珠海发电厂锅炉结焦原因分析及对策

　　珠海电厂1号、2号锅炉为日本三菱重工设计制造的MB-FRR型2 290 t/h亚临界参数，中间再热，强制循环，单炉膛，悬吊式燃煤锅炉。该炉设计燃用神府东胜煤和进口煤，燃烧器四角布置，制粉系统为直吹式，配6台直接加压式三菱公司立式MVM25R型磨煤机。
　　2台锅炉分别在2000年、2001年投产，投产初期锅炉结焦现象轻微。从2002年8月份开始，锅炉结焦较严重，结焦主要区域分布在炉膛的出口处，即在2级和3级过热器的屏底处，有些焦块在屏底之间搭成桥，水冷壁在炉膛出口处的侧墙上也有部分结焦。炉膛上部的大量结焦不但严重影响了锅炉主参数的稳定，使汽温偏低，排烟温度升高，而且大量掉焦也危害锅炉安全运行，尤其是：
　　a) 2002年10月，由于锅炉结焦，锅炉的热效率第一次低于设计值的94.21%（投产以来）, 其中1号、2号炉的热效率值分别低于设计值的0.46%和0.63%。
　　b) 2002年9月，由于锅炉结焦， 1号炉掉焦砸伤冷灰斗水冷壁处并导致爆管，管子被掉焦砸伤达五十多处。?

1锅炉结焦原因分析
　　锅炉结焦机理是十分复杂的物理化学过程，它和燃煤煤质、锅炉结构设计及锅炉燃烧调整等因素有关。炉膛出口结焦的主要原因是锅炉出口烟温高于煤灰熔点，一般要求锅炉炉膛出口烟温比煤灰熔点低100～150 ℃，才能防止锅炉炉膛出口结焦。经分析研究，目前1号、2号锅炉的结焦主要和以下因素有关。
1.1锅炉炉膛结构设计问题
　　炉膛容积热负荷、炉膛断面热负荷、燃烧器区域热负荷、炉膛几何尺寸对锅炉结焦有直接关系。炉膛容积热负荷设计值的选取不但影响煤的燃尽，更重要的是影响炉膛出口温度和炉膛温度，特别对于灰熔点低的煤种，选取较大的炉膛容积和截面积是必然的，否则炉膛上部及炉膛受热面将结焦。1号、2号锅炉设计国产煤在ECR工况时，锅炉截面热负荷为3.937 MW/m2，锅炉容积热负荷为80 kW/m3，有效辐射热负荷为131 kW/m2。对比沙角C发电厂660 MW机组的炉膛热负荷数值：截面热负荷为5.583 MW/m2，锅炉容积热负荷为112 kW/m3，有效辐射热负荷为224 kW/m2，珠海发电厂1号、2号锅炉的炉膛热负荷设计值选取都较低，在一定程度上可避免炉膛结焦。从锅炉炉膛尺寸看，炉膛宽21.463 m、深18.605 m，比沙角C发电厂的炉膛宽19.558 3 m、深16.432 5 m都大，但是1号、2号锅炉的顶棚标高61.2 m，汽包标高为61.7 m，而沙角C发电厂的顶棚标高为66.14 m，汽包标高为67.055 m，所以可以看出珠海发电厂炉膛高度明显低于沙角C发电厂的锅炉，炉膛呈矮胖型，这对防止水冷壁结焦有利，但是，当煤质波动、煤粉燃尽性变差时，就对防止炉膛出口受热面结渣很不利。?
　　查阅有关资料得到欧洲电站锅炉炉膛截面尺寸设计选择与机组大小的关系，见图1。

　　珠海发电厂机组容量为700 MW，设计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430 m2，而电厂实际锅炉炉膛截面积约为400 m2，可见炉膛横断面尺寸设计选择仍然趋向于小值，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。
1.2煤质问题
　　燃用煤种的煤质对电厂锅炉的结焦有着根本的影响，结焦的内因受灰质的组成成分和熔化温度影响。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。表1为珠海发电厂2002年10月锅炉试验期间燃用煤的灰熔化温度和灰的结焦指标。一般可把煤灰分为烟煤型灰和褐煤型灰两种,这两种灰并不是按煤的分类划分，而是按煤灰中的的比值来区分的。当比值大于1的煤灰称为烟煤型灰；当比值小于1且w（CaO）+w（MgO）＞20%的煤灰称为褐煤型灰。分析表1可判断：珠海发电厂燃用煤灰属烟煤型灰。?
　　2002年10月份燃用煤（校核煤）的灰熔点介于设计国产煤和设计进口煤之间，一般地，当开始软化温度t2＞1 350 ℃时，炉内结焦可能性小；当t2＜1 350 ℃时，炉内有可能产生结焦。但是，单用灰熔点来判别煤灰的结渣性不准确，可能会有不同程度的偏差，所以还须用其它指标来评价。通过煤灰组分质量分数的计算，并依据煤灰常规结渣判别准则，就可基本判断珠海电厂燃煤的结渣性。表2数据显示，国产设计煤结渣性较强，进口设计煤结渣性较弱，10月份燃烧校核煤的沾污性中等，基本上属于易结焦煤。根据以前的记录资料， 1号、2号炉所选燃用煤种的灰软化温度t2约为1 170～1 260 ℃。

