珠江电厂全能值班培训专用系列教材-大型锅炉设备及其运行

珠江电厂全能值班培训专用系列教材大型锅炉设备及其运行珠江电厂目 录第一章绪论 1第一节锅炉构成 1第二节大型锅炉类型 21.2.1自然循环锅炉 31.2.2强制循环锅炉（又称辅助循环锅炉） 9第三节锅炉设备的基本特征 161.3.1电厂锅炉的特性 161.3.2锅炉的安全和经济指标 17第二章锅炉燃料与燃烧 18第一节燃料的成分和主要特性 182.1.1煤的分类及成分 182.1.2珠江电厂用煤的煤质分析 21第二节燃料成分对锅炉工作的影响 232.2.1挥发分的影响 232.2.2水分的影响 242.2.3灰分的影响 252.2.4灰的熔化性质的影响 262.2.5硫分的影响 26第三章煤粉燃烧和运行调整 29第一节煤粉燃烧器布置结构及工作原理 293.1.1设备的布置 293.1.2燃烧器风箱 31第二节炉内的流体动力特性 333.2.1煤粉气流着火和熄火的热力条件 333.2.2影响煤粉气流着火的主要因素 343.2.3燃烧良好的条件 37第三节锅炉灭火与烟道再燃烧 383.3.1原因分析与预防 393.3.2现象与处理 40第四节锅炉结渣 423.4.1结渣对锅炉运行的危害 423.4.2焦渣的形成 433.4.3结渣的原因 443.4.4预防和消除结焦的方法 45第五节运行调整 473.5.1燃烧调整 473.5.2风量的调整 483.5.3负荷调节 483.5.4低负荷运行 493.5.5主汽压力的调整 493.5.6过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整 50第四章大型锅炉汽水流动过程 52第一节自然循环原理 524.1.1自然循环的概述 524.1.2自然循环回路的总压差 52第二节蒸发受热面安全工作问题 554.2.1蒸发受热面安全工作与水循环关系 554.2.2汽液两相流的流型 564.2.3蒸发管内的传热 57第三节自然水循环的可靠性指标 604.3.1自然水循环工作的可靠性指标 60第四节自然循环常见故障及防止措施 634.4.1自然循环的常见故障 644.4.2提高水循环安全性的措施 68第五节直流锅炉蒸发受热面的安全性问题 714.5.1直流锅炉的水动力特性 714.5.2直流锅炉中流体的脉动 764.5.3蒸发受热面中的热偏差及其防止措施 80第一章绪论第一节锅炉构成锅炉是一种将化石燃料（煤炭、石油、可燃气体等）和有机燃料（木材、甘蔗渣等）所储藏的化学能或工业生产中的余热或其他的热源，转化为一定温度和压力的热水、蒸汽或其他工质热能的热交换设备。锅炉所生产的高温热水和蒸汽直接应用在人民生活和工农业生产的各个领域，我国现阶段70％以上的电和工农业（如纺织、化工、造纸、机械等）的生产过程、供热通风、空气调节等都离不开蒸汽。因此，锅炉已经成为现代化社会生产和人民生活不可缺少的重要设备。锅炉设备是由锅炉本体和辅助设备两大部分构成。（一）锅炉本体锅炉本体是由“锅”（接受高温烟气的热量并将其传给工质的受热面系统）和“炉”（将燃料的化学能转变为热能的燃烧系统）两大部分组合在一起构成的。“锅”是指承受内部装满水及汽、外部承受火焰和烟气作用的构成封闭系统的各种部件，包括汽包（锅筒）、水冷壁、凝渣管、锅炉管束、蒸汽过热器、省煤器、集箱、下降管、汽水分离器、排污装置、汽温调节装置等。“炉”是指构成燃料燃烧场所的各组成部件，包括炉膛（燃烧室）、燃烧器、点火装置、除渣等设备。（二）锅炉辅助设备1．燃料供应设备燃料供应设备的作用是保证供应锅炉连续运行所需要的符合质量要求的燃料。燃料供应设备包括煤场、贮煤斗、煤粉仓、给煤机、输煤机、单斗提升机、磨煤机、粗粉分离器以及油泵、输油管道等。2．送、引风设备送、引风设备的作用是给炉子送入燃料所需要的空气或给制粉系统输送空气干燥剂，并从炉膛内引出燃烧产物——烟气，以保证锅炉正常燃烧。送、引风设备包括送风机、引风机、冷风道、热风道、烟道等。3．给水设备给水设备的作用是将经过水处理后的符合锅炉水质要求的水送入锅炉，以保证锅炉正常运行。给水设备包括水泵、水箱、给水管道、给水阀门、水的软化设备、除气设备等。4．除渣设备除渣设备的作用是将锅炉的燃烧的灰渣，连续不断地除去，并运送到灰渣场。除渣设备包括除渣机、渣场、渣斗等。5．烟气净化设备除尘、脱硫、脱氮设备的作用是除去锅炉烟气中夹带的固体微粒——飞灰和二氧化硫和氮氧化物等有害物质，改善大气环境。除尘、脱硫、脱氮设备包括除尘器、吸收塔等。6．自动控制设备自动控制设备的作用是对运行的锅炉进行自动检测、程序控制、自动保护和自动调节。自动控制设备包括微型计算机、温度计、压力表、水位计、流量表、烟气氧量表、自动调节阀以及控制系统等。第二节大型锅炉类型大型锅炉主要区别在锅炉蒸发受热面内工质的流动方式，这也使得大型锅炉一般也是按循环方式进行分类的。锅炉蒸发受热面（水冷壁）内工质的流动方式与其他受热面是有差异的。例如省煤器内的工质是单相的水，水的流动是靠给水泵的压头来强制流动的；过热器和再热器中的工质是单相的蒸汽，蒸汽的流动也是靠进口蒸汽的压力来强制流动的，所以这些受热面内的工质流动都是强制流动，一次通过，并不往返循环。而蒸发受热面的工质是两相的汽水混合物，它在蒸发受热面内的流动可以是循环的，也可以是一次通过的。因此，按工质在蒸发受热面内的流动方式，大型锅炉可以将锅炉分成：1.2.1自然循环锅炉蒸发受热面内的工质，依靠下降管中的水与上升管中的汽水混合物之间的密度差所产生的压力差进行循环的锅炉。图1-1（a）是自然循环锅炉的示意图。给水经给水泵送入省煤器，受热后进入汽包，水从汽包流向不受热的下降管，下降管的工质是单相的水。当水进入蒸发受热面后，因不断受热而使部分水变为蒸汽，故蒸发受热面内工质为汽水混合物。由于汽水混合物的密度小于水的密度，因此，下联箱的左右两侧因工质密度不同而形成压力差，推动蒸发受热面的汽水混合物向上流动，进入汽包，并在汽包内进行汽水分离。分离出的蒸汽由汽包顶部送至过热器，分离出的水则和省煤器来的给水混合后再次进入下降管，继续循环。这种循环流动完全是由于蒸发受热面受热而自然形成的，故称自然循环。图1－1锅炉蒸发受热面内工质流动的几种类型（a）自然循环锅炉；（b）强制循环锅炉；（c）控制循环锅炉；（d）直流锅炉1一给水泵；2一省煤器；3一汽包；4一下降管；5一联箱；6一蒸发受热面；7一过热器；8一循环泵；9一节流圈自然循环的推动力，即运动压头取决于饱和水密度、饱和蒸汽密度、上升管含汽率和循环回路高度等因素。随着锅炉工作压力的提高，饱和水和饱和蒸汽的密度差逐渐减小，直到临界压力，其密度差为零。所以自然循环的推动力，即运动压头是随锅炉工作压力的升高而逐渐减小的，到达一定压力后，所产生的运动压头就不足以维持汽水的自然循环了。如果单纯依靠水汽的密度差，自然循环只能用于工作压力低于16MPa的锅炉。但因自然循环的运动压头不但取决于水、汽的密度差，而且与循环回路高度及上升管的含汽率有关。