1000MW对冲燃烧锅炉受热面超温解决措施

某厂1000MW 燃煤汽轮发电机组的锅炉主设备由东方锅炉（集团）股份有限公司、BHK、BHDB制造。锅炉型式为高效超超临界参数变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。机组制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，采用6台中速磨煤机，燃用设计煤种时，5台运行，1台备用。燃用校核煤种时（石炭掺烧），6台运行。磨煤机出口采用变频旋转分离器，根据给煤量大小来调节分离器转速，达到控制磨煤机出口煤粉细度的目的。

最近一段时间，4号机组锅炉受热面金属壁温频繁超温，特别是过热器凝渣管出口管壁，在变负荷以及低负荷稳态运行工况下，壁温突然快速上升，超过规定限值。（详见附件一）

针对当前4号机组锅炉受热面金属壁温频繁超温的现状，认真分析各种工况下参数变化，初步得出锅炉受热面金属壁温超温原因，并作出详细原因分析：

1锅炉低负荷吹灰的影响

1.1 4号锅炉短吹V01-V82,吹灰参数2.5Mpa，350℃。吹灰过程中，由于水冷壁受热面结焦被吹扫干净，水冷壁管壁处于炉膛高温区域，水冷壁管壁急剧受热，调整不及时，极易造成水冷壁受热面超温。

短吹吹灰时管壁变化曲线

水冷壁吹灰管壁前后温度变化：

管壁位置

吹灰前

吹灰后

前墙螺旋水冷壁

367℃

435℃

后墙螺旋水冷壁

375℃

387℃

左侧墙上部水冷壁

385℃

393℃

右侧墙上部水冷壁

380℃

385℃

前墙上部水冷壁

396℃

407℃

螺旋水冷壁出口

370℃

395℃

1.2 4号炉长吹参数2.8Mpa，280℃。吹长吹过程中，特别吹屛过SL01-SL06，由于屛管壁有一个突增过程，极易造成屛过管壁超温。

负荷800MW吹SL01-06长吹时（2016-03-27 15:19）管壁温度曲线

从以往各个负荷段对屏式过热器吹灰经验可知，吹SL01-SL06过程中，屏式过热器都有40-60℃突增过程，极易造成屏式过热器过热器超温。若锅炉在吹灰过程中同时又在吹屏式过热器，更应控制好屏式过热器出口温度550℃-560℃之间，保证屏式过热器管壁不超温。

2变负荷对凝渣管壁温度的影响

根据#4号炉目前运行情况，机组降负荷过程中，锅炉凝渣管管壁容易超温，变负荷过程，应控制好降负荷速率和各个磨煤机煤量。

变负荷过程中凝渣管超温曲线

3燃烧方式料量分配不合理

由于目前4B磨煤机启动后，存在炉膛火焰偏斜，造成#4号锅炉整体火焰往B侧偏斜，使锅炉各受热面受热不均匀，导致局部吸热严重，从而导致水冷壁、屏式过热器、高温过热器超温。燃烧偏斜同时也使火焰中心过高，炉膛出口的烟温升高导致屏式过热器及高温过热器和再热器的超温。当#4号机组低负荷时，保持A、D、B或A、D、E磨煤机运行时，从低温过热器和低温再热器出口温度可以看出温度偏差20℃左右，到屏式过热器出口温度偏差可以达到60-70℃，所以#4号机整体火焰偏B侧，可以推断煤粉管中输送的煤粉存在偏差，应该进行锅炉燃烧调整试验，保证锅炉火焰不存在偏斜。

4煤质、煤种影响

煤质参数表

煤种

灰份

硫份

水份

挥发份

热值

神混5200

10.15

0.47

17.2

26.24

5225

石炭6

22.21

0.92

10.64

24.65

4885

从煤种各参数可以看出，由于石炭6灰份比神混5200灰份高，石炭6发热量比神混5200低，会导致进入炉膛的总煤量和总风量偏高，更容易导致凝渣管和水冷壁超温。同时石炭6煤质煤粉过粗，燃尽时间长。磨煤机动态分离器转速过低导致煤粉过粗，使燃烧整体整体推后，导致屏式过热器和凝渣管部位受热过强，存在超温可能。

质热值过低，消耗的燃料量就更多，烟气量大，烟气流速高容易造成凝渣管、过、再热器管壁超温。

5针对性控制措施

（1）严密监视锅炉各段管壁温度，中间点温度，合理进行燃料、给水的调整，防止水煤比失调。目前锅炉各管壁温度未做光字牌报警，在锅炉升降负荷过程中，由于存在管壁超温或超限未能及时手动干预，当管壁超过报警值后，再认为干预已经未能及时调整管壁温度，导致各个受热面容易超温。

