某电厂全能值班培训专用教材大型锅炉设备及其运行_[全文]

某电厂全能值班培训专用教材大型锅炉设备及其运行_[全文] FILENAME \* MERGEFORMAT XX电厂全能值班培训专用系列教材,大型锅炉设备及其 运行1>.doc XX电厂全能值班培训专用教材 大型锅炉设备及其运行 XX电厂 目 录 1第一章 绪论 1第一节 锅炉构成 2第二节 大型锅炉类型 31.2.1自然循环锅炉 91.2.2强制循环锅炉(又称辅助循环锅炉) 16第三节 锅炉设备的基本特征 161.3.1电厂锅炉的特性 171.3.2锅炉的安全和经济指标 18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 212.1.2XX电厂用煤的煤质分析 23第二节 燃料成分对锅炉工作的影响 232.2.1挥发分的影响 242.2.2水分的影响 252.2.3灰分的影响 262.2.4灰的熔化性质的影响 262.2.5硫分的影响 29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 313.1.2燃烧器风箱 33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 343.2.2影响煤粉气流着火的主要因素 373.2.3燃烧良好的条件 38第三节 锅炉灭火与烟道再燃烧 393.3.1原因分析与预防 403.3.2现象与处理 42第四节 锅炉结渣 423.4.1结渣对锅炉运行的危害 433.4.2焦渣的形成 443.4.3结渣的原因 453.4.4预防和消除结焦的方法 47第五节 运行调整 473.5.1燃烧调整 483.5.2风量的调整 483.5.3负荷调节 493.5.4低负荷运行 493.5.5主汽压力的调整 503.5.6过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整 52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 55第二节 蒸发受热面安全工作问 554.2.1蒸发受热面安全工作与水循环关系 564.2.2汽液两相流的流型 574.2.3蒸发管内的传热 60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 63第四节 自然循环常见故障及防止措施 644.4.1自然循环的常见故障 684.4.2提高水循环安全性的措施 71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 764.5.2直流锅炉中流体的脉动 804.5.3蒸发受热面中的热偏差及其防止措施 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、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?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1-2 1025t,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。 XX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XX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 XX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1-4 1025t,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。 (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。 ?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1-5 1002t,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1 t/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71000 KJ/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。 2.1.2XX电厂用煤的煤质分析 XX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 % 63.10 55.66 收到基氢 Har % 3.58 3.69 收到基硫 Sar % 0.52 0.91 收到基氧 Oar % 9.21 8.46 收到基氮 Nar % 0.90 0.89 工业分析法 收到基挥发份 Var % 24.74 26.5 干燥无灰基挥发份 Vdaf % 32 38.07 空气干燥基固定碳 Fcad % 52.57 43.11 灰份 Aar % 11 22.39 全水份 Mt % 11.69 8 高位发热量 Qgr,ar kJ/kg 24926 22668 低位发热量 Qnet,ar kJ/kg 23814 21631 灰的特性 变形温度 DT (C 1060 1160 软化温度 ST (C 1110 1250 半球流动温度 FT (C 1300 1330 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/kg Har 、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)的煤作为煤。电厂煤耗常用标准煤计算。本厂煤Qar,net,23814 kJ/kg，每1.231 kg可折合1 kg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 (C 1060 1160 软化温度 ST (C 1110 1250 半球流动温度 FT (C 1300 1330 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910(10?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17000 KJ/kg(4000CaL/kg)，高的可达71000 KJ/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。XX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 XX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 XX电厂燃烧器四角切园布置示意图 图3,2 XX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温度所需的着火热，加快了着火。 4.一次风量和风速 增大煤粉气流混合物中的一次风量，便相应地增大着火热，将使着火过程推迟。减少一次风量，会使着火热显著降低，因为在同样的炉温和卷吸烟气量的情况下，可将煤粉气流更快地加热到着火温度。但是，一次风量又不能过低，否则会由于着火燃烧初期得不到足够的氧气，而使反应速度减慢，阻碍着火的继续扩展。另外，一次风量还必须满足煤粉的要求，否则会造成煤粉堵塞。因此，一次风量对应于某一煤种应有一个最佳值。通常一次风量用一次风率表示，它是指一次风量占送入炉内相应总风量的百分比。对于燃用贫煤并采用热风送粉的制粉系统时，一次风率应在20 — 25%范围内。 除一次风量以外，一次风煤粉气流出口速度对着火过程也有一定影响。若一次风速过高，则通过气流单位截面积的流量增大，这势必降低煤粉气流的加热速度，使着火推迟，并使着火距离拉长影响整个燃烧过程。但一次风速过低时，会引起燃烧器喷口过热烧坏以及管道堵粉等故障。最适宜的一次风速与燃用煤种和燃烧器型式有关。对于同一种燃烧器则言，对挥发份含量高的煤种，一次风速相对大一些。 5.锅炉的运行负荷 锅炉负荷降低时，送尽炉内的燃料消耗量相应减少，水冷壁的吸热量虽然也减少一些，但是，减少的幅度却较小，相对于每公斤燃料来说，水冷壁的吸热量却反而增加了，致使炉膛平均烟温降低，燃烧器区域的烟温也将降低。因而锅炉负荷降低时，对煤粉气流着火是不利的。当锅炉负荷降低到一定程度时，就将危及着火的稳定性，甚至引起熄火。因此着火稳定性条 件常常限制了煤粉锅炉负荷的调节范围。 着火阶段是整个燃烧过程的关键，要使燃烧能在较短时间内完成，必须强化燃烧过程，即保证着火过程能稳定而迅速地进行。由上述分析可知，组织强烈的烟气回流和燃烧器出口附近煤粉一次风气流与高温烟气的激烈混合，是保证供给着火热量和稳定着火过程的首要条件;提高煤粉气流初温，采用适当的一次风量和风速，是降低着火热的有效措施;而提高煤粉细度和敷设燃烧带，则是低挥发份煤稳定着火的常用方法。 3.2.3燃烧良好的条件 从燃烧的基本原理可以知道，影响燃烧过程的因素很多，要组织好燃烧过程，其标志就是尽量接近完全燃烧，也就是在保证炉内不结渣的情况下，燃烧速度快，而且燃烧完全，得到最高的燃烧效率。要接近完全燃烧，其原则性条件如下: 1.合适的空气量 供应足够而又适量的空气是燃烧完全的必要条件。燃料燃烧计算中，每公斤固、液体燃料完全燃烧所需要的空气量，但由于燃烧设备和燃烧过程的组织并不十全十美，供给的空气量并没有全部参与燃烧。因而实际送入的空气量要比理论空气量多。燃料燃烧时实际供给每公斤固、液体燃料的空气量与理论空气量之比称为过量空气系数。直接影响燃烧的过量空气系数，用炉膛出口处的过量空气系数表示。一般煤粉炉运行时要控制炉膛出口过量空气系数在1.15—1.25，过高过低对锅炉燃烧率和热燃烧率都是不利的:如果过低，供应的空气量不足，不完全燃烧热损失必然增大，同时烟筒冒黑烟，炉渣和飞灰含碳量要增大;火焰不稳定;而且碳黑和碳粒将玷污、堵塞对流烟道受热面和空气预热器。如果过量空气系数过大，在一定范围内可使不完全燃烧降低，但却增大排烟热损失。如果进一步增大过量空气系数，不但使锅炉不完全燃烧损失增加，而且使炉温下降，燃烧反应速度减慢，而且会提高炉内烟气流速，缩短燃料在炉内停留时间，都会增大不完全燃烧损失。 2.适当的炉温 我们知道，燃烧反应速度与温度成指数关系。因此，炉温对燃烧反应速度有着极其显著的影响。炉温高，着火快，燃烧过程也容易趋于完全燃烧。但炉温不能过分提高，因为过高的炉温会引起炉膛水冷壁的结渣和膜态沸腾。同时，因为燃烧反应是可逆性反应，过高的炉温不但使正反应速度加快，而且会使逆反应(还原反应)加快，也导致燃烧不完全。