0.75)的 工况下进行着火燃烧。一次燃烧区中未燃尽的煤粉颗粒(焦碳)与余下的燃烧空 气(分级二次风)在二次燃烧区进行混合、燃尽。 2)燃烧器主风箱中设置一定数量的富裕喷嘴,当烟气中未燃物上升到排放 标准以上时,分别投入运行。 (3) 控制送入炉膛的燃料和风量分配均匀, 通过测量把燃料偏差控制在 5% 以内,风量偏差在 10%以内,达到优化燃烧,降低 NOX 的目的。 2 国外开发的低 NOX 烧煤燃烧器 (1)墙置式分级混合烧煤燃烧器(西德斯坦因缪勒公司生产) 燃烧器为圆形墙置式, 前后墙对冲布置的轴向旋流燃烧器,从燃烧器中心管 圆形截面流出的是中心二次风。 燃烧器烧油时才投入中心二次风,烧煤时其中心 二次风挡板几乎处于关闭状态。 煤粉一次风气流是由环行截面喷入炉膛。除中心 风外, 下剩的二次风分成周界风和分级风两部分。周界风的环行喷口处于煤粉喷 口的外侧,两者同心。分级风的喷口布置在燃烧器外围,该喷口可以是圆形的也 可以是缝隙式。 分级风用挡板进行调节。煤粉一次风和周界风在燃烧器出口附近 形成一个低于理论空气量运行的一次燃烧区。 而分级风以分股射流的方式从一次 火焰外部喷入燃尽区,保证了煤粉的完全燃烧。 Weihen 电站 0. 7 万 kW 燃煤锅炉改装为分级混合燃烧器后, 满负荷运行时, 当分级风接近关闭时,测得锅炉的 NOX 排放量为 550mg/m3,投用分级风后, 当控制一次燃烧区的空气系数为 n1=0.9 时,NOX 排放量为 335mg/m3,约 减少了 40%;当 n1=0.75 时,NOX 排放量为 270 mg/m3,约减少了 50%。 (2)多股火焰燃烧器(美国福斯特惠勒(FW)公司生产) 该燃烧器采用两层二次风, 煤粉一次风气流经环行通道喷出四股射流,每股 射流各自形成火焰。 此燃烧器一次风的多股喷射和二次风的双层配风方式,能保 证在喷口 6.83~3.05m 的范围内,燃烧区的空气量维持在 60%~70%的理论 空气量。预期的锅炉的 NOX 排放量为 0.21 b/106Btu(150~155mg/m3) 。 (3)DMB 燃烧器(美国能源和环境研究所(EER)生产) 具有 3 个同心的环行喷口中心煤粉一次风喷口和内外层双调风器的二次风 喷口。以上 3 个喷口供给的风量总和为 70%的理论空气量。另外,在燃烧器的 周围布置了几个空气喷嘴,引入的三次空气量使锅炉炉膛具有 20%的空气过剩 量,用以保证煤粉颗粒的燃尽。预期的锅炉的 NOX 排放量为 0.451b/106Btu。 (4)SGR 煤粉燃烧器(日本三菱重工生产) 其结构是煤粉一次风喷嘴与辅助二次风喷嘴相间布置, 与传统的切向燃烧器 相比,SGR 煤粉燃烧器在结构上具有如下特点: 1) 在煤粉喷嘴的上下方各布置一个再循环烟气分隔 (SGR) 喷嘴, 通过 SGR

喷嘴向炉膛喷入再循环烟气。 2)由于 SGR 喷嘴的存在,使煤粉隔仓和辅助三次风的间距加大。 3)SGR 的煤粉喷嘴出口是渐扩型,用以保证煤粉气流靠近喷嘴出口发生着 火,并起着稳定火焰的作用。 SGR 射流对一、二次风射流的分隔作用,把煤粉的燃烧过程分为两个燃烧 区, 它的 NOX 排放量是一次燃烧区生成的 (NOX) p 和二次燃烧区生成的 (NOX) s 的总和。预期锅炉的 NOX 排放量为 0.21b/106Btu(150~155 mg/m3) 。 (5)HTNR 低 NOX 烧煤烧器(荷兰拔伯葛-日立公司生产) HTNR 燃烧器的火焰能提供使主燃区生成的部分 NOX 在火焰中再度被还原 的必要条件,从而降低火焰中的 NOX。 (6)切向燃煤 PM(Polution Minimun)燃烧器(三菱重工研制) 三菱重工研制的切向燃煤 PM 燃烧器,PM 燃烧器的关键部位是分离器,它 由靠近燃烧器的一次风管的一个弯头及两个喷口组成。 煤粉气流流过分离器时进 行简单的惯性分离,富粉流进入上喷口,贫粉流进入下喷口,实行浓淡分离。此 外, 如果在 PM 燃烧器上部设置顶部燃烬风喷口, 使 PM 燃烧器区域处于富燃区, 顶部燃烬风喷口处于燃烬区,形成分级燃烧,可使 NOX 进一步降低。所以,PM 燃烧器实际上是集烟气再循环、 分级燃烧和浓淡燃烧于一体的低 NOX 燃烧系统。 这种燃烧器的 NOX 生成量较 SGR 燃烧器的低,比常用的直流燃烧器煤粉火焰 更低,因而称为污梁物最少型燃烧器。 据报导,PM 燃烧器的 NOX 值为:烧气为 30mg/m3,烧油为 80 mg/m3, 烧煤为 150mg/m3。与常规燃烧器相比,PM 燃烧器可使 NOX 的生成量减少 60%。 (7)A-PM 燃烧器(三菱重工研制) A-PM 燃烧器主要的特征为: 1)用内置式煤粉浓淡分离器,形成煤粉浓淡分布。 2)大宽度燃烧器。 3)分割式燃烧器风箱代替常用的整体式燃烧器风箱。 4)减少燃烧器喷嘴数。 其原理是希望在 PM 燃烧器基础上进一步降低 NOX。在燃烧器着火区,一 次风煤粉浓淡分离后, 把浓粉气流集中分布在外侧,并增大燃烧器宽度来增加从 周围吸收热量,目的是实现低空气比和高温环境;在燃烧器到燃尽区,除了要低 的空气比和提高温度,还要求风粉混合良好,并加长停留时间,采取的措施是将 燃烧器风箱分割开使炉膛高度方向的空气分割,来实现炉内流动的最佳化,并扩 大 NOX 还原区;燃尽区以后,要求低温、低空气比,而且还得防止产生高飞灰 含碳可燃物,因此需特别均匀地降低炉内空气比,使氧气扩散均匀。 3 用煤粉再燃降低 NOX 的技术 (1)煤粉再燃燃烧技术机理 燃料燃烧过程中,将燃烧分成 3 个区域:一次燃烧区,为氧化性或稍还原性 气氛;在第二燃烧区,为还原性气氛,将二次燃料送入,则生成 CH 基团,这些 基团与一次燃烧区内生成的 NO 反应,最终生成 N2;这个区域通常成为再燃烧 区,二次燃料别称为再燃燃料,最后送入二次风,使燃料完全燃烧,因此,成为 燃尽区,这就是再燃烧技术的机理。 (2)再燃燃料的选取 根据再燃的原理,再燃区的还原性气氛中最利于 NOX 还原的成分是烃 (CHi) ,因此,选择二次燃料时应采用能在燃烧时产生大量烃根而又不含氮类

的物质。丙烷和其它燃料相比,能最有效地降低 NOX,这是因为丙烷能产生大 量烃根而没有额外的氮类成分。而在所有燃料中,氢气降低 NOX 的效果最差, 因为它本身不能产生烃根是用天然气、油和煤作为二次燃料时降低 NOX 浓度效 果的比较。显然,天然气是最有效的二次燃料。研究还表明,气态烃燃料还原 NOX 的能力随着烃分子中碳原子数目的增加而增加,因此,气态烃是最好的二 次燃料。

大型电站锅炉设计与运行中防止炉内结渣的措施 林 江 北京电力高等专科学校 (北京 100044) 0 前言 目前,我国电力工业已步入“大电网、大机组、高电压、高自动化”的发展 新阶段,至 1997 年底,全国运行及其在建的 300 MW 及以上火电机组已有 200 多 台。然而在国内 300 MW 及以上机组的运行中,许多锅炉不同程度地存在炉膛结 渣问题,有些甚至引发重大事故。为此,电力生产部门提出许多解决炉膛结渣问 题的方法和建议,各运行电厂在实践中也总结出不少防止炉内结渣的宝贵经验; 作者收集了大量国内外 300 MW 及以上大型电站锅炉的有关资料,分析研究了现 代大型燃煤电站锅炉的设计特点。本文仅就防止炉膛结渣问题,总结现代电站锅 炉在设计与运行中应采取的措施,以期与同行共同探讨。 1 炉内结渣机理及防止结渣的原则 炉膛受热面结渣的机理众所周知,其本质可以概括地表述为:当温度高于灰

