亚临界锅炉技术研究

亚临界锅炉技术研究 毕业论文 类 别 年 级 专 业 姓 名 号 论文题目 学 1/ 51 摘 要 与发达国家相比，我国电力工业的起步较晚。解放前，我国还没有自己的锅炉制造业;解放后，我国先后在哈尔滨、上海、四川、北京、武汉等地建立了锅炉生产基地。50年代后期设计并制造了与50MW汽轮发电机组配套的容量为230t/h的锅炉。六七十年代，我国的电力工业有了较快的发展，到七十年代末，已先后 、200、300MW汽轮发电机组配套的容量为400、670、1000t/h设计和制造了与125 高压、超高压和亚临界压力的锅炉。80年代中期，我国先后引进了与300、600MW 2008t/h的亚临界压力锅炉。现在，我国已有能力自汽轮发电机组配套的1025、 行设计并制造与600MW汽轮发电机组配套的2000t/h级的超临界两次中间再热的电站锅炉，现在，我国已有大量亚临界大型锅炉机组的制造和运行经验，但与世界先进机组相比还有一定差距，应当尽快进行改造，缩短这些差距。 为进一步降低每千瓦的设备投资、金属消耗、运行管理费用，提高机组运行的经济性和安全性，高参数、大容量、高自动控制技术的大型电站锅炉及低污染燃烧技术已成为当今电站锅炉的发展趋势。为了达到这个目标我们必须减少亚临界锅炉在运行中存在的过热器和再热器超温爆管、水冷壁高温腐蚀及爆管、尾部受热面的磨损、腐蚀和漏风等现象的发生，因为这些现象不仅降低了锅炉的热效率，同时也影响锅炉的安全性和可靠性。故对这些问题进行研究，针对它们所存在的问题，对其相应地进行改造并提出一些先进的技术方案，从而减轻故障的严重程度，减少锅炉的事故率，提高锅炉的可用率和运行效率，为今后亚临界压力锅炉的设计和运行提供一些借鉴经验。 进一步了解发生这些事故的具体原因，对亚临界压力锅炉的设计进行优化，从而使亚临界压力锅炉的使用性能提升到一个新的水平。 由于本人理论水平和实践经验有限，设计中的错误和不当之处在所难免，恳请老师批评指正。 关键字:亚临界锅炉、自然循环锅炉、控制循环锅炉、超临界压力锅炉、 蒸汽参数锅炉、过热器、再热器、水冷壁、省煤器、空气预热器 3/ 51 第一章 亚临界压力锅炉的分类及特点 锅炉的型式主要取决于蒸汽参数和容量，有自然循环锅炉、控制循环锅炉、直流锅炉、复合循环锅炉四种。在亚临界压力参数下运行的有自然循环锅炉，控制循环锅炉和直流锅炉，以下将对这几种锅炉进行研究。 1.1 亚临界压力自然循环锅炉的研究 1.1.1 自然循环锅炉的循环特性 1、影响自然循环锅炉可靠性的主要因素 (1)循环流速 随着锅炉容量增大，相对于单位蒸发量的炉膛周界减小，管 亚临界参数锅炉， 4/ 51 RBC型2027t/h自然循环锅炉70%MCR得循环倍率为2.98;英国三井巴布克科公司2027t/h自然循环锅炉在额定蒸发量是循环倍率为3.2[1]。 (3)汽包水室凝汽量 亚临界锅炉，饱和汽水密度差减小，汽水分离比较困难，汽包水室不可避免的含有较多的蒸汽，而由省煤器送入汽包水室的水又具有一定的欠焓。因此，亚临界锅炉汽包水室中存在着蒸汽的凝结过程，使水冷壁的实际蒸发量大于从汽包引出的饱和蒸汽量，一般要高出20%,25%，从而对水冷壁中的质量含汽率产生较大的影响，这就使得循环系统的实际循环倍率小于按汽包引出的饱和蒸汽量计算的循环倍率，显然凝汽对循环特性的影响是不容忽视的。 (4)下降管带汽 下降管 5/ 51 (1–2) (3)炉膛周界与循环特性参数及结构参数的关系 设U为炉膛周界，其余符号同前。近似认为N=U/S，它们的关系为 (1–3) 1.1.2 自然循环锅炉的特点 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，使自然循环锅炉有以下特点: (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汽水的密度差，因而自然循环锅炉的主要受热面就是有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，以减少饱和蒸汽中带水。 (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，加上大直径汽包的直径比较厚，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它型式的锅炉要低一些，可以 6/ 51 允许稍大的锅水含盐量，而且自然循环锅炉可以排污，因此对给水品质要求可以低些。 (6)由于汽包直径及壁厚较大，所以自然循环锅炉的金属耗量较大。 2 亚临界压力控制循环锅炉的研究 1. 1.2.1 控制循环锅炉的水动力特性 (1)控制循环技术出现的背景 在开发亚临界参数技术的初期，曾经认为汽包压力达到18.6MPa时，自然循环不可靠。为了提高循环安全裕度，提出了在蒸发循环回路中采用―低压头循环泵+水冷壁内螺纹管‖的新技术。循环泵给蒸发回路的水循环提供了足够的流动压头，大约为0.25,0.35MPa。根据计算数字可知，亚临界参数锅炉的水循环系统总阻力大约为0.25,0.28MPa。因此控制循环锅炉的循环流动压头比自然循环锅炉提高了1.5倍以上，显著提高了循环可靠性。 (2)控制循环锅炉主要表现 控制循环锅炉水动力特性既具有自然循环的特性，又具有强制流动的特性。但由于循环泵提供的压头比循环回路中的重位压差提供的流动压头高1.5倍左右，因而控制循环锅炉蒸发回路的水动力特性主要呈现强制流动的特性。为了防止流量分配不均与热偏差引起的水动力不稳定和脉动以及传热恶化现象的产生，在水冷壁入口安装节流圈，使得吸热较强的水冷壁管内保持较高的质量流速。在低负荷运行时，仍可用循环泵提供循环动力。因此，控制循环锅炉的可靠性高，水冷壁传热性能好、热惯性较小，能够适应快速调峰的要求。这种技术主要用于采用四角燃烧方式的300MW、600MW级亚临界参数锅炉机组上，在调峰运行方面显示出了较强的优势。 1.2.2 控制循环锅炉的特点 控制循环锅炉的循环回路中工质的循环是靠下降管内汽水混合物的密度差产生的压力差以及循环泵的压头来推动的，这样控制循环锅炉的循环回路能克服较大的流动阻力，并由此带来了控制循环的一些特点。 (1)水冷壁布置较自由，可根据锅炉形状采用较好的方案。 (2)水冷壁可采用较小的管径，管径小、厚度薄，因而可减少锅炉的金属消耗量。 7/ 51 (3)水冷壁管亚临界压力直流锅炉 直流锅炉的特点是没有汽包，整台锅炉有许多管子并联，然后用联箱连接串联组成。在给水泵压头的作用下，工质依顺序依次通过加热、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。 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，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的工质不构成循环，也无汽水分 离问题，因此当工作压力增高，汽水密度差减小，以致在超临界压力时，直流锅炉仍能可靠地工作。 8/ 51 (3)由于没有汽包，直流锅炉中的水容量及相应的蓄热能力小，因此，直流锅炉对负荷变化较敏感，锅炉工作压力也变化得比较快。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，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一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，锅炉蒸发受热面管亚临界与超临界锅炉的比较 2.1 亚临界与超临界压力锅炉蒸汽参数与炉型的比较 水的临界压力为22.115MPa，临界温度为347.12?。在临界点上，水与汽的参数完全相同，两者的差别消失，汽化潜热趋向于零，即汽化在一瞬间完成。锅炉的型式主要取决于蒸汽参数和容量，有自然循环炉、控制循环炉、直流炉及复合循环直流炉四种。直流炉适合与超临界及亚临界参数，自然循环及控制循环炉适宜于亚临界压力参数。 9/ 51 如采用亚临界参数，则直流炉、自然循环和控制循环锅炉都可选用。如元宝山电厂600MW亚临界锅炉采用强制循环直流锅炉;北仑电厂和平圩电厂的两台600MW锅炉采用控制循环汽包炉;北仑电厂2号炉采用自然循环锅炉。 采用超临界参数时均采用强制循环直流锅炉。石洞口两台600MW超临界锅炉采用的是超临界螺旋管圈直流锅炉，过热器压力为25.4MPa，温度为541?，中间级数为一次，再热蒸汽温度为569?。 2.2 亚临界与超临界压力锅炉可靠性与经济性的比较 2.2.1 可靠性比较 亚临界与超临界压力锅炉在自动控制方面有所不同，其实质是汽包锅炉与直流锅炉之间差别。在汽包锅炉中给水流量的变化，仅影响汽包水位，而在燃料量变化时又仅仅改变蒸汽压力和流量，因此锅炉给水量、燃料量、汽温控制都是相对独立的，亦即:给水?水位;燃料?产汽量及汽压;喷水?汽温。在直流锅炉中，由于没有汽包，蒸发和过热受热面没有固定的界限，当给水量或燃料量变化时都会引起蒸发量、汽温和气压的同步变化，相互有牵制，关系密切，这样给控制系统的设计和调整增加了灵活性，也增加了复杂性。 2.2.2 经济性比较 超临界锅炉虽然没有汽包耗钢量减少，但过热器、再热器采用高级合金钢，阀门价格也提高，故总成本增加。根据技术比较，对于300,600MW机组，低价煤地区仍以亚临界压力较为适宜。但超临界锅炉热效率一般要高于亚临界锅炉， 从亚临界提高到超临界，机组整体循环效率可提高3%,4%，供电煤耗从331g/(kw?h)降到300,302g/(kw?h)。因此对于采用变压运行的机组，以及电厂建在煤价较贵的地区时采用超临界锅炉可获得更好的经济效益。 2.3 锅炉本体与主要系统的比较 亚临界机组与超临界机组在燃烧系统、过热器和再热器系统的差异不是太大，水冷系统、锅炉启动系统与汽机旁路系统差别比较大。 2.3.1 水冷系统的区别 亚临界控制循环锅炉在其下降管回路中，均设循环泵，以提供足够 10/ 51 的压头来保证在任何运行工况下能进行充分的强制循环。因为压临界参数下汽包壁厚增加，启停过程中上下壁温差值较大因而限制启停速度，汽包壁采取上下不等壁厚结构，并采用环形夹层，使汽包 11/ 51 过特殊的控制回路将旁路阀快速打开，起到锅炉安全阀的作用，故锅炉过热器不另设安全阀。用高压旁路来代替安全阀，可减弱噪音，并使蒸汽通过减温减压装置进入凝汽器，实现工质回收。低压旁路将再热器出口蒸汽绕过汽机中低压缸而直接排入凝汽器。由于该旁路只具备65%容量，不能作为安全阀，故再热器前后均另设安全阀。在汽机甩部分或全部负荷时，低压旁路调节阀会接受一脉冲信号，以增加其开度而快速排出因汽机中压缸进汽减少而多余的蒸汽。 亚临界机组也设有高压和低压旁路系统，其作用与超临界机组的旁路系统相仿，但容量较小。亚临界机组的高低压旁路的容量都为30%额定负荷，有的电厂高低压旁路的容量分别为50%和60%额定负荷。 12/ 51 第三章 亚临界压力锅炉过热器与再热器的分析 3.1 过热器和再热器的作用及工作特点 蒸汽过热器是锅炉的重要组成部分，它的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，并要求在锅炉负荷或其它工况变动时，保证过热汽温波动在允许的范围过热器、再热器的介绍 3.2.1 过热器和再热器的型式 13/ 51 根据传热方式，过热器和再热器分为对流式、辐射式和半辐射式。 (1)对流式过热器和再热器 指布置在锅炉对流烟道 14/ 51 热并不按比例增加，因为炉过热器、再热器超温爆管的原因 目前，亚临界锅炉爆管事故已成为当前威胁发电设备稳定运行的突出矛盾。在 锅炉爆管事故中因过热器和再热器爆管造成的事故损失最大，是影响安全运行的主要因素。因此，研究和防止过热器和再热器爆管已成为保证火电厂安全经济运行和提高经济效益的关键课题。 3.3.1 过热器和再热器超温的直接原因 造成过热器和再热器超温爆管的直接原因很多，下面从设计、制造 15/ 51 安装检修和运行三个方面进行讨论。 1、设计因素 (1)炉膛出口残余旋转造成的超温爆管 四角切向燃烧方式本身所固有的缺陷是这种燃烧方式把整个炉膛作为一个大型旋风燃烧器，炉 16/ 51 发生大量塑性变形，管径胀粗，管壁减薄后发生爆破[1]。 