现代大型煤粉锅炉很高大，发电功率为300MW煤粉锅炉的循环回路高度近60m，而且上升管的含汽率也较大，所以在锅炉压力高达19MPa时仍能保证自然循环的可靠和安全。自然循环锅炉的主要特点是有一个直径较大的汽包，由于有汽包，使自然循环锅炉有如下的特点：（1）汽包是锅炉中省煤器、过热器和蒸发受热面的分隔容器。有了汽包，给水的加热、蒸发和过热等相应的各个受热面有明显的分界，因而汽水流动特性相应比较简单，较容易掌握。（2）由于自然循环的推动力主要依靠水汽的密度差，因而自然循环锅炉的蒸发受热面就是由许多垂直管子组成的水冷壁，并且尽量减少弯头，以减少流动阻力，保证水循环的安全。（3）汽包中装有汽水分离装置，从水冷壁上升管进入汽包的汽水混合物，可以在汽包中的汽空间，也可以在汽水分离装置中进行汽水分离，以减少饱和蒸汽的带水。（4）锅炉的水容量及其相应的蓄热能力较大，因此，当负荷变化时，汽包水位及蒸汽压力的变化速度较慢，对机组的调节要求可以低一些；但由于水容量大，加上大直径的汽包壁较厚，因此，加热、冷却不易均匀，使锅炉的启、停速度受到限制。（5）水冷壁上升管出口的含汽率比其他型式锅炉要低一些，可以允许稍大的锅水含盐量，而且自然循环锅炉可以排污，因此对给水品质的要求可以低些。（6）由于汽包直径及壁厚都较大，所以自然循环锅炉的金属消耗量较大。由于自然循环锅炉以上这些特点，特别是结构比较简单、运行容易掌握而且比较安全可靠，我国积累的运行经验也比较丰富，所以我国在亚临界压力以下（包括亚临界压力）的锅炉，多数采用自然循环锅炉。图1-2是一台发电功率为300MW的1025t／h亚临界压力自然循环煤粉炉的本体结构示意图。1025t／h自然循环锅炉的锅炉本体采用单炉膛Π型布置，亚临界压力，一次中间再热，燃用煤粉，燃烧制粉系统为钢球磨煤机中间储仓式热风送粉，四角切圆燃烧方式，并采用直流式宽调节比摆动燃烧器（筒称WR燃烧器），用分隔烟道挡板调节再热汽温，固态机械除渣，可燃用无烟媒和贫煤。如图1-2所示，在炉膛上方布置了四大片分隔屏过热器。在分隔屏过热器之后，炉膛折焰角上方，分别布置有后屏过热器和高温过热器，在水平烟道中，布置有高温再热器。水平烟道的底部，不是采用水平结构，而是向前倾斜，可以减少水平烟道的积灰。尾部垂直烟道为并联双烟道，即尾部垂直烟道中间用一排过热器管子形成分隔墙，将尾部烟道分为前烟道和后烟道两个并联烟道，在前烟道中安排了四组低温再热器，后烟道上方安排了三组低温过热器，在低温过热器下方有单级省煤器。在尾部烟道的前烟道和后烟道的下方，都布置有分隔烟道挡板，用以调节过热汽温。图1-21025t／h亚临界压力自然循环锅炉本体结构图1一汽包；2一下降管；3一分隔屏过热器；4一后屏过热器；5一高温过热器；6一高温再热器；7一炉膛，8一燃烧器；9一卫燃带；10一低温过热器；11一低温再热器；12一省煤器；13一空气预热器，14一排渣装置；15一给水进口，16一折焰角为了保护炉墙，在炉膛顶部、水平烟道四周炉墙和尾部垂直烟道四周都布置了内通过热蒸汽的管子，分别为顶棚过热器和炉墙包覆管过热器，尾部烟道的分隔墙也形成分隔墙过热器。低温再热器、低温过热器及省煤器的悬吊管内均通以过热蒸汽。在尾部垂直烟道设置了二台回转式空气预热器。烟气在空气预热器冷却后，通过除尘器，然后由引风机排出烟囱外。珠江电厂300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG－2008／18.2—YM3亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉采用全钢架结构、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧固态除渣煤粉炉。图1-1为珠江电厂#!自然循环固态排渣煤粉炉示意图。锅炉的最大连续蒸发量（MCR）为2008t／h，过热蒸汽压力为18.2MPa（表压），过热蒸汽温度为540.6℃，再热蒸汽温度为540.6℃，发电功率为600MW。这台锅炉的设计特点是可以根据用户需要，采用控制循环方式，也可取消循环泵，采用自然循环方式。图1－3珠江电厂300MW锅炉本体及蒸汽系统图1.2.2强制循环锅炉（又称辅助循环锅炉）蒸发受热面内的工质除了依靠水与汽水混合物的密度差以外，主要依靠锅水循环泵的压头进行循环的锅炉，称为强制循环锅炉。其循环系统示意图见图1-1（b）。在水冷壁上升管的入口处加装了节流圈的强制循环锅炉，则称为控制循环锅炉。其循环系统示意图见图1-1（c）。控制循环锅炉在水冷壁每根上升管中入口处加装不同直径的节流圈，主要是为了调整各根上升管中的流量分配，避免在蒸发系统中出现水的多值性、脉动、停滞及倒流等循环故障，以及减轻水冷壁管子的热偏差。所以现代大容量的强制循环锅炉都是控制循环锅炉。强制循环锅炉和控制循环锅炉都是在自然循环锅炉的基础上发展起来的，因此，它们在结构和运行特性等许多方面都与自然循环锅炉有相似之处，其主要差别只是在循环回路的下降管中加装了锅水循环泵。随着锅炉工作压力的提高，水汽的密度差减小，自然循环的可靠性降低，但强制循环锅炉（包括控制循环锅炉）因为有了锅水循环泵，就可以主要依靠锅水循环泵的压头使工质在蒸发受热面内强制流动，而不受锅炉工作压力的限制，既能增大运动压头，又便于控制各个循环回路中的流量。图1-41025t／h控制循环锅炉l一汽包；2一下降管；3一分隔屏过热器；4一后屏过热器；5一屏式再热器；6一高温再热器（末级）；7一再热器进口联箱；8一墙式再热器；9一高温（末级）过热器；10一燃烧器；11一锅水循环泵；12一卫燃带；13一除渣装置；14一再热蒸汽出口；15一过热蒸汽出口；16一省煤器悬吊管；17一低温过热器；18一省煤器；19一空气预热器强制循环锅炉（包括控制循环锅炉），虽然比自然循环锅炉多用了一个或几个锅水循环泵，但用了锅水循环泵，可以给锅炉的结构布置和运行带来一系列重大的变化，使其有如下的特点：（1）由于装有锅水循环泵，其循环推动力比自然循环大好几倍。自然循环的运动压头一般只有0.05～0.10MPa，而强制循环锅炉则可达到0.25～0.50Mpa。因此，一方面可用直径较小的管子作为水冷壁管，因管径小，管子的壁厚也小，可以减小锅炉的金属消耗量；另一方面可以任意布置锅炉的蒸发受热面，管子直立、平放都可以，因此使锅炉的形状和受热面都可以采用比较好的布置方案。（2）蒸发受热面内工质可以采用较高的质量流速，一般可用质量流速1000～1500kg／（m。·s），因此，强制循环锅炉的循环倍率可以比自然循环锅炉小一些，循环水流量减小，流动阻力减小。因而可用锅水循环泵来充分克服汽水分离设备的阻力，可以选用蒸汽负荷较高、阻力较大的旋风分离装置，充分利用离心分离的效果，可以减少汽水分离器的数量和尺寸。因而可采用较小的汽包直径，汽包壁厚也相应减小。（3）由于蒸发受热面内工质保持较高的质量流速，可使循环稳定，蒸发受热面内受热较弱的管子不易发生循环停滞或倒流等循环故障，特别是控制循环锅炉的水冷壁管子进口处装有节流圈，更是避免出现循环故障和受热偏差的有效措施。