所以锅炉的炉温应控制在中温区域即1000?—2000?之间。 保持足够高的炉温取决于燃料性质，预热空汽温度，炉膛容积温度和炉膛断面热强度等。 本锅炉采用较高的预热器空汽温度，可有效地加快着火和提高炉温。炉膛容积和截面热强度的大小则意味着燃烧放热和水冷壁吸热的比例。热强度大通常炉温较高。尤其是炉膛断面热强度，它反应了燃烧区域的温度水平，对着火和燃烧都有明显的影响。 3.空气和煤粉的良好扰动和混合 煤粉燃烧是多相燃烧，其燃烧反应主要在煤粉表面进行。燃烧反应速度取决于燃料性质，预热空汽温度和空气扩散到煤粉表面的扩散速度。因此，要做到完全燃烧，除保证足够的炉温和供应合适的空气量外，还必须使煤粉和空气能充分扰乱、混合，及时将空气输送到煤粉燃烧表面去。要做到煤粉和空气的良好扰动混合，就要求燃烧器结构特性及其一、二次风的良好配合，以及有良好的炉内空气动力场。不但要在着火后的燃烧阶段要做到，还应特别注意燃尽阶段中，可燃物和氧的数量已很少，而且煤粉表面可能有一层灰包裹着，加强混合扰动，可增加煤粉和空气的接触机会，有利于燃烧趋向完全。 4.足够的燃烧时间 在一定炉温下，一定细度的煤粉要有一定的时间才能燃尽。煤粉在炉内停的时间，是指煤粉从燃烧器出口一直到炉膛出口这段行程所经历的时间。在这段路程中煤粉从着火，燃烧以至燃尽，才能燃烧完全。否则将增大燃烧热损失，或者在炉膛出口煤粉还在燃烧，还会导致过热器结渣及过热汽温升高，对运行不安全。 以上说明了良好燃烧的四个条件，这四个条件之间有着密切的联系。而且，也可能是相互矛盾的。所以，在锅炉设计和分析炉子运行情况时，必须全面考虑，并根据具体情况，分清主次，正确处理有关问题。 第三节 锅炉灭火与烟道再燃烧 锅炉灭火与烟道再燃烧是锅炉常见事故之一，若处理不当，将会造成锅炉设备严重损坏和人身伤亡，危害极大。 3.3.1原因分析与预防 1.燃料质量低劣或种类突变 燃煤水分过大或杂质过多，易于粘结或堵塞给煤机及其下煤管，使下煤不均或中断。 煤中的水分和灰分是煤中的有害杂质，水分和灰分大，则煤的可燃质减少，水分和灰分还要吸收炉内热量，增加了热损失，使燃烧不稳定，出力降低。煤粉过粗或挥发分少的，煤，则着火迟缓，不易燃尽。因此，对燃烧低质燃料时必须制定相应的措施，如提高煤粉干燥度和细度;在磨煤机出口加装木屑分离器;定期对燃煤进行工业分析，将分析结果及时锅炉运行人员进行燃烧调整。 2.炉膛温度低 炉膛温度低造成燃烧不稳定。影响炉膛温度低的原因除煤粉质量和炉膛结构问题外，与送入炉内的空气量过大或炉膛漏风太大有关，后者不但无助于燃烧，而且还将炉内热量带走，使炉温下降。低负荷运行时，由于部分火嘴停用，炉温下降而且温度场不均匀，燃烧不稳定;锅炉运行时间短，炉膛温度低，燃烧不稳定。上述情况均容易造成灭火。 燃烧稳定对炉膛温度来说尤其重要。要提高炉膛温度，应减少炉膛漏风。除灰、吹灰时冷风 极易漏入，容易造成灭火。因此，在做此项工作时，速度要快并做好联系工作。若燃烧不稳时，可暂停上述工作。在进行上述工作时，可适当减少送风量，以防灭火。负荷低时炉膛周围各孔门应密闭，漏风应及时堵塞;提高检修质量，保证炉子严密性。锅炉正常情况下如果炉膛温度过低燃烧不稳时，可适当在炉膛内部增设卫燃带，遮蔽部分水冷壁，以提高炉膛温度。 3.燃烧调整不当 锅炉在运行时空气量过大或过小，都会使燃烧不良，热损失增加，未燃尽的可燃质积存在烟道内，形成二次燃烧。因此，根据不同煤质配好空气量，这是十分重要的。在燃用挥发分较高的煤种时，一次风应较大些，在燃用挥发分低的煤种时，一次风应小些，及时调整供风确保燃烧稳定。 4.吹灰不良 尾部受热面应有良好的吹灰装置，定期进行吹灰，保持管壁清洁。如果尾部受热面没有吹灰装置，或者不定期进行吹灰，就有可能使未燃尽的可燃物在烟道内积存起来，造成二次燃烧。另外，应有效的进行吹灰。还要对蒸汽消防设备作定期检查，保持良好的工作状态，做到有备无患。 5.机械设备故障 引、送风机、以及制粉系统故障或电源中断，都将导致燃烧事故的发生。如制粉系统的故障停机，将使燃料供给中断，造成灭火;引、送风机故障停机或电源中断，不但会造成制粉系统跳闸，而且锅炉失去空气及排烟而招致灭火。 6.水冷壁爆管 水冷壁爆管严重时，大量水喷出，可能将炉火扑灭。 7.炉膛掉渣块 炉膛上部的巨大渣块突然掉落，可能将炉火压灭。因此，应及时打掉渣块预防结渣，以消除大渣块的形成。 8.油、粉混烧 锅炉在燃烧煤粉的同时燃油，特别是在同一燃烧器上即燃烧煤粉又燃烧油，这样使正常的空气动力工况受到了油喷嘴雾化气流的冲击、招致燃烧恶化，油腻和未燃尽的煤粉同时附着在尾部受热面上，将会引起二次燃烧。 锅炉在运行中，应尽量避免油、粉混燃，如需要油粉混燃，应注意燃烧调整，确保油嘴雾化良好，并对烟气温度严加监视，发现异常及时改变燃烧方式。 3.3.2现象与处理 1.炉膛灭火 1)灭火现象: 炉膛负压突然增大;一、二次风压减小;炉膛发黑;火检信号消失，DCS发出灭火信号; 蒸汽流量、汽压、汽温、水位均下降。对于单元机组，在刚灭火后汽机未减负荷前，则蒸汽流量升高，水位先下降后升高。 若由于机械跳闸或电源中断引起灭火时还将出现事故喇叭鸣叫，该故障机械的信号灯红灯灭，绿灯闪光，电源指示到零。 2)炉膛灭火的处理 在炉膛灭火后，发现不及时或发现后没有立即切断向炉膛的燃料供给，而且更加错误的增加燃料量，企图用爆燃方法挽救灭火，其后果却与自己的愿望相反，只能招致事态的扩大，造成打炮，使设备损坏和人身伤亡，危害极大。 煤粉是有爆炸性的，它在高温的作用下能在几秒钟内完成爆炸过程，当爆炸形成后用任何方法都控制不了。在爆炸时气体剧烈膨胀造成的冲击波可达到2400米/秒，而步枪子弹从枪口射出来的速度才仅有620米/秒。所以，煤粉爆炸对设备的破坏性是极其严重的。 虽然我们尽量避免炉膛灭火，但是如果由于某种原因造成炉膛灭火后，决不能以侥幸的心理继续增加向炉内燃料的供给，企图用爆燃而恢复燃烧的这种做法是极其非常错误的。正确的处理方法是: 当证实炉膛灭火后，应立即停止全部油嘴和制粉系统，切断进入炉内的一切燃料的供给，进行通风抽出炉内积粉，将所有自动切为手动，注意水位的控制。 引、送风量至最低负荷，保持炉膛负压进行吹扫后重新点火。 若为送风机电源中断，制粉系统应跳闸，此时应将全部磨煤机、给煤机开关置于停止位置。 若为引风机电源中断，立即将跳闸风机开关拉回停止位置。如两台风机只有一台跳闸，可降低负荷运行。 如为厂用电源中断，则送风机、给煤机、和制粉系统均跳闸，应将转动机械开关置于停止位置，以免电源突然恢复时发生冲击电流而损坏电动机。 2.烟道再燃烧 1)烟道再燃烧现象 过热蒸汽温度和排烟温度急剧升高，再热器出口蒸汽温度、省煤器出口水温、热风温度升高。 炉膛燃烧不稳定，负压波动大或变正压，烟道阻力增大，从烟道或引风机不严密处向外冒烟火;引风机外壳烫手，轴承温度升高。 烟囱冒黑烟。 二氧化碳或氧量表指示不正常。 2)烟道再燃烧的处理 如汽温和烟温异常升高，而汽压和蒸发量又有所下降时，应检查燃烧情况，看燃烧器出口喷出的煤粉燃烧情况，一、二次风配合比列是否恰当。 若汽温和烟温急剧升高或省煤器、空气预热器、再热器出口烟温骤增，确认为某烟道某一部分再燃烧时，应立即停炉，停止引风机，严密关闭烟道挡板极其周围的个孔门、关闭一、二次风挡板，打开汽包至省煤器的再循环门，打开过热器疏水门，以保证过热器、省煤器、空气预热器不致因高温而烧坏。 向烟道通入蒸汽进行灭火。在烟道燃烧完全扑灭后，可气动引风机抽出内部蒸汽，待炉子冷却后，对烟道受热面应做全面检查。 第四节 锅炉结渣 结渣是锅炉运行中较普遍的现象，尤其当烧劣质煤时，结渣的情况更显著，为此对结渣的危害原因及预防方法等应充分了解。 3.4.1结渣对锅炉运行的危害 1.结渣会引起过热汽温升高，甚至会招致汽水管爆破。 锅炉结渣后，某些部分的管子会过热而超过它的允许温度引起爆管。拿过热器管来讲，过热蒸汽温度在正常的运行条件下温度已经很高了，如果炉内结了渣，炉膛部分的吸热量就要减少，到过热器部分的烟温会升高，造成个别管子的外壁温度超过它的允许范围，引起爆管。水冷壁结渣后，各部位管子受热不均，锅炉的正常水循环将受到破坏亦会引起爆管。 2.结渣会使锅炉处理降低，严重时造成被迫停炉。 受热面结渣后，吸热量和蒸发量就会减少，为了保持所需的负荷就必须加大燃料量的供给，因此造成炉膛热强度增加，汽温升高，为使汽温不致过高而被迫减少送风量，由于风量的减少，促使结渣扩大，越结越严重而被迫停炉。 3.结渣会缩短锅炉设备的使用寿命。 结渣后炉内温度升高，耐火材料易脱落，易使炉墙松动和倒塌。炉膛负压过小时，火焰外冒，使钢架、钢梁易被烧红。当渣块掉落时，水冷壁管下部易被渣块砸弯和损坏。 4.排烟损失增大，锅炉效率降低 焦渣是一种绝热体，当渣块粘附在受热面上，受热面吸热量就会大大减少，使排烟温度升高，增加了排烟损失。结渣后锅炉出力降低，为保持额定出力，燃料量就要增加，使煤粉在炉内的停留时间缩短，因此机械未完全燃烧损失增大。空气量不足时，化学未完全燃烧损失也将 增高，因而锅炉效率降低。 5.引风机消耗电能增加 6.对流管结渣时，增加了烟气阻力，使引风机耗电增加。 3.4.2焦渣的形成 煤种的灰份在高温作用下，灰开始熔化，如果积聚在一起，就易形成焦渣。灰的熔化分为软化、变形和熔融(即流动)三个阶段进行。当炉膛温度越高灰就越容易熔化，形成结渣的机会就越多。 灰的熔点有高有低，熔点低的煤种容易结渣。灰的熔点决定于灰的化学成分。灰分一般都是由氧化硅、氧化钙、氧化铝和碱类等杂质组成。不同的煤种，所含的杂质分量也不同。灰的融化温度，在很大的程度上是随着它的化学成分而改变的，特别是灰中的含铁量和碱类的增加将使灰的熔点大大降低。当煤中含有许多的氧化铁时，结渣最为严重。 名称 熔点温度 名称 熔点温度 氧化铝 1625 四氧化三铁 1580 三氧化二铝 2050 氧化亚铁 1421 氧化钙 2570 碱类 800—1000 氧化镁 2800 硅酸盐 1000—1100 以上给出了灰中各成分的熔点温度，从表中清楚的看出，含有杂质不一样的灰，其灰的熔点就会有很大的差别，所以有的煤不易结渣，而有的煤很容易结渣的缘故就在于此。灰融化了以后，就产生了粘结性，碰到冷的物体，就会粘附在上边。锅炉燃烧过程是很快的，煤粉从燃烧器喷出经过加热、干燥、着火到燃尽的时间仅为2—3秒，当灰粒通过1450—1650度时，灰粒都会被融化而成胶质状态。但是这些灰粒还是在空间悬浮着，当灰还是在空间悬浮着，当灰生至炉膛出口处的时候，由于出口处的温度比火焰中心温度低，胶质状态的灰粒将被冷却凝固，这样就不会产生结渣。担当燃烧不完全时，就会产生一氧化碳半还原性气体，这样使灰熔点温度降低300—650度，这样会使胶质状态的灰粒得不到凝固而结渣。 管壁上粘结一层焦渣之后，焦渣之间粘附性很强，所以灰渣粒更容易被粘附住;形成焦渣层后，使管子受热差，表面温度升高，更便于焦渣粘附，结渣过程是一个自动加剧的恶性循环过程。 