3、运行状况因素 (1)给水水质不合格造成超温爆管 锅炉给水水质不合格，在汽水系统的换热管中聚积大量的水垢，严重影响了炉内和水平烟道的换热。水垢的聚集使得水冷壁外壁温度升高，炉内辐射换热量降低，炉膛出口烟气温度升高。同样，在过热器和再热器的管内壁上也聚集大量的水垢，加之管外烟气温度升高，长期运行会造成管壁超温爆管。如果运行中水平烟道的吹灰器投入不及时，管外会粘附大量的煤灰和粉尘，进一步恶化了换热环境，加剧了管壁超温爆管。 (2)煤质变化 燃料特性的变化对锅炉热力工况有很大影响，其中灰分和水分最为明显。当水分和灰分增加时，一方面由于燃料发热量降低而必须增加燃料量，使得水平烟道对流受热面的烟气流速增大，对流换热量增大;另一方面，水分和灰分的增大，降低了炉内气体的温度，炉内的辐射换热量减少，使得炉膛出口烟温升高，从而进一步增大了水平烟道的对流换热量，这样就会造成炉膛出口烟温升高，引起受 热面的超温爆管。 (3) 三通效应引起的爆管 蒸汽高速进入集箱后向两边分流，会在三通区域产生一个涡流区，从而影响到三通区域的压力分布，在某一个部分压降降低，从而使得该处的过热器管两端压差减小，流量降低而使得管壁温度升高导致过热器超温爆管。如平圩电厂的再热器联箱间的汽流都是采用三通引入引出的，如图3–3，在进口集箱存在涡流区，对集箱中的静压分布和支管入口阻力系数都产生了显著的影响，使该区域屏中的流量大为减少，而燃烧侧热负荷较高的区域往往位于进口三通附近，如果这两种偏差叠加，极易造成进口三通附近超温爆管[4]。 17/ 51 (4)负荷 变化过快引起的过热器和再热器超温 由于电网调度的需要，机组经常进行大幅度负荷变化，如果调整不当，会引起过热器和再热器短期的超温现象。负荷升高要求更多的燃料量，烟风系统具有灵敏的动态特性，在几秒 18/ 51 界温度，超温幅度不大但时间较长，锅炉管子发生碳化物球化、管壁氧化减薄、持久强度下降、蠕变速度加快，使管径均匀胀粗，最后在最薄弱部位导致脆裂的爆管现象[5]。主要发生在高温过热器的外圈向火面。 (2)短期过热。当管壁温度超过材料的下临界温度时，材料强度明显下降，在预防过热器和再热器超温爆管的措施 1、设计方面 19/ 51 (1)以往的锅炉设计主要由经验丰富的专家根据计算和模拟实验的方法来取得数据，发现问题，并优选工况。现行的锅炉热力计算是以平均参数代替分布参数的零维模型，忽略了复杂湍流的三维特性，其计算结果与实际运行工况有一定偏差。随着电子计算机及数值计算技术的迅速发展，用炉内空气动力场数值模拟来优化设计，取得了重大的突破。 (2)采用挤压成型的大口径三通和弯头。内壁圆滑过渡，壁厚严加控制;并严格控制小口径管子的管壁公差和材料代用等措施，防止过热器阻力偏大。 (3)再热器结构布置改进。放大集箱和连接管管径、合理布置三通位置、屏式再热器和末级再热器采用塔式管屏，改善同屏热偏差等措施。 2、制造、安装和维修方面 制造、安装单位应严格按照国家有关施工，加强原材料和制造质量的检验，检修需更换承压部件超温爆管部位的管材时，必须经金相光谱检查正确和磁粉探伤合格后才能使用;加强焊接管理，提高焊接质量;加强检修质量管理。过热器、再热器管子材料选择留有较大裕度，提高管材等级，用奥氏体钢(TP304H)或高铬铁素体钢(T91)代替12Cr2MoWVTiB、12CrMoV、12CrMo。 3、运行方面 (1)加强运行管理，及时进行吹灰和燃烧调整，防止受热面局部超温;加强 过热器蒸汽、再热器蒸汽和管壁温度的监测;加强汽水品质和金属监督;提高运行人员操作水平和理论水平及应急应变能力。 (2)加强对入炉煤种的管理和对炉膛受热面的吹扫。当机组运行很长时间、炉内沾污严重和入炉煤质与设计煤种相差很大时必须进行锅炉受热面的热力校核，确定炉膛出口烟温和各受热面处的烟温，为超温原因的分析和解决提供依据。在日常运行中，应注意炉膛出口烟温的变化，适时地进行炉膛的吹扫，改善炉内的换热环境。同时注意入炉煤质的变化，为锅炉运行人员提供必须的运行数据，以便及时进行燃烧调整。 (3)提高给水品质和加强汽水中汽、水温度的监督。电厂应做好给水和蒸汽品质的监督管理，做到勤化验、多检查。在机组检修期间应进行割管检查，确定管内的结垢情况。 20/ 51 (4)减弱炉膛出口的残余旋转。减弱炉膛出口残余旋转主要是以减小炉内的实际切圆直径来实现的。通常的方法有:两角对冲、另两角相切;部分一次风反切，其余二、三次风正切;部分或全部二次风反切，其余一、二、三次风正切;三次风反切;将燃烧器改成摆动式等。部分燃烧器的反切虽可以有效地减弱炉膛出口气流的旋转强度，但由于正反混合后风粉混合强度有所减弱，使得火焰中心上移，导致飞灰可燃物和炉膛出口烟温的增加，尤其对于贫煤和无烟煤的影响最大，因此必须综合考虑上述因素，通过试验与计算机模拟来选择哪几层反切、反切角度与反切动量等重要参数，根据不同的炉型和煤种选择不同的反切方式。由于锅炉燃用的煤种不同，存在着两种着火方式，即三角形着火方案和集速射流着火方案。对于烧无烟煤及挥发分低的较难烧的煤种，多采用一次风集中布置，二次风分布于一次风的上下两侧，一次风和二次风以一定的角度相交，煤粉气流着火主要按三角形着火方案。对烧烟煤的直流燃烧器或多层布置的直流燃烧器组，由于二次风的动量比一次风气粉混合动量大1至2倍，故其着火方案基本上按集速射流着火方案进行。因此，燃用无烟煤及挥发分低的煤种时，采用部分一次风反切，其余二次风正切的方式可以较好的削弱炉膛出口的残余旋转，同时可以降低飞灰可燃物。对于使用浓淡燃烧器而引起的炉膛出口烟温升高和飞灰可燃物的增多，应采用一次风反切技术加以调整。燃用烟煤时，采用部分或全部二次风反切，其余一、二、三次风正切能较好的削弱炉膛出口的残余旋转。此外，采用燃烧器上摆、上大下小的配风方式、采用前墙或前后墙对冲布置的旋流燃烧器、改进炉膛上部屏式受热面的布置等方法都能削弱炉膛出口烟气的残余旋转，降低水平烟道烟温的左右偏差[7]。 (5)采取适当的负荷变化速率研究表明，在负荷较大时采取较大的负荷变化率，负荷较低时应采取较小的负荷变化率，才能对过热器和再热器的管壁温度影响较小。在机组进行甩负荷时，应预先进行燃烧调整，如采取停磨煤机或停部分燃烧器等措施来避免过热器和再热器超温。 (6)改进炉膛短吹灰器及对流烟道中的长吹灰器，提高水冷壁及其它受热面的吸热量，减少屏过、屏再及折焰角斜坡的积灰，整体提高换热效率，降低过热器和再热器的吸热量。 21/ 51 第四章 亚临界压力锅炉水冷壁的研究 4.1 水冷壁的作用与工作特点 锅炉发展初期，使用水冷壁主要是为了保护炉墙，布置在炉墙前的水冷壁管吸收大量炉水冷壁高温腐蚀原因分析 水冷壁腐蚀爆破是一种复杂的物理化学变化过程，其原因很复杂。水冷壁不仅在水汽侧会发生腐蚀，而且在烟气侧也会发生腐蚀。由于腐蚀引起的水冷壁爆破具有突发性，一旦发生腐蚀，后果较为严重。亚临界锅炉水冷壁腐蚀爆破通常发生在燃烧器中心线位置标高附近，涉及范围较大，严重危及机组的安全经济运行。水冷壁管的爆破常和腐蚀相伴发生，而且，两者互相诱导和促进。因此，解决水冷壁腐蚀问题，防止 22/ 51 水冷壁爆破成为刻不容缓的课题。 4.2.1 水冷壁水汽侧高温腐蚀的机理 (1)氢腐蚀 在锅炉水冷壁管中，当发生汽水分层且蒸汽停滞时，由于管壁温度升高，蒸汽与400?以上的碳钢接触时，会发生如下反应: 3Fe 1) (4– 如果生成的氢原子不能很快被蒸汽带走，氢原子就会进入钢材 (4 –5) Fe+2NaOH?Na2FeO2+H2 (4–6) 生成的NaFeO2、Na2FeO2可与渗入附着物中的炉水发生水解反应而生成NaOH，继续对水冷壁管腐蚀。高温下NaOH还会与钢中渗碳体Fe3C发生反应: Fe3C+6NaOH?3Na2FeO2+CH4+H2 (4–7) 使钢铁脱碳。当上述腐蚀过程中生成的H2、CH4气体聚集在晶粒边界处时， 23/ 51 + 4H2O? Fe3O4 +8[H] ?CH4 可产生巨大压力，迫使晶界扩张和晶粒分离，高温下最终导致炉管爆破。 (3)酸腐蚀 锅炉发生酸腐蚀时，局部炉水pH值<7，此时钢铁会发生如下反应: Fe+2H+?Fe2++H2 (4–8) 4.2.2 水冷壁烟气侧高温腐蚀的机理 一般认为，炉膛水冷壁烟侧高温腐蚀的类型可分为两种:硫酸盐型腐蚀和硫化物型腐蚀。 (1)硫酸盐型腐蚀 硫酸盐型的腐蚀机理是基于下列反应: 3Na2SO4+Fe2O3+3SD?2Na3Fe(SO4)3 (4–9) 3K2SO4+Fe2O3+3SD3?2K3Fe(SO4)3 (4–10) 3K2SO4+Al2O3+3SD3?2K3Al(SO4)3 (4–11) 壁面上形成上述腐蚀反应的过程是:在煤粉火焰中，矿物质中的钠挥发、升华，非挥发性硅酸铝中的钾通过置换反应，被释放出来。钠和钾与烟气中的SO3反应生成硫酸钠和硫酸钾，其露点温度在1150K左右，气态的硫酸钠和硫酸钾扩散到较冷的管子表面时，凝结在管壁的氧化膜上，借助于从高温火焰区扩散过来SO3与管壁氧化膜中的主要成分Fe2O3发生上述腐蚀反应。腐蚀产物是熔点低的复合硫酸盐，它不具有氧化膜一样的保护作用;壁温较高时，硫酸盐呈熔融状态，当管壁温度小于720? 时，熔融状态的硫酸盐比气相状态的硫酸盐具有更强的腐蚀性。气相硫酸盐和SO3向壁面的扩散主要依靠温度差。 从上述可以看出，在硫酸盐型腐蚀中，火焰温度和燃料的成分具有非常重要的作用。火焰温度高，温度差大，燃料中钠、钾、硫含量高，则产生的气相硫酸盐多，且其向壁面的扩散和沉积加快;煤的含硫量越高，火焰温度越高，形成的SO3越多，SO3向壁面的扩散越快，同时火焰温度高，易使沉积于管壁上的硫酸盐呈熔融状态，使腐蚀加剧。由于火焰温度及燃料可选择性的限制，完全避免硫酸盐型腐蚀是不可能的。 24/ 51 (2)硫化物型高温腐蚀机理 硫化物型腐蚀是黄铁矿硫造成的，其腐蚀过程如下: 当黄铁矿粉末随未燃尽煤粉到达管壁上，受热分解放出自由原子硫化亚铁: FeS2?FeS+[S] (4–12) 当管子附近有一定浓度的H2S和SO2时，也可能生成自由的原子硫，反应如下: 2H2S+SO2?2H2O+[S] (4–13)在还原性气氛中，单独的原子硫，在管壁温度达到623K时，便发生硫化作用，即: Fe+[S]?FeS (4–14) H2S还可以透过疏松的Fe2O3，与较致密的磁性氧化铁层Fe3O4中复合的FeO 作用: FeO+H2S?FeS+H2O (4–15) 硫化亚铁FeS缓慢氧化而生成黑色的磁性氧化铁: 3FeS+5O2?Fe3O4+3SO2 (4–16) 黄铁矿在还原性气氛下，对水冷壁产生的硫化物型腐蚀的图像如图4–1所示[9]。 4.3 影响高温腐蚀的因素 (1)煤种 煤种是造成高温腐蚀的主要原因之一。对国内亚临界机组的调查表明，发生较 严重的高温腐蚀的锅炉，绝大部分是燃用贫煤锅炉，而燃用烟煤的锅炉则几乎未发现高温腐蚀。说明煤种与高温腐蚀的关系极大。同烟煤相比，贫煤挥发分低，着火和燃烧困难，燃尽度差，表现在对高温腐蚀的影响上则是煤粉火焰拖长，大量煤粉粒子只是在到达水冷壁附近才开始燃烧和燃尽，未燃尽的碳到达缺氧区，因为在那里有还原性气氛和高浓度的H2S，使高温腐蚀加剧。此外，煤中含硫量高低对高温腐蚀 25/ 51 也有显著影响。 (2)煤粉的粒径和浓度 由于锅炉一般由多台磨煤机供应煤粉，而一次风管又长短不一，弯头数量各不相同，因此各一次风管阻力和煤粉分布就难以保证。尤其气粉混合物通过磨煤机、分离器或弯头等装置时，都会产生不同程度的旋转，这将使得煤粉浓度和颗粒度分布不均匀更加严重，从而引起的高温腐蚀和磨损。 (3)炉 26/ 51 验中也得到验证。由于部分一次风射流偏离了二次风，煤粉在缺氧状态下燃烧，在射流下游水冷壁附近形成还原性气氛，这样就会引发高温腐蚀。 (4)炉膛断面热负荷过高、炉膛切圆直径过大 青岛电厂1、2号炉，其设计参数与同类型贫煤锅炉相比有较大差别(见表4–1)。由表中可看出，锅炉采用高浓度煤粉燃烧技术，采用了较大的切圆、较高的炉膛容积热负荷和断面热负荷，虽可强化燃烧，但易造成煤粉气流贴壁导致高温腐蚀。炉内冷态空气动力场试验表明，强风环直径约为9.6m，最高风速区靠近水冷壁，相对切圆直径0.81m(一般锅炉为0.7m左右)。热态时由于气流膨胀，强风环直径会进一步加大，从而在水冷壁附近形成强燃烧区并生成大量还原性气体，使水冷壁表面温度升高，加剧高温腐蚀过程[1]。 (5)水冷壁管内的附着物 运行经验表明，水冷壁管内附着物厚度超过3mm时，便可使炉管发生鼓包、胀粗或爆破。