（4）在锅炉启停期间，由于可以利用水的强制流动，而可使各承压部件得到均匀的加热或冷却，因而可提高升降负荷的速度，缩短锅炉的启、停时间。启动时汽包壁的温升速度允许值较大，一般可达100℃／h，而自然循环锅炉则只为50℃／h。（5）控制系统的要求虽比自然循环锅炉高一些，但却比直流锅炉的要求低。（6）与自然循环锅炉相比，由于要增加锅水循环泵，不但增加了锅炉的投资和运行费用，而且锅水循环泵长期在高温（250～300℃）和高压下运行，需采用特殊的结构和材料，才能保证锅炉运行的安全性。图1－8所示1025t／h控制循环锅炉的受热面布量示意图。该炉的最大连续蒸发量为1025t／h，额定蒸发量为931.8t／h，过热蒸汽出口压力为18.3MPa，过热蒸汽与再热蒸汽的出口温度均为541℃，设计煤种是Vdaf＝38.07％的烟煤，也可以燃用贫煤。这台锅炉采用国内外通常采用的单汽包、单炉膛的∏型总体布量型式，炉前布置三台锅水循环泵，炉后布量二台回转式空气预热器。炉膛截面为矩形，深度为12330mm，宽度为14022mm。炉膛四角布量了宽调节比摆动式直流燃烧器（WR燃烧器），在燃烧器区域敷设了卫燃带。炉膛上部悬吊着4排分隔屏过热器，在分隔屏过热器后、炉膛折焰角上方布量了20排后屏过热器和30排屏式再热器（第二级再热器）。在炉膛上方左、右侧墙靠近前墙的地方布置了墙式（辐射式）再热器，作为第一级再热器。在水平烟道中布置了高温（末级）再热器和高温过热器。在尾部垂直烟道内，自上而下布置了低温过热器和省媒器。尾部烟道的下方布置了两台三分仓式回转空气预热器。⒊直流锅炉如图1-1（d）所示，给水靠给水泵的压头，一次通过锅炉各受热面产生蒸汽的锅炉，称为直流锅炉。直流锅炉的特点是没有汽包，整台锅炉由许多管子并联，然后用联箱连接串联组成。在给水泵压头的作用下，工质依顺序一次通过加热、蒸发和过热等受热面。进口工质是水，出口工质则为符合设计要求的过热蒸汽。由于所有各受热面内的工质运动都是靠给水泵的压头来推动的，所以在直流锅炉中，一切受热面中工质都是强制流动。直流锅炉由于没有汽包，其工作过程有如下的特点：（1）由于没有汽包进行汽水分离，也就是蒸发受热面和过热器、省煤器没有中间容器隔开，因此水的加热、蒸发和过热的受热面没有固定的分界，而是随着锅炉负荷和工况的变动而变动，过热汽温往往也随着负荷的变化而有较大的波动。（2）由于没有汽包，直流锅炉蒸发受热面内工质不构成循环，也无汽水分离问题，因此当工作压力增高，汽水密度差减小，以至在超临界压力时，直流锅炉仍能可靠地工作。（3）由于没有汽包，直流锅炉中的水容量及相应的蓄热能力比汽包锅炉大为降低，一般为同参数汽包锅炉的50％以下，因此，直流锅炉对负荷变化较敏感，锅炉工作压力也交化得比较快。如果燃料、给水等比例失调，就会严重影响锅炉的出力及蒸汽参数，这就要求直流锅炉有更灵敏可靠的调节控制手段。（4）由于没有汽包，直流锅炉一般不能连续排污，给水带入锅炉的盐类，除由蒸汽带走一部分外，其余都将沉积在受热面管子中，为了保证工作可靠，所以直流锅炉对给水品质的要求很高。（5）由于没有汽包，在直流锅炉蒸发受热面中会出现流动不稳定、脉动等问题，会直接影响锅炉的安全运行。（6）在直流锅炉中，蒸发受热面中的水从开始汽化一直到完全汽化，都是在高压、高含汽率的条件下进行的，锅炉蒸发受热面管内的换热有可能处于膜态沸腾状态，受热面的金属壁温就会急剧升高，容易过热损坏。因此，防止膜态沸腾是直流锅炉设计和运行中必须注意的问题。（7）由于没有厚壁的汽包，直流锅炉在启、停过程中，各部件的加热和冷却都容易达到均匀，所以启动和停炉都比较快。冷炉点火后约40～45min就可供给额定压力和温度的蒸汽，而自然循环锅炉则大约需要2～4h。（8）在启动过程中，要有专门的系统，以便有足够的水量通过蒸发受热面，以保护它不致被烧坏。除上述工作过程的特点外，在布置方面，由于直流锅炉是强制流动，因而蒸发受热面可以任意布置，管子垂直或平行布置均可以，因而容易满足炉膛结构的要求。在制造方面，由于没有汽包，又可不用或少用下降管，因此与汽包炉相比，可节省钢材20％～30％。只是在消耗给水泵压头方面，因自然循环锅炉蒸发受热面内工质流动是依靠汽水密度差形成的压力差而流动，不需消耗水泵压头，而直流锅炉则全靠给水泵压头推动汽水流动，故要消耗较多的水泵功率。国内外的大容量燃煤直流锅炉多采用塔式或半塔式布置，而根据我国国情，则多采用半塔式布量。图1-5为一台半塔式布置的924t／h苏尔寿盘旋管直流锅炉的本体结构示意图。图1-51002t／h苏尔寿盘旋管直流锅炉1一盘旋管水冷璧2一燃烧器；3一盘旋管水冷壁出口联箱；4一第一级过热器；5一第二级过热器；6一第二级再热器；7一第一级再热器；8一第二级省煤器；9一第一级省煤器；10一垂直管屏水冷壁出口联箱；11一炉内悬吊管出口联箱；12－炉顶烟罩；13一下行姻道；14一垂直烟道；15一空气预热器；16一空气预热器出口的热风管道；17一炉内悬吊管迸口联箱；18一预热器后烟气管道这台锅炉是由比利时生产的直流煤粉锅炉。额定蒸发量为924t／h，过热器出口压力为18.2MPa，过热蒸汽及再热蒸汽出口温度均为543℃。燃用的煤种是Vdaf＝33％的烟煤。其发电功率为300MW。炉膛的横截面为四边均为13084mm的正方形。在炉膛内布置了951×5的盘旋管水冷壁。炉膛四角布置了直流式燃烧器，每角燃烧器高度为13m。炉膛出口上方紧接着垂直烟道，垂直烟道四壁布置了垂直管屏式水冷壁。在垂直烟道内，自下而上依次布量了第一级过热器、第二级过热器、第二级再热器、第一级再热器、第二级省煤器和第一级省煤器，这些对流受热面均由炉内悬吊管支吊。烟气从炉膛出口一路向上，通过垂直烟道的最上方受热面——第一级省煤器后立即向雷转弯，通过下行烟道流向布置在下方的回转式空气预热器，再通过布量在地面上的除尘器和引风机，最后排至烟囱。这台直流锅炉采用敷管炉墙，用矿渣棉作保温材料。锅炉本体采用全悬吊结构，除回转式空气预热器由单独的钢架支承外，其他各受热面均悬吊在炉顶的大板梁上，整个受热面均向下自由膨胀。924t／h苏尔寿盘旋管直流锅炉采用带中速磨煤机的直吹式制粉系统，其回转式空气预热器是采用双流道风罩转动的回转式空气预热器。4．复合循环锅炉复合循环锅炉是由直流锅炉和强制循环锅炉综合发展起来的，也是对直流锅炉的一种改进。它是依靠锅水循环泵的压头将蒸发受热面出口的部分或全部工质进行再循环的锅炉。图1－6复合循环锅炉（a）全负荷复合循环锅炉；（b）部分负荷复合循环锅炉1一来自给水泵；2一省煤器；3一汽水分离器；4一混合器；5一蒸发受热面；6一循环泵；7一控制阀；8一节流圈；9一去过热器现用的复合循环锅炉有二种：一种是全负荷复合循环锅炉，另一种是部分负荷复合循环锅炉。全负荷复合循环锅炉用于亚临界压力，其蒸发系统在整个负荷范围内都实行工质的再盾环。这种锅炉的特点是无汽包，蒸发受热面中的工质流动都采用强制循环，如图1-6（a）所示。从炉膛蒸发受热面出来的汽水混合物进入汽水分离器，分离出的蒸汽送至过热器，而分离出的水则和从省煤器来的给水，在混合器混合后，经再循环泵送入炉膛蒸发受热面。