3.4.3结渣的原因 燃烧过程中空气量不足 燃烧过程中空气量不足使煤粉未能完全燃烧而生成一氧化碳，从而导致灰熔点显著降低，这时虽然炉膛出口温度并不高，但因有一氧化碳等半还原性气体存在，结渣就显得很剧烈。燃用挥发分较高的煤，如果空气量不足，也会使结渣加剧。 燃料与空气混合不良 由于燃料与空气混合和搅拌不好，即使供给了正常所需空气量，也会出现空气不足的问题。应为混合搅拌不良，某些部分气多些则燃烧就完全，有的地方空气少些则燃烧就不完全。混合不良是由于风量调配不恰当(例如一、二次风比例不当等)、燃料与二次风调整不好所造成的。所以燃烧器结构、对风粉的混合搅拌有很大影响。燃烧器布置不当和结构上有缺陷，往往会使结渣加剧。 燃料和空气散布不均造成火焰偏斜 火焰偏斜是燃料和空气散布不均所造成的 在正常运行中炉膛中心温度应该最高，由于火焰偏斜使最高火焰层移动到边侧，这样融灰就得不到冷却，当它与水冷壁接触时，就会很快粘附上去而形成焦渣。燃料和空气散布不均往往是由于运行调整不及时或调整不当所致。 未燃尽的煤粉颗粒被粘接到受热面上，一次风量过大而二次风量较小，煤粉颗粒未完全燃烧就粘在受热面上而继续燃烧，此处炉墙温度非常高，它的粘接性也很强，故易结渣。 炉膛温度偏高 炉膛热负荷大，炉膛容积相应减小，炉膛温度就高;当炉膛燃烧中心温度高达1450度以上时，灰的表面将开始融化使结渣性增加。炉膛出口烟温增高与空气量过多、火焰中心位置太高、受热面内部结垢和外部结灰等因素有关。炉膛漏风对烟温的升高亦有很大影响。 吹灰和清焦渣不及时 在锅炉某些受热面上积灰后使表面变的粗糙，一有粘结性的灰碰上去，就容易粘在上面，若稍一疏忽大意，清结渣不及时，结渣就会极为严重，并导致被迫停炉打焦渣。 锅炉设计或检修质量不佳 若燃烧器中心不正，喷口烧坏没有更换，吹灰装置短缺或检修质量太差，不能正常投用等等。 燃煤质量低劣 燃煤质量低劣，灰熔点低，灰分多都是促成结焦的条件。 3.4.4预防和消除结焦的方法 1.降低炉膛出口温度 当有充足的空气量时，炉膛出口温度是锅炉受热面结渣与否的决定性因素，因此就需要把炉膛出口烟温保持规定的数值之下，一般比灰软化温度低50—100度。为使炉膛出口烟温不致过高，应采用调整炉内燃烧和减少炉膛热强度的方式进行。 1)合理使用一次风 选择一、二次风速唯一标准就是使风、粉混合均匀，使燃烧既快又完全。这样，炉膛出口烟温就会降低。一次风量太大，火焰中心就会上移，炉膛出口烟温就会随之升高。因此运行中要适当调整一、二风的风速和比例。 2)减少炉膛热强度 尽一切可能来提高锅炉效率，在同样的负荷下燃用的燃料就少，使之在炉内停留的时间就长一些，燃烧就比较完全;另外要维持给水在较高温度下进行;减少从锅炉抽出较多的饱和蒸汽;不允许锅炉有较大的超负荷现象;避免剧烈的增加和减少负荷。 3)降低火焰中心位置 尽量利用下排燃烧器，尽量减少下排二次风量，使火焰中心下移;炉膛负荷不宜过大。 4)加速燃煤着火 着火提前了，燃料在炉内燃烧的时间就相应的延长，这样就有可能降低炉膛出口烟温。 2.保持适当的过剩空气量 当煤燃烧时，因为煤粉和空气不可能非常均匀地接触和混合，因此除了必需的空气量以外，还需要一部分过剩空气来弥补。当过剩空气量太大时，烟气量要增加，炉膛出口烟温也要提高;如果过剩空气太小，使燃烧不完全而产生一氧化碳，同时飞灰可燃物也增加，两者都给结渣创造了条件。故应保持适当过剩空气系数，挥发分大于20%的煤保持1.20—1.25;挥发分小于20%的煤保持1.25—1.30。 3.保持炉膛内火焰均匀分布 保持炉膛内火焰均匀分布，要求磨煤机给粉均匀，启动火嘴对称，火焰充满炉膛各处;同时吸、送风机出力均匀，不使烟气偏斜。 4.保持合适的煤粉细度和均匀性 煤粉过粗会延迟燃烧过程，使炉膛出口烟温升高，同时烟气中会出现未完全燃烧的煤粒，这样也会造成结渣。煤粉过细易于浮粘壁面影响受热面清的传热效果，同时使厂用电增加。 5.加强运行中监视，及时清焦渣吹灰，保持受热面清洁。 6.掌握和改善燃煤质量，运行人员根据来煤特性选择正确调整方法和预防措施。 7.除去多余的卫燃带。 8.加强锅炉的堵漏风工作。 第五节 运行调整 3.5.1燃烧调整 3.5.1.1燃烧调整的目的要求 锅炉燃烧是保证机组安全经济运行的首要任务。锅炉正常燃烧时，燃料的着火距离适当，炉内燃烧稳定;火焰不应直接冲刷炉墙、水冷壁;火焰充满度好，炉膛热负荷均匀;减少不完全燃烧损失，提高锅炉运行经济性;保持锅炉各级受热面不超温;尽量减少污染物的生成;避免结渣。 影响锅炉燃烧工况的主要因素 1)燃用煤种的性质及其燃烧特性; 2)供给燃料完全燃烧所需的空气量; 3)合理地组织燃烧器的投运方式; 4)一、二次风的配比及良好的炉内空气动力工况; 5)维持适当高的炉膛温度; 6)合理的煤粉细度。 3.5.1.2燃烧调整 判断炉膛燃烧正常与否，可观看炉膛火焰，若有呈刺眼光亮白色火焰，则说明烟气含氧量较大，应适当减少二次风量，若火焰尖端呈暗黄色，说明烟气含氧量较小，空气量不足，应适当提高和增大二次风量。若炉膛火焰呈金黄色，且没有煤粉离析出来的亮点，说明燃烧正常。 3.5.1.3结渣的预防 锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况。因此，除按上述调整原则组织良好的炉内燃烧工况、注意监视各段工质温度的变化外，还应加强燃料的管理工作，电厂的煤种应加强混、配煤，使其尽量接近设计煤种;运行中加强锅炉吹灰工作，防止受热面积积灰、结渣;发现结渣，及时采取措施。 3.5.2风量的调整 1)一、二次风风量的调整是维持炉内正常燃烧工况的主要手段。正常运行时及时调整送风机、引风机风量，维持炉膛压力在,30Pa,,100Pa之间，锅炉观察孔不向外冒烟气。 2)应维持根据不同燃料燃烧试验确定的最佳炉膛出口过量空气系数。锅炉炉膛及烟道漏风影响运行的安全及经济性，应尽量减少各部分漏风。 3)燃用烟煤时，在调整中一次风量和风速应高些，二次风速可适当降低，使二次风混入一次风的时间提前，将着火推后以免结渣或烧坏燃烧器。 4)燃烧器最上层和最下层的二次风门开度应大些较好，因为最上层二次风除供助燃尽所需空气外，还可以提供炉膛中未燃尽的煤粉继续燃烧所需的空气，另外还可以起到压住火焰中心的作用。最下层的二次风能把分离出来的煤粉托起继续燃烧，减少机械不完全燃烧损失。 3.5.3负荷调节 锅炉增加负荷时，应先增加引风量和送风量，随之增加燃料量;反之，锅炉减少负荷时，应减燃料量，后减送风量和引风量。 荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统出力来满足负荷的要求。当锅炉负荷增加，应先增加二次风量和磨煤机的通风量，利用磨煤机内的存粉作为增负荷开始时的缓冲调节，然后再增加给煤量，同时相应开大二次风门。反之，当锅炉降负荷时，则应顺序减少给煤量、磨煤机通风量及二次风量。 锅炉燃烧器摆角正常情况下应投入自动运行。 负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式来满足负荷的要求。其原则是一方面应使磨煤机在合适的负荷下运行，另一方面则要求燃烧器在新的组合方式下能保证燃烧工况良好，火焰分布均匀，以防止热负荷过于集中造成水冷壁运行工况恶化。 切换煤层时，应先开备用磨煤机给煤机，后调燃烧、煤量，最后停磨;磨煤机停用应降低其出口温度,60?时，关闭磨出口排放阀，保留5,冷一次风门开度。 3.5.4低负荷运行 1)机组低负荷运行中，应尽量避免煤粉浓度过低、燃烧器隔层运行。 2)当负荷小于150MW或燃烧不稳时，应及时投油助燃;需对水冷壁等受热面进行吹灰工作时应确保燃烧稳定，防止发生灭火和汽温大幅下降。 3)运行人员应经常根据机组负荷、煤质、制粉系统运行工况及炉内燃烧情况检查。结合燃烧工况进行分析、调整;经常分析炉膛、烟道各部参数的变化，根据各受热面管壁温及烟温、烟道各点负压等判断是否存在漏风、积灰、结焦等情况，并及时进行相应的调整，努力降低各项燃烧损失，提高机组效率，确保锅炉安全经济运行。 4)运行中如发现炉膛灭火，应按紧急停炉处理，绝对禁止采用关小风门，继续向炉膛供给燃料以爆燃来恢复着火的操作。 3.5.5主汽压力的调整 锅炉主汽压力的调整就是在满足外界电负荷需要的同时，维持汽轮机所需的蒸汽压力。 采用定一滑一定运行方式，为保证组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷(一般60%,90%额定负荷)时采用滑压运行，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，具体运行控制值根据优化运行软件实时提供。 调整主汽压力的同时也就是调整机组负荷的过程，当机组负荷维持一定时，锅炉应根据外部负荷的变化情况及锅炉内部燃烧工况的变化情况，及时调整输入锅炉的热量，调整燃烧，改变锅炉的蒸发量，维持过热汽压力在负荷所对应的滑压线围内，严防汽压大幅度波动。 当主汽压力发生变化时，运行人员应及时判断引起变化的原因，根据汽压及负荷发生变化的先后，结合蒸汽流量、给水流量的变化过程，判断是由于外界负荷原因还是由于锅炉燃烧原因引起的变化，并根据汽压变化的速度，及时增大或减小燃料量;燃料量与负荷量应保持相应的能量均衡;调节燃料量同时应调整一、二次风量，保证燃烧的稳定。 若由于外界负荷原因引起主汽压力波动，负荷变化范围较小时，可以调整正在运行的制粉系统的给煤量，如负荷变化范围较大时，可以启停制粉系统进行调整;一般情况下，制粉系统 给煤机的出力应保持在50%,80%的范围内运行，当正在运行的粉系统给煤机的出力全部大于80%时，应启动备用制粉系统，若小于50%时，应视具体情况停运一套制粉系统。 若由于锅炉燃烧原因引起的主汽压力波动，应立即检查分析。由于燃用煤质发生变化或制粉系统设备运行不正常等原因引起燃烧工况发生变化，应针对不同原因采取措施，稳定燃烧工况。 由于负荷变化速度较快或由于煤质变化范围较大而造成压力上升速度很快时，必须立即开启锅炉过热对空排汽阀降压，以使汽压尽快恢复至正常范围;如果汽压升至安全门动作值，而安全门拒动时，应立即切除部分燃烧器的运行，手动启安全门，锅炉降压，在过热汽压降至正常值后应立即设法使其回座。如果锅炉压力超过最高压力安全门动作值且继续上升，而所有的安全门、电磁释放阀拒动，且汽机?、?旁路不动作不能泄压时，应立即手动MFT使锅炉紧急停运。 当机组高压加热器故障切换或机组负荷大幅度变化时，运行人员应注意再热器出入口压力变化，当再热汽压升高幅度较大时，锅炉应紧急减少燃料量，降低机组负荷，防止再热器系统超压。 3.5.6过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整 过热蒸汽和再热蒸汽温度是影响机组安全、经济运行的主要因素，是锅炉运行中必须监视和控制的主要参数之一。 