在采用化学除盐水作为锅炉补给水以后，锅炉水冷壁内的附着物多以腐蚀产物为主。当附着物厚度超过1.5mm时，就可使碳钢超过其允许温度，若附着物厚度超过4.5mm，可使管壁温度超过碳 (6)炉内氧量及温度波动 运行中若操作不当，炉内氧量及温度波动过于剧烈，使水冷壁附近 27/ 51 钢的临界点，使水冷壁管快速蠕变而胀粗、爆破。 氧化气氛和还原气氛交替出现，导致壁面处于氧化气氛和还原气氛的交替作用下，氧化层变成海绵状，给腐蚀介质提供大量的反应表面。 4.4 防止高温腐蚀的措施 (1)防止水汽系统腐蚀，除保证水汽质量外，还应加强热力除氧器的运行管理;保证除氧效率以外，还应保证水中除氧剂联氨的过剩量，以防止氧腐蚀，加强水汽质量监督，及时对锅炉进行化学清洗，除去水冷壁管 28/ 51 燃烧器改造偏转角度不宜过大，应小于5?，此外燃烧器角度改造还应逐层进行，以便在改造过程中，观察改造后对汽温及其它参数的影响[11]。 (6)采用防腐蚀材料。对燃煤中含硫量高的情况，锅炉采用渗铝管作水冷壁，由于渗铝管表面有Al2O3保护膜，它不仅具有抗高硫化腐蚀的 作用，而且可防止飞灰磨损。也可在腐蚀较严重的区域装卫燃带，可在一定程度上起到防止高温硫化腐蚀的作用。目前，国内对碳钢管进行渗铝，普遍采用液体渗铝(即热浸渗铝)法。 (7)合理配风及强化炉内的湍流混合 合理的配风和强化炉内的湍流混合目的是避免出现局部还原性气体，为减轻高温腐蚀，合理配风的原则是:保持较低的炉膛过量空气系数;避免炉膛附近出现局部还原性气体过多;尽可能使煤粉颗粒的激烈燃烧在喷嘴出口附近、炉膛中心附近进行，因为在这些区域，激烈燃烧所伴随的强还原性气氛并不与水冷壁管直接接触，因而不会形成腐蚀。 由于配风不良，即使总的过量空气系数，也会在炉壁附近出现 很浓的还原性气氛，尤其是采用低氧燃烧技术的锅炉。以国外某台300MW锅炉实测为例，其壁面附近烟气成份分布如图4–3所示。虽然燃供风，但局部，在壁面附近SO2、CO和H2S含量均有增高。由于CO 达10%，H2S为0.11%，使得高温腐蚀速度达11m/s。通过调整及强化各燃 烧器混合后，实际上高温腐蚀就减轻了很多。 29/ 51 (8)各燃烧器间煤粉浓度分布要尽可能均匀 保证四角燃烧器每角各喷嘴风量分配均匀的同时，还需保证向各燃烧器均匀输送煤粉，尽量减少煤粉管道的弯头及长度，使通往各燃烧器的煤粉管道阻力相近、尽量消除煤粉管道亚临界压力锅炉省煤器的研究 省煤器是利用锅炉尾部的热烟气加热给水的热交换器。省煤器受热面可以代替成本较高的蒸发受热面，降低排烟温度、提高锅炉效率、节约燃料、是大型锅炉不可缺少的一个部分。省煤器磨损爆管是电站锅炉普遍存在的问题。因此，研究省煤器磨损机理、延长电厂锅炉省煤器的使用寿命、对省煤器进行优化设计，对于提高锅炉的可靠性、延长锅炉的平均无故障运行时间具有重要意义。 5.1 省煤器爆管的分析与处理 省煤器超温爆管的原因非常复杂，主要由磨损、腐蚀、以及振动引起。以下主要就这三方面探讨省煤器超温爆管的机理及改进措施。 5.1.1 省煤器的磨损 锅炉飞灰中常有坚硬而形状不规则的大颗粒，随烟气高速冲刷和撞击省煤器管子表面。灰粒冲击管壁时，可分解成切削力和撞击力，如图5–1所示。高速灰粒撞击管壁时，消耗动能，使金属显微粒子克服分子间结合力而与母体分离产生磨损;切削力对管壁的切削是灰粒磨损管壁的主要因素。当冲击角为30?、50?时，由于切削力和撞击力的双重作用，因此磨损最严重。根据实验和省煤器实际运行结果，当烟气均匀地横向冲刷管排时(如图5–2所示)，第一排管子的磨损集中于与烟气流动方向成30?、40?夹角的两个对称点上，对错列布置的管束而言，以后各排管子的磨损集中在 25?、30?夹角的对称点上，而最大磨损发生 30/ 51 在第二排管子上;对顺列的管束而言，以后各排管子的磨损集中在60?的对称点上，其最大磨损发生在第5排及以后各排的管子上[12]。 由磨损导致的爆管中，飞灰磨损是主要原因，影响腐蚀的因素包括飞灰浓度、烟气流速、飞灰的磨损性能等方面;另外，省煤器的结构也 会引起磨损。 (1)飞灰浓度 飞灰浓度大，表明烟气中含灰量多，灰粒撞击受热面的次数增多，引起磨损加剧。我国煤种的多样性和电厂用煤的不确定性，使当前许多电厂的燃煤含灰量大于设计值。有的燃料灰分高达40%。煤质变差，灰分增加，燃煤量也增加，造成烟气中飞灰浓度剧增，增加了省煤器的磨损。 (2)烟气流速 一些研究表明，磨损量与烟气流速 烟气流速是影响受热面磨损的最主要因素。 的三次方成正比。烟气流速越高，则省煤器的磨损越严重。其原因可疑归结为下:冲蚀磨损源于灰粒具有动能，颗粒动能与其速度的平方成正比。磨损还与灰浓度(灰浓度又与速度的一次方成正比)、灰粒撞击频率因子和灰粒对被磨损物体的相对速度有关，故磨损量和烟气的三次方成正比。 5.1.2 省煤器的腐蚀 1、省煤器腐蚀的类型 省煤器的腐蚀包括管内腐蚀和管外腐蚀。管内腐蚀属于氧腐蚀，因锅炉给水仍含有一定量的氧，而氧的化学性质很活泼，能与钢铁设备的铁元素发生反应，造成钢铁设备的腐蚀，生成铁的氧化物Fe2O3和Fe3O4。 31/ 51 根据上述氧腐蚀原理，在给水流经省器管 32/ 51 不仅在横向流动时的涡流脱离，且在平行流动时的涡流，都会激发管子振动。振动是由涡流脱离激发，又由涡流强化的。这种振动主要在热交换器中。 2、省煤器的管束振动 省煤器的管束可以分成两种形式，即顺列和错列。振动事故大部发发生在顺列布置中。 (1)顺列管束省煤器 顺列式省煤器外流体自上而下不断流动，这样流体的温度以及介质的声速相应的不断变化。横掠管束的烟气的固有频率f/Hz为: f=nc/2b (5–2) 式中: b—特性宽度，m; n—谐波次数; c—烟气流速，m/s。 就一般规律而言，烟气的固有频率判别相对较小。另一方面，又由于烟气横掠管束时将背侧产生漩涡成对脱离现象。由于漩涡交替脱离在物体表面形成交变的作用力，可能导致结构的疲劳失效;同时，漩涡脱离也是导致其它形式的振动发生的重要原因;当漩涡脱离频率和横向烟气固有频率重合时，将进一步加强振动，整个流体就会出现非常强烈的振动。省煤器也会受迫引起强烈的振动，于是强烈的噪音便向四周环境辐射出去。 (2)错列管束省煤器 对于错列管束省煤器，烟气的声振自频率主要与管组的自由宽度有关，可由下式求出: fi=10i (5–3) 式中: fi—第i个自振频率，Hz; i—谐振阶序列号，i=1、2、3„; T—气体温度，K; L—管束组的自由宽度，m。 就错列管束省煤器而言，振动有其自身特点。当漩涡脱离的频率和自振频率相等时不一定会导致产生强烈的振动，主要由于在锅炉机组的烟道/L (1)合理控制烟气流速，降低煤质灰分，适当控制煤粉细度，尽量避免超负荷运行以及使用防磨材料或防磨涂料可以有效地防止省煤器磨损。 (2)选取合适省煤器弯头排数z和烟气走廊间隙，减少速度不均匀系数kv，以及加装梳形管和护瓦或护帘都可以很好改善烟气走廊影响，如图5–3所示[13]。 (3)控制管壁温度。随着温度的升高，管壁表面氧化膜硬度增大，因此，磨损量随管壁温度升高而降低，如图5–4试验曲线所示。当壁温上升过高时，由于氧化膜与金属的线胀系数不同，部分氧化膜可能与金属分离或剥落，磨损量又会有所增加。图5–4表明，20号碳钢管最低磨 损壁温为350?，12CrMov合金钢管为380,400?。 (4)省煤器管束顺列布置比错列布置磨损要轻，设计省煤器时需考虑顺列布置;另外，为防止省煤器磨损最常采用的措施是在第一排管子上加装防磨盖板等，采取这一措施必须严格考察省煤器的横向节距。当横向节距较大，即使加装防磨装置后烟气流通截面减小不大，对防磨能起较好的作用;反之，当横向节距较小时，加装防磨装置烟气流通截面明显减小，烟速局部被加速和斜向导流，其后的一、二排管子磨损加重， 失去防磨效果。特别要保证防磨盖板的安装质量，保证设计结构和尺寸 34/ 51 在允许的偏差范围螺旋翅片管结构对锅炉省煤器性能影响的研究 由传热学基本原理可知，在以低密度流体作为工质的热交换器中，低密度工质侧传热热阻较大。为减小热阻，提高传热效率，仅靠增加流体速度具有一定的局限性。因为这一方面会增大换热器的流动阻力，增大引风机或泵的能耗，降低传热过程的经济性;另一方面，如果流体是气固混合物，还会引起固体小颗粒对受热面的严重磨损。因此，在满足换热器传热性能要求的同时，又要流动阻力小，通常的方法是将换热系数较低一侧的表面积 到充分扩展。螺旋翅片 就是这样的换热器，它 基管和螺旋翅片组成 (图5–5)[14]。 得管由 螺旋翅片管省煤器强化传热，体积小、重量轻、防磨性能好，已成为提高锅炉可靠性和增容降耗的有力工具之一。20世纪90年代日、英、法、俄等国的500MW、700MW、1000MW火力发电机组燃煤锅炉也先后采用这种省煤器。我国从20世纪70年代起也开展了类似的工作。宝钢自备电厂、华能大连电厂、黄台电厂等进口日本三菱公司的锅炉，其省煤器 均采用螺旋翅片管束(表5–1)。 还有谏壁电厂对型号为SG1000/170-M306的8号亚临界直流锅炉， 也进行了光管省煤器改造为螺旋翅片管省煤器，改造后排烟温度降低了 ，省煤器的传热量增加了35%，烟气的流速由原来的8.6m/s下降到7.19m/s，19.4? 减少了磨损使我们充分认识到，这种螺旋翅片管省煤器在我国有广泛的适用性，有助于我国亚临界锅炉技术进步和提高火电厂的运行可用率和经济性[15]。 5.2.1 螺旋翅片省煤器的特点 (1)增加管外换热面积。螺旋翅片管在光管外扩展了换热面积，其对流传热面由扩展表面和光管表面两部分所构成，在外形尺寸相同的情 36/ 51 况下，其换热面积为光管的几倍甚至几十倍，因而显著地提高了管外侧的换热能力及换热器的传热效率。 (2)换热器结构紧凑。螺旋翅片管束增加了单位体积 37/ 51 钢耗少，能耗低;弯头焊口少，磨损寿命长。对锅炉制造厂来说，可降低生产成本;对发电厂来说，还有安装周期短，运行可靠性高，可减少检修和技改费用。 (3)在不改变烟道的条件下，螺旋翅片管省煤器可吸收更多的烟气余热。对新设计锅炉来说，有利于尾部受热面布置;对现役锅炉来说，可以增加锅炉出力。同时降低排烟温度，提高锅炉效率，降低能耗。 (4)对于磨蚀系数高的煤和循环流化床锅炉，有突出的抗磨能力。 5.2.2 螺旋翅片管结构对省煤器综合性能的影响 (1)基管外径 按照锅炉省煤器的结构特点，增大管子的直径可以减少管子的根数及总长度，水侧的流动阻力也可以减小，有利于减轻受热面的飞灰磨损。 (2)翅片间距(翅片的密度) 采用较大的翅片密度、较小的翅片节距会使每单位长度管子的外表面积增加，这样翅片管的传热面积就增加。但是随着翅片密度的增加，翅片节距的减小，烟气的流阻增加，阻力降增加。如果翅片高度较大时，烟气就可能在翅间发生不完全渗透的现象，这样传热性能就不一定能起到强化的效果，同时，由于翅片间距的减小，烟气不能完全渗透，增加了烟气中的飞灰、颗粒等固相物体在翅片管上的沉积，影响传热，对于燃煤锅炉尤其严重。 (3)翅片高度 翅片高度又是一个比较重要的影响因数。翅片高度的增加将大大地增加翅片管的外部表面积，这样使得翅片换热管的根数和总长度大大减少，传热面的总重量和烟气侧的流动阻力也可以随之降低。翅片高度的合理选择与翅片管的横向、纵向间距等有关，也会影响到翅片管的传热、阻力和流速等参数。另外，高度大的翅片管比高度低的翅片的制造相对比较困难。同时，翅片的高度增加会降低了翅片效率。当翅片管的所有其他参数不变的条件下，仅仅增加翅片的高度，则换热器的面积虽然增加，但是管间距也相应增加了。烟气的流速降低，翅片的效率降低，流体在翅片间的流动渗透能力也下降了，这样也就降低了换热器的换热，同时结灰程度增大。因此，合理选择翅片的高度也是十分重要的[16]。 (4)翅片厚度 38/ 51 翅片厚度如果减薄，翅片密度可以相对增加，会相对增加翅片的面积。但是，出现较低的翅片效率和较差的翅片刚性，翅片厚度与传热和阻力等性能的影响不是很大。选择翅片厚度主要是考虑到制造方便和运行时的腐蚀等因素，实践证明增加翅片厚度对防磨效果不明显，反而增加了钢材的消耗量，所以目前国内外常用的翅片厚度在1,2mm左右。过厚达不到节约材料的目的，太薄则容易氧化而损坏，也不利于传热。 (5)管间距和翅片管的布置 管间距的选择主要考虑翅片管省煤器的传热、阻力降、堵灰、支撑条件及工艺限制等因素、对于不同的管子尺寸来说，应该有一个比较合理的管间距、主要考虑的因素是:如果管间距太小，虽然传热得到强化，但是制造上有难度。