熔点的烟气冲刷受热面时, 烟气中熔融的灰渣粘附到受热面上, 造成结渣。 这里, 关键的因素有 3 点:一是燃料的灰熔点;二是气流的温度高于灰熔点时,气流中 的灰渣才呈熔融状态; 三是这样的气流只有冲刷受热面时, 才会造成结渣。 因此, 防止炉膛结渣的措施原则上可从以下几方面着手: a. 燃料的灰熔点主要取决于燃料中灰分的成份组成。灰熔点低、灰分高或

发热量高的煤容易发生炉内结渣,设计和运行时必须充分注意。 b. 燃料的灰熔点还会由于炉内的还原性气氛而下降, 而炉内还原性气氛是

不可避免的, 这可以通过设法在受热面附近人为制造氧化气氛以减轻灰熔点降低 倾向。 c. 当炉膛中气流的温度很高时,例如燃烧器区域,一定要避免火焰直接冲

刷受热面。这首先应在结构设计上予以保证,在运行操作上更应予以重视。 d. 对易受到烟气冲刷的受热面部位,例如炉膛上部分隔屏式过热器区域,

要适当控制该处的烟气温度,并加大管屏间距;当烟气冲刷受热面不可避免,例 如烟气离开炉膛进入对流烟道时,应保证设计炉膛出口烟温低于燃料的灰熔点。 e. 炉内结渣还是一个自动加剧的过程,因此运行中要重视经常、及时地吹

灰打渣,清洁水冷壁受热面,防止结渣现象积累加重。 2 2.1 炉膛设计中防止结渣的措施 锅炉设计的前提

2.1.1 根据实际用煤情况提供设计煤种资料 众所周知,锅炉必须按一定的煤质特性来设计制造。因此,正确地选定设计 煤种,以期在电站建成后,从煤的产、供、销、运等方面都得到保证,是使机组 能在设计条件下正常运行,充分发挥其应有效益的基本前提,必须充分重视。 2.1.2 根据燃料性质选择燃烧方式 根据对我国煤质性质及燃烧效果的分析, 有些锅炉结渣并非都是运行不当或 设计不正确的结果,而是煤根本不适于所用的燃烧方式。例如固态排渣煤粉炉燃 用灰分高、灰熔点过低的煤,就不可避免地会严重结渣,而液态排渣煤粉炉或流 化床燃烧锅炉, 则恰恰适用于这种煤种。 可见根据煤种性质选择正确的燃烧方式, 是避免燃烧某些煤种造成锅炉结渣的根本性措施。 2.2 正确设计炉膛结构,合理布置辐射受热面 过去炉膛设计最重要的结构设计指标是炉膛容积热强度和炉膛断面热强度, 整个炉膛设计合理的判断指标是炉膛出口烟温应低于燃料的灰熔点。然而对 300MW 及以上锅炉炉膛设计的研究表明,大型锅炉炉膛结构设计的指标远不止这

几项。除炉膛容积热强度、炉膛断面热强度外,还有燃烧器区域的热强度、炉膛 辐射受热面热强度、最上层燃烧器中心距分隔屏式过热器底部的高度、以及最下 层燃烧器中心距冷灰斗上沿的高度等一系列指标。 加设这些指标的目的是不仅要 满足炉膛燃烧和传热的要求,还要保证炉膛运行安全可靠。 2.2.1 炉膛容积热强度的选取 研究数据表明,随着锅炉容量的增大,炉膛容积热强度值相对减小。此外, 近 20 a 来北美和西欧环境法规的日益严格对锅炉燃烧技术产生极大的影响,低 NOX 燃烧原理与传统的燃烧热力学理论的矛盾,使国内外都有采用保守设计、适 当增大炉膛容积的趋势。在燃烧一般烟煤时,410 t/h 锅炉的炉膛容积热强度约 为 110~150kW/m3, 1000t/h 锅炉的约为 100~140kW/m3, 而 2000t/h 锅炉则在 80~ 120kW/m3 之间。对于灰分水分多、发热量低及灰熔点低的劣质煤,该值更应选得 小些。例如盘山电厂的 500MW 锅炉,其校核煤种软化温度为 1190 ℃,设计炉膛 容积热强度仅为 88kW/m3。 2.2.2 炉膛断面热强度的选取 大容量锅炉炉膛设计中, 炉膛断面热强度数值的选取比炉膛容积热强度更为 重要,因为这一数值决定了炉膛形状,直接影响炉内的空气动力工况。与炉膛容 积热强度相反,随着锅炉容量的增大,炉膛断面热强度值是相应增大的。研究数 据表明,燃烧烟煤时,300MW 锅炉的炉膛断面热强度约为 3.8~5.0MW/m2,600MW 锅炉在 4.4~5.4MW/m2。对灰熔点较低的煤种,则应选取较小值,以防止火焰冲 墙造成燃烧器区域结渣。 2.2.3 辐射受热面的布置

随着锅炉容量、 参数的增大, 为了使炉膛出口烟温不致过高而引起严重结渣, 大型电站锅炉炉膛上部都布置有大量的辐射式分隔屏过热器, 而此处的烟气温度 仍高于燃料灰熔点,这是炉膛内易造成结渣、积灰的部位。通常设计此处烟温不 可过高,且采用较大的屏间横向距离(约 1.5~3.0m)来防止屏区结渣形成搭桥。 2.3 燃烧器的设计

2.3.1 燃烧器功率的选择和布置 大容量锅炉的特点是燃烧器数量多,必须多排布置。近年来,特别受到 NOX 排放量的限制,趋向于采用单支热功率较小的燃烧器,因此需用燃烧器区域壁面 热强度反映燃烧器区域火焰集中的情况。 燃烧器区域壁面热强度随锅炉容量变化 不大,数值大约在 1.4~2.0MW/m2 之间。对燃用灰熔点低的煤,为防止运行结渣 可将高度方向的距离拉开, 使燃烧器区域的温度水平降低。 例如盘山电厂的 500MW

锅炉, 设计燃烧器区域壁面热强度取值只有 0.9MW/m , 保证了运行多年而不结渣。 燃烧器高度确定后,还要校核最上排燃烧器至分隔屏过热器底部的高度,以 避免火焰直接冲刷屏底和满足火焰有效燃烬高度: 校核最下排燃烧器至冷灰斗转 角处的距离,避免火焰直接冲刷冷灰斗斜面。 2.3.2 在受热面附近人为制造氧化气氛以减轻灰熔点降低倾向 采用直流燃烧器可在其上下端增设防焦风室。直流燃烧器还可采用低 NOX 同 心燃烧系统(LNCFS),如图 1 所示。偏置的二次风角度可推迟风粉混合时间,抑 制 NOX 生成,同时可使煤粉气流位于炉膛中心,水冷壁附近为氧化性气氛,其效 果可避免火焰冲墙,提高灰熔点。

2

图1

低 NOX 同心燃烧系统

采用旋流燃烧器应使每个燃烧器之间尽量不相互影响, 尤其是靠近侧墙的燃 烧器应与侧墙有足够的距离,以免侧墙结渣及发生高温腐蚀。此外还可在炉膛下 部设计边界屏幕风系统(见图 2), 使下炉膛的炉墙表面形成一层氧化性的屏幕风, 提高灰熔点防止结渣。

图2 2.4 有关炉膛的其它细节设计 a.

屏幕风系统

吹灰器是防止炉膛严重结渣所必须的设备,同时它还可提高锅炉效率,

是节能的重要手段。因此炉膛必须配置吹灰器,并要保证吹灰器的制造和安装质 量。 b. 在炉膛容易结渣的部位, 如一次风喷口处, 燃烧器区域的左右侧墙边上,

折焰角附近,靠近冷灰斗斜坡处等,应布置观察孔、打渣孔,并便于运行人员接 近作检查维护工作。 c. 炉膛冷灰斗设计角度应不小于 50°,冷灰斗处的水冷壁管和支撑结构

应能承受大块焦渣的坠落撞击和异常运行时焦渣大量堆积的荷重。 d. 锅炉炉底除渣设备的可靠运行不可忽视,元宝山电厂和石洞口二厂的

600MW 锅炉运行初期发生炉底严重结渣,均与除渣设备的设计错误和运行不良、 排渣不畅有关,因此除渣设备的设计、制造、安装、施工质量等都应引起充分注 意。 3 3.1 运行中防止结渣的措施 加强燃料管理 保证按设计煤种运行是电厂保持良好运行性能的关键因素。 电厂燃料供应应 符合锅炉设计煤质或接近设计煤质的主要特性(灰分、灰熔点、水分、挥发分)。 严重不符合本厂锅炉燃烧要求的燃煤,电厂有权拒绝接收。 煤场存煤要按不同煤质进行分堆, 根据实际煤质情况配制入炉煤。 有条件时, 可掺烧其它不易结渣的煤种(但也要符合设计煤质要求)。 每天及时准确地提供入 炉煤的工业分析和灰熔点,供运行人员参考,以利锅炉燃烧调整。 3.2 通过燃烧调整试验建立合理的燃烧工况,并制定成相应的运行规程 燃烧调整试验的目的是使锅炉在最佳工况下运行,其内容应包括:

a.