因而蒸发受热面中的流量大于蒸发量，但其循环倍率较低，在额定负荷下只有1.2～2.0，故又称低循环倍率锅炉。图1－6（b）是部分负荷复合循环锅炉的系统图。这种锅炉的蒸发系统在部分负荷（低负荷）时，按再循环原理工作，但在高负荷时，控制阀关闭，按纯直流原理工作。从纯直流工况切换到再循环工况时的负荷，由不同情况而定。一般在额定负荷的65％～80％之间，锅炉容量大的可取低值。这种型式的锅炉可用于亚临界压力，但多数用于超临界压力。在超临界压力时，图1－11（b）的系统中则取消了汽水分离器。第三节锅炉设备的基本特征1.3.1电厂锅炉的特性电厂锅炉存在这样几个明显特点：电厂锅炉一般都是蒸发量400t/h以上，汽压为超高压以上的锅炉，且大都进行中间再热，即锅炉容量大、蒸汽参数高。大容量、高参数电厂锅炉热效率都很高，多数稳定在90％以上。现大型电厂锅炉为实现安全、经济运行，都设置一套高度可靠的自动化控制系统，即自动化程度高。表征锅炉的主要特征参数有：锅炉容量、锅炉蒸汽参数和锅炉效率等。锅炉容量：锅炉的容量用蒸发量表示，一般是指锅炉在额定蒸汽参数(压力、温度)、额定结水温度和使用设计燃料时，每小时的最大连续蒸发量，常用符号Da表示，单位为t/h。习惯上，电厂锅炉容量也用与之配套的汽轮发电机组的电功率来表示，如300MW锅炉。钢材使用率是锅炉生产1t/h蒸汽所用钢材的吨数。锅炉的容量越小、蒸汽参数越高，则钢材使用率越大。蒸汽参数：锅炉的蒸汽参数是指锅炉出口处的蒸汽温度和蒸汽压力。蒸汽温度常用符号t表示，单位为℃或K。蒸汽压力常用符号P表示，单位为MPa。锅炉设计时所规定的蒸汽温度和压力称为额定蒸汽温度和额定蒸汽压力。锅炉效率：锅炉效率是指锅炉有效利用的热量占输入锅炉的热量的百分数，用符号表示。锅炉效率是说明锅炉运行经济性的特征数据。1.3.2锅炉的安全和经济指标除了上述表征锅炉设备的基本特征外，锅炉特征还可以用锅炉的安全和经济指标来表示。在工业生产中，尤其在火力发电厂中，锅炉是重要设备之一，它的安全性和经济性对生产十分重要。而锅炉又是高温高压的大型设备，一旦发生爆炸或破裂事故，将是非常危险的。锅炉的安全性常用下述几种指标来衡量：1．连续运行小时数＝两次检修之间运行的小时数；2．事故率＝×100％；3．可用率＝×100％；事故率和可用率按一适当长的周期来计算，我国通常以—年为一个统计周期。连续运行小时数越长，事故率越低，可用率越高，锅炉的安全可靠性就越高。锅炉的经济性可用锅炉效率和锅炉的投资来说明。锅炉在运行中需要耗用一定量燃料，但燃料燃烧所放出的热量不能完全被利用，有些燃料未能完全燃烧，锅炉排出的烟气也带走一定热量等。因此，锅炉效率是一项重要的经济指标。而锅炉本身投资在很大程度上取决于制造时的钢材使用率。 锅炉效率的定义为：锅炉每小时的有效利用热量(即水和蒸汽所吸收的热量)占输入锅炉全部输入热量的百分数，常用符号η表示，即η=×100％；第二章锅炉燃料与燃烧第一节燃料的成分和主要特性2.1.1煤的分类及成分我国动力用煤的分类主要是根据煤的挥发份多少来确定，并参考煤的水分和灰份含量。一般把煤分成无烟煤、贫煤、烟煤和褐煤四类。（一）煤的分类无烟煤可燃基挥发份含量不大于10%，含碳量高，含杂质少，发热量较高，约为21000—25000KJ/kg。由于挥发份含量少，故难以点燃。无烟煤储存时不会自燃。贫煤贫煤实际上是烟煤中挥发份较少的一种煤。其挥发份含量为10—20%，作为动力燃料，它的性质介于无烟煤和烟煤之间。烟煤其可燃基挥发份含量约为20—48%，水分和灰份含量较少，发热量较高，烟煤容易着火燃烧，对于挥发份含量超过25%的烟煤，要防止储存时发生自燃，制粉系统要考虑防爆措施。褐煤挥发份含量大于40%，易于着火。水分和灰份含量较高，发热量较低，一般小于16750KJ/kg。对于褐煤应特别注意储存中自燃问题。（二）煤的成分分析煤是包括有机成分和无机成分等物质的混合物，其分子结构十分复杂。为了实用方便，都通过元素分析和工业分析来测定各种物质的百分含量。煤的元素分析成分：煤的元素分析成分为：碳（C）、氢（H）、氧（O）、氮（N）、硫（S）、水分（W）、灰份（A），其含量用质量百分数表示。各种成分的特点如下：（1）碳碳是煤中含量最多的元素。每千克碳完全燃烧放出的热量约32700KJ，碳是煤的发热量的主要来源。煤中一部分碳与氢、氮、硫等成分组成挥发份性有机物，其余部分呈单质状态，称为固定碳。固定碳要在较高的温度下才能着火燃烧，因此煤中固定碳的含量越高，煤就越难燃烧。（2）氢氢也是煤中的一种可燃元素，而且是煤燃烧最有利的因素。煤中一部分氢与氧结合成稳定的化合物，不能燃烧；另一部分则存于有机物中，在加热时挥发出氢气和各种碳化合物，这些挥发性气体比较容易着火和燃烧。氢的发热量很高，每千克氢燃烧可放出120×103KJ的热量（当燃烧产物是水蒸气时）。（3）氧煤中的氧是不利因素，它不但不能燃烧，而且往往和碳、氢结合成化合物存在，使燃料的发热量降低。（4）氮氮也是煤中的不可燃成分，而且是一种有害元素。氮在燃烧后会有少量转化为氧化氮，造成大气污染。（5）硫硫是一种可燃元素，但也是一种极为有害的元素。燃料中的硫有三种形态：一种是有机硫，它和碳、氢、氧结合成复杂的化合物，均匀的存在于燃料中；另一种是黄铁矿硫（FeS2），它存在于混入煤的黄铁矿中，因黄铁矿比重、硬度都比煤大，故必要时可用物理方法从煤中分离出来，加以清除；第三种是硫酸盐硫，存在于CaSO4、MgSO4、FeSO4等盐类中。硫化盐一般不氧化，被记入灰份。故元素分析的硫、只包括可燃硫，即前种状态，每千克硫燃烧可放出9040KJ的热量。硫燃烧后生成SO2，其中一部分再氧化成SO3，SO3容于水生成硫酸。硫酸会腐蚀受热面，含有氧化硫的烟气排入大气会造成环境污染。燃料中的硫化铁质地坚硬，不易研磨，在制粉过程中会加剧磨煤机部件的损耗，并增大磨煤电耗。（6）水分煤中水分的存在不利于燃烧。煤在试验室条件下自然干燥就会失去一部分水分，这部分水分称为外部水分或表面水分，煤中剩余的水分称为内部水分或固有水分。固有水分是不能靠自然干燥除去的，必须加热到102-105℃才能除去。外部水分与内部水分的总和称为全水分。燃煤中的水分会降低燃烧温度，水分多的燃料会使着火困难。燃料燃烧后，燃料中的水分吸热变成水蒸气并随烟气排入大气，使锅炉效率降低；水蒸气增加了烟气的体积，使吸风机的电耗增加；水分给低温受热面的腐蚀创造了外部条件。此外，原煤中过多的水分会给煤粉制备增加困难，水分多的煤会造成原煤仓、给煤机和落煤管粘结和堵塞及磨煤机出力下降等不良后果。(7)灰分灰分是燃料完全燃烧后形成的固体残余物的统称，其主要成分是由铝、硅、铁、钙以及少量镁钛、钠和钾等元素组成的化合物。燃料中的灰分不但不能燃烧，而且还妨碍可燃质与氧的接触，增加了燃料着火和燃尽的困难，使燃烧损失增加，多灰的质燃料往往着火困难，燃烧不稳定；燃料中灰分的存在，是炉膛结渣、受热面积灰和磨损的根源；灰分还会造成大气和环境污染。(三)煤的工业分析成分煤的元素分析过程较为复杂，一般电厂在厂内只做工业分析，即按规定的条件将煤进行干燥、加热和燃烧，以测定煤中的水分、挥发份、灰分和固定碳的含量。