机组正常运行时，保证过热汽温及再热汽温均在540?5?范围内，保证两侧汽温偏差不超过15?。 当机组负荷、锅炉燃烧工况、给水温度以及燃料性质等因素变化时，均会引起过热蒸汽和再热蒸汽温度的变化，运行人员应及时分析汽温变化的原因及方向，进行相应的调整。 蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。烟气侧的调主要是改变火焰中心的位置和流过过热器和再热器的烟气量。蒸汽侧的调整，是根据蒸汽温度的变化情况，适当调整相应减温器的减温水量，达到调整蒸汽温度的目的。 运行中根据任何运行工况的变化，分析引起蒸汽温度变化的趋势，尽量使调整工作恰当地做在蒸汽温度变化之前。在监视时，要特别注意对过热器、再热器中间各段蒸汽温度的监视。 当用减温水调节过热蒸汽时，以一级喷水减温为主，二级喷水为辅。在调节汽温时，应视各段壁温和蒸汽温度情况，两级减温器配合使用，控制各段壁温和蒸汽温度范围之内。 再热汽温调节的主要手段为摆动式燃烧器，通过改变燃烧器的摆角来调整再热汽温以提高机组运行的经济性，再热器喷水减温器作为辅助调节;再热汽温升高较快时，应及时调整事故喷水减温。在低负荷时还可以通过调整过量空气系数或运行上层磨煤机的方式来调节再热汽温。 发现汽温降低时，应及时加强过热器吹灰，发现汽温升高时，减温水量较大时应加强对炉水冷壁和省煤器的吹灰，并可采用在确保燃烧完全的前提下减少锅炉总风量和调整摆动式燃烧器倾角等手段。 第四章 大型锅炉汽水流动过程 第一节 自然循环原理 4.1.1自然循环的概述 由汽包、下降管、联箱、上升管等组成的循环回路中，上升管在炉内受热，管内的水被加热到饱和温度并产生部分蒸汽;而下降管在炉外不受热，管内为饱和水或未饱和水。因此，上升管中汽水混合物的密度小于下降管中水的密度，在下联箱中心两侧将产生液柱的重位差，此压差推动汽水混合物沿上升管向上流动，水沿下降管向下流动。工质在沿汽包、下降管、下联箱、上升管、上联箱、连接管道再到汽包这样的回路中的运动是由其密度差造成的，而没有任何外来推动力。因此将这种工质的循环流动称为自然循环。 4.1.2自然循环回路的总压差 如图4,1所示的循环回路示意图中，出于受热上升管内工质不断吸热，产生部分蒸汽，使上升管与下降管内工质密度产生差异。因此，下联箱中心截面A-A两侧将受到不同的压力。截面左侧管内工质作用在截面A-A的静压力为 (4,1) 截面右侧管内汽水混合物作用在截面A-A的静压为 : 图4-1 自然循环系统 (4,2) 式中 ——汽包内压力，Pa; ——下降管内上质的平均密度，kg,m3; ——上升管内汽水混合物的平均密度，kg,m3; h ——下联箱中心至汽包水面距离，m。 从式(4,1)和式(4,2)可以看出，由于>，所以静压>，表示截面A-A两侧所受压力是不同的，此压力差将推动联箱内工质由左向右移动。式(4,1)、式(4,2)是在管内工质不流动时得出的。 循环回路中，工质流动时要克服磨擦阻力和局部阻力，这都和联箱中心处的压力有关。现根 据流体流动的基本原理分析流动状态下联箱中心处的压力。 (一)下降管系统作用在联箱中心处的压力 在流动时，下降管系统有流动阻力损失，水向下流动时在联箱中心处的实际压力要比静压小，即 ,，, (4—3) (二)上升管系统作用在联箱中心处的压力 由于上升管内工质流动是由下向上流动，联箱中心处的压力应能克服上升管系统的总的流动阻力和重位压差，才能使工质进入汽包，因此 ,，， (4,4) (三)总压差 式(4,3)及式(4,4)是在管内工质流动时得出的结果，且、中均包括汽包压力。现取汽包水面和联箱中心的压力的差值来表示下降管系统和上升降管系统的总压差，则下降管系统的总压差为 ,,,, (4,5) 上升管系统的总压差为 ,,,, (4,6) 式(4,5)及式(4,6)的总压差中均包括流动阻力(磨擦阻力和局部阻力)及重位压力降。在稳定流动时，联箱中流体只有一个压差值(与汽包压力的差值)，所以这两个压差值必须相等，即 = (4,7) 式(4,7)是用来计算锅炉水循环的主要依据，这种方法称为水循环计算中的压差法。 4.1.3运动压头 自然循环回路中的循环推动力称为运动压头、以表示 ,, (4,8) 自然循环回路中的运动压头就是回路中循环的推动力，这一压头将用于克服下降管、上升管及汽水分离装置的流动阻力，即 ,，， (4,9) 式中 ——下降管系统的阻力，Pa; ——上升管系统的阻力，Pa; ——汽水分离器的阻力，Pa。 运动压头扣除上升管系统的阻力、汽水分离装置的阻力之后，剩余部分就称为有效压头，以表示 ,,(，) (4—10) 将式(4,9)代入式(4,10)可知，循环回路的有效压头是用来克服下降管阻力的。因此，自然循环回路中，工质在稳定流动情况下，有效压头应与下降管系统的阻力相等，即 , (4,11) 式(4,11)也可用来对锅炉进行水循环的计算，这种方法称为水循环计算中的压头法。 4.1.4影响循环推动力的因素 运行压头是自然循环的推动力。运动压头越大，工质在循环回路中的流动速度越高，这有利于水循环的安全。由式(4,8)可知，运动压头的大小取决于饱和水与饱和汽的密度差、上升管中的含汽率和循环回路的高度。饱和水与饱和汽的密度差与锅炉的工作压力有关，随锅炉工作压力的提高，饱和水与饱和汽的密度差()减小，()也相应减小，因此运动压头也减小。增加循环回路高度，在上升管入口工质欠焓及炉内热负荷一定的情况下，含汽段高度相应增加，运动压头增大。上升管受热增强时，产汽量增多，汽水混合物的平均密度减小，运动压头随之增大。若下降管含汽，下降管内工质的平均密度减小，运动压头也随之降低。另外，上升管入口工质的欠焓大小对运动压头也有影响，当锅水有欠焓时，进入上升管的水必须多吸收一些热量才能沸腾，致使产汽量减少，运动压头降低;欠焓越小，运动压头就越大、当欠焓为零时，运动压头最大。随着锅炉蒸汽压力的提高，运动压头减小，为了维持循环回路的安全和水循环的稳定，需要增大上升管的含汽率，以降低汽水混合物的平均密度来进行补偿。但含汽率过大，水冷壁的工作安全不能得到足够的保证。因此，目前对汽包压力约为19MPa的锅炉，如进行较合理的设计和布置，还可以继续采用自然循环流动方式。但压力再高就很难保证水循环的稳定性，这时需要采用强制流动，即借助水泵的压头来推动工质流动。 第二节 蒸发受热面安全工作问题 4.2.1蒸发受热面安全工作与水循环关系 蒸发受热面担负着产生蒸汽、保护炉墙、防止结渣的重要任务，它的外部工作条件在所有受 热面中是最恶劣的，烟气温度高达1000,1600?，因此蒸发受热面安全工作是个十分重要的问题。受热面金属安全工作条件是:管壁温度小于金属材料允许使用温度。当管壁温度高于材料允许使用温度时，金属氧化速度加快;发生高温腐蚀。同时金属蠕变速度增加。当温度发生波动时，会发生热疲劳而破坏。 管壁温度主要取决于工质侧对流放热系数。而取决于管内工质的流动和传热情况。也就是说，蒸发受热面的安全工作主要取决于水循环情况，另外结垢、腐蚀等因素也影响蒸发受热面的安全工作。 水的沸腾放热系数高达10000 W/(?)，而蒸汽的放热系数却要小得多。由于上升管中的工质是汽水混合物，在上升管内壁上是汽还是水，对影响是很大的，因此要研究蒸汽在汽水混合物中的分布，即流型问题和沸腾传热情况。 4.2.2汽液两相流的流型 在汽液两相流中，汽泡与液体之间存在很多形状的分界面且不断变化，将这些“界面”人为地分为几类，就称为“流型”。 锅炉蒸发管内的流型主要分为四类，即泡状流、弹状流、环状流、雾状流。如图4,2所示。 (a)泡状流:在连续的浓相中，分散存在着小汽泡。 (b)弹状流:泡状流中，汽泡浓度增大时，受趋中效应的作用。小汽泡聚合成大汽泡，直径逐渐增大。汽泡直径接近于管子内径时，形成弹状流。 (c)环状流:由于汽弹的内压力增大，当汽弹的内压力大于汽泡的表面张力时，汽泡破裂，液相沿管壁流动，形成一层液膜;汽相在管子中心流动，夹带着小液滴。 (d)雾状流:管子壁面上的水膜完全蒸干时，蒸干点的质量含汽率,0.8，即蒸汽中仍然夹带着小液滴，形成雾状流。 自然循环锅炉的蒸发管中，因为限制0.4，所以一般不会出现雾状流。 图4,2 垂直上升管汽水混合物流型 (a)泡状 (b)弹状 (c)柱状 (d)液雾状 4.2.3蒸发管内的传热 (一)蒸发管内的流型与传热的关系 在蒸发过程的各个阶段，蒸发管内的流型在不断变化。不同的流型状态下，流体对管子壁面的热交换方式不同，冷却能力也不同，即管内流体的放热系数在不断变化。放热系数越大， 管壁温度越接近工质温度。 图4—3表示了垂直管中的流型和传热工况的关系。图中蒸发管按流型发展的不同阶段分为不同的传热阶段。 在管子入口的单相液体流动阶段，流体温度低于当地压力下的饱和温度，管壁温度低于产生汽泡所需的温度，为单相的过冷水对壁面的对流传热，放热系数基本不变。 在汽泡状流动的初级阶段是过冷沸腾阶段。因为此时的壁面温度大于饱和温度，在壁面上产生小汽泡，而管子中心流体温度尚未达到饱和温度，汽泡被带到水流中，很快凝结而消失，放热系数增大。 在汽泡状流动的后期和环状流动阶段，由于不断吸热，管内的水流达到饱和温度在壁面上产生的蒸汽不再凝结，壁面上不断产生汽泡，又不断脱离壁面，水流中分散着许多小汽泡，此时饱和核态沸腾开始，并一直持续到环状流动阶段结束。此阶段中，管内放热系数变化不大，管壁温度接近流体温度。 在有卷吸的环状流动阶段，环状流的液膜变薄，管子壁面上的热量很快通过液膜传递到液膜表面，此时在管子壁面上不再产生汽泡，蒸发过程转移到液膜表面进行。放热系数略有提高，管壁温度接近流体温度。在雾状流动阶段，由于管子壁面的水膜被蒸干，只有管子中心的蒸汽流中央带着小液滴，壁面由雾状蒸汽流冷却，工质对管壁的放热系数急剧减小，管壁温度发生突变性提高。随后，由于流动速度增加和小液滴对管壁的润湿作用，使工质对管壁的放热系数又有所增大，管壁温度略有下降。 当雾状流蒸汽中水滴全部被蒸干以后，形成单相的过热蒸汽流动，放热系数进一步减小，管壁温度进一步上升。 图4,3 汽水混合物的管内流型与传热区域 (二)蒸发管内的传热恶化 以上的流动工况和传热工况发生于热负荷不大的条件下。当热负荷不断增大到—定程度时，水冷壁管内就会产生膜态沸腾。膜态沸腾有可能发生在环状流动阶段，当热负荷进一步提高时，也可能发生在泡状流动阶段，特别是可能发生在过冷沸腾阶段。 当蒸发管内壁热负荷低于某一临界热负荷时，管内受迫流动的沸腾状态为核态沸腾。此时增大热负荷可使管子内壁的汽化核心数目增多，壁面附近的扰动增强，对流换热系数增大，壁面温度升高不多;当>后，管了内壁汽化核心数急剧增加，汽泡形成速度超过汽泡脱离壁面速度，贴壁形成连续的汽膜，即呈膜态沸腾，这时对流换热系数急剧下降，传热程度恶化，壁温急剧上升。这种由核态沸腾转变为膜态沸腾的传热恶化即第一类沸腾传热恶化，如图4—4(a)所示。