1.3运行状态问题
1.3.1运行氧量问题
　　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 ℃。
　　根据锅炉厂家日本三菱公司提供的控制曲线，在机组满负荷或接近额定负荷时，锅炉控制氧量（省煤器出口处）为3.3%。从2002年6月份开始，引风机开度接近80%时，由于出力受限制及空气预热器局部堵塞等原因，造成锅炉运行氧量均低于此值，只有1.5%～2.0%，特别是1号炉，空气预热器入口的有些区域的氧量只有百分之零点几，那么在炉膛出口处肯定存在还原性气氛很强的区域，使得煤灰的结焦性很强。
1.3.2炉膛出口烟温问题
　　1号炉、2号炉有时存在主汽温和再热汽温偏低现象，通常只能投运六层燃烧器的上五层进行燃烧。燃烧器摆角长时间处于向上摆位置，加上本来炉膛高度并不高，很容易使得炉膛出口烟温偏高，再加上燃烧器各喷口的配风方式是三菱公司按设计煤种事先把控制曲线设定在控制系统中，主要控制依据是跟随负荷、风箱与炉膛的差压两个参数。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。从2002年10月份锅炉效率试验测量所得数据可知：锅炉燃烧器摆角为25°，炉膛出口烟温约为1 130～1 220 ℃, 实际上, 对流过热器底部处烟温要远高于测量值。按照一般经验，炉膛出口烟温要比煤灰熔点t2低100～150 ℃，才能保证不结焦，按目前运行情况看，炉膛出口烟温超出此值，所以很容易在管子表面形成结焦。?
1.3.3主蒸汽流量偏大与运行状态问题
　　目前机组在带相同负荷时所需的蒸汽流量比机组性能验收时要高很多。相同负荷下，主蒸汽流量偏大，就意味着给水流量也要增大，所需的风、煤也要增大，那么风机的出力就显得吃紧。典型工况下主参数的比较见表2。
    从表2可以看出，在2002年10月份的试验中，机组接近额定负荷时的主蒸汽流量接近性能验收试验时MCR工况下的蒸汽流量，相应的煤量、引风机电流、引风机开度等都远大于性能验收试验时的数值。引风机裕度不足，运行氧量较低，而运行氧量偏低会使炉膛出口处造成还原性气氛，使煤灰熔点温度下降，造成锅炉炉膛容易结焦。?
 

2解决锅炉结焦对策
　　必须采用综合治理的办法来解决锅炉结焦的问题，对1号、2号炉可分短期和长期对策。?
2.1短期对策
　　a) 对锅炉进行优化燃烧试验，认真详细测量炉膛出口温度。针对现有的燃用煤种，对锅炉进行优化燃烧试验，用水冷抽气热电偶对炉膛出口烟温进行多点测量，保证锅炉设计热效率及锅炉主参数在额定值范围内的情况下，使燃烧器摆角恢复到正常水平，尽可能降低炉膛出口烟温。
　　b) 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。
　　c) 对汽轮机系统进行节能诊断试验，查清汽轮机疏水、抽汽系统是否有泄漏现象，提高凝汽器的真空度，使得在相同负荷下主蒸汽流量可以恢复到设计水平，以此降低锅炉投煤量，相对提高风机的出力裕度。
2.2长期对策
　　a) 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。
　　b) 通过合适的配煤技术，使配煤的燃烧性能、结焦性能与原燃用煤种基本一致，尽量降低其结焦性和粘结性指标。采用燃烧器组中一层或两层燃烧器来燃烧有利于抑制结渣的煤种，具体的分层燃烧比例可通过锅炉运行优化系统进行在线优化而获得。?

3结论
　　锅炉的结焦机理是十分复杂的物理化学过程，与煤质、锅炉结构及锅炉燃烧调整等因素有密切关系，通过具体分析锅炉结焦原因并采取有效对策，可以抑制锅炉结焦，改善锅炉运行工况，提高锅炉效率。