（1）水分将试样放在102—105℃的条件下，干燥两小时到恒重，失去的重量就是水分。（2）挥发份失去水分的煤样在隔绝空气的情况下加热至850（正负20℃），时间为7分钟，使燃料中有机物分解而析出的气体产物，称为挥发份。挥发份主要由各种碳氢化合物、氢、一氧化碳、硫化氢等可燃气体组成。此外，还有少量得氧、二氧化碳、氮等不可燃气体。燃料挥发份含量的多少与燃料性质有关。一般来说，挥发份含量随炭化程度的提高而减少。褐煤挥发份Vdaf很大，可达37—60%。炭化程度最高的无烟煤，Vdaf只有2—10%。挥发份燃烧时放出的热量取决于挥发份的成分。不同燃料的挥发份发热量差别很大，低的只有17000KJ/kg(4000KCaL/kg)，高的可达71000KJ/kg(17000KCaL/kg)，它与挥发份中氧的含量有关，因热也与煤的炭化程度有关。含氧量少，质量高的无烟煤和贫煤的挥发份发热量很高，褐煤挥发份的发热量很低。挥发份是燃料的重要特性，它对锅炉的工作有很大影响。挥发份高的煤容易着火。例如，褐煤着火温度约为370℃，烟煤为470—500℃。挥发份多的煤也容易燃尽，燃烧损失也较小。因为在挥发份析出后，燃料表面呈多孔状，与助燃空气接触的机会增多。相反，挥发份少的煤着火困难，也不容易燃烧完全。（3）灰份和固定碳去掉水分和挥发份后，煤的剩余部分称为焦碳。焦碳是由固定谈和灰分组成的。将焦碳在空气中加热到800℃左右，灼烧二小时，剩下的重量就是灰份，失去的重量则是固定碳。2.1.2珠江电厂用煤的煤质分析珠江电厂300MW机组设计煤种和校核煤种见表。锅炉燃煤特性名称符号单位设计煤种校核煤种元素分析法收到基碳Car%63.1055.66收到基氢Har%3.583.69收到基硫Sar%0.520.91收到基氧Oar%9.218.46收到基氮Nar%0.900.89工业分析法收到基挥发份Var%24.7426.5干燥无灰基挥发份Vdaf%3238.07空气干燥基固定碳Fcad%52.5743.11灰份Aar%1122.39全水份Mt%11.698高位发热量Qgr,arkJ/kg2492622668低位发热量Qnet,arkJ/kg2381421631灰的特性变形温度DT°C10601160软化温度ST°C11101250半球流动温度FT°C13001330此煤种挥发份适当，易于着火；发热量较高。二氧化氮和氧化钾含量不大，烧结性不大。灰的软化温度为1110℃，小于1350℃，炉膛出口容易结焦。对磨煤机需经常检查维持正常运行状态，保证磨煤机出口温度不超过规定的温度；维持气粉混和物温度和煤粉浓度适当，保证其不自燃和爆炸。保证煤粉适当流速和流量，以免速度低引起死角和磨内及管道积粉自燃；速度高引起静电火花自燃。本机组用煤属于可磨性煤种。燃料的主要特性1、燃料的发热量单位质量或容积的燃料完全燃烧时所放出的热量，称为燃料的发热量。燃料的发热量有高位和低位之分。高位发热量包括了燃烧产物中全部水蒸气凝结成水所放出的汽化潜热。但是，在一般的锅炉排烟温度（110-160℃）下，烟气中的水蒸气通常不会凝结，在这种情况下，燃料所放出的热量为低位发热量。两者之间关系为：Qar,net=Qar,gr-r(9Har/100+War/100)式中：Qar,net、Qar,gr燃料收到基低位和高位发热量KJ/kgHar、War燃料收到氢基和水分含量，%r水的汽化潜热，通常取r=2510KJ/kg各种煤的发热量差别很大，低的约8370KJ/kg，高的可达29310KJ/kg或更高。为了便于计算和经济性比较，规定以低位发热量Qar,net=29310KJ/kg（7000kcal/kg）的煤作为标准煤。电厂煤耗常用标准煤计算。本厂煤Qar,net＝23814kJ/kg，每1.231kg可折合1kg标准煤。2、灰的性质灰的性质主要是指它的熔化性和烧结性。熔化性影响锅炉内的运行工况，烧结性则影响对流受热面，特别是过热器的积灰性能。当燃料在炉内燃烧时，在高温火焰中心，灰分一般处于熔化或软化状态，具有粘性。这种粘性的熔化灰粒，若接触到受热面管子或炉墙，就会粘结于其上，既所谓结渣，并影响固态排渣炉的正常运行。关于灰分的熔化性质，目前都用实验方法来确定三个温度指标，既变形温度DT、软化温度ST、熔化温度FT。实践表明，对固态排渣炉，当灰的软化温度ST>1350℃时，造成炉内结渣的可能性不大。为了避免炉膛出口处结渣，炉膛出口烟气温度应低于ST，并至少保留50—100℃的余量。灰分的烧结性是指灰分在高温对流受热面生成高温烧结性积灰的能力。灰的烧结性与灰分的熔化性并没有直接关系。煤灰的成分，按其化学性质，可分为酸性氧化物和碱性氧化物。酸性氧化物包括SiO2，AL2O3和TiO2;碱性氧化物则有Fe2O3，CaO，MgO，Na2O和K2O等。灰中酸性成分增加，会使灰熔点增加。当酸性成分超过80—85%时，灰往往是难熔的，相反，灰中MgO型金属氧化物增加，则使灰熔点下降。该厂设计煤种和校核煤种灰的性质和成分见下表：灰的熔化性质项目符号单位设计煤种校核煤种变形温度DT°C10601160软化温度ST°C11101250半球流动温度FT°C13001330该煤种灰的熔点温度较低，运行中应预防结焦第二节燃料成分对锅炉工作的影响燃料的种类和特性对锅炉机组燃烧设备的结构选型、受热面布置以及对运行的安全性和经济性都有很大的影响。依照目前对燃料的常规分析项目来看，煤燃烧时，除部分固定碳和游离氢外，煤中各元素成分大都不是单质状态燃烧，而是组成复杂的有机化合物参与燃烧，其燃烧过程与工业分析中成分分析出过程大致相同。因此，直接影响锅炉燃烧及运行稳定性和经济性的因素，主要是煤的工业分析成分，即挥发分、水和灰分的影响。此外，灰的熔化性质及煤灰组成成分对炉膛结渣和受热面污染关系密切；煤中含硫会引起低温受热面的积灰和腐蚀，以下就这些方面分别予以分析说明。2.2.1挥发分的影响失去水分的煤样，在隔绝空气下加热至91010℃时使煤中有机物分解而析出的气体产物，就是挥发分。挥发分是由各种碳氢化合物、氢、一氧化碳、硫化氢等可燃气体所组成，还有少量的氧、二氧化碳和氮等不可燃气体。固体燃料的挥发分含量与燃料的地质年代有密切的关系。地质年代年代越短，即燃料的炭化程度越浅，挥发分含量便越高。这是因为煤中所含各种气体本身就有挥发性，埋藏时间越短，它受大自然干馏挥发份少，所以含量大。而且，不同年代燃料开始析出挥发份的温度是不同的。地质年代较短的燃料，不但挥发份含量多，而且在较低温度（200℃）下就迅速析出。例如褐煤。而地质年代长，挥发份含量少的无烟煤则要到400℃左右才能开始析出挥发份。挥发份燃烧时放出的热量取决于挥发份的组成成分。不同燃料的挥发份的热量差别很大，低的有17000KJ/kg（4000CaL/kg），高的可达71000KJ/kg（17000CaL/kg）。它挥发份中氧的含量有关，因此，也与煤的地质年代有关，含氧量少的无烟煤的挥发份，其发热量很高，而含氧多的褐煤，其挥发份的发热量较低。