热负荷越高，发生核态沸腾时，汽水混合物中含汽率x值越小，甚至在过冷区段也会发生核态沸腾。开始发生核态沸腾时的热负荷称为临界热负荷 。第一类沸腾传热恶 化的特性参数为临界热负荷。 图4,4 传热恶化示意图 (a)第一种传热恶化 (b)第二类传热恶化 在受迫流动的管内沸腾过程中，还有另一种传热恶化的情况，即当管内汽水混合物中含汽率x达到一定数值时，管内流动结构呈环形水膜的汽柱状。这时水膜很薄，局部地区水膜可能被中心汽流撕破或水膜被蒸干，管壁得不到水的冷却，其放热系数明显下降，也会导致传热恶化。这类贴壁水膜被蒸干的传热恶化即为第二类沸腾传热恶化，如图4—4(b)所示。这类传热恶化是由于管内汽水混合物含水欠缺造成的，故又被称为蒸干传热恶化。发生第二类沸腾传热恶化的含气率称为临界含气率，即第二类沸腾传热恶化的特性参数。引起第二类沸腾传热恶化的原因是管内工质的含气率x过高，保护管壁的水膜被撕破或蒸干。 第三节 自然水循环的可靠性指标 4.3.1自然水循环工作的可靠性指标 (一)循环流速和质量流速 循环流速和质量流速的定义式参见式(4,12)、式(4,13)。 从传热方面来看，若要水冷壁或对流管束等受热面能得到充分冷却，管内工质应具有一定的流速，才能把管壁的热量带走。如果工质不流动或流动速度很慢都会导致管壁温度升高，使得管壁超温而破坏。人们用循环流速来表示工质流速的大小。其定义为循环回路中，上升管入口按工作压力下饱和水密度折算的水流速度称为循环流速，即 ,(m/s) (4,12) 式中 G ——进入上升管的循环水量，kg/s; ——工作压力下饱和水密度，kg/m3; ——上升管流通截面积，m2。 循环流速等于质量流速除以饱和水密度。对于受热蒸发管而言，管内水不断汽化，各流通截面汽水混合物的流速也随之而变化，使用起来不方便。因而人们常常采用质量流速来表示管内工质流量。其定义为工质流过管子单位流通截面的质量流量称为质量流速，即 , kg/(m2 s) (4,13) 这是由于不论管子受热与否及受热强弱，只要管子流通截面积不变，在稳定流动下管子各截面的质量流速就不变，即,常数。 在稳定流动时，循环流速不变。循环流速的大小直接反映管内工质带走管外传入的热量及所产生汽泡的能力。循环流速越大，进人上升管的工质越多，从管壁带走的热量及所产生的汽泡越多，管壁的冷却条件越好，管壁就不会超温。所以循环流速是判断水循环安全的重要指标之—。但随着循环流速的提高，循环回路的流动阻力也相应增大，循环流速的大小取决于循环回路所能提供的运动压头与回路阻力的平衡关系。 循环流速是一个流量参数，虽然它能反映水流速度的快慢，能判断水循环的安全性，但它是按上升管入口水量计算得到的。对于受热不同的上升管，即使循环流速相同，但由于产汽量不同，在上升管出口处的汽水混合物中含水量就不同。对受热强的上升管，由于产汽量较多，出口水量较少，管子内壁四周可能维持不住连续流动的水膜。同时，汽水混合物比容增大、流速提高，可能撕破很薄的水膜，造成第二类沸腾传热恶化，使管壁超温。因此，循环流速不是反映水循环安全的唯一指标。 (二)循环倍率K 自然循环回路中，进入上升管的循环水量并未全部变成蒸汽，上升管出口的蒸汽量仅占入口水量的一部分。为了表示蒸汽流量所占水流量的份额，因此引入循环倍率的概念。循环倍率的定义为:循环回路中，进入上升管的循环水量G与上升管出口蒸汽量D之比，用符号K表示，即 (4—14) 循环倍率K的意义是上升管中每产生1kg蒸汽需要进入上升管的循环水量，或1kg水全部变成蒸汽在循环回路中需要循环的次数。 K的倒数称为上升管出口汽水混合物的蒸汽干度或质量含汽率x，则有 x, (4,15) 质量含汽率x表示汽水混合物中蒸汽质量流量的份额。循环倍率K愈大，含汽率x愈小，则上升管出口汽水混合物中水的份额较大，管壁水膜稳定，对管壁冷却作用较好。所以，经常用循环倍率来评定锅炉水循环是否安全。但K值过大，上升管产汽量太少，上升管内工质的平均密度增大，循环回路的运动压头减小，将使循环流速降低，对水循环安全也不利。 (三)自补偿能力和界限含汽率 上述分析说明，循环流速随热负荷的变化而变化。热负荷太低，由于产汽量太少，循环流速过低。相反，热负荷越大，产汽量越多，循环流速是否越高，这个问题应从两方面来看:随着受热面热负荷增大，上升管的产汽量增加，质量含汽率x增大，一方面运动压头增大;另一方面上升管的流动阻力也随着增大。循环流速是增大还是减小取决于这两个因素中变化较大的一个。当含汽率x不太大时，运动压头的增加大于流动阻力的增加。因此，随着x的增大，循环流速增大。当x增大到一定数值后，继续增大x，由于流动阻力与工质流速的平方成正比，将出现流动阻力的增加大于运动压头增加的状况，这时随着x的增大，循环流速反而下降。循环流速与上升管质量含汽率x的关系如图4,5所示。图中最大循环流速所对应 的上升管质量含汽率x，称为界限含汽率。界限含汽率的倒数则称为界限循环倍率。 图4,5 循环流速与上升管含气率X的关系 在上升管含汽率小于界限含汽率范围内，自然循环回路上升管受热增强时，循环水量和循环流速也随之增大，这种循环特性称自补偿性或自补偿能力。若热负荷太大，上升管含汽率超过界限含汽率，这时随着受热面吸热增强，循环水量和循环流速反而减小，则失去白补偿能力。为了保证自然循环回路的工作安全，锅炉应始终在的自补偿范围内。因此，上升管的含汽率必须始终小于界限含汽率，而循环倍率则应始终大于界限循环倍率。此外，对汽包压力大于17MPa的锅炉，上升管出口含汽率还应受到不发生蒸干传热恶化的限制。 (四)循环倍率的推荐范围 循环倍率K是一个判断水循环工作可靠性的重要指标。表4,1列出了正常工况下几种自然循环锅炉界限循环倍率及其推荐范围。界限循环倍率是指既保证锅炉具有自补偿性，又不出现沸腾传热恶化的最小循环倍率。推荐的循环倍率必须大于界限值，并留有一定的安全裕量，但又不得偏离界限值太远。否则，尽管保证了自补偿性及上升管出口管壁稳定的水膜，却由于循环流速降低，不能保证热负荷较高的下辐射区水冷壁得到可靠的冷却。 表4,1 界限循环倍率和循环倍率推荐范围 锅炉蒸发量(t/h) 锅炉汽包压力(MPa) 界限循环倍率() 燃煤锅炉的 推荐循环倍率K 燃油锅炉的 推荐循环倍率K 35-240 4-6 10 15-25 12-20 160-420 10-12 5 8-15 7-12 185-670 14-16 3 5-8 4-6 >800 17-19 >2.5 4-6 3.5-5 从表4,1可以看出，随着锅炉容量的增大、压力的提高，循环倍率却相应减小。对同一压力级的锅炉，蒸发量愈大，水冷壁面积相应增大，但其增长速度，特别是上升管流通截面积的增长速度总是低于蒸发量的增长速度。为了维持一定的循环流速，循环水量G必须与上升管截面积A同步增长。因此，循环水量G增长速度同样小于蒸发量D的增长速度，循环倍率随锅炉参量的增大而降低。对蒸发量相同的锅炉，若工作压力提高，由于汽化潜热减小，所需蒸发受热面减少，上升管截面积也相应减小，同时饱和水密度也随着降低。为了维持一定的循环流速，循环水量G也应同步降低，而蒸发量D不变，所以随着锅炉压力升高，循环倍率降低。 第四节 自然循环常见故障及防止措施 循环流速是蒸发管工作安全的重要指标。通过对循环回路的水循环计算，确定了循环流速和循环倍率。若在保证水冷壁在平均吸热情况下能安全工作，则应使>，并维持一定的循环流速。为了防止水中污垢沉积在管壁上。循环流速应大于0.4m/s，大型锅炉的循环流速一般为=1-2 m/s。但循环流速的计算值只是循环回路中许多并联上升管的平均水速。实际上由于结构和运行条件等方面的原因，并联管子之间存在着流量不均和吸热不均，即水冷壁平行管间存在着热偏差。个别管子的循环流速和循环倍率不同程度地小于平均情况下的数值，甚至可能发生循环停滞、倒流或传热恶化等现象，破坏水循环的正常进行。此外，下降管系统带汽、汽化等不正常工作，对水循环也有不利影响。因此，有必要对水循环安全性进行分析，由此提出提高水循环安全性措施。 4.4.1自然循环的常见故障 由于结构上的差异及运行工况的变化，水冷壁各并列上升管的受热情况并不均均，因此并列上升管的循环流速及循环倍率也各不相同。在自然循环锅炉的循环回路中,因水循环不正常而导致炉管损坏的现象称为水循环故障。一般常见的故障有:循环停滞、循环倒流、出现自由水面、汽水分层等。 锅炉的每个循环回路都由许多并列上升管和公共的下降管组成，并具有自补偿性。当并列管受热不均时，流量分配也不均匀，即受热强的管产汽量多，循环流速高，循环水量多;受热弱的管产汽量少，循环流速低，循环水量少。且受热弱的管子受热弱到一定程度后，就会出 现循环停滞。对于水平管或微倾斜管，若循环流速太低将会出现汽水分层。 (一)循环停滞 由上述分析可知，并列上升管受热不均时，受热弱的上升管产汽量少，循环流速低。当循环流速低到进入管中的循环水量G等于该管的产汽量D时，称为循环停滞。此时循环倍率K,1。 在停滞的上升管中，水几乎不流动，只有少量的汽泡穿过静止水层向上浮动。产生的汽泡不能及时脱离管壁，在管子的弯头等部位容易产生汽泡的积累，管壁得不到足够的水膜来冷却，而导致超温破坏。若停滞管的上部受热足够强(如炉膛结渣时)，也可能出现因管壁水膜蒸干而导致管子烧坏。 当引入汽包汽空间的上升管发生停滞时，由于停滞管的运动压头很小，不足以将密度较大的汽水混合物提升到上升管最高点再进入汽包。因此，水将停留在上升管的某一部位，形成自由水面，如图4—6所示。在水面以上的受热管段，只有少量蒸汽的缓慢流动，管壁温度迅速升高。同时由于水面不断波动，壁温不断波动所产生的交变热应力会致使管子疲劳损坏。 图4,6 循环停滞示意图 1,引入汽包汽空间的上升管 2,引入汽包水空间的上升管 3,下降管 (二)循环倒流 循环倒流发生在引入汽包水空间的上升管或具有上下联箱的水冷壁管组中，且该管受热较弱以致其重位压差大于回路工作压差。这时，该上升管内工质是自上向下流动，即该上升管实际成为一根受热的下降管。 倒流发生时，如果倒流水量很大，而蒸汽量不大，这时倒流的水能够将蒸汽带着向下运动，或倒流管中蒸汽量较多，蒸汽向上的速度大于倒流水速，蒸汽不被倒流水所阻碍，直接向上运动进入汽包。在这种情况下，倒流管都能得到水膜较好的冷却，工作是安全的。但当蒸汽向上的速度与倒流水速相近时、下降的水速不足以将汽泡带着向下运动，却阻碍汽泡上浮。这些处于停滞或运动缓慢的汽泡逐渐聚集、增大、形成汽塞，如图4,6所示。汽塞忽上忽下的缓慢运动，与汽塞接触的壁温交替变化，导致管壁过热或疲劳破坏。对于水冷壁蒸发管，目前规定不容许发生任何循环倒流现象。 (三)汽水分层 当汽水混合物在水平或微倾斜管内流动时，由于汽、水密度不同，水倾向于在管子下部流动，汽倾向于在管子上部流动。若汽水混合物流速较高，扰动剧烈，汽水混合较好，管壁能得到良好的冷却。若汽水混合物流速过低，汽在管子上部流动，水在管子下部流动，形成明显的分界面，这种现象称为汽水分层，如图4,7所示。 