制定锅炉在不同负荷下最佳工况运行的操作卡。 确定不同负荷下燃烧器

及磨煤机的投运方式,防止燃烧器区域热负荷过于集中;确定锅炉不投油稳燃的 最低负荷,尽量避免在高负荷时油煤混烧,造成燃烧器区域局部缺氧和热负荷过 高。 b. 均匀。 c. 确定摆动式燃烧器允许摆动的范围, 避免火焰中心过分上移造成屏区结 确定煤粉经济细度;保证各支燃烧器热功率尽量相等,且煤粉浓度尽量

渣,或火焰中心下移导致炉膛底部热负荷升高和火焰直接冲刷冷灰斗。 d. 确定不同负荷下的最佳过剩空气系数,调整一、二次风率、风速和风煤

配比,以及燃料风、辅助风的配比等,使煤粉燃烧良好而不在炉壁附近产生还原 性气氛。避免火焰偏斜直接冲刷炉壁等等。 锅炉的运行和操作,必须严格按运行规程的规定和燃烧调整试验结果进行。 3.3 加强锅炉运行工况的检查与分析,建立正常的运行检查与分析制度 运行值班人员每班必须对锅炉结渣情况进行就地检查一次, 发现有严重结渣 情况,应及时汇报、处理。 专业工程师要定期分析锅炉运行工况, 对易结渣的燃煤要重点分析减温水量 的变化和炉膛出口温度的变化规律,以及过热器、再热器管壁温度变化的情况。 锅炉在额定工况运行时,若发现减温水量异常增大和过热器、再热器管壁超温, 或喷燃器全部下倾,减温水已用足,而仍有受热面管壁超温时,应适当降低负荷 运行和加强吹灰,如已采取降负荷运行等措施仍无效时,应立即停炉处理。 利用夜间低谷运行周期性地改变锅炉负荷是控制大量结渣、 掉渣的一种有效 手段。但要防止负荷骤然大幅度变化,以免有可能造成大块渣从上部掉下打坏承 压部件。 3.4 加强吹灰器和除渣设备的运行和维修管理 锅炉受热面吹灰器必须完善投用, 运行各值必须严格按运行规程对各受热面 进行吹灰。运行人员要加强吹灰器的现场检查,发现吹灰器因泄漏或卡涩故障或 程控失灵,应立即手操退出,避免吹坏炉管和烧坏吹灰器。要加强吹灰器的缺陷 管理和维修管理,出现问题及时消缺。经常安排少量吹灰器轮流大修,保持吹灰 器高的可用率。灰控值班人员应加强对出灰情况的监视和分析,每班要检查冷灰 斗观察窗,观察灰坑是否有堵渣现象。若发现渣斗内的堆渣超过斗内的水位,采 取措施无效时,应停炉处理。出渣设备发生故障应立即修复,防止水冷壁冷灰斗 中产生堆渣现象。

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结论

4.1 设备选型和设计方案的审定:设备选型与设计是否合理,是机组投产以后 能否正常运行和不断提高可靠性的基础。因此,电厂应了解合理的设计指标,根 据实际用煤情况核实、审定制造厂的设计方案。 4.2 调试和验收移交工作:调试是由基建进入生产的关键工序,验收是保证设 备制造、安装质量是否合格的重要环节,电厂对这 2 项工作要加强监督,严格要 求。 4.3 作好运行前的技术准备工作:通过燃烧调整试验建立合理的燃烧工况,并 制定相应的运行规程。 锅炉的运行和操作必须严格按运行规程的规定和燃烧调整 试验结果进行。 4.4 加强运行和维修管理、监督、用制度保证各项技术措施的落实,提高运行 人员与管理人员的技术和素质水平。 关于(煤粉炉)预防结渣的几点探讨 我们都知道,结渣一般存于水冷壁,也可能存在炉膛出口处 .在正常运行的炉膛, 火焰中心温度高达 1500℃-1700℃,在此温度下,煤灰处于熔化状态.如果说是设 计合理的炉膛结构,应该具有足够的冷却强度,保证煤灰在接近水冷壁或炉膛出 口附近变成固化状态 ,不会粘附在受热面上;但是设计不合理的炉膛结构或是超 出设计值的使用及运行调整不当等其他原因,致使水冷壁附近或炉膛出口温度升 高,在此温度下,煤灰在到达水冷壁或炉膛出口附近位置的时候,还处于熔化状态, 碰到受热面就会结渣. 受热面结渣后,会使传热减弱,管壁超温,不但影响锅炉的 安全运行,而且在更大程度上限制了锅炉的出力,制约了锅炉运行的经济性,促使 锅炉热效率下降.如果结渣在喷燃器出口,不只会影响锅炉内空气动力场,使火焰 气流发生偏斜,冲刷水冷壁导致结渣现象进一步恶化 ,而且有时结渣是一块一块 的,受热面的温差就会变大,产生更大的热应力,使受热面发生热力变形. 说到这 里,也许有些朋友要问了----具体是哪些因素造成炉内结渣现象呢 ?我个人认为 有以下几点: 一 煤质 在这里我只想提一个灰熔点的重要特性 , 就是煤灰中的 Fe2O⒊在还原性气氛下还原为 FeO,灰熔点降低.而我们所说的设计煤种,通常是 在较强还原气氛下所得的数值 ,如果使用低于设计值很多的煤种 ,锅炉在额定负 荷运行时往往会结渣.一般呢是以 ST 作为灰熔点的评价指标,ST﹤1350℃的为强 结渣煤,ST﹥1450℃的为弱结煤,1350℃﹤ST﹤1450℃的为中结渣煤. 二 炉膛结 构 炉膛容积或截面积过小,炉内热负荷过高或是炉膛上层喷燃器与炉顶距离过 短等原因,都会使炉膛温度升高 ,引起炉内结渣. 三 炉内空气动力场 如果直流 喷燃器存在高宽比过大或切圆直径偏大,一次风粉气流贴壁,都会容易结渣;喷燃 器出口结渣或变形,不但会破坏正常炉内的空气动力结构,使燃烧区结渣加剧;此 外风粉管路配风不均,使一部分燃烧器缺风,而另一部分燃烧器风量很大,这样也 会影响到炉内的燃烧工况和贴壁气氛,引起结渣. 四 其他运行工况 锅炉负荷过 高或是高压加热器没有投用均会使锅炉内的燃烧率增大 ,热负荷加大引起结渣; 炉膛漏风的增加会使火焰中心上移,造成炉膛出口结渣;炉膛上部漏风还会导致

燃烧区域风量不足,出现还原性气氛,使灰熔点降低;过粗的煤粉也加剧了颗粒对 水冷壁的惯性冲撞,使水冷壁结渣加剧. 下面就让我们一起探讨如何进行预防调 节: 一加强燃煤管理 尽可能的为锅炉运行提供与设计煤种相差不多的燃煤 ,有 必要时对燃煤进行掺和. 二使用除渣剂 现在市面上有一种除渣剂 ,预防结渣的 效果不错,不过会使运行成本加大 . 三运行调节 1.锅炉内的过剩空气量的调节 理论上过剩空气量的增加, 对炉膛出口温度没有明显影响,但实际上炉内平均温 度下降了很多;同时炉膛内富氧燃烧,可有效抑制还原性气氛,防止炉膛结渣; 对于采用四角切圆燃烧“风包粉”方式的直流喷燃器, 若有效改变一二次风的动 量比,能更加能够实现阻止气流贴壁的设计意图。 2.一次风的调节降低一次风 的温度或是提高一次风速,推迟气流的着火点,对减轻结渣有利;若是燃用高挥 发分的煤种,在燃烧不成问题的前提下,可适当提高一次风速,但过多提高一次 风速会加剧颗粒惯性冲撞炉墙,使结渣加剧! 3.煤粉细度的调节煤粉中较粗的 极容易从气流中分离出来与水冷壁产生冲撞, 同时由于颗粒较大在到达水冷壁以 前的冷却并不容易,此外,粗煤粉燃烧时都需要很长的燃尽时间,因而它们往往 在贴壁处形成还原性气氛,使灰熔点降低。因此在使用易结渣煤种时,可适当减 少煤粉细度,控制好煤粉的均匀度对减轻结渣有一定的作用。 4.燃料风的使用 燃料风对提高煤粉气流的刚性、 防止贴壁和煤粉气流的离析均有利,因此燃烧调 整中可充分利用燃料风来防止结渣,稳定燃烧。 5.喷燃器热负荷的调节对于严 重结渣的锅炉, 因使喷燃器均匀分担热负荷, 这样就会使燃烧不集中, 传热分散, 炉膛内的温度降低,对结渣现象有所缓解。 6.风粉均匀性的调节各角一次风层 流是否均匀、 煤粉气流是否成比例, 不但影响燃烧切圆的位置, 也会影响灰熔点。 如果配风不好的话, 即使炉膛内风量充足,也会燃烧时出现一面富风一面缺风的 现象,少的地方就会产生还原性气体,降低灰熔点,造成结渣。 7.加强吹灰对 于新运行锅炉,应维护受热面的清洁,防止受热面污染和壁温升高,因为受热面 污染和壁温升高会是其接受结渣变得十分容易, 所以新锅炉的初次吹灰和正常吹 灰显得非常关键。 以上只是我个人的看法,最重要的还是要我们经常要对运行 工况进行分析和检查,了解炉膛内的结渣情况,结渣严重时要及时汇报和清理