所以挥发分是固体燃料的重要特性，它可以作为固体燃料分类的依据，同时对燃料的着火和燃烧有很大的影响。挥发分含量越多的煤，越容易着火，燃烧也易于完全。这是因为：挥发分是气体的可燃物，其着火温度较低，挥发分越多，其着火温度越低，使煤易于着火；挥发分多，相对来说煤中难燃的焦碳便少；大量挥发分析出，着火燃烧可以放出大量热量，造成炉内高温，有助于焦碳的迅速着火和燃烧，因而挥发分多的煤也较容易燃尽；挥发分是从固体燃料内部析出，它析出后使固体燃料具有孔隙性，挥发分越多，燃料颗粒的孔隙性越多、越大，使燃料与空气接触面增加，便于燃烧完全。此外，煤中挥发分的成分和数量与加热温度和加热速度有关。在现代的煤粉炉中，煤粉颗粒很小，且炉内高温，加热速度很高，挥发分的成分和数量可能与常规的工业分析方法得出的结果不同。本锅炉燃用的校核煤种挥发分含量较低，为24.74%,属于种挥发分煤种。较有利于燃料的着火、燃烧和燃尽。2.2.2水分的影响燃煤的水分含量对锅炉工作的影响很大。燃煤中水分多，燃烧时放出的有效热量便减少；水分多，会降低炉内燃烧温度，并增加着火热，因而可使着火推迟，甚至会使着火发生困难；在燃料燃烧后，燃料中水分吸热变成水蒸气并随烟气排入大气，增加烟气量而使排烟热损失增加，降低锅炉热效率，且使吸风机电耗增加，水分多，也给低温受热面的积灰和腐蚀创造了外部条件；水分增大，对过热汽温造成影响，一般经验数据为，水分每增加1%，过热汽温会增加1.5℃；此外，原煤中过多的水分会使煤粉制备增加困难；水分多会造成原煤仓、给煤机和落煤管中粘结堵塞及磨煤机出力下降等不良后果。本锅炉设计煤种及校核煤种的全水分最高为11.69%，折算水分为1.961,属于低水分燃料，因而对锅炉工作影响较小。2.2.3灰分的影响各种固体燃料都含有许多不能燃烧的矿物质，当燃料完全燃烧以后，矿物质便形成灰分。但是灰分的成分和质量与燃料中不可燃的矿物质并不完全相同，在燃烧过程中它们是变化的。除油页岩外，固体燃料灰分的主要成分是硅、铝、铁和钙以及少量的镁和钛、钾、钠等元素的化合物。各种煤中灰分含量差别很大，少的只有10％，而多的可达50％。此外，灰含量也与煤的开采、运输和贮藏条件有关。燃料中灰分不但不能燃烧，而且降低燃料的发热量，妨碍可燃质与氧的接触，增加燃料着火和燃烧的困难，还使燃烧损失增加。燃料中灰分增加，可以使火焰传播速度减慢，影响着火，也会使火焰降低，这是因为用于加热灰分的热量消耗随之增加。煤的发热量越低，灰分和水分含量越大，灰分增加而引起的温度下降幅度越大。高灰分煤由于着火推迟，燃烧温度下降，燃烧的稳定性就较差，因此要求有较高的预热空汽温度及其他改善着火条件的措施。灰分含量增加，也会使煤粉燃尽度变差，故机械未完全燃烧热损失常随之增加；由于燃煤灰分增加时，煤的可燃质组成成分相应减少，虽然会表现在飞灰可燃物含量也常是随之略有降低，但总的机械未完全燃烧热损失还是增加的；灰分增加时，其灰渣物理热损失也成正比地增加。燃煤灰分的增减，会对过热汽温产生影响，一般是燃煤灰分每变化10％，过热汽温就相应变化5℃。从运行安全性来看，燃料灰分越多，受热面的沾污和磨损越严重。炉膛水冷壁受热面的起结渣及过热器超温爆管而威胁锅炉运行的安全。过热器和再热器的沾污常引起高温粘结灰和高温腐蚀，而尾部受热面的沾污则会导致排烟温度的显著上升而降低运行的经济性。灰分增多，会引起对流受热面，特别是尾部受热面的严重磨损。因此，燃用高灰分燃料的锅炉，炉膛及对流受热面都应装有有效的吹灰装置，并定期吹灰。为了减轻受热面的飞灰磨损，必须限制烟气流速及采取有效的防磨措施，此外，燃料中灰分增加，会增加磨制煤粉的困难；灰分还是造成大气和环境污染的根源。因此，对于一般固态除渣煤粉炉，从燃烧的稳定性和运行的安全性考虑，燃煤灰分不宜超过40％。本锅炉的设计燃料、校核燃料的应用基灰分别为11%、22.39%，设计燃料属低灰分燃料，而设计燃料灰分稍高，接近高灰分燃料。2.2.4灰的熔化性质的影响灰的熔化特性对锅炉的设计和运行有很大影响，因为它是造成炉膛结渣和高温对流受热面沾污、结渣的主要根源。为避免高温对流管束的沾污和结渣，通常要控制炉膛出口烟温低于灰的变形温度DT以下50—100℃。炉膛结渣的严重程度则常认为与灰的软化温度ST关系更大些。实践表明，对固态除渣煤粉炉，当灰的软化温度ST大于1350℃，就有可能造成炉内结渣，ST>1350℃，造成炉内结渣的可能性就不大。本锅炉设计燃料和校核燃料的灰软化温度都较低，结渣的可能性较大。如果ST<1350℃，最好限制炉膛容积热强度qv≤50×104kj/m3.h(12×104kcal/m3.h)，若ST>1350℃，可则提高到qv=（54-67）×104KJ/m3h[（13-16）×104kcal/m3h]。2.2.5硫分的影响燃煤所含硫分以有机硫和黄硫（FeS2）为主，所谓有机硫是指存在于可燃质高分子有机化合物中的硫分。另外灰中也常有少量硫酸盐类，其硫分称为硫酸盐硫。有机硫和黄铁矿硫都可以燃烧，生成SO2和SO3，故合称可燃硫。硫酸盐在1000℃以上高温条件下也可以部分热解成SO3，可燃硫和可热解的硫酸盐硫之和，有时统称为挥发硫。这些硫分在各种煤中的含量没有什么规律。我国电厂用煤的全硫分多在1—1.5％以下，但也有达到3—3.5％的。黄铁矿硫在煤中常以个体形态出现，可通过洗煤和吸附将它从煤中分离出来，而且因其比重较大，也可在磨粉过程中分离出一部分。煤中含硫虽然对着火和燃烧无明显的影响，但随着含硫量的增加，煤粉的自燃倾向加大，常会引起煤粉仓内温度自行升高；而当空气进入时，甚至会自燃。因此，在燃用高硫煤时，仓内煤粉不宜久存。燃煤含硫的最大影响，是会产生烟气对低温受热面的酸腐蚀和伴随而来的烟道积灰和堵塞问题。而且，过热器和炉膛受热面的高温腐蚀和沾污，也与含硫有直接关系。重要的是低温腐蚀，其腐蚀机理和影响可以作以下的分析。可燃硫在燃烧过程中会被氧化生成SO2和微量SO3，硫酸盐也会受热分解出自由SO3，后者的量是很少的。此外，在实际上炉内不可能做到全部含硫都产生上述反应，而是随燃烧方式而异，硫在燃烧过程中参与上述反应的百分比，煤粉炉约80—90％，其余0.05％或甚至高于0.5％。在这两种硫的氧化物中，SO3所占份额是很小的，SO3转化率（即SO3/SO2+SO3的体积比）也随燃烧方式和燃烧工况而异，煤粉炉一般为0.5—1％，燃油炉则为0.5—2％，也有高达3—5％的，但无论如何，按多数资料统计，烟含有的SO3体积百分数仅在0.0005—0.005％范围内。国内对燃料全硫高达5％的煤粉炉、抛煤杨炉和燃油炉的实测结果表明，烟气中SO3的最大值也仅占烟气体积的0.004％左右。烟气中的SO3对受热面的沾污没有明显的影响。与此相反，SO3含量虽然很少，但由于它与烟气中的水蒸汽化合形成硫酸蒸汽，会显著地提高烟气的酸露点温度，从而会在低温受热面凝聚，造成酸腐蚀和沾污。硫酸蒸汽开始凝结的温度为酸露点。烟气中SO3含量对烟气露点的影响，国内外的试验数据多有差异。但可归纳为：在实际锅炉上SO3含量达0.001％时，露点即已达120—140℃，其后露点温度随SO3的增长渐趋缓慢。