图4,7 水平管道汽水分层 出现汽水分层时，管壁上部温度明显高于下部温度，可能造成上部管壁超温。同时，上下管壁温差将形成温差热应力。随着水面波动，在汽水分界面附近，由于温度交替变化还会产生文变热应力。防止汽水分层的措施是尽可能避免布置水平或倾角小于15?的沸腾管。如在结构上不可避免时，要尽可能提高管内汽水混合物的流速。 (四)下降管含汽 当下降管含有蒸汽时，管内工质平均密度减小，运动压头减小，而工质的体积流量将增大，致使下降管的流动阻力增大。这样能克服的上升管阻力减小，循环流速和循环倍率降低，使得受热弱的上升管更容易发生循环停滞等故障。如果下降管中的蒸汽被水带入水冷壁管，还会使水冷壁并列管流量分配不均，加剧并列管间的热偏差。因此，锅炉运行中应尽量避免或减少下降管带汽。 现代锅炉下降管含汽的原因主要有以下几个方面:在下降管入口锅水自汽化、下降管入口截面上部形成漩涡漏斗、汽包水室含汽等。 1(下降管入口锅水自汽化 汽包内的锅水在没有欠焓时，为汽包压力下的饱和水。对于饱和水而言，当外界压力稍低于饱和压力，就有一部分水将汽化成蒸汽，生成的蒸汽就有可能被带入下降管中。汽包水面到下降管入口有一段水柱高度h，它形成的重位压力降，使得下降管入口处水的压力比汽包压力高: , (4,16) 当锅水进入下降管时，水速从接近静止突然增加到产生加速压降，同时由于流速截面积的变化产生局部阻力损失。这两个因素将使下降管入口处水的压力降低: = (4-17) 式中 ——水从汽包进入下降管的局部阻力系数; ——汽包压力下饱和水的密度，kg/m3 ; ——下降管内工质流速，m/s。 显然，只有当>,即下降管入口处的水压大于汽包压力时，才不会发生自汽化现象。这样，由式(4,16)和式(4,17)可得到防止自汽化的条件为 > (4,18) 化简后得到不发生自汽化的汽包水面到下降管入口间的水柱高度，即 h> (4,19) 由式(4,19)可知，提高下降管入口以上的水位高度或减小下降管中水流速度，均可防止锅水的汽化。此外，提高锅水欠焓，也可避免锅水自汽化。不过一般锅水自汽化产生的蒸汽量较少，且锅水向下流动时，由于重位压力的影响，压力逐渐升高，这部分蒸汽很快凝结，因此对水循环影响不大。对于高压以上的锅炉，由于给水欠焓，锅水温度常低于汽包压力下的饱和温度，因此高参数大容量锅炉在正常工况下发生锅水自汽化的可能性较小。 2(下降管入口截面上部形成旋涡 当下降管入口以上的水位高度较低时，锅水进入下降管的过程中，由于流动方向和速度的突然变化，在下降管入口处产生旋转涡流，在涡流中心是个低压区，所以水面降低形成漩涡漏斗，如图4,8。如果漏斗的底很深直至进入下降管时，蒸汽将被旋涡中心吸入下降管。 旋涡漏斗的形成主要与汽包内水位高度、下降管入口水速、管子内径及水在汽包内的水平流速等因素有关。汽包水位太低。下降管入口水速过高、管径太大，水平流速很低都易形成旋涡漏斗。 高参数锅炉下降管的流速很高，又普遍采用大直径集中下降管，故形成旋涡漏斗的可能性大。 图4,8 下降管入口处的漩涡漏斗 防止形成旋涡漏斗的措施有: (1)适当维持一定的汽包水位，使漏斗的底深不至进入下降管; (2)在下降管入口处加装格删或十字板，这样可破坏旋涡漏斗的形成。目前认为格栅是防止漩涡漏斗的有效方法。 3(汽包水室含汽 现代锅炉大都采用汽包内旋风分离器进行汽水分离。水冷壁来的汽水混合物先进入分配箱，再由分配箱进入旋风分离器，分离出来的蒸汽由旋风分离器上部进入汽包蒸汽空间。水由下部进入水空间。由于汽水分离不可能完全彻底，因此汽包水空间不可避免地含有部分蒸汽。当蒸汽的上浮速度低于水的下降速度时，蒸汽就有被锅水带入下降管的可能。含汽量的多少，主要取决于汽水混合物引入汽包的方式、流向下降管的水流速度和汽水分离装置的分离效率。对于采用大直径集中下降管的锅炉，特别是在临界压力下，汽水密度差较小，汽水分离困难，蒸汽在水中的上浮速度慢，下降管入口水速又放大，则下降管含汽是很难避免的。 4.4.2提高水循环安全性的措施 影响水循环安全性的常见因素有:并列上升管吸热不均匀、下降管带汽、下降管、汽水引出管和汽包内分离装置阻力过大，以及压力变化速度等。下面分析这些因素对水循环安全的影响及提高水循环安全性的措施。 (一)蒸发管吸热不均 由于炉内热负荷沿炉膛宽度和深度的分布不均匀，故水冷壁各部位的吸热量也就不同。而水循环故障(停滞、倒流)多发生于受热弱的蒸发管中，而受热强弱差别是由于吸热不均匀引起的。炉膛中沿其宽度或深度的热负荷不均匀系数，最大可达1.2，最小只有0.5,0.6。即某炉墙上最大热负荷与最小热负荷相差一倍左右。如果这些吸热有显著差别的管子并联在一组上升管系统内，则受热弱的管内就可能发生水循环故障。 为减小并列蒸发管吸热不均，现代锅炉在结构和布置上常用的措施有: 1(按受热情况划分循环回路，将每面墙的水冷壁按受热强弱情况划分为若干个独立的循环回路，每—回路中并列管子的受热情况与结构尺寸差异不大。划分的回路越多，每一回路中并列的管数越少，吸热就越均匀。为简化结构，现代锅炉每面墙的水冷壁，一般划分为3,8个独立循环回路。 2(改善炉膛四角管子的受热情况。由于炉膛四角布置的管了吸热最弱，因此四角最好不布置管子，或将炉膛截面切角形成八角炉膛。另外，布置在炉膛四角的一些吸热差的管子最好划分成单独的独立循环回路。 3(采用平炉顶结构，用平炉顶取代前斜壁顶栅，可使两侧墙水冷壁吸热区段的高度基本相同，减少吸热不均匀。 为减小并列管吸热不均，在运行方面应注意以下几点: 1(保持炉膛火焰中心位置，避免火焰偏斜。 2(保持水冷壁清洁，防止局部结渣积灰。结渣使管子吸热不均匀性增加，当回路中某些管子结渣时，它们的吸热量减少，循环流速降低。 3(避免锅炉长时间低负荷运行。锅炉负荷较低时，由于蒸发管中产汽量较少，循环流速本来就低，加之低负荷运行时投入的燃烧器个数少，火焰在炉内充满度较差，炉膛温度分布不均，水冷壁吸热不均匀程度相对增大，吸热较弱的偏差管容易发生循环故障。 (二)下降管阻力 当下降管的总阻力系数减小时，在相同流速的情况下，流动阻力就会减小。工作总压差可以用下降管的总压差来表示，后者，减小，会使增加。由循环特性曲线可知，当下降管系统的总压差曲线向上移动，工作交点也向右上方移动，循环流量和总压差都增加。对吸热弱的管 子来说，水流量也会增加一些，可以避免发生循环停滞和倒流，也可使回路循环流速和循环倍率增加，有利于上升管的工作安全。 减小下降管阻力采取的措施有:在设计时，应力求减小总阻力系数，可采用大直径下降管，布置的管路应力求简单;选择较大的下降管截面积与上升管截面积之比，以减小下降管内工质流速。另外，在设计和运行时，应采取一些防止下降管带汽的具体措施。 (三)汽水引出管和汽包内分离装置的阻力 由本章第一节分析可知:循环回路的运动压头。如果在减小下降管阻力的同时，减小上升系统中的汽水引出管阻力和分离装置阻力，这样就可利用更多的运动压头来克服上升管的阻力，增大循环流速，有利于水循环的安全。 减小汽水引出管阻力的措施，可采用较大直径引出管，增大流通截面积，即汽水引出管与上升管的截面积之比，减小汽水混合物在引出管内的流速，降低引出管的流动阻力。另外，管路布置也应尽量简单。 对于一些循环高度较小的小容量铝炉，当采用旋风分离器来分离汽水混合物时，因阻力过大，容易出现水循环故障，故应改用其他阻力小的分离元件，以保证水循环安全。 (四)压力变化速度 锅炉在实际运行过程中，常常由于受到内部或外部因素的干扰而导致稳定工况的破坏，使汽包压力和水位发生波动。在正常的启停和运动过程中，锅炉负荷和参数的变化速度比较缓慢，一般不会对水循环的安全带来影响。但在事故停炉、汽轮机甩负荷或外界负荷突然大幅增加等引起工况急剧变化的情况下，锅炉负荷发生大幅度快速变化。导致汽包压力和水位剧烈波动，特别是高压以上压力的锅炉，由于水容积和金属质量相对较小，蓄热能力较小，因而适应负荷变化的能力相对较差。所以，在严重的不稳定工况下，压力变化速度很大，而压力的快速波动，将引起水循环的变化。 在升压过程中，由于饱和温度提高，工质和金属的蓄热量随之增加，因而上升管产汽量少，循环回路的运动压头也就小。在受热弱的上升管中，由于其本身含汽率小，含水量多，压力升高时，产汽量更少，故运动压头降低更多，有可能产生循环的停滞或倒流。循环停滞或倒流是否会产生，由升压速度的大小和受热弱管子的受热情况来决定。当受热弱管子的吸热量大于该管克服循环停滞(或倒流)所需要的最小吸热量时，则该升压速度是允许的，这时循环停滞或倒流也就不会发生。 在降压过程中，工质饱和温度随之降低，工质和金属释放出积蓄的热量，上升管中产汽量增加，当降压速度不是太大，下降管中不产生蒸汽时，回路的运动压头增加。此外，受热较弱的管子中，由于存水量多，蓄热量大，降压时产汽量也较多，相当于增加了更多的吸热量。因此，降压对水循环是有利的。如果降压速度过大，下降管中产生蒸汽，这一方面使下降管中流动阻力增加，另一方面使循环回路的运动压头下降。此时对受热弱的管子可能发生循环停滞或倒流，影响水循环的可靠性。当下降管内工质流速时，下降管中产蒸汽对循环安全性的影响更严重，因为这时不易将汽化产生的蒸汽带走。 因此，锅炉工况变化时，要控制压力的变化速度在允许范围内。因为压力变化速度过大，一方面使承压部件产生较大的机械应力;另一方面可能使正常的水循环遭到破坏，产生循环故障。` 第五节 直流锅炉蒸发受热面的安全性问题 直流锅炉蒸发受热面的安全性问题包括水动力特性、流体的脉动、热偏差、沸腾传热恶化等。下面简单介绍这些直接关系到蒸发受热面工作安全的问题。 4.5.1直流锅炉的水动力特性 (一)水动力特性的概念 水动力特性是指在一定的热负荷下，强制流动受热管圈中，工质质量流量G与管屏进出口压差(即流动阻力或流动压降)?P之问的关系。两者的关系可在以流量G为横坐标，以压降?P为纵坐标的坐标系上用曲线表示，如4―9所示。 图4,9 水动力特性曲线 1,稳定的水动力特性 2,不稳定的水动力特性 如果对应于一个压差只有一个流量，则这样的水动力性是稳定的，或者是单值性的，如4―9曲线1所示。当管中的工质是单相流体(只是水或水蒸汽)时，即属于这种情况。 如果对应于一个压差可能有两个甚至三个流量，则这样的水动力性是不稳定的，或者是多值性的，如4―9曲线2所示。当管中的工质是双相流体(汽、水的混合物)时，即可能出现这种情况。 当产生不稳定的流动特性时，对于并联工作的各蒸发受热面管子是很不安全的。因为这时管屏进出口端的压差虽然相等、屏管的总流量不变，但是屏管的各根管子中的流量却不相同，而且可能相差很远，此时流量小的管子就有发生过热的危险。同时各管的流量还可能随时间而呈非周期性变化，工质流量时大时小，管壁温度经常变动，也容易引起管子金属的疲劳损坏。 (二)水平管圈中的水动力特性 水平围绕管带、水平迂回管带及螺旋式水冷壁，都按水平布置的管圈(泛指管带、管屏，有时指单根管子)来分析。