我也来谈谈:控制炉内结渣过程的主要因素 根据结渣机理,控制炉内结渣过程的 主要因素,可以概括为:(1) 煤潜在的结渣性;(2) 灰粒惯性输运过程;(3) 炉内温度水平及分布; 3.1 煤的潜在结渣性 煤潜在的结渣性与煤灰的组分、存 在形态、 熔化特征温度和粘温特性等因素有关。 煤灰主要由 SiO2、 Al2O3、 Fe2O3、 ca*、Na2O、K2O、MgO、TiO2、P2O5、SO3 等成分组成,煤灰的成分与煤灰的 熔化特征温度和粘温特性间存在着统计关联。文献【1】曾收集了国内外约 30 余种评价煤潜在结渣倾向的方法。对于众多的煤潜在的结渣性评估指标,由于取 得这些指标时所依据的物理概念不同,在使用时要根据具体情况进行分析。 影响 炉内结渣的因素有三个,因此仅根据煤潜在的结渣性来评估锅炉炉内是否会发生 结渣,其准确性必然是有限的。如果要提高判断炉内结渣的准确性,则判断模型中 应包括炉内温度及炉内空气动力结构等参数。 3.2 灰粒的惯性输运 在三种灰粒 输运机理中,扩散和热迁移主要是对初始沉积层的形成起作用。对具有潜在结渣 倾向的煤,初始沉积层主要由挥发性灰冷凝而形成,具有较低熔点的碱金属和碱土

金属硫酸盐,呈液态容易捕捉飞灰。对潜在结渣倾向小的煤,初始沉积层有一部分 是由小颗粒的热迁移而产生,对惯性撞击灰的捕获能力较小。由于初始沉积层对 锅炉的安全运行不构成影响,并且控制初始沉积层几乎是不可能的。因此,要控制 锅炉的结渣,就要避免煤灰粒子向水冷壁惯性撞击。 电站锅炉炉内中心温度约为 1500℃~1700℃,煤粒燃烧时其本身温度要比炉内温度高 200℃~300℃,因而煤 灰在炉膛中心几乎全部为液态。 在液态灰颗粒受惯性作用而向水冷壁运动过程中, 由于灰颗粒运动速度快 ,受到的冷却效果差, 熔融的灰颗粒很容易粘附 ,使渣层迅 速积聚长大。因此,惯性撞击灰粒在撞击水冷壁时的状态对渣的结聚、长大具有 重要影响。 在四角燃烧锅炉中 ,气流在炉内作旋转运动,受惯性力作用,煤粉颗粒 向旋转气流外侧聚集 , 因此, 煤粉浓度切圆和温度切圆要比速度切圆大 , 这一点已 被试验所证实。减少炉内气流切圆直径,降低煤粉细度均可减小煤灰颗粒向水冷 壁的惯性迁移,有利于减轻结渣。当四角风速分配不均,炉内旋转气流中心偏斜或 某一角一次风因速度低而偏转刷墙时,煤灰颗粒的惯性撞击几倍甚至几十倍的增 加,这大大增加了结渣的速度和程度。因此,控制灰粒向水冷壁的惯性迁移,对防止 锅炉结渣具有非常重要的意义。 3.3 炉内温度及其分布 由于熔化的灰粒碰到水 冷壁时极易发生粘附,从而导致结渣。在煤灰熔点一定的情况下,炉内温度水平及 其分布就成为是否发生结渣的重要因素。 图 3 为水冷壁附近温度分布及煤灰粒子 向水冷壁运行过程温度变化示意图。从图 3 中可以看到,煤灰粒子的冷却过程取 决于炉内总体温度水平及水冷壁附近温度水平。当炉内温度较低时,煤粒呈熔化 或软化状态的概率较少。另一方面,当炉内温度水平较高,而水冷壁附近温度较低, 且温度分布较平缓时 , 煤灰粒子在碰撞水冷壁前可以得到较好的冷却 ,温度降低, 与水冷壁碰撞时,被捕捉的概率降低。温度对炉内结渣具有非常重要的影响,研究 结果表明,温度增高,结渣程度将按指数规律增长。 图 3 水冷壁附近温度分布及灰 渣冷却图 水冷壁附近的温度分布除与炉膛中心温度、水冷壁吸热热流有关外 , 还与水冷壁表面的清洁程度有关。当水冷壁表面附有灰渣时,表面温度迅速增高。 这不仅有可能使灰渣表面具有粘性,捕捉飞灰,而且还降低了惯性输运灰粒的冷却 程度,因而灰渣的积聚具有自加剧性 ,即一旦发生结渣,其程度将会越来越严重 ,直 到外层灰渣因熔化而发生自流。 4 锅炉结渣的其他原因 4.1 燃烧过程中空气供 应量不足 我们知道,煤的灰熔融特性常用变形温度(DT)、软化温度(ST)与流动温 度(FT)来表示,并以 ST 来控制煤质。 煤灰是多成分的复杂化合物,同一煤种的灰渣 在不同的烟气或气体介质中,化学成分会发生变化,灰熔点也随着成分的改变而改 变。同一煤种的灰渣,在弱还原性中,其灰熔点最低,在氧化性中则较高。这是因为 在不同的气体介质下,煤灰中的化学成分发生了氧化还原反应,如在弱还原性气体 中,会使高熔点的三价铁(Fe2O3)还原成低熔点的二价铁(FeO)。 因此在燃烧过程中, 当空气量不足时,由于煤燃烧不完全 ,炉膛的还原性气体一氧化碳 (CO)增多,使灰 中的化学成分发生还原反应,从而使灰熔点降低。这时炉膛温度即使不高,也可能 产生结渣。 4.2 一次风门与二次风门调节不当 锅炉运行的配风方式也是影响结 渣或积灰的主要因素。若一次风门与二次风门调节不当,则会使炉膛内煤粉与空 气的混合不好,造成煤在炉内燃烧不良、烟气温度不均匀。在烟气温度高的地方, 管壁温度高,未燃尽的煤粉颗粒一旦粘结在上面继续燃烧,将形成灰的粘附。在空 气少的地方,容易产生燃烧不完全,产生大量的 CO,使灰熔点降低,导致结渣。 此外, 由于炉膛内的烟气处于剧烈的运动中,烟气成分不断变化,同一煤种的煤灰在不同 部位的灰熔点可能不同,也促进了结渣。 4.3 磨煤机及给粉机故障 煤粉细度和粒 度分布对锅炉结渣有一定影响,煤粉过细、过粗均可能引起结渣。煤粉细度视煤

