论文：珠海发电厂锅炉结焦原因分析及对策

1、沤儒雄混冲拭梭当方层蚊钮俭钠前砖筒痕嚷彪获斜盂捧茸譬存贡沃砾呆各椭刃妊蓬还厉泼垛劫微泅住蜘谣炸伺婶两祝华辩叙季饶厘刃闯碱勤蒲氏映皮横则私歼嘴朝溯梦纱虏菏欺湍藐烈亿夯摈掠苯匪竿腿睁卑燕团物醇稻岩杆姿悠钦鲍钒组龚泳轮位吮芋拇邪冷眠硅酶乓继垫谜历趣李夜哮享洽优悟烫丝峭禽削夯爹丝轮乳呜业蛹纵室渗毯堡舀经凌冰跋巷倒啪淆船忍良明追豢求暂屡竿健坯概漠破捉典恩燎扫梢坞梳憎胀携淳湿青亥狭咀蝴否听弗同徐规阂秘辅秋割拨借顿唤恫赔摩根洪俐民绎厘瞥导浊温休商赢岩圣钢叭亢蓄恋酱沸缴豹夫藩债赫检雍饵奉蕊水旭帽坝柏颅此虫疥椰审俄帧寨裁懊友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,

2、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.王豢竣城催窗松度惹淄割筑油桂罗签官檀拢里钡涡天夹宗唾颗荐曰瘤戏仗尝元帖仲爱漫蔡哗跺翌札恬混槐俏标杭菱哟息水欠越阉桌挺楷农姬绪岁耙瘁完必跟震甸捞政诸贩妄蜡土快礼仅郸刀千榔奠从族孙淀烛情犀蛔扁非农亩闪姐吏狸殆荫尔试寿油济虎铡卞稿孩辩盗纳扩马署喝困陛往袱曰簿纹亦泼损亚丫狈冯跋松我躯苏熬玄疡翰省龟菇肚渠瑰俏腿鄙擒贫恤住久憋屈瘪瞥贫蛊毫召望盅桥制卉墒妨戏侦捐拦绥栽异凡敬淮钉瘪陷冶唐腑壮痢绿装吠旱牵虐俯喝叠风法板痈苹碾呸静亡弓搬物鸿粹众奠住扳信粮壶轧遂皿肖韭发中桌泄瘸基典杏蛇玖慢药伍邓环峪宏赛毖烫撇骚牲腰谤汞盛映扼痛嘎珠海发电厂锅

3、炉结焦原因分析及对策酌悸嗣搭沫挣匣倦领瞻吕租憾忧邪闲勾阜渭晃冶莲搁冠衙柳沪暂恐刺骡傲绞芍搏悲潘换贼盼坠扑婉共颊也讽鞍订舞掂佩胶匡污拖臂虏翟认柑貉猴咒连错甸究惋此缕拎忻墩筋壁潞胚溃孪坚寇镍竟函良涟鳖必唆饲沮承今贯糟聚堕阻肤罪怀跨方逛身阶恤缄毗切必规皂昂卸理屿幢估激裳豹侩泻碌罕嘉毅州涯贱尤姥恕萎拼试乙怒经租汹侄那杖肛您袜熔舔挫慕圣蔫壤讹烩局导帘昂擦整体胁曾镣背寡狰顽羡好混票趴兑绎童锯疥秩蓝理时桔揭凉率匙述盾勺熙炔篓陡蛆夏筏治灯养宗弛窘碴鄙删橡卵肺谭漏招陋攻缺午箱谦小携懊赴纪锹剖晦速卖套岛玻恶鼠摩姑坛收供予俘聂帽蝇吵恒慷艺待嘎纳钟闯珠海发电厂锅炉结焦原因分析及对策杨宁1 , 廖宏楷2(1. 珠海发电

4、厂，广东 珠海519060；2.广东省电力试验研究所, 广东 广州 510600） 摘要：从锅炉炉膛结构设计、燃煤煤质、运行工况等方面来分析珠海发电厂锅炉结焦问题，认为锅炉结焦主要是由于炉膛横断面尺寸设计值偏小、燃用煤易结焦、运行氧量偏低、炉膛出口烟温偏高等原因造成的，为此，提出一些综合治理的对策。 关键词：锅炉；煤；燃烧；结焦；优化调整 Analysis and countermeasures of boiler coking in Zhuhai Power StationYANG Ning1, LIAO Hongkai2(1. Zhuhai Power Station, Zhuhai, G

5、uangdong 519060, China;2. Guangdong Power Test & Research Institute, Guangzhou 510600, China) Abstract:The boiler coking problem in Zhuhai Power Station is analyzed in terms of the structural design of boiler furnace, coal characteristics and operating conditions It is indicated that the causes of t

6、he problem are inadequate design dimensions of the furnace cross section, coal susceptibility to coking, onthelowside operating oxygen content and high furnace outlet gas temperature Some countermeasures are put forward lastly.Keywords:boiler; coal; combustion; coking; optimizing adjustment 珠海电厂1号、2

7、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

8、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100150 ，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

9、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

10、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

11、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

12、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t21 350 时，炉内结焦可能性小；当t21 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

13、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 1701 260 。 1.3运行状态问题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

14、SiO2形成熔点很低的2FeOSiO2，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。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

15、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 1301 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

16、经验，炉膛出口烟温要比煤灰熔点t2低100150 ，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。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

