大型电站锅炉炉内结渣的监控及解决策略

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1、第14卷(2012年第6期)电力安全技术J大型电站锅炉炉内结渣的监控及解决策略晏海能(淮阴发电有限责任公司，江苏淮安223002)[摘要]炉内结渣危及锅炉的安全和经济运行，目前仍没有有效的自动监控手段。通过分析和实例，提出一种简单、有效的炉内结渣监控方式，可及时判断炉内结渣程度，合理进行吹灰，既能保证锅炉的安全运行，．v,Ag减少吹灰用汽，提高锅炉的经济性。[关键词]锅炉；结渣；积灰；监控目前，煤炭供应形势越来越紧张，各火力发电少，炉膛出口烟温升高，对流受热面区域热负荷增厂为提高经济效益，在很难燃用设计煤种、甚至无加，可能造成受热面管壁超温，同时造成过热器、法燃用校核煤

2、种的情况下，掺煤混烧已成为火电厂再热器减温水用量大幅增加，排烟温度也随之升高，的必然选择。很多火电厂燃用硫分高、灰熔点低的给锅炉的安全、经济运行带来较大的影响。目前，劣质煤，这些煤种对炉膛结渣有较大的影响，甚至电厂通常使用的方法是加强炉内吹灰，但强化吹灰会因炉内结渣严重而引起停炉事故。因此，在燃用会带来如下问题。劣质煤时，加强对炉内结渣的监控和预防就显得尤(1)炉膛水冷壁吹灰次数过多，造成汽温偏低。为重要。为了提高汽温，需要增加水平烟道末级过热器和末级再热器管屏处的吹灰次数，这样不仅浪费汽源，1炉内结渣的特性也加剧了对管子的冲蚀。(2)由于吹灰频繁，炉膛水冷壁、过热蒸汽

3、管、炉内结渣是指熔化的灰沉积物在受热面上的再热蒸汽管管壁过于清洁，管子表面缺乏调节换热积聚，多发生在炉内辐射受热面上。大型煤粉锅的“灰层”，热量分配容易失衡，导致过热汽温与炉炉内煤粉在0．03～0．05s的时间内即被加热到再热汽温调节困难，对煤种的适应能力变差。1600℃以上，因此，煤粉炉内穿过炉膛火焰的全(3)强化吹灰不利于调整过热蒸汽、再热蒸汽部灰粒都处于液化状态。当处于熔融或半熔融状态两侧的汽温。在出现两侧汽温偏差时，调整的手段的灰粒到达受热面，很容易粘附在受热面上；再由和幅度都非常有限，常用的方法就是将温度较高一于扩散作用，会在管子外表面形成薄的、白色的、侧的减

4、温水或事故喷水开大，来控制受热面的管壁很细的灰沉积层。该层厚度一般为0．2～0．5mm，不超温。强化吹灰将造成减温水或事故喷水量增加，具有良好的绝热性能，不仅会引起炉膛温度的升特别是再热器事故喷水量的增加，使机组煤耗增加高，而且还会造成受热面管子外表面温度比原来高较多，使机组的效率降低。很多，使受热面管表面大量结渣成为可能。随着表因此，必须加强对炉内结渣的预防和监测，以面烧结层厚度的增加，积灰表面的温度也升高，当合理确定吹灰频率，从而提高锅炉的安全、经济运积灰表面的温度升高到接近烟气温度时，大量熔融行性能。的灰粒与积灰层相互碰撞，产生烧结反应，结合成坚实的积灰，使灰层进

5、一步变厚，灰温进一步升高，2炉内结渣的预测方法形成恶性循环，使灰层表面形成熔融相，有可能形成液态渣层。2．1用煤灰特性作为判别标准炉内结渣使炉内传热恶化，炉内辐射传热量减用煤灰特性作为煤本身结渣特性的判别指标，一9一J电力安全技术第l4卷(2012年第6期)其判别准确率是最高的，许多国家都以此作为判别瓦——火焰平均有效温度，K；的基本依据。——水冷壁积灰污染层表面温度，K；根据西安热工研究院的研究结果，在GB7562厂一炉膛有效辐射受热面积，m；—87中，以煤的软化温度为基本指标，以煤的低位尽——计算燃料消耗量，kg／h。发热量为辅助指标。对于Q．>12560kJ／kg

6、的由分析可知，随着水冷壁表面积灰的增加，水煤种，当ST>1350℃，属于不结渣煤种；当ST冷壁积灰污染层表面温度会升高，使得炉膛辐射吸≤1350℃，则属于结渣煤种。热量减少。哈尔滨电站设备成套设计研究院对我国290种烟气在炉膛内的放热公式为：动力用煤的灰渣特性进行分析，并用3段最优分割f=VC。(一)(2)来确定，以还原性气氛下软化温度作为判别依据：式中：——考虑散热损失的保温系数；(1)ST>1390℃：轻微结渣；1kg燃料的烟气量，NIn3／kg；(2)1260℃≤ST≤1390℃：中等结渣；——炉内烟气的比热容，kJ／(Nm·K)。(3)ST

7、。——理论燃烧温度，K；2．2用煤灰成分综合指标作为判别标准——炉膛出口烟气温度，K。煤灰中的成分不同，结渣的倾向性也不同，如由此可知，当炉内结渣严重时，升高，所SiO和ALO是煤灰中主要的酸性物质，SiO含以是反映炉内结渣状态较好的参数。但是，在量增高，使灰熔点上升；ALO具有两面l生，一方实际应用中，用炉膛出口烟温作为炉内结渣的监控面AL2O，会使灰熔点上升，另一方面AL2O3会与参数时，仍存在困难：一是高温烟气的测量问题，碱性物质形成低熔点的共晶体，使灰熔点下降。若采用水冷抽气热偶测量精度较差，不能作为长期连采用硅比、硅铝比、铁钙比