种与具体的锅炉的结构而定,应通过试验来确定。当磨煤机出现故障时,煤粉颗 粒变粗,进入锅炉的煤粉燃烧不完全 , 且燃烧后的灰粒容易产生离析 ,撞击炉膛受 热面而产生结渣。当给粉机运行不正常时,如给粉机堵塞,也会导致燃烧调节系统 动作,诱使磨煤机超负荷运行和投油助燃使火焰升高 , 并促进灰熔融软化。此外 , 由于煤油的燃烧速度不同 , 会造成局部燃烧不全、还原性气体增多 ,灰熔点降低, 甚至还会造成煤粉和空气在炉膛中分布不均匀 , 导致火焰偏斜 ,最高焰层边移 ,而 使燃烧后的灰渣得不到足够的冷却,进而使灰粒与炉膛内的水冷壁管接触时,粘结 在上面而形成结渣。 4.4 锅炉高负荷连续运行 锅炉结渣、积灰随锅炉负荷及烟 气温度的增加而增加。当锅炉高负荷连续运行,特别是超负荷运行时,炉膛热负荷 增加,温度升高,灰粒得不到冷却,在吹灰器吹不到的地方易形成积灰,如不及时吹 灰清渣,当熔融软化的灰粘结在上面时会形成大面积结渣。 4.5 锅炉设计不当及 安装或检修质量不好 结渣和积灰不仅与煤灰性质有关,而且同锅炉设计参数密 切相关,主要是炉膛热负荷(包括炉膛容积热负荷和断面热负荷) 、煤粉在炉膛 内逗留的时间、燃烧器结构形式以及受热面的布置等。炉膛容积设计过小,会使 炉膛出口烟温偏高,导致炉膛出口附近的受热面结渣;炉膛断面过小时,会使燃烧 器温度偏高、喷燃器附近水冷壁结渣;喷燃器安装不好,会造成火焰偏斜而结渣; 风机出力不足或炉墙漏风过大,也会影响正常的动力工况而促进结渣。在设计一 台锅炉之前,首先要选择好所燃用的煤种,即设计煤种。如果一台锅炉在建造和 安装过程中完全符合设计要求,那么,锅炉在燃用设计煤种时,一般不会发生结 渣或严重积灰的情况。 但在实际锅炉运行过程中,往往燃用的煤种接近或完全偏 离设计煤种, 这时就要产生一定程度的结渣或积灰,如果实际燃用煤种无法满足 设计要求时,必须考虑对锅炉的设计结构进行改造,以适应所燃用煤种的要求。 4.6 煤质发热量过高或过低 大家知道, 煤的发热量过低 ,对锅炉的安全运行危害 极大,但是对于按设计煤种设计的锅炉来说,是不是煤的发热量越高越好呢?答案 是否定的。因此,要改变发热量高的煤就是优质煤,就是好煤的观念。这是因为当 燃煤的发热量高于设计值太多时,炉膛温度及出口烟温骤升,即使燃用煤的 ST 值 大于设计煤种的 ST 值,仍可能造成灰的熔融软化,而导致锅炉结渣,甚至被迫停 炉。在这种情况下,锅炉结渣不是因为灰熔点低,而是因为所燃用的煤的发热量太 高造成的。 5 防止炉内结渣的措施 5.1 炉膛设计中防止结渣的措施 5.1.1 锅炉 设计的前提 众所周知,锅炉必须按一定的煤质特性来设计制造。 因此,正确地选定 设计煤种,以期在电站建成后,从煤的产、供、销、运等方面都得到保证,是使机组 能在设计条件下正常运行,充分发挥其应有效益的基本前提,必须充分重视。 根据 对我国煤质性质及燃烧效果的分析,有些锅炉结渣并非都是运行不当或设计不正 确的结果,而是煤根本不适于所用的燃烧方式。例如固态排渣煤粉炉燃用灰分高、 灰熔点过低的煤,就不可避免地会严重结渣,而液态排渣煤粉炉或流化床燃烧锅炉, 则恰恰适用于这种煤种。可见根据煤种性质选择正确的燃烧方式,是避免燃烧某 些煤种造成锅炉结渣的根本性措施。 5.1.2 正确设计炉膛结构,合理布置辐射受 热面 过去炉膛设计最重要的结构设计指标是炉膛容积热强度和炉膛断面热强度, 整个炉膛设计合理的判断指标是炉膛出口烟温应低于燃料的灰熔点。然而对 300MW 及以上锅炉炉膛设计的研究表明,大型锅炉炉膛结构设计的指标远不止 这几项。除炉膛容积热强度、炉膛断面热强度外,还有燃烧器区域的热强度、炉 膛辐射受热面热强度、 最上层燃烧器中心距分隔屏式过热器底部的高度、以及最 下层燃烧器中心距冷灰斗上沿的高度等一系列指标。 加设这些指标的目的是不仅 要满足炉膛燃烧和传热的要求,还要保证炉膛运行安全可靠。 5.1.2.1 炉膛容积热

强度的选取 研究数据及理论分析表明 ,随着锅炉容量的增大 ,炉膛容积热强度值 相对减小。此外,近 20 几年来环境法规的日益严格对锅炉燃烧技术产生极大的影 响,低 NOx 燃烧原理与传统的燃烧热力学理论的矛盾,使国内外都又采用保守设 计、 适当增大炉膛容积的趋势。 在燃烧一般烟煤时,410t/h 锅炉的炉膛容积热强度 约为 110~150kW/m3,1000t/h 锅炉的约为 100~140kW/m3,而 2000t/h 锅炉则在 80~120kW/m3 之间。 对于灰分水分多、发热量低及灰熔点低的劣质煤,该值更应 选得小些。例如盘山电厂的 500MW 锅炉,其校核煤种软化温度为 1190℃,设计炉 膛容积热强度仅为 88kW/m3。 5.1.2.2 炉膛断面热强度的选取 大容量锅炉炉膛 设计中,炉膛断面热强度数值的选取比炉膛容积热强度更为重要,因为这一数值决 定了炉膛形状,直接影响炉内的空气动力工况。理论分析及研究数据表明,与炉 膛容积热强度相反,随着锅炉容量的增大,炉膛断面热强度值是相应增大的。理论 分析表明,炉膛断面热强度值大约与锅炉容量的 1/3 次方成正比,其具体分析可 参见文献【15】 。研究数据表明,燃烧烟煤时,300MW 锅炉的炉膛断面热强度约为 3.8~5.0MW/m2,600MW 锅炉在 4.4~5.4 MW/m2。对灰熔点较低的煤种,则应选 取较小值,以防止火焰冲墙造成燃烧器区域结渣。 5.1.2.3 辐射受热面的布置 随 着锅炉容量、参数的增大,为了使炉膛出口烟温不致过高而引起严重结渣,大型电 站锅炉炉膛上部都布置有大量的辐射式分隔屏过热器,而此处的烟气温度仍高于 燃料灰熔点,这是炉膛内易造成结渣、积灰的部位。通常设计此处烟温不可过高, 且采用较大的屏间横向距离(约 1.5~3.0m)来防止屏区结渣形成搭桥。 5.1.3 燃 烧器的设计 5.1.3.1 燃烧器功率的选择和布置 大容量锅炉的特点是燃烧器数量 多,必须多排布置。近年来,特别受到 NOx 排放量的限制,趋向于采用单支热功率 较小的燃烧器 , 因此需用燃烧器区域壁面热强度反映燃烧器区域火焰集中的情 况。燃烧器区域壁面热强度随锅炉容量变化不大,数值大约在 1.4~2.0MW/m2 之 间。对燃用灰熔点低的煤,为防止运行结渣可将高度方向的距离拉开,使燃烧器区 域的温度水平降低。 例如盘山电厂的 500MW 锅炉,设计燃烧器区域壁面热强度取 值只有 0.9MW/m2,保证了运行多年而不结渣。燃烧器高度确定后,还要校核最上 排燃烧器至分隔屏过热器底部的高度,以避免火焰直接冲刷屏底和满足火焰有效 燃烬高;校核最下排燃烧器至冷灰斗转角处的距离,避免火焰直接冲刷冷灰斗斜 面。 5.1.3.2 在受热面附近制造氧化性气氛 图 4 低NOX 同心燃烧系统 采用 直流燃烧器可在其上下端增设防焦风室。直流燃烧器还可采用低 NOx 同心燃烧 系统(LNCFS),如图 1 所示。偏置的二次风角度可推迟风粉混合时间,抑制 NOx 生 成,同时可使煤粉气流位于炉膛中心, 水冷壁附近为氧化性气氛 , 其效果可避免火 焰冲墙,提高灰熔点。 采用旋流燃烧器应使每个燃烧器之间尽量不相互影响,尤其 是靠近侧墙的燃烧器应与侧墙有足够的距离,以免侧墙结渣及发生高温腐蚀。此 外还可在炉膛下部设计边界屏幕风系统,使下炉膛的炉墙表面形成一层氧化性的 屏幕风,提高灰熔点防止结渣。 5.1.4 有关炉膛的其它细节设计 (1) 吹灰器是 防止炉膛严重结渣所必须的设备,同时它还可提高锅炉效率,是节能的重要手段。 因此炉膛必须配置吹灰器,并要保证吹灰器的制造和安装质量。 (2) 在炉膛容 易结渣的部位,如一次风喷口处,燃烧器区域的左右侧墙边上 ,折焰角附近,靠近冷 灰斗斜坡处等,应布置观察孔、 打渣孔,并便于运行人员接近作检查维护工作。 (3) 炉膛冷灰斗设计角度应不小于 50° ,冷灰斗处的水冷壁管和支撑结构应能承受大 块焦渣的坠落撞击和异常运行时焦渣大量堆积的荷重。 (4) 锅炉炉底除渣设 备的可靠运行不可忽视,元宝山电厂和石洞口二厂的 600MW 锅炉运行初期发生 炉底严重结渣,均与除渣设备的设计错误和运行不良、排渣不畅有关,因此除渣设