在水平布置的蒸发受热面中，由于管子很长而管屏的高度相对较小，即与流动阻力相比重位压头相对较小，因此可忽略重位压头的影响，而认为管子进出口两端的压差就等于流动阻力。 根据流动阻力计算式的推倒可知，当管子的长度、直径、摩擦和局部阻力系数一定时，流动 阻力?P与工质的平均比容及容量G的平方有关，即 ?P,K (4,20) 其中K对一定的管圈为常数。 若管圈进口为未饱和水，并假定沿管子长度的热负荷是均匀分布且保持不变。则当进入管子的流量G增加时，由于加热区段受热面的长度增加，蒸发区段受热面长度相对缩短，因此蒸汽产量下降，且管子中汽水混合物的平均比容减小。这样阻力随流量变化的水动力特性，就要看G与两个因素中的那一个的影响较大而定。 根据上述关系，通过在一根水平管圈上的试验(逐渐增加管内水流量，同时测定管子两端的压差及管子出口工质的状态)可以得到水平管圈的水动力特性曲线，如图4-10所示。图中上部为水动力特性曲线，下部为相应各流量下管子出口工质含汽率x 的变化曲线。 在0一a段中，工质流量较小，管子出口为过热蒸汽。此时流量增加，汽水混合物的平均比容p变化较小，因此压降?P总是随着流量的增加而增加。 在a一b段中，当流量G继续增加时，由于管外热负荷未变化，蒸汽产量因蒸发段长度的减少而有所下降，平均比容也随之减小，这样压降?P的增加就要逐渐缓慢一些。 在b—c段中，流量已相当大，随着流量G的进一步增加，管内蒸汽量更少，且逐渐趋近于零，工质的平均比容急剧减小。此时G与对压降的影响以后者为大。压降?P反而随流量G的增加而下降。在c点以后，管内产汽量为零，即管子出口为单相水，这时流量G的增加对工质的比容已无多大影响，因而压降?P又随流量G的增加而增加。 图4,10水平管圈的水动力特性曲线 显然，曲线0abc是一条不稳定的水动力特性曲线。他说明在强制流动的水平蒸发受热面中，当进口为未饱和水时，即使管圈的热负荷不变，在同一压差下并联各管会有不同的流量，出口工质的状态也就相应不同。如图4―10中所示在同一压差?P,0.475MPa下，出现了三个流量值，即G分别为1.15、3.2、4.1，相应的出口工质含汽率x为0.8、0.11、0.04。这样的水动力特性会造成并联各管出口的工质有的是汽水混合物，有的可能是过热蒸汽，有的又可能是未饱和水，这显然是很不安全的工况。 由以上分析可知，产生不稳定的水动力特性的根本原因是蒸汽与水的比容存在差别。此外，管子进口的工质状态也是一个重要的影响因素。 (三)垂直管屏中的水动力特性 垂直管屏包括多次垂直上升管屏、直立迂回管带及一次垂直上升管屏，现以一次垂直上升管屏为例进行说明。 由于垂直上升管的高度相对较高，因而分析水动力特性时，必须同时考虑流动阻力和重位压 头与流量之间的关系。 对于一次垂直上升管屏，其重位压头,Hg，其中管屏高度H是不变的，而工质的密度在热符合一定时，总是随流量的增大而增大，因而重位压头随着流量的增加而成单值性的增大。而流动阻力与流量之间的关系，在高压以上尤其是在超高压以上时往往是单值性的，在这种情况下总的水动力特性是稳定的。在压力较低时，流动阻力与流量之间的关系可能是多值性的，但是加上重位压头的影响以后，其总的阻力特性仍是单值的，如图4―11所示。所以一次垂直上升管屏的水动力特性是稳定的。 但是，由于并联各管受热的不均匀性，在这种管屏中可能产生类似自然锅炉中的停滞和倒流现象。 (四)消除或减小水动力不稳定性的措施 1、提高工作压力。如前所述，引起强制流动水动力不稳定的根本原因是蒸汽与水的比容(或密度)有差别。但随着压力的提高，蒸汽与水的比容(或密度)差将减小，因而水动力特性趋于稳定。 2、适当减小蒸发区段进口水的欠焓。当管圈进口水的欠焓为零时，管圈中就没有加热区段，在一定热负荷下，管圈内蒸汽产量不随工质流量而变化，而流动阻力总是随工质流量的增加而增加。所以，进口水的欠焓越小，水动力特性越趋向稳定。但进口水的欠焓过小也是不合适的，因为这时工况稍有变动，管圈进口处就有可能产生蒸汽，会引起进口联箱至各管的工质流量分配不均，使热偏差加剧。 3、增加加热区段阻力 增加加热区段阻力的方法:一般是在管圈进口处加装节流圈。加装节流圈对水动力特性的影响如图4―12所示。虽然这时总的流动阻力增加，但能使水动力特性稳定。 增加加热区段阻力的另一个办法是在进口处采用小管径，然后逐级扩大，小管径的阻力大，与节流圈所起的作用相似。 图4,11一次垂直上升管屏的水动力特性曲线 1,重位压头特性曲线 2,流动阻力特性曲线 3,总阻力特性曲线 图4,12节流圈对水动力特性的影响 1,节流圈阻力特性 2,未加节流圈时水动力特性 3,加节流圈时水动力特性 4、加装呼吸联箱。 当蒸发管中产生不稳定流动时，由于各并列管子间的流量不同，沿各管子长度(L)的压力分布(p)也就不同，如图4―13所示。这是因为并列管子的进、出口端连接在其进口联箱上，具有相同的进口压力和出口压力，但在管子中部，各管工质流量却互不相同，流动阻力也不同，流量大的管子加热段阻力增大，故管子中部的压力较低;而流量小的管子加热段阻力较小，则中部压力较高。如果将各并列蒸发管的中部连接至一公共联箱——呼吸联箱，如图4―14所示，则各管中部的压力趋于均匀、因而可减小流动的不稳定性。 图4,13 并列管子中不同流量G下的压力p分布曲线() 图4,14 呼吸联箱装置示意图 1,入口联箱 2,呼吸联箱 3,出口联箱 呼吸联箱应设置在并列管间压差较大的位置，一般装在相当于蒸汽干度x,0.1,0.2的地方，效果比较显著。呼吸联箱直径通常为连接管直径的两倍左右。 4.5.2直流锅炉中流体的脉动 (一)脉动现象和种类 在直流锅炉蒸发受热面中，并联管圈间还存在另一种不稳定的水动力现象，即所谓的脉动现象。当锅炉工况变动时，在并联工作的管圈间，某些管子的进口水流量周期性地大于或小于各管的平均水流量，当一部分管圈的水流量增大时，另一部分管圈的水流量则减小。与此同时，这些管圈出口的蒸汽量也相应地发生周期性的变化。当管圈进口水流量G最大时，其出口蒸汽量D最小。所以，脉动现象是指流量随时间发生周期性变化的现象。由于流量的脉动，也引起了管子出口处蒸汽温度或热力状态的周期性波动，而整个管组的进水量和蒸汽量却无多变化。 脉功现象与水动力不稳定的区别，在于前者是周期件的波功、而后者是非周期性的波动。由于直流锅炉各受热面间无固定分界，脉动将引起水流量、蒸汽量及出口汽温的周期性波动， 流量的忽大忽小使加热、蒸发和过热区段的长度发生变化，因而不同受热面交界处的管壁交变地与不向状态的工质接触，致处该处的金属温度周期性的变化，导致金属的疲老损坏。 直流锅炉的脉动现象有三种形式:全炉(整体)脉动、管屏(管带)间脉动和管间(同屏各管之间)动。 整体脉动是整个锅炉的并联管子中流量同时都发生周期性波动，这种脉动在燃料量、蒸汽量、给水量急剧波功时，以及给水泵、给水管道、给水调节系统不稳定时可能发生，但当这些扰动消除后即可停止。管屏(管带)间脉动是指并联管屏(管带)之间的流量脉动。而管间脉动是指同一管屏(管带)中各管之间的流量脉动。后两种脉动，在本质上是一样的，以管间脉动较为常见。 (二)产生脉动的原因 脉动现象在水平围绕管圈或垂直上升管屏中斗挥发生;尤其容易发生在锅炉启动和低负荷运行时。 产生管间脉动的原因还有待做进一步的研究，根据目前通过观察试验得出的认识，对于水平或微倾斜管圈的脉动原因一般做如下解释: 发生管间脉动时，管屏进出口联箱之间的压差和总流量都没有变化，而各管的流量却在波动，并且各管进口水流量和出口蒸汽量作相反的变化，因而可以推知在管内必然存在着压力的波动(局部压力升高或降低)。一般认为压力波动发生在蒸发开始区段，而压力波动的起源是炉内工况的变化，如热负荷突然增加等。 图4,15 脉动过程中加热、蒸发、过热 三个区段的的长度及参数变化示意图 根据上述推断，参照图4―15来说明脉动过程中加热、蒸发和过热三个区段的长度变化及参数变化。如图所示，某些管子在蒸发开始部分，本来的热负荷为突然短时升高为，热负荷的突增使该处汽量增多，汽泡增大，局部压力升高，将其前、后工质分别向管圈进、出口两端推动，因而进口水流量G减少而出口蒸汽量D增加。与此同时，由于热负荷的增加，加热水区段缩短，由减少到，,成了蒸发区段的一部分，局部压力的升高将一部分汽水混合物推向过热区段，过热区段也缩短，过热区段长度由减少到，则,也成了蒸发区段。蒸汽量的增加和过热区段的缩短，都导致出口过热汽温的下降或者工质的热力状态发生变化。这为脉动的第一瞬时。 由于局部压力升高，相应的饱和温度也高，每千克水加热到沸点的吸热量也增加，蒸汽产量下降，而此时进水量少而排出工质多;局部压力接着降低，增加了管子进口压力与局部压力 间的压差，因而进水量又增加，与此同时，排出的蒸汽量也减少。这时加热区段长度又开始增加，蒸发区段长度缩短，以及过热区段增长。排汽量的减少和过热区段的增长都导致出口汽温的升高。这为脉动的第二瞬时。 从第二瞬时开始局部压力下降，相应的饱和温度也降低，金属温度也下降，工质和金属放出蓄热量。放出的热量使蒸发量加大，又促使局部压力升高。这就又回复到第一瞬时情况。这样，一旦发生一次扰动，就会连续地周期性发生温度和流量的脉动。 由上述过程分析可知:产生脉动的外因，为某些管子在蒸发开始段受到外界热负荷变动地扰动;而其内因，则是由于该区段工质及金属的蓄热量发生周期型交变地放出和吸收，以致脉动得以持续地进行。而其根本原因是蒸发受热面中水和蒸气的比容存在着差异。 对于垂直上升管屏，重位压头是管屏进出口联箱压差的组成部分，因此它对流量的脉动有很大的影响，尤其是低负荷时。由于热水段高度是随流量而改变的，因此重位压头也将随流量的脉动而脉动。重位压头的脉动幅度较大，并且比流量脉动迟一个相位角，当进口水流量已开始减小时，重位压头却还在增大。所以，垂直上升管屏的脉动比水平围绕管圈的要严重些。 (三)减小及防止脉动产生的措施 通过以上对脉动产生原因的分析，可提出减小及防止脉动产生的相应措施。 1(提高质量流速 提高工质在管圈进口处的质量流速可减小和避免管间脉动的产生。由上述分析可知，当管圈进口工质流速较高时，阻滞工质流动的局部蒸汽容积增大现象就不易发生。出此还可说明，为什么脉动一般是在锅炉启动和低负荷时发生。因此，在设计和调整直流锅炉时，应使其蒸发管圈在启动及低负荷时亦具有足够的进口工质质量流速。 2(增大加热段与蒸发段的阻力比值 增加蒸发管圈加热段的阻力和降低蒸发段阻力可减小脉动现象的产生。因为此时在开始蒸发点附近局部压力升高对进口工质流量影响较小，且可加快把工质推向出口，压力回复。此外，增加加热段进口工质欠焓，热水段长度增加，从而增加了热水段阻力，对减少脉动现象也是有利的。但是过分增大工质进口欠焓，意味着与利用省煤器节能的原则相违背，而且还可能促进水冷壁工质的水动力特性的不稳定性。减小蒸发段的长度亦即减小进入管圈出口联箱的工质的干度x值，亦可减少脉动现象的产生。 3(提高工作压力 提高工作压力可减少脉动现象的产生。锅炉压力对脉动的产生影响很大。