W,形火焰锅炉高温再热器管壁超温治理
时间：2023-06-01 19:10:25 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
罗元辉
（贵州西电电力股份有限公司黔北发电厂，贵州毕节 551800）
某厂300 MW 锅炉为东方锅炉厂生产的W 形火焰锅炉。锅炉为双拱型、单炉膛、平衡通风、露天布置、全钢架结构，固态连续排渣，一次中间再热、亚临界参数、自然循环单汽包锅炉。锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ15，采用4 台FW 双进双出钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统，并配置双旋风分离式煤粉燃烧器；
尾部设置分烟道，采用烟气挡板调节再热器出口汽温。
高温再热器布置在炉膛出口水冷壁折焰角的上方，共97排，顺列布置，6 管圈绕制。为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，在再热器进口集箱的管圈入口处设置了不同尺寸的节流圈，第1～第6 根的节流孔径分别为29 mm、37 mm、28 mm、29 mm、50 mm、34 mm，材料为T91、TP304H。壁温测点安装在离顶棚管600 mm 处炉顶大包内的管子上，按照间隔6 排设置一组测点，每排3 个点，沿烟气流向安装在排序号1#、3#、6#管上，共计安装15 组45 个测点。
经过近期对高温再热器管壁温的监视，发现壁温无论是在负荷稳定还是在升降负荷过程中均存在超温的现象。运行人员通过调整磨机负荷、投停燃烧器、调整配风等方式，将某一点超温管壁温度控制住了，但另一管壁又开始超温，且超温分布没有规律、超温幅度较大，有时甚至超过600 ℃，对机组长期安全运行造成很大威胁。
引起高温再热器超温的原因比较复杂，与锅炉的燃烧调整、再热系统的结构布置、管材的选用和运行操作等因素有关。
3.1 管屏设计不合理
自2004 年锅炉投产以来，管壁超温现象时有发生，通过常规的燃烧调整基本能够得到控制。但随着机组运行时间的增加，特别是2015 年机组脱硝改造以后，超温控制变得越来越困难。通过查阅资料及咨询厂家，发现管屏布置不合理，机组正常运行中应该是迎风面第一根管子换热强度最大，但实际上第一根管子的节流孔径却不是最大的。因此，高再第一根管子孔径太小，蒸汽流通量不足，造成管壁冷却不足、管壁超温。
3.2 烟道积灰严重
该厂锅炉设计煤质为无烟煤，发热量比较低，灰分含量高。由于近几年煤价上涨幅度较大，锅炉实际入炉煤质发生大幅度变化。长期燃用高硫、高灰分的煤质，导致锅炉受热面积灰严重，炉膛结焦频繁。炉膛烟道积灰的增加造成管壁与烟气之间换热困难，使得管壁超温。
3.3 管内结垢
该厂锅炉自投运后一直未进行酸洗工作，经过17 年的运行，水冷壁、过热器、再热器管壁结垢超标严重：管内结垢导致蒸汽流通阻力加大，引起蒸汽流量降低，使管屏的热量没有足够的蒸汽带走，从而造成管壁超温；
管内结垢后蒸汽与管壁的传热热阻增大，热量无法及时散发（传热）到蒸汽介质中，也会造成受热面管壁自身温度超温。
3.4 锅炉变负荷速度过快
近两年，由于国家能源转型，大量水电、风电、光伏电站的投产，火电机组调峰越来越频繁。负荷更是在40%～100%快速变化。由于锅炉热负荷升降与蒸汽吸热存在一定的延时。机组升降负荷时，炉膛、烟道的热负荷不能很好地与蒸汽流量匹配，造成机组变负荷时发生管壁超温现象。
3.5 火焰中心上移
该厂锅炉2015 年进行过脱硝改造，并对燃烧系统进行了低氮燃烧器改造。将屏式过热器向上提高了4 m，取消了屏式过热器2.9 m 长的管排，这使得管屏减少，过热系统的对流换热和辐射换热相应减少，炉膛出口烟温升高。同时，由于锅炉低氮燃烧改造，煤粉分级燃烧，在主燃烧区域，煤粉处于缺氧燃烧状态；
没有燃烬的煤粉在炉膛上部由燃烬风提供氧量继续燃烧，延长了燃烧时间，造成炉膛火焰中心升高，炉膛出口温度进一步升高。炉膛出口烟温的升高，造成高温再热器处烟温也随之升高，进而导致管壁超温。
4.1 管屏优化改造
管屏的传热方式为烟气对流换热，要想降低管壁温度，应减少管屏的吸热量。在机组运行中，减少管屏吸热量最有效的方式是对其进行优化改造。
管屏的优化改造主要是对高温再热器最外管圈短接改造：将每屏的最外一圈管子沿高度向下平移（缩短）2900 mm，在短接的管子上增加防磨瓦。通过管屏短接后，最外圈管屏吸热量减少，能够使管壁温降低约15 ℃。
4.2 炉膛卫燃带优化
锅炉运行时B 侧侧墙结焦频繁，易结大焦。相同工况下炉膛温度较该厂相同炉型整体偏高150 ℃左右。对炉膛卫燃带进行优化改造，具体方案是：将翼墙卫燃带调整为条状，侧墙调整为小棋盘状，将翼墙、侧墙、前后墙卫燃带适当打掉部分（图1）。