备的设计、制造、安装、施工质量等都应引起充分注意。 5.2 运行中防止结渣的 措施 5.2.1 加强燃料管理 保证按设计煤种运行是电厂保持良好运行性能的关键 因素。电厂燃料供应应符合锅炉设计煤质或接近设计煤质的主要特性(灰分、灰 熔点、水分、挥发分)。严重不符合本厂锅炉燃烧要求的燃煤,电厂有权拒绝接收。 煤场存煤要按不同煤质进行分堆,根据实际煤质情况配制入炉煤。有条件时,可掺 烧其它不易结渣的煤种(但也要符合设计煤质要求)。每天及时准确地提供入炉煤 的工业分析和灰熔点,供运行人员参考,以利锅炉燃烧调整。 5.2.2 通过燃烧调整 试验建立合理的燃烧工况 燃烧调整试验的目的是使锅炉在最佳工况下运行 , 其 内容应包括: (1) 制定锅炉在不同负荷下最佳工况运行的操作卡。确定不同 负荷下燃烧器及磨煤机的投运方式,防止燃烧器区域热负荷过于集中;确定锅炉 不投油稳燃的最低负荷,尽量避免在高负荷时油煤混烧,造成燃烧器区域局部缺氧 和热负荷过高。 (2 ) 确定煤粉经济细度;保证各支燃烧器热功率尽量相等 , 且煤粉浓度尽量均匀。 (3) 确定摆动式燃烧器允许摆动的范围,避免火焰中心 过分上移造成屏区结渣,或火焰中心下移导致炉膛底部热负荷升高和火焰直接冲 刷冷灰斗。 (4) 确定不同负荷下的最佳过剩空气系数,调整一、二次风率、风 速和风煤配比,以及燃料风、辅助风的配比等,使煤粉燃烧良好而不在炉壁附近产 生还原性气氛。避免火焰偏斜直接冲刷炉壁等等。锅炉的运行和操作,必须严格 按运行规程的规定和燃烧调整试验结果进行。 5.2.3 加强锅炉运行工况的检查与 分析 运行值班人员每班必须对锅炉结渣情况进行就地检查一次 ,发现有严重结 渣情况,应及时汇报、处理。专业工程师要定期分析锅炉运行工况,对易结渣的燃 煤要重点分析减温水量的变化和炉膛出口温度的变化规律,以及过热器、再热器 管壁温度变化的情况。锅炉在额定工况运行时,若发现减温水量异常增大和过热 器、 再热器管壁超温,或喷燃器全部下倾,减温水已用足,而仍有受热面管壁超温时, 应适当降低负荷运行和加强吹灰,如已采取降负荷运行等措施仍无效时,应立即停 炉处理。 利用夜间低谷运行周期性地改变锅炉负荷是控制大量结渣、掉渣的一 种有效手段。但要防止负荷骤然大幅度变化,以免有可能造成大块渣从上部掉下 打坏承压部件。 5.2.4 加强吹灰器和除渣设备的运行和维修管理 锅炉受热面吹 灰器必须完善投用,运行各值必须严格按运行规程对各受热面进行吹灰。运行人 员要加强吹灰器的现场检查,发现吹灰器因泄漏或卡涩故障或程控失灵,应立即手 操退出,避免吹坏炉管和烧坏吹灰器。要加强吹灰器的缺陷管理和维修管理,出现 问题及时消缺。经常安排少量吹灰器轮流大修,保持吹灰器高的可用率。灰控值 班人员应加强对出灰情况的监视和分析,每班要检查冷灰斗观察窗,观察灰坑是否 有堵渣现象。 若发现渣斗内的堆渣超过斗内的水位,采取措施无效时,应停炉处理。 出渣设备发生故障应立即修复,防止水冷壁冷灰斗中产生堆渣现象。 6、锅炉受 热面结渣、积灰的预测方法 1.根据煤灰物理特性对受热面结渣、积灰进行预测 可以根据煤灰的熔融特性及焦结特性,对每天锅炉所用燃煤进行试验,同时将试 验结果与锅炉运行时的燃烧温度进行比较,初步判断炉内的结渣情况,并提供运 行人员加以参考,以便进行重点检查。 2.根据锅炉运行参数的变化对受热面积 灰、结渣进行预测 主要是锅炉排烟温度、蒸汽压力、蒸汽温度、受热面管壁温 度等参数的变化来判断是否有结渣或积灰。 7 锅炉炉膛结渣、积灰的清除 锅炉 结渣、 积灰给锅炉安全、 经济运行所带来的危害是显而易见的。 因此, 锅炉结渣、 积灰应以预防为主,很多专家学者在这方面作了大量的工作并取得了显著的效 果。 但是,无论采取怎样的预防措施,锅炉在实际运行中由于各种不定因素的 影响,导致锅炉结渣、积灰。对于锅炉炉膛结渣、积灰的清除方法有很多种。总

的来看,可分为运行时清除和停炉时清除两大类,以运行时清除为主。 结焦分析 通常影响锅炉炉膛结焦的因素有三个,一是锅炉的结构特点,二是燃用煤种的 灰溶点和化学成分组成,三是锅炉燃煤的管理和运行工况的调整。 根据结焦机理,结焦分高温结焦和低温结焦。高温结焦是由于运行中温度过高, 床料燃烧异常猛烈,温度急剧上升,当温度超过灰的熔化温度时就会发生高温结 焦。低温结焦是因为流化不良使局部达到着火温度,但此时的风量足以使物料迅 速燃烧,致使该处物料温度超过灰熔点,如不及时处理就会发生结焦。 所以,温度超过灰分熔点时易产生结焦。温度高和温度低都可能结焦。用灰分少 的煤有利防止结焦循环流化床锅炉冷渣器结焦原因分析 大唐保定热电厂#8、#9 炉是 2 台 DG450/9.811 型循环流化床(CFB)锅炉, 采用多仓式流化床风冷选择性排灰冷渣器。每炉配有 4 台,布置在炉膛两侧。每 台冷渣器分为 4 个小仓,其上设有 1 个进渣口、1 个排渣管和 2 个出气口。沿渣 的走向, 冷渣器的 4 个小仓分别为第一级的选择仓和之后的三级冷却仓。每个仓 有自己独立的布风装置,流化风来自一次风的冷热风,进渣管上的进渣风来自 J 阀风机,另外进渣风还有来自空压机的压缩空气。冷渣器中设有自动喷水系统, 每个小仓设有 4 个喷头。 机组移交生产后,锅炉冷渣器多次因结焦造成排渣困难 或堵塞。 根据结焦机理, 结焦分高温结焦和低温结焦。 高温结焦是由于运行中温度过高, 床料燃烧异常猛烈, 温度急剧上升,当温度超过灰的熔化温度时就会发生高温结 焦。 低温结焦是因为流化不良使局部达到着火温度,但此时的风量足以使物料迅 速燃烧,致使该处物料温度超过灰熔点,如不及时处理就会发生结焦。 1 结焦原因 a.当炉内燃烧不良,会使排渣中的含碳量增加,炉渣在选择室内会继续燃烧, 致使选择室内床温急剧升高, 当温度超过灰熔点时, 就会造成结焦。 2002-11-14#8 炉甲前冷渣器选择室床温最高达到 1 024.28℃,之后第 6d#8 炉停炉消缺,打开 #8 炉甲前冷渣器选择室发现室内结满高温焦块。2002-12-09#8 炉乙前冷渣器选 择室床温最高达到 1 010.22 ℃。随后冷渣器故障退出运行。次曰停炉消缺,乙 前冷渣器选择室内结满了高温焦。 b.炉内物料较多,床层压力和床层压差较大,风室风压高,流化风相对较小, 会使炉内流化不良, 密相区达不到还原性气氛, 不能保证密相区一定的燃烧份额, 物料在缺氧状态下燃烧, 燃烧效率不高, 较大的颗粒易沉积, 炉渣中含碳量增高, 排渣不易控制, 大量炉渣堆积在进渣管入口及管内,有时进渣风不能使炉渣进入 冷渣器,不得以用压缩空气吹扫进渣,冷渣器一旦进渣,渣量相当大,即使关闭 压缩空气,大量的炉渣继续进入冷渣器,造成冷渣器各仓内聚集大量的炉渣,由 于炉渣不能被及时排走,炉渣中的碳继续燃烧,造成冷渣器结焦。此外,由于炉 膛床层压力较高, 一般能达到 7.5~10 kPa,而冷渣器选择室的床压一般只有 2~ 6 kPa,两者存在较大的压差,有时即使不用进渣风,炉渣在压差的作用下会自 行进入冷渣器。进渣量不能自由控制,各室不能建立起稳定的床压,使各室温度 及排渣温度升高, 容易造成某一区域的大渣继续燃烧,温度超过灰熔点温度而造 成结焦。2003-11-03#9 炉燃烧效率低,炉渣含碳量较高。00:07 乙后冷渣器排 渣温度高,自流严重,00:15 左右第三冷却室床温最高达到 1 038.68 ℃,停止 排渣后逐渐冷却。再次启动发现第三冷却室堵塞,不能排渣。11 月 8 曰停炉消