归根到底，脉动现象总是由于汽与水的两相流动所引起的。如果锅炉的工作压力较高，则汽与水的比容接近，局部压力升高的现象就不易发生。实践证明，当压力在14MPa以上时，就不会发生脉动现象。然而即使如此，对于超高压以上压力的直流锅炉仍应注意启动及低负荷时(此时工作压力较低)可能产生脉动现象。热负荷对脉动的产生也有影响，开始蒸发点附近加热负荷高， 容易发生局部压力升高的可能性。 4(锅炉启停和运行方面的措施 为了防止产生脉动，直流锅炉在运行时应注意保持燃烧工况的稳定和炉内温度场的尽可能均匀，以减小各并列管的受热不均;在启动时应保持足够的启动流量及一定的启动压力。 5(锅炉设计方面的措施 在设计直流锅炉蒸发管圈时主要采取以下措施防止脉动: (1)在蒸发受热面结构上应使并列管圈的长度、直径等几何尺寸尽量相同; (2)保证管圈进口有足够的质量流速; (3)加热区段采用较小直径的管子，以提高该区段流动阻力; (4)在蒸发区段装中间联箱及呼吸联箱; (5)在管圈进口装节流圈，实践证明这是消除脉动的最有效方法，此时进口压力提高，在开始蒸发点产生的局部压力升高远低于进口压力、因而流量波动减小，直至消除。 4.5.3蒸发受热面中的热偏差及其防止措施 在蒸发受热面各并联管子中，由于结构的差异，受热情况和工质流量的不同，可能导致某些管子出口工质的温度和焓增量与管组的平均数值相差很大，即热偏差很大。热偏差严重时可能造成个别管子严重超温而损坏。这里主要分析直流锅炉蒸发受热面中影响热偏差及相应的防止措施。 (一)影响热偏差的因素 由热偏差的定义可知，热偏差与热力(吸热)不均、水力(流量)不均及结构不均等因素有关。对于蒸发受热面可不考虑结构不均对热偏差的影响。因此，可认为热偏差主要是由于热力不均和水力不均两者的共同作用造成的。 1(吸热不匀 炉膛内烟气温度分布不论从宽度、深度或高度方向来看都是不均匀的。锅炉的结构特点、燃烧方式和燃料种类不同，则热负荷不均匀程度不同。—般来说，垂直管屏的吸热不均匀程度大于水平管圈，燃油锅炉的吸热不均匀程度大于燃煤锅炉。锅炉运行时，如火焰偏斜、炉膛结渣等，会产生很大的热偏差。 以上所述，既适用于直流锅炉，又适用于其他类型的锅炉，如自然循环锅炉。除一次垂直上升管屏在低负荷下运行的情况之外，直流锅炉均没有自补偿能力，这与自然循环锅炉有很大 区别。在直流锅炉蒸发受热面中，吸热多的管子，由于管内工质比容大、流速高，以致阻力大，因而管内工质流量减少;而流量的减少反过来又促使工质的焓增更大，比容更大，这会导致热偏差达到相当严重的程度。由此可见，直流锅炉的吸热不均，还会影响流量不均，从而扩大了热偏差，这对管壁的安全不利。 2(流量不均 流量不均是由于并联各管的流动阻力不同、重位压头不同及沿进口或出口联箱长度上压力分布特性的影响而引起的。水动力不稳定和脉动也是引起流量不均的原因。以下分析流动阻力和重位压头不同所引起的流量不均问题。 (1)流动阻力的影响。对于水平围绕及螺旋式管圈，由于本身流动阻力很大，远超过重位压头和联箱中压力变化对流量不均的影响。因此，对于这种形式的受热面只需考虑流动阻力对流量不均的影响。 工质流量与管圈阻力系数及管内工质的平均比容有关。吸热多的个别管圈的阻力系数及工质平均比容比同组各管圈相应的平均值大时，将引起该管圈中的流量降低，从而致使热偏差增大。 阻力系数的大小决定于管圈的结构和安装质量。管子的长度不同、管内的粗糙度不同、弯曲度不问以及管内焊瘤等，都造成各管阻力系数不同。 工质平均比容的不同，是由吸热不同所引起。在流动阻力起主要作用的水平管圈中，平均比容较大的管子内工质流量必然较小。在两相流体的比容随焓值的增加而剧烈增加的情况下，因吸热不同而引起的流量偏差很大，即使阻力系数是均勺的，也将导致很大的热偏差。 (2)重位压力降的影响。在垂直上升的蒸发管屏中，重位压降在总压降中的作用不能忽略。必须考虑重位压力降对热偏差的影响。 垂直上升蒸发管屏中，如果流动阻力损失所占份额相当大(如锅炉高负荷时)，当个别管圈热负荷偏高时，因偏差管中工质平均比容的增大将引起流功阻力增大，并导致其流量降低。但与此同时，因偏差管中工质密度减小而使其重位压力降低，又促使其流量回升。因此，在垂直上升管屏中，重位压力降有助于减小流量偏差。但是，如果管屏总压降中流动阻力损失所占份额较小(低负荷时)，重位压力降占总压降的主要部分，则重位压力降将引起不利影响。此时，受热弱的偏差管中由于平均密度很大，重位压力降很大，致使该管中可能流动停滞。 (二)减轻与防止热偏差的措施 为减小热偏差，在锅炉结构上应使并联各管的长度及管径等尽可能均匀;燃烧器的布置和燃烧工况要考虑炉膛受热面热负荷均匀;另外，在锅炉的设计布置上采取一些相应的措施。具体措施如下: 1(加装节流圈 在并联各管进口加装节流圈或在管屏进口加装节流圈可以减小热偏差。相应于各管屏的热负荷。在各管屏入口前装设不同节流程度的节流阀或节流圈，在锅炉投运时加以调整，使热负荷高的管屏中具有较高的质量流速，以使各管屏得到几乎相近的出口工质焓值。还应指出，在具体设计和调整节流圈时，须同时考虑水动力稳定、消除脉动和减小热偏差。 2(减小管屏或管带宽度 减小管屏或管带宽度，即减小同一管屏或管带中的并联管圈根数，则在相同的炉膛温度分布和结构尺寸情况下，可减少同屏或同管带各管间的吸热不均匀性和流量不均匀性，从而使热偏差减小。 3(装设中间联箱和混合器 在蒸发系统中装设中间联箱和混合器，可使工质在其中进行充分混合，然后再进入下一级受热面，这样前一级的热偏差不会延续到下一级，工质进入下一级的焓值趋于均匀，因而可减小热偏差。 4(采用较高的工质流速 采用较高的工质质量流速可以降低管壁温度，使受热多的管子不致过热。对于垂直管屏，由于其重位压力降较大，如果质量流速过低，则在低负荷运行时容易因吸热不均而引起不正常的情况，因而额定负荷时工质质量流速采用了较大的数值，一般为2000,25000 kg/(m2?s)。 5(合理组织炉内燃烧工况 一般认为，四角切圆燃烧方式具有较好的炉膛火焰充满度，炉内热负荷较均匀，火焰中心温度和炉膛局部最高热负荷也较低，因而蒸发受热面吸热不均匀性较小。 对于具有烟气再循环的锅炉，良好地组织烟气再循环，也可使炉膛热负荷趋于均匀，对减少吸热不均也有利。 运行中应尽可能减少产生热偏差的各种因素。如燃烧中心的位置要调整好，不使火焰中心偏斜;各个燃烧器的给粉量应尽可能均匀;燃烧器的投入和停运要力求对称均匀;防止炉内结渣和积灰等。 此外，还要严格监督锅炉的给水品质，防止蒸发管内结垢或腐蚀，从而避免引起管内工质流动阻力的变化。 (四)直流锅炉蒸发受热面的沸腾传热恶化 1(影响沸腾传热恶化的因素 蒸发受热面管内的沸腾传热过程是在一定条件下会发生传热恶化现象。即在工质含汽率x较高。管内工质呈水环状流动结构的受热管段，当壁面水膜被气流撕破或局部水膜被蒸干时; 或者在工质含汽率较低的受热管段，当热负荷过高使管内壁的汽泡生成速度超过了汽泡的脱离速度，形成一层贴壁汽膜将壁面与水隔开时，都会发生沸腾传热恶化。 无论那种情况引起的沸腾传热恶化，其共同点都是蒸发管内壁直接与蒸汽接触，得不到水流的有效冷却，由于汽膜的导热能力很差，因而管壁金属温度急剧升高，甚至导致管子超温损坏。 由此可知，直流锅炉蒸发受热面中的传热恶化现象是不可避免的，因而直流锅炉蒸发受热面的安全工作除与水动力工况有关外，还与沸腾传热工况有密切的关系。 影响直流锅炉蒸发受热面沸腾传热恶化的主要因素有:工质的质量流速、工作压力、热负荷和工质含汽率等。 直流锅炉中开始发生沸腾传热恶化地点的工质含汽率叫做界限含汽率，越小，说明开始发生沸腾传热恶化的地点越靠近高热符合区(或者说发生传热恶化的地点将提前——按工质流向而言)，这种情况下管壁超温较严重;反之越大，说明开始开始发生沸腾传热恶化的地点离高热符合区越远(或者说发生传热恶化的地点将推后)，则这时管壁超温相对较小，管子金属过热的危险性也就较小。因此，常以值的大小作为判断沸腾传热恶化出现的界限。 热负荷增大时，汽化核心数目增多，容易形成传热恶化的贴壁汽膜。 工作压力增高时，饱和水的密度和表面张力均减小，管子内壁上水膜的稳定向降低，则水膜容易撕破，对管壁的冷却作用减弱，易导致管壁温升高。 工质质量流速的影响具有两重性。当质量流速增大时，一方面使水膜的扰动增强，水膜的稳定性降低;但另一方面使传热能力增强，并容易带走贴壁的汽泡。实践证明，后者(有利于防止传热恶化的方面)的影响较大。 因此，当热负荷增大，工作压力增高、工质质量流速降低时，界限含汽率将减小，也就是沸腾传热开始恶化的地点将提前(即靠近高热符合区);反之，则将增大，也就是可以推迟沸腾恶化的出现(即远离高热符合区)。 2(防止沸腾传热恶化的措施 预防沸腾传热恶化的问题就是如何改善沸腾传热工况，增强对管壁的冷却，或者设法推迟开始发生沸腾传热恶化的地点，使它远离高热负荷区，从而降壁管壁温升的程度，使之不致超过允许值。 目前常采取的防止措施有: (1)保证一定的质量流速 提高沸腾管中工质的质量流速是改善传热工况，降低沸腾传热恶化时出现壁温峰值的有效措施，还可提高临界含汽率，使传热恶化的位置向低热负荷区移动或移出水冷壁工作范围而不 发生传热恶化。不论是亚临界压力还是超临界压力直流锅炉，提高工质的质量流速都可使管壁温度工况得到改善。但是，过高的质量流速势必增加锅炉中工质的流动阻力和水泵功率消耗，因此质量流速也不能过高。 (2)采用内螺纹管 如在直流锅炉蒸发受热面容易出现传热恶化的区段中采用内螺纹管可显著降低管壁温度。内螺纹管对降低壁温的效果如图4―16所示。由于内螺纹管增加了管内流体的扰动，传热恶化大大推迟。如果推迟到沸腾区出口端，而该处热负荷负荷也相对降低，管内汽水混合物的流速又较高，因而管壁温度已不致因传热恶化而飞升。用内螺纹管来推迟传热恶化，降低管壁温度是有效的，但其主要缺点是这种管子的加工工艺复杂，流动阻力比光管的大。工艺不良的内螺纹管还容易产生应力或结垢腐蚀。 3(加装扰流子 在沸腾管内加装扰流子也是推迟传热恶化的有效方法。扰流子结构如图4―17所示。它是插入沸腾管内的扭成螺纹状的金属片。为了避免结垢引起腐蚀以及保证扰动流体的效果，扰流于两端固定在管壁上，并且每隔一段长度留有顶住管壁的定位小凸缘。加装扰流子后，流动阻力有所增加，但截面中心及沿管壁上的流体则因受扰动而充分混合，致使传热恶化得以推迟。扰流子与内螺纹管相比工艺上要简单一些，技术要求也较低，因而且有一定的优越性。 图4,16 内螺纹管降温效果 1,光管;2,内螺纹管;,饱和温度;,管内壁温度 图4,17 扰流子的结构 4(降低受热面的热负荷 传热恶化区管壁温度的峰值同该处受热面的热负荷有直接关系，热负荷越高则壁温峰值越大。为了降低传热恶化时的壁温峰值，可将炉膛燃烧器沿高度方向拉开。采用多个功率较小的燃烧器，设法减小炉内的热偏差方式，以减小炉内局部热负荷。在燃油及燃气锅炉上采用烟气再循环，对降低传热恶化时的壁温也是有效的。 PAGE II