SO3的形成机理，除认为是硫酸盐矿物质的高温分解外，还认为主要是在高温燃烧区域内存在的自由氧分裂形成具有高反应能力的氧原子，将SO2进一步氧化成SO3。因此，减少火焰区自由氧，即减少炉膛过量空气系数，常会显著降低SO3的转化率。例如在煤粉炉上的试验表明，如果过量空气系由1.35降到1.05，导致SO3含量降低40％，露点下降25—30％。SO3形成的另一个途径，是烟气接触到某些具有催化性质的物质如Fe2O3、耐火物料及燃油时可能出现的V2O5等灰垢等，促使微量SO2催化成SO3，催化作用的主要温度是425—625℃。烟气中水蒸汽含量对SO3形成的影响无一定规律。水蒸汽分压力增加，会促进氧原子与SO2的化合，但对SO2的催化作用恰恰相反。实际上烟气中水蒸汽含量增加，会导致露点温度略有增加。燃烧温度对SO3生成及露点温度的影响，一般认为火焰温度越高，则SO3转化率越高，露点温度也相应增高些。但也有人认为煤粉炉内的情况似乎并不尽然，认为燃烧水平越高，则露点温度反而可望低些，这还是有待探讨的问题。烟气中呈分散状态的飞灰微粒，对SO3有较强吸附作用。在煤粉炉内，每立方米的飞灰颗粒表面积常达几千平方米，因此煤粉炉烟气中SO3含量及露点温度都会比链条炉或燃油低些。综上所述，对于不同燃烧方式，即使燃料含硫量（或折算含硫量）相同，烟气中的SO3含量及露点都可能出现相当大的差异。一般来说，燃油炉的露点常是最高的，其次是链条炉，而煤粉炉对硫含量的敏感性最小。由于烟气露点温度的升高，在锅炉尾部受热面——主要是低温段空气预热器，会因管壁温度低于露点而凝结成酸液，并粘附灰垢，从而不但腐蚀受热面金属，而且形成积灰、堵塞烟道。露点温度越高，烟气含量越大，此种现象就越严重。根据我国多数电厂运行经验，对于煤粉炉，当燃煤全硫小于1.5％时，尾部受热面不会产生明显的堵灰和腐蚀，虽然排烟温度和空气预热器进风温度较低时，也会产生堵灰和腐蚀现象，但低温段空气预热器的使用寿命一般也在10年以上，但当全硫为1.5—3％时，如不采取有效措施，则会有较明显的堵灰和腐蚀，全硫含量大于3％时，即进入严重腐蚀范围，常会因空气预热器严重堵灰而被迫降低锅炉荷运行，也会因腐蚀泄漏而造成大量漏风，低温段空气预热器的寿命缩短到2—4年，因而会严重影响锅炉运行的安全性和经济性。珠江电厂煤质收到基成分为0.52%和0.91%，属于低硫分燃料，这对预防受热面腐蚀有很大帮助。第三章煤粉燃烧和运行调整第一节煤粉燃烧器布置结构及工作原理3.1.1设备的布置珠江电厂300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG－2008／18.2—YM3，亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉采用全钢架结构、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧固态除渣煤粉炉。锅炉制粉系统为正压直吹式,配备6台RP783中速磨煤机(5台运行,1台备用)。燃烧器为四角切圆布置可上下摆动,其特点是同心三切圆燃烧,见图3－1。一次风(A,B,C,D,E,F层)、油风室二次风(AB,CD,EF层)及下端部二次风(AA层)射流采用逆时针旋转小切圆;中间空气风室(BC,DE层)及上端部二次风(FG层)射流为逆时针旋转大切圆,以减少NOX生成,防止一次风射流冲刷水冷壁和水冷壁结焦;顶部风室二次风(G,H层)形成中切圆,但其射流旋向为顺时针,与上述切圆旋转方向相反,构成反切射流,旨在削弱炉膛出口烟气残余旋转,减少水平烟道两侧烟气温度差值。燃烧器采用ABB－CE公司传统的大风箱结构,由隔板将大风箱分隔成若干风室,在各风室出口处布置燃烧器喷嘴,单角燃烧器喷嘴布置示意图见图3－2。一次风室喷嘴可上下摆动±27°,二次风喷嘴可摆动±30°,燃尽风喷嘴可向上摆动30°,向下摆动5°。锅炉运行时,过热汽温由一、二级喷水减温调节,以一级喷水为主。一级喷水设在立式低温过热器至前屏过热器之间,二级减温器设在后屏过热器至末级过热器之间。再热汽温以摆动燃烧器调节为主,事故喷水调节为辅。燃烧器炉内四角切园布置和单只燃烧器示意图见3－1和图3－2。图3－1珠江电厂燃烧器四角切园布置示意图图3－2珠江电厂燃烧器喷嘴布置示意图3.1.2燃烧器风箱本燃烧器采用CE传统的大风箱结构，由隔板将大风箱分隔成若干风室，在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴。每角燃烧器集煤粉燃烧器、油燃烧器喷嘴于一体。在燃烧器中，一次风喷嘴可上下摆动27°（15°），二次风及下端部风室喷嘴可作上下各30°的摆动，OFA及上端风室可作上下各15°的摆动，以此改变燃烧中心位置，调节炉膛内各辐射受热面的吸热量，从而调节再热汽温。每角燃烧器共有上、下端部风室一个，OFA风室二个，中间风室4个，油风室5个。燃烧器风箱是切向摆动式燃烧器的主体部分，由二次热风道和煤粉管道输送的二次热风和风粉混合物（一次风），通过燃烧器风箱对各个喷嘴进行分配以实现燃烧工况所要求的合理配风。同时燃烧器风箱又是喷咀，摆动机构，油枪，点火器及其伸缩机构的机座。为防止通过燃烧器风箱的二次热风产生过大的涡流，减少阻力损失，改善由于在燃烧器风箱内气流转向所引起的气流偏斜，在燃烧器各风室均设置了一块或二块导流板，这些导流板和各个喷咀内设置的垂直和水平相交的导流板，同炉膛四角的水冷壁大切角结构形成了对切向燃烧系统一，二次风各股射流的综合控制，以防止进入炉膛的气流的偏斜，从而保证炉膛内形成良好的空气动力场。整个燃烧器风箱壳体有三层结构，内壁钢板，保温导线和外层护板，为使装设于燃烧器风箱内部的煤粉喷咀装置等便于维修和更换，在燃烧器风箱的前端和侧面相对于各层风室开设有孔门，使风箱内的各机构有良好的可接近性。因为燃烧器风箱又是摆动机构的机座，为使摆动机构动作灵活，必须使各摆动连杆机构相互位置正确，这就要求燃烧器风箱在冷热态下都要保持设计的几何形状，为此燃烧器风箱设计有较大的刚性，风箱前端采用了角钢，在风箱内部设有桁架结构，以确保风箱具有足够的刚性。同时对燃烧器风箱的膨胀结构进行了精心的设计。燃烧器风箱同水冷壁用螺栓连接的方式固结在一起，在热态时，燃烧器风箱同水冷壁一起向下膨胀。燃烧器风箱同热风道的相对膨胀由装设在燃烧器风箱和热风道之间的大型波纹膨胀节吸收。考虑到水冷壁管和燃烧器风箱本体相对的膨胀差，其螺栓连接结构采用风箱中间部分用圆形孔固结式连接，除中间部分以外的垂直部分和水平两端采用腰形孔滑动连接方式，使热态下风箱本身以其中间固结部分为膨胀中心向上和向下两个方向可相对于水冷壁自由膨胀，风箱前端的密封箱采用了双向波纹的波纹板，以便吸收燃烧器风箱两个方向的膨胀。燃烧器风箱上的外层孔门的支座同时又作为风箱外护板的支持点，这些支座都是生根于风箱内壁板上的。考虑到风箱内壁板和外层孔门及护板的膨胀差，将这些支角座钢分成若干段，每段中间用一个刚性支点，两端用两个柔性支点来吸收膨胀，外层孔板同支座的连接都采用了腰形孔的结构，使外层温度低的孔门板不因膨胀差而给风箱内壳施加外力。