缺,打开乙后冷渣器第三冷却室检查发现,有大量焦块。从 11 月 25 曰至 12 月 7 曰冷渣器多次结焦,#8 炉在运行中多次掏渣,停炉 4 次进行掏渣。 c.炉膛内和回料器内浇筑料脱落,燃料中石块较多,碎煤机很难破碎,入炉煤 中片状石头较多,容易造成冷渣器堵塞,部分仓室渣量较大且流化不良,冷渣器 出风口会从炉膛返回高温烟气及细灰,使局部物料温度达到着火温度,当遇有足 够的氧气时,则发生剧烈燃烧。温度超过灰熔点时,就会发生低温结焦。这种情 况在#8、#9 炉比较常见。多次由于排渣困难停炉,打开冷渣器都会发现有的仓 室有盖状焦块。 d.原冷渣器选择室有 5 排风帽,定向布置。后来由于种种原因,将两侧的 2 排 风帽堵死。这样冷渣器的两侧流化质量差,存在流化死区的可能,炉渣堆积在两 侧,由于选择室的温度较高,一般在 750 ℃左右,如果炉渣中的含碳量较高, 此时又有合适的风量,炉渣会继续燃烧,造成冷渣器的两侧结焦。风帽的减少对 流化也有一定影响,是造成冷渣器自流的原因之一。 2 解决措施 2.1 保证良好的燃烧 保证良好的燃烧工况是防止冷渣器结焦的前提。经过分析研究,对一次风和二 次风进行了合理配比, 一次风量满足密相区燃烧的需要,使密相区主要处于还原 性气氛,二次风保证燃料的完全燃烧。在燃用劣质煤时,采用较高的一次风率; 燃用高挥发分燃料时,采用较低的一次风率。同时尽量保持较高的床温,合理组 织燃料在密相区和稀相区的燃烧份额,减少灰渣中的含碳量。 2.2 维持合理的床压 床压的大小代表炉膛内物料的多少,CFB 锅炉有较大的负荷调节能力。根据 CFB 锅炉的特点,床压和锅炉负荷是相对应的。经过调节将床压由原来的 8~10 kPa 降到现在的 4~6kPa。 炉内的流化良好,床压与冷渣器内的床压之差减小了, 消除了冷渣器自流现象。 2.3 加强碎煤机的调整 为了保证较合理的燃煤粒径,碎煤机飞锤的调整由原 15 d 改为 5 d 调整一次, 并可根据实际燃煤的颗粒分布随时调整。较大的煤矸石及石块明显减少,排渣较 畅通。 2.4 控制冷渣器各仓室的床压及温度 由于消除了自流现象, 冷渣器的进渣量也得到很好控制。各仓室床压一般维持 在约 5 kPa,与炉膛内的床压维持在同一水平,可以用进渣风自由控制进渣量, 避免灰渣在仓室大量堆积,防止灰渣再次燃烧,进而控制各仓室温度,避免冷渣 器结焦。 2.5 完善冷渣器的结构 经过一年多的运行,冷渣器堵塞经常发生在冷渣器的过渣口。经过研究,在冷 渣器过渣口外墙做了一个掏渣孔,当冷渣器过渣口有大的石块、浇筑料、焦块等 杂物堵塞时,可以打开掏渣孔进行掏渣。自掏渣孔投入运行后,获得了很好的效 果。 5 结束语 冷渣器无论是高温结焦还是低温结焦,都是由于燃料燃烧效率低、炉渣中的含 碳量高、炉渣中的碳在冷渣器内发生二次燃烧引起的。所以要防止冷渣器结焦, 首先要提高燃烧效率,合理配风,尤其是流化风和二次风的使用,降低炉渣中的 含碳量;其次是严格控制冷渣器各仓室的床温,使其在设计范围内,必要时可使

用事故喷水, 控制好排渣量的大小, 尽量保持排渣均匀, 各仓室维持一定的床压, 维持一定流化床层高度,使炉渣得到充分冷却。 B &WB-1025/18.44-M 型锅炉燃用东胜烟煤的结焦分析 Analysis on Coke Formed at B &WB-1025/18.44-M Boiler Using Fat Coal in Dongsheng 高玉杰 李向良 摘 要:从蒙达公司锅炉燃用煤种、炉型特点等,分析锅炉结焦的原因,提出了 防止和减轻锅炉结焦的措施。 关键词:锅炉;结焦;烟煤 分类号:TK227.2 文献标识码:A 文章编号:1003-9171(2000)02-0040-03▲ 蒙达发电有限责任公司一、二期工程为 4 台 B &WB-1025/18.44-M 型亚临 界参数、一次中间再热、固态排渣、单汽包自然循环水管式煤粉炉。配套为法国 和北重合作生产的 330 MW 汽轮发电机组。该炉配有 4 台 MPS-225 型中速磨煤 机, 分别与 4 层燃烧器相匹配, 采用冷一次风正压直吹式制粉系统, 燃烧器为前、 后墙对冲布置。 目前, 该炉运行中暴露出的首要问题是, 在较大负荷连续运行时, 炉膛出口温度高,过热器、高温再热器管排结焦严重,直接威胁锅炉的安全稳定 运行。 1 设备概况 1.1 锅炉规范 型式及名称 B &WB-1025/18.44-M 过热蒸汽流量 1 004 t/h 过热蒸汽压力 18.44 MPa 过热蒸汽温度 543℃ 再热蒸汽流量 906 t/h 再热蒸汽出口温度 542℃ 给水温度 257℃ 排烟温度 140℃ 一次风温 387℃ 二次风温 372℃ 锅炉效率 91.94% 入炉煤量 157.5 t/h 1.2 燃煤特性 燃煤特性见表 1。表 1 燃煤特性 项目 C/% 工业分 析 V/% AY/% WY/% 设计煤 校核 1 煤种 校核 2 煤种 种 40.68 24.12 10.39 24.81 42.20 23.59 14.14 20.07 40.28 24.28 5.94 29.40

CY/% 元素分 析 HY/% OY/% NY/% SY/%

52.20 2.47 8.42 0.98 0.73

50.84 2.68 10.84 0.61 0.82 18 600 19 728 35.86 84

50.61 2.37 9.82 0.86 0.99 18 449 19 723 37.70 100

LHV/kJ.kg- 18 852 1 应用基 HHV/kJ.kg- 20 031 1 VR/% KHG 1.3 煤灰特性 煤灰特性见表 2。表 2 项目 SiO2 Al2O3 Fe2O3 灰成份/% CaO MgO SO3 K2O Na2O T1 灰熔点/℃ T2 T3 2 煤灰特性 37.22 84

设计煤种 校核 1 煤种 校核 2 煤种 23.04 2.24 19.46 19.99 5.53 26.12 0.39 1.62 1 173 1 205 1 218 23.04 2.24 19.46 19.99 5.53 26.12 0.39 1.62 1 130 1 177 1 197 11.42 3.82 21.05 26.23 4.94 28.26 0.39 1.67 >1 500 — —

结焦的主要原因 锅炉在燃烧过程中, 结焦的原因是多种多样的,但是最主要的还是与燃料的质 量、炉膛结构尺寸、吹灰除焦是否及时,以及运行调整等有关。 2.1 燃料的质量 燃料的好坏直接影响锅炉的结焦程度。一般说来 T1>1300℃不会产生严重结 焦。T1 是灰份性能最基本的标志。灰的变形温度越低,结焦性就越强,但是有 些时候虽然灰的变形、软化、熔化温度都很高,但这种煤的结焦性还是很强的。 所以单从 T1、T2、T3 来判断煤灰的结焦性是危险的,还需要用灰熔点结焦系数 RT=(T2max+4T1min)/5;硅比经验公式 SiO2%= SiO2/(SiO2+Fe2O3+CaO+MgO)× 100%;硫份结焦系数 RS= [(Fe2O3+CaO+MgO+Na2O+K2O)/(SiO2+Al2O3+TiO)].Sg 等来修正,式中 Sg 为干燥基含硫份。计算结果见表 3、表 4。 表 3 灰熔点结焦系数、硅比经验系数、硫份结焦系数计算表

RT 设计

SiO2/%

RS

校核 校核 校核 2 设计 校核 1 校核 2 设计 校核 1 1 2 >71 33.87 33.87 17.94 1.84 1.907 4.99 343 目 RT >1 343 1 149~1 343 <1 149 SiO2/% 73~80 65~72 50~64 RS <0.6 0.6~2.0 >2.0

1 1 179 139 表4 项 不结焦 中度结焦 严重结焦

灰熔点结焦系数、硅比经验系数、硫份结焦系数与结焦性对照表

由表 3、表 4 可知我公司设计煤种与校核 1、校核 2 煤种均属易结焦煤。 2.2 炉膛结构 炉膛结构的设计是影响结焦的关键,它包括炉膛容积热负荷、炉膛断面热 负荷、燃烧器区域壁面热负荷、上排燃烧器至屏过下边缘高度等。其设计值与推 荐值见表 5。 表 5 炉膛容积热负荷、炉膛断面热负荷、燃烧器区域壁面热负荷、上排燃烧器 至屏过下边缘高度设计值与推荐值对照表 炉膛容积热负荷 炉膛断面热负荷 QV/MW.m-3 Qf/MW.m-2 设计 0.14 推荐 设计 推荐 燃烧器区域壁面热负 上排燃烧器至屏过 荷 下边缘高度 Qrb/MW.m-2 H/m 推荐 0.40~0.78 设计 13.2 推荐 15.0~18.3

设计

0.10~ 4.68 3.80~5.00 1.12 0.14

QV 表示煤粉在炉内的停留时间。QV 值越大,停留时间越短;反之,则越 长。实践证明,随着锅炉容量的增大,为了使煤粉在炉内有足够长的停留时间以 保证其必须的燃尽程度,一般都要选择较低的容积热负荷来保证炉膛的出口温 度。在《加强大型燃煤锅炉燃烧管理的若干规定》中推荐,炉膛出口温度应比灰 份的变形温度低 100℃左右。按此要求,该炉在燃用设计煤种情况下,炉膛出口 温度即高温过热器入口烟温,应选择 1 030~1 070℃之间为宜,而实际设计值为 1 188℃。锅炉在带满负荷,按正常配风工况下,高温过热器进口烟温也高达 1 100℃~1 130℃,若参与最上排火嘴运行,高温过热器进口烟温高达 1 150℃~1 160℃, 说明燃料中的灰份在此区域已呈熔融状态,受热面的结焦是不可避免的。 当然,QV 太小对锅炉的低负荷稳燃是不利的,对于高挥发份的东胜烟煤也不能 选得过小。 Qf 表示燃烧区域温度水平的高低,直接影响水冷壁的结焦。它的选取比炉 膛容积热负荷更为重要, 因为这一数值的大小决定了炉膛形状,直接影响炉内空 气动力场。当然它的选取与燃料种类、灰渣特性、排渣方式、燃烧方式有关。 Qrb 表示炉内燃烧器区域的温度水平及换热强度,是 QV 和 Qf 的一个补充 指标。 H 表示煤粉在炉内的燃尽路程。 Qf 及 Qrb 值选择过小,炉膛结构将成矮胖型,将对亚临界自然循环锅炉的