图1 侧墙、前后墙卫燃带示意
4.3 球磨机运行方式调整
（1）球磨机运行期间，将分离器上层挡板调整至45%开度、下层调整至65%开度，控制合适的煤粉细度：当入炉煤发热量低于3900 cal（16 317.6 J）时，容量风门不得大于60%开度，一次风母管压力应控制在6.8 kPa 以下，其他情况下一次风母管压力不得高于6.6 kPa。
（2）执行球磨机轮停规定：原则上机组低负荷时球磨机进行循环交替选停，禁止长时间停运某台磨机。如果机组低负荷时间较长，单台磨机停运时间超过24 h，由达到时间要求的早班进行换磨操作。
（3）球磨机运行期间，合理控制两台给煤机出力，保持球磨机两端出口温度偏差不高于3 ℃（给煤机堵、断煤、给煤机消缺等原因除外）。
4.4 配风方式调整
（1）当燃烧器运行时，相应的F 风挡板必须开启：200 MW负荷时开度不低于40%，250 MW 负荷时开度应在50%～60%；
燃烧器停运时对应F 风挡板关至15%。
（2）A、B 侧前后墙二次风总门开度以控制风箱压力不低于0.3 kPa（150～200 MW 负荷）、0.4 kPa（250 MW 负荷及以上）为准。如遇到锅炉燃烧工况变差、机组深度调峰、煤质变差时可适当收小二次风总门，一旦燃烧工况好转、机组负荷加起来之后必须逐步开启保证足够的二次风箱压力。
（3）燃烬风开度为保证燃烧区域充足的氧量，应适当收小燃烬风总门，但以综合控制脱硝反应器入口烟温、飞灰烧失量、脱硝氨耗在最佳水平为准。
（4）各燃烧器分级风门开度：A、B、C 挡板控制在15%、45%和5%（对应油枪投入时保持全开），D、E 挡板按0%控制（四角D、E 挡板全开）。
4.5 吹灰方式调整
吹灰方式严格按照表六执行：炉膛组吹灰蒸汽母管压力设定0.7 MPa，折焰角L（R）5、7 吹灰蒸汽母管压力设定1.4 MPa，水平组及尾部烟道母管压力设定0.9 MPa。长吹L（R）11、12 吹灰器每周三早上投入一次吹灰；
为控制吹灰压力平稳，炉本体吹灰时A、B 侧吹灰器错开10～30 s 投运。
加强锅炉吹灰效果检查，及时处理故障吹灰器，严格按规定对烟道进行吹灰，确保各受热面清洁。如果因故无法完成吹灰工作应及时做好记录，条件满足后再进行吹灰作业。
4.6 停炉检查、缺陷治理
（1）燃烬风系统：活动卡涩的挡板，修补磨损的挡板、叶片；
对风箱泄漏处进行漏风治理，清理风箱积灰及喷口结焦。使燃烬风系统能够调整炉膛配风，解决炉膛热负荷分配不均的问题。
（2）燃烧器检查、修复。对喷口变形、结焦，消旋叶片脱落、磨损变形，乏气挡板磨损、卡涩的燃烧器等进行修复，保证每只燃烧器运行时火焰形状完好，不偏斜刷墙，不造成炉膛热负荷局部分配不均。
（3）燃烧器配风挡板检查：对A、B、C、D、E、F 风挡板，贴壁风挡板卡涩、磨损的进行修复；
对风道积灰，喷口结焦的进行疏通。保证各风门挡板运行中能够达到调节配风作用，不造成炉膛热负荷偏差。
（4）空预器检查。对空预器蓄热元件堵塞的进行疏通，修补不严密的密封片，保证空预器出口两端二次风量、风温达到一致，使炉膛两侧燃烧器风量、风温均等，不造成炉膛两侧热负荷偏差。
（5）球磨机分离器检查。对球磨机分离器挡板卡涩、磨损的进行修复，对回粉仓杂物堵塞的进行疏通。保证每只燃烧器出粉均匀，煤粉细度在合格范围内，保证运行中每只燃烧器火焰行程一致、出力一致。
（6）漏风检查。对炉底水封槽、冷灰斗、水封挡板漏风的进行漏风治理，保证下炉膛严密不漏风，运行中不发生因局部漏风造成燃烧不稳、火焰中心上移的情况。
（7）停炉期间对烟道管屏进行防磨检查。查看受热面磨损、积灰情况，根据检查情况对防磨瓦减薄、脱落的管屏进行防磨瓦加装，对积灰较多的地方进行吹灰调整。
4.7 其他措施
（1）规范值班员操作：在增加负荷时先加风后加粉，升降负荷后及时到就地检查燃烧效果，确保煤粉在主燃烧区燃烧完全。
（2）加强入炉煤质的管理，合理配煤，保证入炉煤质和设计煤质能够相吻合。
（3）定期对磨机分离器进行清扫，根据各磨煤粉细度进行加钢球，保证煤粉细度在规定范围内。
随着国家能源转型，新能源企业不断涌现，传统火力发电机组受到很大制约，负荷调峰变化也越来越频繁。在机组负荷大幅波动时，受热面管壁承受剧烈的交变应力变化，给机组的安全、经济运行带来不利影响。因此，利用机组C 级检修机会，合理实施以上技改项目。机组启动后，运行人员结合实际工况精心调整，彻底解决了高温再热器管壁超温现象，为机组长周期安全经济运行打下坚实基础。
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