燃烧器风箱外侧的外护板是用来保护风箱保温层和改善风箱外观而设置的，外护板是用专门冲压出来的夹板镶嵌在其支撑辅件上的，外护板可在夹板内自由活动。风箱中间部分的护板辅件是一些半圆形的柔性支座支撑的板条，此处与护板的连接也是采用夹板镶嵌结构。整个外护板同风箱内壁板是可以相对滑动的，因而在热态情况下，温度较低的外护板不会给风箱内壳体施加外力。所有生根于风箱内壁板上并突出于护板外的机构，如风档板轴承座，外摆动机构支座等，在穿出护板的地方都采用在护板上开大孔，在穿出护板的零件上焊接活动盖板的结构，以保证与风箱内壁隔板间的相互膨胀自由。在燃烧器风箱同热风道连接处设置有挡板风箱，在挡板风箱内相应于风箱个风室设置有倾斜的非平衡式挡板，以便控制进入燃烧器个风室的二次风量，适应燃烧工况的需要。根据每个风室的高度不同，分别设计高度不同的单、双和四挡板结构，这些挡板均为非平衡式。为保证燃烧器切圆位置的正确、简化安装以及燃烧器本身结构上的需要，每只燃烧器都是同相应的水冷壁管屏组成一体的，燃烧器本身又同燃烧区域的刚性梁连为一体，燃烧器风箱的部分风室隔板作为燃烧器区域刚性梁的角部连接结构，使燃烧区域水冷壁的防爆能力大为加强。每只燃烧器通过与水冷壁相连的螺栓，以及燃烧器前部和挡板风箱处的水平铰链式拉杆与炉膛水冷壁连为一体，整个燃烧器的荷重全部由水冷壁承担，燃烧器不设另外的吊挂装置。作为炉膛安全监控系统的一部分，在相应的燃烧器喷嘴内装设油火焰检测器、煤粉火焰检测器，一个火焰检测器只能检测一个喷嘴，不能并用，现场安装火焰检测器时，找正位置后，在燃烧器风箱前内、外屏上开设安装孔进行安装，火焰检测器通有冷却风。燃烧器的支吊：每只燃烧器都设计有专为在燃烧器安装、运输过程中起吊用的专门起吊装置。立式起吊装置的起吊耳板是供燃烧器安装就位时起吊用的，卧式起吊装置的耳板是供燃烧器运输装卸时起吊用的。这些起吊耳板的位置都是通过燃烧器重心的，这样可以保证在燃烧器起吊时不会发生转动，防止燃烧器起吊时因承受扭矩而产生变形，在运输和安装时必须按设计的起吊点进行起吊。立式起吊装置在燃烧器安装完毕之后可不予去除，将其封闭于燃烧器的保温层内。第二节炉内的流体动力特性锅炉的燃烧过程要组织得完善良好，除从燃烧机理和热力条件加以保证，使其能迅速着火和稳定燃烧外，还要使煤粉和空气均匀地混合，即煤粉和空气要及时接触，而且要混合扰动，才能以最小的过量空气系数达到完全燃烧，提高燃烧效率，而且要炉内不结渣，保护锅炉安全、经济的运行。在煤粉炉中，这一切都于燃烧器和炉内的流体动力特性有关，即要有结构良好，并能合理组织炉内良好气流结构的燃烧器。3.2.1煤粉气流着火和熄火的热力条件通常燃烧过程可分为二个阶段进行，即着火阶段和燃烧过程本身。着火是燃烧的准备阶段，而燃烧又给着火提供必要的热量来源，这两个阶段是相辅相成的。由缓慢的氧化状态转变到反应能自动加速到高速燃烧状态的瞬间过程称为着火，着火时的反应系统温度称为着火温度。锅炉燃烧设备中，燃料着火的发生是由于炉内温度不断升高而引起的，这种着火称为热力着火。各种燃料在自然条件下尽管和氧（空气）长时间接触，但不能发生明显的化学反映。然而随着温度的升高，它们之间便会发生一定的反应速度，同时放出反应热。随着反应热量的积累，又使反映系统温度进一步提高，这样反复影响，达到一定温度便会发生着火。燃料和空气的混合物组成的可燃混合物，其燃烧过程的发生和停止，即着火和或熄火，以及燃烧过程是否稳定，都决定于燃烧过程所处的热力条件。因为在燃烧过程中，可燃混合物在燃烧时要放出热量，但同时又向周围介质散热。放热和散热这两个相互矛盾的过程的发展，对燃烧过程可能是有利的，也可能是不利的，它可能使燃烧发生（着火）或者停止（熄火）。3.2.2影响煤粉气流着火的主要因素煤粉空气混合物经由燃烧器以射流方式进入炉膛后，通过紊流扩散和内回流卷吸周围的高温烟气，同时又受到炉膛四壁及高温火的辐射，而将悬浮在气流中的煤粉迅速加热，煤粉获得了足够的热量并达到一定温度后开始着火燃烧。在实际燃烧设备中，希望煤粉离开燃烧器喷口不远就能稳定着火。如果着火过早，可能使燃烧器喷口过热而被烧坏，也易使喷口附近结渣；如果着火过迟，就会推迟整个燃烧过程，致使煤粉来不及烧完就离开锅炉，增大机械不完全燃烧损失。而且着火推迟，还会使火焰中心上移，造成炉膛上部或炉膛出口部位受热面发生结渣。煤粉气流着火快慢用着火时间或着火速度表示。所谓着火速度就是火焰的传播速度，也就是指在稳定着火后，火焰前沿的扩张（移动）速度。煤粉气流着火后就开始燃烧，形成火炬。着火以前是吸热阶段，需要从周围介质中吸收一定的热量来提高煤粉气流的温度，着火以后才是放热过程。将煤粉气流加热到着火温度所需的的热量称为着火热。它包括加热煤粉和一次风所需热量以及煤粉中水分蒸发、过热所需热量。煤粉的着火热随着燃料性质（着火温度、燃料水分、灰份）和运行工况（煤粉气流的初温，一次风量）的变化而变化。此外，炉内的着火情况还与煤粉细度、燃烧器结构、流动工况、锅炉负荷以及炉膛的散热条件等有关。由此可分析影响煤粉气流着火的主要因素有以下几个方面：1.燃料的性质燃料性质对着火过程影响最大的是挥发份Vr。挥发份降低时，煤粉气流的着火温度显著升高，着火热也随之增大。就是说，必须把煤粉气流加热到更高的温度才能着火。因此，挥发份低的煤着火要困难些，达到着火所需时间长些，着火点离开燃烧器喷口的距离自然增大些。原煤水份增大时，着火热也随着增大。同时由于一部分燃烧热消耗在加热水分并使之汽化和过热上，也降低炉内烟气温度。从而使煤粉气流卷吸的烟气温度以及火焰对煤粉气流的辐射热都相应降低，这对着火显然是不利的。原煤灰份在燃烧过程中不但不能放出热量，而且还要吸收热量。特别是当燃用高灰份的劣质煤时，由于燃料本身发热值很低，燃料消耗量增加幅度较大。大量灰份在着火和燃烧过程中要吸收更多的热量，因而使得炉膛内烟气温度降低，同样使煤粉气流着火推迟，而且也影响着火的稳定性。煤粉气流的着火温度也随着煤粉变细而降低。所以煤粉越细，着火就越容易。这是因为在同样的煤粉质量浓度下，煤粉越细，进行燃烧反应的表面积就越大，而煤粉本身的热阻却减小。因而在加热时，细煤粉的的温升速度要比粗煤粉快。这样就可以加快化学反应速度和更快达到着火。一般总是细煤粉首先着火燃烧。由此可知对于难着火的低挥发分无烟煤，将煤粉磨的细些，无疑会加速它的着火过程。2.炉内散热条件从煤粉气流着火的热力条件中可知，如果放热曲线不变，减少炉内散热量，将有利于着火。因此，在实践中为了加快和稳定低挥发分无烟煤的着火，常在燃烧区域用铬矿砂等耐火涂料将部分水冷壁遮盖起来，构成所谓燃烧带（或称卫燃带），其目的是减少水冷壁吸热量，提高燃烧区域烟气温度水平，以改善煤粉气流的着火条件。实践表明，敷设燃烧带是稳定低挥发分煤粉着火的有效措施。但燃烧带区域往往又是结渣的发源地。所以只在燃用无烟煤时才敷设。3.煤粉气流的初温实践证明提高煤粉气流的初温，可以稳定的着火。因此实践中常采用高温的预热空气作为一次风来输送煤粉，即采用热风送粉系统。由于提高了煤粉气流的初温，从而减少了把煤粉气流加热到着火