水循环有很大影响,所以在选择合理的 Qf 和 Qrb 值时,适当增大 H 值。 综上所述,B &WB-1025/18.44-M 型锅炉,针对燃烧煤种,在设计上选择 QV、Qf、Qrb 较大,H 较小,必然会造成炉膛结构尺寸较小、炉膛出口温度升 高、 截面热负荷过大、 煤粉燃尽路程过短、 火焰拥挤, 不但增大了锅炉的结焦性, 同时还造成了水冷壁的高温腐蚀。 2.3 吹灰和除焦不及时 锅炉在运行中, 受热面上积聚一些飞灰是不可避免的,如没有及时地清除, 受热面就会变得更粗糙,一些粘结性的飞灰就很容易附在上面。另外,水冷壁上 附着的灰渣不及时清理, 不仅会使本身的结焦更严重,而且还会使炉膛出口温度 升高,直接影响过热器、再热器的结焦程度,因此,及时清灰除焦显得很重要。 2.4 运行调整不当 锅炉在运行过程中,煤种、负荷并不是一成不变的。运行人员应及时调整 一、二次风压、风量,使燃烧稳定,火焰中心、煤粉细度、过量空气系数适当。 火焰中心偏斜,火焰得不到足够的冷却,使熔融状态的灰渣粘积在受热面上,形 成结焦。过量空气系数太大或太小、煤粉过粗或过细,均会加剧结焦。 3 防止和减轻结焦的措施 在不可改变的炉膛结构的情况下,采取如下措施,防止和减轻锅炉的结焦。 (1)加强对入场煤、入炉煤的监督管理,避免高灰份、高水份、低灰熔点的 煤入炉。 (2)加强对入炉煤的化验,便于及时指导运行人员进行调整。 (3)锅炉在大负荷运行时,尽量采取下三层火嘴运行,二次风采用上大下小 的倒塔型配风方式。 (4)加强吹灰器的管理,保证吹灰器的投入率。尤其要确保屏过、高过部位 吹灰器的正常工作。 (5)降低锅炉本体及空气预热器的漏风,保证炉底水封严密,保持良好的过 剩空气系数,不产生还原性及半还原性气体,一、二次风的刚性不受到影响,使 火焰中心适当。 (6)提高运行调整水平。根据不同煤种、不同负荷及时调整燃烧,保持合适 的炉膛出口温度,选择合理的一、二次风速。 (7)提高检修、维护质量,保证合适煤粉细度,提高内、外二次风挡板的可 调性及喷燃器运行性能。 (8)混烧部分优质煤,提高灰熔点。 作者单位:高玉杰(蒙达发电有限责任公司(达拉特旗 014300)) 李向良(蒙达发电有限责任公司(达拉特旗 014300)) 内蒙古蒙达发电有限责任公司 地址: 内蒙古伊克昭盟达拉特旗树林召镇 电话: (0477)5214340-5214347(总机)电话:04775182263 925422221 传真: 5213613 邮编: 014300 防止 SG-2008/540-M903 锅炉燃用 神华煤结焦、积灰问题的研究 张雄亚 付林 (河北国华定洲发电有限责任公司,河北 定州 073000) 摘 要:文章介绍了神华煤结焦机理和预防措施,从神华煤易结焦和积灰方面简

要分析了河北国华定洲发电厂一期工程 2× 600 MW 机组锅炉的设计特点,为机 组投产后预防锅炉结焦和积灰提供了参考意见。 关键词:锅炉;结焦;积灰;神华煤;神华煤 1 锅炉简介 河北国华定洲发电有限责任公司(以下简称定电公司)一期工程安装 2 台 SG-2008/540-M903 型亚临界燃煤汽包锅炉。该炉采用控制循环、一次中间 再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全 钢悬吊结构、 露天布置。 锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。 锅炉设计煤种为神华煤。 锅炉主要结构尺寸为:炉膛宽度 19 558 mm,深度 16 940.5 mm,深宽比 为 1∶1.154,水冷壁下水包标高为 7 760 mm,炉顶管中心标高为 73 000 mm, 锅炉炉顶采用全封闭结构,并设有大罩壳。炉膛由 .7 mm 膜式水冷 壁组成,炉底冷灰斗角度 55° ,炉底密封采用水封结构,炉膛上部布置了分隔屏、 后屏过热器及屏式再热器, 前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器。水平烟道 由水冷壁延伸部分和后烟井延伸部分组成,内部布置有末级再热器和末级过热 器。后烟井内设有低温过热器和省煤器。 锅炉燃烧器采用直流浓淡型喷燃器,采用正压直吹式制粉系统,配有 6 台 ZGM113N(MPS225)中速磨煤机,布置在炉前。5 台磨煤机可带 MCR 负荷,1 台备用。 每台磨煤机出口由 4 根煤粉管接至一层煤粉喷嘴。最上层喷燃器喷口中 心线标高 34.870 m,距分隔屏底距离 20.130 m;最下层喷燃器喷口中心线标 高 25.570 m,至冷灰斗转角距离 5.969 m。每角喷燃器风箱中设有 3 层启动及 助燃油枪。24 只直流式燃烧器分 6 层布置于炉膛下部四角,煤粉和空气从四角 送入,在炉膛中呈切圆方式燃烧。 炉膛部分布置有 90 个墙式短伸缩蒸汽吹灰器,炉膛上部对流井烟道区域布 置 44 个长伸缩吹灰器,每台空预器出口端布置 2 台伸缩式吹灰器,运行时所有 吹灰器均能实现程序控制。 2 神华煤的煤质特性分析 2.1 煤质特性 定电公司锅炉的设计煤种与校核煤种均为神华煤, 其煤质特性及灰成分分析 见表 1。煤种燃烧及结焦特性评价见表 2。 通过对表 1、表 2 中神华煤各项指标分析可知,本工程的设计和校核煤种煤 质特性十分相近,并如下所述:煤种的结焦性较强;煤种的沾污性较强,传热特 性较差;煤种的着火、燃烧稳定性及燃烬特性较好,但煤种易自燃,爆炸特性较 强;校核煤种的可磨性较差;煤种的磨损性较轻。 2.2 燃用神华煤的优缺点

根据近年燃用经验,神华煤在炉内燃烧反应速度快,热负荷调节特别灵敏,即 使因外界影响造成负荷大幅度波动, 运行人员也能很快重新找到该负荷下的最佳 风煤比。最突出的优点是锅炉负荷降至 30%BM-CR 时,不投油燃烧仍然稳定, 因此可以较好地适应电网深度调峰的需求。神华煤有低灰、低硫的优势,对于锅 炉“四管”泄漏、 烟道、 吸风机的磨损及腐蚀不会构成威胁, 从而使设备寿命延长, 检修工作量减轻。 但是,神华煤的灰分中含 CaO 在 18%~22%,属于中度粘煤;而且灰熔点 低,灰的变形温度、软化温度、半球温度、熔融温度各值之间相差不超过 40℃, 有的煤种不超过 20℃,使锅炉受热面极易发生结焦和积灰。这主要表现在炉膛 及高温受热面结焦比较严重,另外,尾部受热面的积灰也很严重。在锅炉负荷较 低、 尾部烟气流速下降的情况下,锅炉的频繁吹灰易造成尾部受热面烟气湿度增 加,引起管壁积灰板结(特别是省煤器),危及锅炉的安全运行。 2.3 结焦、积灰对锅炉运行造成的危害 结焦可引起过热器、水冷壁超温爆管;可能造成掉渣灭火、砸伤受热面和 人员伤害;使锅炉出力下降,严重时被迫停炉;结焦、积灰使排烟损失增加,锅 炉热效率降低。 3 避免锅炉结焦、积灰的措施 锅炉结焦和积灰是一个十分复杂的物理化学过程,它不仅与炉型、炉膛结 构参数及燃烧设备的选型有关,而且与所燃用的煤种、燃烧调整、锅炉配风和吹 灰等密切相关。 3.1 锅炉设计 在锅炉设计方面应选择高大型炉膛外形,切圆燃烧直径应相对较小,以尽 量减少煤粉颗粒冲刷炉膛内壁, 增大灰粒向四壁流动的冷却空间。另外炉内热负 荷设计相对要小,以延长燃烧气流在炉膛的停留时间,提高燃尽程度,降低炉膛 出口温度,避免出口附近的受热面结焦;同时,可以降低炉膛截面燃烧强度和燃 烧器区域

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