（2）锅炉吹灰过程中，应时刻关注锅炉各受热面的温度，防止局部受热面管壁大幅度的突然升高，同时配合调整各磨煤机煤量，保证管壁在报警值以下。长期未吹灰时，由于各受热面存在一定结焦，吹灰过程中管壁会瞬间被吹干净，导致受热面吸热加强，会发生管壁超温风险，若在吹灰过程中受热面关闭整体上涨趋势，应停止吹灰，调整二次风门和磨煤机煤量，同时偏置给水流量，把锅炉螺旋水冷壁和垂直水冷壁温度压低后再进行吹灰。

发生吹灰器故障导致水冷壁大幅超温的主要原因是直流炉工质相变点提前，吹灰器区域工质为汽液两相状态。为了尽量避免此情况发生，应从以下方面考虑：

吹灰前一定要彻底疏水，尽量提高吹灰器进汽参数和干度。只有确保吹灰蒸汽参数尽可能大于水冷壁温，才能防止水冷壁在炉内被冷却的情况发生。不仅是吹灰器卡涩故障时可能发生水冷壁温大幅升高的现象，若水冷壁本无结渣现象，吹灰频率过快，也有可能发生短时工质水动力特性被破坏，水冷壁温飙升的情况。当吹灰时发生某区域壁温突然飙升，后有明显下降趋势时使超温现象得到控制，延长金属寿命。

（3）4号炉在升降负荷过程中，煤量存在过调量20t左右，这时应提前手动干预调整煤量大幅波动，可以通过调整BTU和燃水比偏置进行调整，同时关注屏式过热器出口温度变化趋势，保证主蒸汽温度和再热器温度稳定，若未提前对锅炉总煤量进行干预，导致主蒸汽温度大幅波动，这时煤量又要超调，导致大量煤粉进入炉膛，从而导致局部受热面瞬间加强，而受热面给水流量未大幅变化，未能及时带走热量，导致受热面超温。锅炉减负荷时速率5MW/min，由于锅炉有一定的蓄热能力，这时锅炉整体热负荷偏高，这时应注意水冷壁和凝渣管关闭变化趋势，及时通过给水偏置10-20t和减少总煤量5-6t，来保证水冷壁和凝渣管关闭变化趋势。

（4）合理组织燃烧和调整风门、挡板，尽量减小炉膛出口和尾部烟道烟温偏差。

（5）加强制粉系统的调整维护，保证各煤粉分配器的煤粉均匀度，合理进行燃烧调整，防止锅炉尾部烟道二次燃烧而造成受热面的严重超温。启动制粉系统时要保持燃料总量的相对平稳，避免由于总煤量变化速度过快造成超温。

（6）运行过程中调整，烟气挡板、升降负荷过程中对过热器和再热器壁温的影响。烟气挡板开度不合适，容易造成高温再热器管壁超温(对于过热器则影响较小，因为过热蒸汽的热容量较大)。

各个负荷段，建议烟气挡板

负荷

低温过热器挡板开度

低温再热器挡板开度

1000-900MW

100%

35%

800-700MW

85%

60%

500-600MW

80%

75%

500MW以下

50%

100%

在机组升负荷过程中，应提前对烟气挡板进行调整，防止再热器管壁超温，由于锅炉升负荷过程中，煤量有20t左右超调量，这是应及时调整挡板开度和调整BTU热值，根据低温再热器出口温度变化趋势，及时再次干预再热器温度调整。

减温水门故障关闭或减温水调整使用不当。应尽量开大过热器一级减温水量，使二级减温水保持较小的流量，尽量降低过热器前端的蒸汽温度，以加强工质对管壁的吸热能力，从而降低受热面管壁温度，要杜绝只依靠开大二级减温水量控制锅炉出口主蒸汽温度，而忽略对过热器管壁温度的控制。

6结论

超(超)临界锅炉的高参数决定了锅炉结构的特点，尤其是水冷壁区域工质相变点的不确定性导致水动力特性的不稳定性。当锅炉大面积结焦吹灰、锅炉快速变负荷时，导致管壁急剧受热，破坏了水冷壁工质水动力特性而导致超温。我们认识了锅炉这一特性，就可以更好的监视和控制，做好充分的准备，确保锅炉运行的安全稳定。