另外阻力降将大大增加;相反，如果管间距增加太大，那么阻力降肯定会大大下降，但是传热性能也因此大大降低了。所以，对于一定的直径翅片管要考虑传热和阻力的综合性能较好的管间距。翅片管的布置有两种不同的形式:错列布置和顺列布置见图5–6[17]。 经过许多实验得出顺列布置的管子排列比错列布置的阻力降要低，但是也减少了传热面积。因为顺列布置的翅片管束第二排后的管子都是在前排管子的阴影区，根据许多翅片管的局部换热系数实验得出，翅片管的迎风面的传热系数比背风面的传热系数要高。另外烟气在顺列布置的管束之间的通道中比较容易通过，不容易产生湍流，影响传热。因此，顺列布置的翅片管束在锅炉省煤器的改造和设计中较少应用，一般应用于一些比较特定的场合，例如翅侧的污染十分严重的场合，顺列布置的翅片管束比较容易吹灰和清洁。 (6)烟侧的结灰 39/ 51 结灰是螺旋翅片管省煤器能否高效长期运行的关键。从目前使用的多家螺旋翅片管束省煤器的运行情况来看，省煤器的结灰问题不严重，并且容易清洁，只要定期吹灰清洁，翅片管侧的灰污不是十分严重。 (7)翅片管的磨损 翅片管省煤器由于大幅度扩展了受热面，使传热得到强化。所以在与光管省煤器相同空间的条件下，可以采用较低的烟气流速。而使省煤器的磨损减轻，在光管外面加装螺旋翅片后，当烟气流过管子时，在翅片表面形成附面层，并可能出现小的旋涡区。由于两翅片的间距通常在10,20mm左右，烟气中的大颗粒飞灰较难碰撞到基管的表面。由于磨损主要是由大颗粒的飞灰造成的，因此，省煤器采用了翅片管结构形式后可以减轻翅片管的磨损。而翅片的磨损，一方面是翅片基本上与烟气的流动方向平行，磨损较轻。 第六章 亚临界压力锅炉空气预热器的优化 6.1 回转式空气预热器的工作原理及类型 空气预热器不仅能吸收排烟中的热量，降低排烟温度，从而提高锅炉效率，而且由于空气的预热，改善了燃料的着火条件，强化了燃烧过程，减少了不完全燃烧损失，这对于燃用难着火的无烟煤及劣质煤尤为重要，故空气预热器也成为现代大型锅炉机组中必不可少的组成部分。目前我国亚临界参数下的锅炉通常采用结构紧凑、质量较轻的回转式空气预热器。 (1)回转式空气预热器的工作原理及类型 回转式空气预热器工作时，热烟气流过元件组成的阵列。热烟气高速通过金 元件表 面，使 属温度 速升金迅属 40/ 51 高。当转子以约每分钟一转的速度旋转时，受热的元件转到空气侧，这时冷空气以很高的速度流过元件板之间的空间，吸收热量并将空气的温度升高(见图6–1)。 (2)回转式空气预热器的类型 回转式空气预热器有两种布置形式，分别为垂直轴和水平轴，目前国空气预热器的低温腐蚀与积灰 作为锅炉尾部的空气预热器，通常是含有水蒸汽和硫酸蒸汽的低温烟气区域，工作条件比较恶劣，容易出现低温腐蚀和堵灰。处在锅炉低温区域的空气预热器，一旦发生低温腐蚀和堵灰，就会造成烟气通道堵塞，引风阻力增大，锅炉正压燃烧。这不但降低了锅炉出力，甚至造成被迫停炉，从而影响锅炉安全运行。 6.2.1 空气预热器低温腐蚀及堵灰的机理 锅炉燃料中或多或少都含有硫，当燃用含硫量较多的燃料时，燃料中的硫份在燃烧后，大部分变成二氧化硫，在一定条件下少部分氧化成三氧化硫气体。三氧化硫气体与水蒸汽结合生成硫酸蒸汽，其凝结露点温度高达120?以上，露点温度越高，烟气含酸量愈大，腐蚀堵灰愈严重。当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结而产生腐蚀，叫做低温腐蚀(见图6–2)[18]。 41/ 51 当金属温度达到硫酸蒸汽的露点温度时就产生凝结酸液，凝结酸液腐蚀金属并粘结飞灰，同时酸又与灰中的铁、钠和钙起反应，使积灰增多。如果不能及时清除积灰，则空气预热器阻力增大，又加剧积灰，越积越多，从而产生堵灰，形成恶性循环，最终影响锅炉燃烧。烟气露点的提高，使低温受热面在壁温低于烟气露点以下的部分会有大量硫酸蒸汽凝结，从而引起该处受热面金属的严重腐蚀及堵灰。 6.2.2 空气预热器低温腐蚀和堵灰的原因 (1)烟气中存在着三氧化硫。 (2)受热面的金属壁温低于烟气中的酸露点温度。 (3)由于目前电厂燃煤很难达到设计煤质，对煤质的含硫量也无法进行实时监测。由于含硫量升高，使烟气露点温度升高，当空预器冷端温度低于或接近烟气露点时，硫酸蒸汽就会在波形板受热面上凝结下来，并可能大量积灰，造成堵灰。 (4)空气预热器结构不合理。空气预热器入口和出口端均布置有吹灰器，但由于空气预热器 42/ 51 1、在燃料及燃烧产物方面可从燃料及烟气中除硫，防止三氧化硫的产生，以降低烟气的露点温度。 2、在锅炉运行过程中，采用低氧燃烧技术，尽量降低过剩空气量，减少烟气中的过剩氧，能显著降低三氧化硫的生成量，相应的烟气露点温度也降低了，这样也就减少了低温受热面腐蚀的可能性。 3、在锅炉方面采用提高低温受热面的壁面温度或使壁面温度避开烟气严重腐蚀区域的办法，具体措施如下: (1)适当提高排烟温度 可以相应提高空气预热器的壁温，提高空气预热器进风 提高锅炉的排烟温度， 温度或提高省煤器入口水温皆可。 (2)要减少或避免锅炉低负荷或超负荷运行 锅炉低负荷运行必然造成排烟温度降低到烟气露点以下，引起空气预热器管壁腐蚀。当锅炉超负荷运行时，给煤量及排烟量均相应加大，预热器难以适应烟尘排量骤增的要求，烟气阻力增大，就会发生管容克式空气预热器密封间隙控制系统的研究与应用 在电站锅炉的安全经济运行中，空气预热器间隙控制系统的安全稳 43/ 51 定运行对锅炉的经济性及长期运行指标均有直接影响，因此一直受到发电企业的关注。 由于空预器是承受冷热交替变化的一个大型回转体，低温的支座和高温侧金属膨胀的同时存在，转子内存在的温度梯度使其发生蘑菇状变形，烟气侧和空气侧之间的密封间隙变大，增加了空气的泄漏量。 漏风不仅增大锅炉排烟热损失和风机电耗。严重时将直接影响锅炉出力。因此，采取有效措施减少空预器的径向漏风非常必要。空预器受热时产生的间隙如图6–3所示 [19]。 间隙控制系统是为解决热 端径向密封间隙而设计，系统采用非接触式耐高温间隙探头检测密封间隙，所有信号均由带模拟量处理功能的PLC系统来处理，并发出相应的控制信号，形成自动跟踪的闭环系统。配合其它的密封措施，减少空气预热器的漏风量，提高整个机组的运行效率。 (1)间隙控制系统的工作原理 间隙控制系统主要由间隙测量、PLC系统和执行机构等三大部分组成。系统通过安装在空气预热器扇形板上的间隙传感器检测出扇形板对转子法兰面间的间隙值，经转换单元转换为电信号送入相应的计算机单元。计算机对采集到的间隙信号进行实时处理，当实际间隙值超过设定间隙值或小于设定间隙值时，计算机送出相应的信号控制执行机构，使扇形板下降或上升，最终保持间隙在所要求范围内，从而保证机组满负 44/ 51 荷运行，起到节能降耗的作用(见图6–4)。 (2)间隙传感器 为了适应高温、高粉尘条件，在多种传感器中选用电涡流传感器，涡流传感器是根据高频磁场在金属表面―涡流效应‖原理而制成，可对金属表面进行非接触测量，具有线性范围大、抗干扰能力强、灵敏度高、响应速度快、不受油水等介质的影响、结构简单、重量轻等优点。该传感器的感应线圈、绝缘材料、线圈骨架等均采用耐高温的特殊材料，以适应电厂的特殊工作环境，可在400?高温下进行连续动态测量:将传感器置于加热炉内，首先在常温下，调整间隙值为4.0mm，并测出相应输出值为8.0mA。加热炉加热至400??10?并完全稳定，此时观测其输出值，每一个小时测量被测距离由1mm至10mm变化时的输出值，依此传感器的温度漂移及线性度。此实验连续进行168小时，测试结果如表6–1所示。 45/ 51 通过大量实验并测试，得出所研制的间隙传感器的性能指标如表6–2所示。 从现场调试情况看，一般给定间隙定在6,8mm之间，间隙传感器这种性能参数可满足使用要求。传感器感应的距离由信号变送器转换为标准信号(4,20mA)，送给PLC系统，由PLC系统控制执行机构按照给定命令动作。 (3)PLC控制系统 PLC已是目前广泛采用的工控设备，PLC使用方便，可维护性好，更兼有适应电厂恶劣环境下运行的高可靠性，围绕主机配套的PLC扩展功能单元，使PLC功能更趋完善。 控制系统的软件结构如图6–4所示[20]。控制软件程序存放在PLC 46/ 51 的PCRAM存储器中，由高容量锂电池维持，完成系统硬件自检，给定值在线输入与更改、间隙巡回检测显示、试灯、采样及滤波处理、调节规律输出、系统故障判断及应答等全部控制功能;PLC还可判断主轴转子是否停转;若引入预热器主电动机工作电流信号，系统对电动机亦可进行过载保护。 (4)执行机构 本执行机构基本结构型式为卧式，各零部件安装在一块底板上，底板与预热钢结构件用螺栓连接。 一级减速器(带电机i1=60)设在中部，两台二级蜗轮减速器(i2=40)对称设置于两端，输出轴中心距按型号不同为800mm和1000mm，两个蜗轮的中心孔带有梯形螺纹，里面装有 两个螺杆，用一个连接杆把两个螺杆 固定使其不能转动，从而只能作同步 升降运动。电机通过第一级减速器、离合器、第二级减速器带动两螺杆作同步升降运动，同时，通过吊杆与两螺杆相连的预热器扇形板也随之作升降运动，以满足由于热变形，预热器密封间隙调整的需要。 为限制螺杆的上下行程，保证执行机构和整个系统的安全性，执行机构设有两个上限位开关和一个下限位开关，开关位置可调整。执行机构外壳上设有标尺，指针指示为零时表明预热器扇形板也处于零位位置，标尺直观显示预热器扇形板上升下降的位移情况。执行机构可以电动操作，也可通过离合器上的手动操作轴进行手动操作，依据标尺上的刻度调整预热器扇形板的位置。 47/ 51 结 论 通过对亚临界锅炉的运行过程的研究，并结合 (1)亚临界压力锅炉炉内设计选取合理的布置形式和热力参数，应留有较大的调节裕度，同时不断优化组合燃烧器，以适应燃用多种煤，保证燃料稳燃和燃尽，提高燃烧效率，使机组安全稳定地运行。 (2)汽温偏差总是客观存在的，无法全部消除，但应从产生汽温偏差的主要根源烟气侧着手，使汽温偏差降到最低值，包括 (3)水冷壁高温腐蚀对电站锅炉安全经济运行有较大影响，造成高温腐蚀的 原因是多方面的，通过设备改造来预防高温腐蚀是最有效的途径。实践证明，一次风反切技术、贴壁风技术及水冷壁防腐涂料喷涂技术对预防高温腐蚀有较好的效果。 (4)减小炉膛出口残余旋转，我们必须通过试验与算机模拟来选择哪几层反切、反切角度与反切动量等重要参数，根据不同的炉型和煤种选择不同的反切方式。 (5)目前，我国有相当规模的火力发电机组锅炉省煤器进入更换期，以螺旋翅片省煤器代替钢管省煤器，可以节约钢材，节约燃煤，提高锅炉的可靠性。 (6)回转式空气预热器采用最新引进的技术―双密封‖结构，同时与―容克式‖密封系统相匹配，可使空气预热器的漏风降到最低程度。 (7)防止锅炉―四管‖爆漏是一件长期而艰巨的工作，随着锅炉运行时间增加，设备不断老化，工作的难度增加，必须不断分析新情况，坚持以科技进步为载体、技术监督为手段持之以恒的综合治理。 随着亚临界压力锅炉技术的发展，亚临界压力锅炉技术日趋完善，但它仍存在一定不足之处，主要表现如下: (1)环境问题。亚临界锅炉在运行中燃烧大量化石燃料，因燃料中含有硫化物，燃烧生成粉尘、氮氧化物、二氧化硫和二氧化碳等污染物，如果不能合理地 ‖等一系列环境问题。 进行控制，将会对大气造成污染，带来―酸雨 48/ 51 (2)炉膛结渣问题。采用煤粉燃烧方式的锅炉，不论容量大小，结渣问题一直是危害锅炉安全和可用率的主要问题，迄今远未能有效解决。据不完全统计，当运行的和在建的大机组的用煤有半数以上在不同程度是属于同一结渣类型的。从长远看，我国多数动力煤产区如神府、东胜、灵武、晋北、哈密煤田等都富藏灰熔融性温度很低的煤种。因而如果煤的预处理或燃烧方式无大改进，结渣问题将继续是困扰人们的主要问题，而且会愈演愈烈。 可以预计:在采取了上述一系列优化设计措施后，亚临界压力锅炉的使用性能将达到一个新的水平，并为我国大型电站锅炉的设计积累更多有益的经验。 49/ 51 参考文献 [1] 张磊，张立华.燃煤锅炉机组.北京:中国电力出版社.2006:144–147，198 –201 [2] 王娜娜，边小君，曹云娟.600MW级超临界与亚临界锅炉技术比较. 浙江电力.2003，6:23–24 [3] 范从振.锅炉原理.北京:水利电力出版社.1986:133 [4] 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