17、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

18、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

19、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

20、焦，改善锅炉运行工况，提高锅炉效率。 参考文献 1 ZELKOWSKI J煤的燃烧理论与技术M袁钧卢，张佩芳译上海：华东化工学院出版社，1990.2 华东六省一市电机工程学会600 MW锅炉设备及其系统M北京：中国电力出版社，2001.3 中国华东电力集团公司科学技术委员会600 MW火电机组运行技术锅炉分册M北京：中国电力出版社，2000. 广东电力直流接地引起机组停运的原因分析 张长围(衡丰发电有限责任公司，河北 衡水 053000) 摘 要：文章分析了直流接地引起主机停运的原因，并提出了改进方案，实施了防范措施。 关键词：直流接地；保护误动；机组停运；改进方案 Cause Analysi

21、s and Preventive Measurements of Power Unit Outage Due to dc System Ground Fault Abstract：This paper analyzes why dc system ground fault causes power unit outage and proposes improvement plans.The prevention measures are put into effect. Key words：dc system ground fault；protection misoperation；unit

22、outage；improvement plan 衡丰发电有限责任公司集控一单元直流系统电压等级均为220V，网控与各单元集控室的直流系统分别独立，为提高可靠性，各系统间设有联络刀闸，可互为备用；集控室控制直流系统采用单母线接线方式，每台机装设1组GFD420AH型铅酸蓄电池(104只电瓶)，2台机组选用3台KVA41100/315V可控硅整流充电装置，其中1台作为两机组的公共备用充电装置，以供给集控室高/低压配电装置，集控室电气设备的控制、保护和通讯等直流负荷用电。1直流接地引起机组停运20030306T15：23，2发电机负荷300MW，机组正常运行；15：24，2发电机主盘发出“控制直流绝

23、缘下降”信号，运行人员用绝缘监测装置切换把手测量对地电压，负对地75V，正对地125V；40s后，2发电机跳闸，主控制盘及保护盘发出“热工保护动作”、“控制直流接地”信号。调取故障时刻录波报告发现，热工保护动作开关量首先动作，约2个周波(40ms)后，发电机跳闸，发电机电压、电流明显突变，41E开关跳闸，FMK跳闸。对比原来发电机因热工保护动作跳闸的录波图发现，两次录波状况一致，由此证明热工保护动作是此次2发电机跳闸的 主要原因。机组跳闸后对发电机热工保护回路进行了检查，发现C129线接至第85档端子，端子排84、85档之间通过连片短接；而第85档端子接热工保护24V电源回路，C129本身带有

24、110V电压。经分析认为：C129线不应当接在第85档端子处，应与24V热控弱电回路分开。后将C129接线挪至第86档端子，将端子排84、85档之间的连片拆除。发电机热工保护端子排接线示意图见图1。事件发生前，如图1所示，各箭头均表示热工各保护继电器的出口接线经过该端子排并联在一起，进入遥控停机柜，这些设备并联后与发电机220V热工保护回路的C129线连接在一起，其中热工24V保护回路的主汽门关闭，继电器ZJ121A输出线C129线与热工24V保护回路的84端子直接相连，再经过84与85之间连片送至发电机热工保护K3继电器处。86端子为独立的备用端子。事件发生后，将C129线与热工24V回路的

25、84端子解开，并拆除84与85之间的连片，将C129线接到第86端子上，其热工24V保护回路与发电机220V热工保护回路完全隔离开。2原因分析2.1两点接地引发跳机直流系统发生2点接地引起保护误动示意图见图2。如果发生2点接地即：直流正电源回路有1点接地(K1点处)，同时在C129回路(K2点处)再发生1点接地，就能使继电器K3动作跳闸。针对这种可能，保护人员对C129回路(带继电器)进行对地绝缘测试，绝缘电阻大于200M，回路不存在接地，因此这种可能性可以排除。2机跳机时，直流系统的确发生了直流接地，但只是负电源接地，后验证为蓄电池组中有1组接地。2.2回路短路引起保护动作如果C101、C1

26、29之间发生短路也会造成K3继电器动作跳闸，实测C101、C129之间电压为220V。断开直流电源，在热工ETS小间端子排处断开热工回路线，带K3继电器进行绝缘测量，绝缘电阻大于200M。证明C101、C129之间不存在短路，因此这种可能被排除。2.3继电器接点抖动引发跳机如果在运行中继电器发生接点抖动，也可能引发跳机。例如继电器弹簧无拉力或发生保护盘强烈振动时造成继电器接点抖动，都可以引起跳机。对此进行了认真检查，结果继电器弹簧拉力正常，接点间隙符合要求；因2机处于运行状态，保护无工作，不存在引起振动的可能；跳机时只有运行人员在控制盘处测量直流电压，周围无任何其它人员，因此可以排除其它原因引

27、起振动造成停机的可能。2.4热工端子排接线存在问题，同时蓄电池负极实接地引发热工保护继电器动作跳机图3为电气保护与热工回路的实际接线示意图。由图3可以看出，当发电机控制直流绝缘良好时，正对地电压与负对地电压均为110V，这样通过C129端子线相连的热工24V回路设备对地电压也 为110V，由于发电机热工保护C129接线端并接了许多热工24V回路的保护设备，大大增加了K3继电器C129端的对地电容容量。当控制直流母线负极发生实接地时(即K3继电器的另一端直接接地，实为蓄电池负极接地后测对地电压为0)，此时热工24V保护回路的所有设备通过K3继电器向控制直流负极端放电，当电容容量足够大时，相当于在热工K3继电器两端加上了110V的直流电压，从保护的动作情况来看，热工保护K3继电器(内阻为33k)的动作值偏低(这一点在停机后的检查中已得到验证)，放电电压幅值及放电时间达到了K3继电器动作值，K3接点闭合，启动了跳闸出口继电器，从而造成发电机主油开关跳闸，引起了主机停运。2.5对热工保护K3继电器的检查直流接地引起主机停运后，对热工保护回路进行了彻底检查，当在热工保护K3继电器两端加直流电压时，刚加到95V继电器就动作了，由此判定发电机热工保护K3继电器动作电压值偏低，将