過熱器壁溫超溫原因分析及防范措施

丁佳成

(神華國華徐州發電有限公司，江蘇 徐州 221166)

1 設備概況

某電廠1 000 MW機組鍋爐是3 099 t/h超超臨界參數變壓運行的螺旋管圈直流爐，單爐膛塔式布置、一次中間再熱、四角切圓燃燒、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊構造、露天布置。該爐采用中速磨煤機正壓直吹式制粉系統，配置6臺中速磨煤機(5臺運行，1臺備用)。

煤粉燃燒器按高度方向分3組，最上面1組燃燒器是分離燃盡風(SOFA)，分6層風室；下面2組是煤粉燃燒器，每組風箱有6層煤粉噴嘴，對應3臺磨煤機。煤粉燃燒器采用典型的LNTFS(直流式四周布置)方式，在煤粉噴嘴四周布置有燃料風(周界風)，每臺磨對應的相鄰2層煤粉噴嘴之間布置有1層燃油輔助風噴嘴，每臺磨對應相鄰2層煤粉噴嘴的上方布置了1個組合噴嘴。在主風箱上部設有2層緊湊燃盡風(CCOFA)，將部分二次風送入爐膛。設計的一次風率為16.6 %，二次風率為80.1 %(其中SOFA風為23 %，CCOFA風為4 %，周界風為16.6 %)。鍋爐水冷壁為氣密式鰭片管，由螺旋管水冷壁和垂直管水冷壁2部分組成，在爐膛燃燒區域采用螺旋管水冷壁，用以減少爐管熱偏差；在煙道區域采用垂直管水冷壁，用以簡化爐體結構。

鍋爐上部沿著煙氣流動方向依次布置有一級過熱器、三級過熱器、二級再熱器、二級過熱器、一級再熱器、省煤器。鍋爐過熱蒸汽溫度設計值為605 ℃，由于投產初期未進行燃燒調整優化及控制系統優化，運行人員對超超臨界機組運行操作不熟悉，導致三級過熱器部分出口管壁溫存在超溫現象(限值為631 ℃)；而實際運行中控制的過熱蒸汽溫度約為592 ℃，遠低于設計值，對機組的安全性、經濟性影響較大。

2 過熱器壁溫超溫事故經過

查閱過熱器壁溫超限期間的負荷、壁溫和排煙溫度的變化曲線，發現過熱器壁溫超溫期間機組負荷較低(500～700 MW)；正常情況下過熱器壁溫不應超溫；但在約2.5 h時間內，排煙溫度持續上升，過熱器壁溫出現明顯的7個尖波，其中尤其以第3次超溫持續的時間最長(40 min)，直到第4個尖波一直處于超溫狀態。

過熱器壁溫超溫前工況為：AGC(自動發電控制系統)投入，負荷由900 MW降至700 MW的過程中，1，2，3，5號制粉系統運行；6號磨停用前吹掃過程中給煤機停運，4號磨煤機檢修結束，未恢復。

7次過熱器壁溫超溫情況如下。

(1) 11:50，1號給煤機斷煤，經疏通無效后啟動備用的6號給煤機。期間AGC投入，負荷由650 MW升至670 MW，煤量由262 t/h最高升至299 t/h后降至244 t/h，水煤比由正常時的7.29最低降至6.08。由于協調控制系統的超調作用與制粉系統停運抽粉的因素疊加，造成第1個超溫尖波出現。雖然采取加大減溫水量的方法(流量由79 t/h升至177 t/h)，但是過熱器壁溫仍不斷升高，由610 ℃升至630 ℃。期間排煙溫度由122 ℃升至126 ℃。

(2) 解除AGC以穩定負荷，待壁溫下降后(最低至618 ℃)，再次投入AGC，負荷隨即由650 MW升至690 MW，煤量由266 t/h最高升至316 t/h后降至261 t/h。在這期間1號磨煤機保持通風，風量約為140 t/h，2，3，5，6號制粉系統為運行狀態。為穩定燃燒，啟動4號制粉系統，停運6號制粉系統。上層制粉系統運行及底層磨通風使得爐膛火焰中心抬高，由于協調控制系統的超調作用引起溫度升高，啟、停制粉系統加劇了超溫，3重因素共同作用使過熱器壁溫最高升至634 ℃，水煤比最低降至6.16，排煙溫度由126 ℃升至133 ℃。

(3) 12:30，2號磨煤機因熱風調節門卡澀造成出口溫度高而跳閘，1號磨因失去點火能量跳閘，機組燃料RB(快速減負荷)動作；啟動6號給煤機，過熱器壁溫逐漸升至638 ℃。為了降低該壁溫，采用降負荷(由650 MW逐漸降至550 MW)、調整二次風(開大SOFA二次風，減少最下層二次風)、降低上層磨煤機出力等方法進行調整，但整個過程中2臺跳閘的磨煤機始終保持通風，導致過熱器壁溫居高不下，排煙溫度由133 ℃升至138 ℃。

(4) 13:14，停運6號磨煤機、啟動2號磨煤機，以降低火焰中心高度，進而降低主汽溫及過熱器壁溫。但2號磨跳磨時殘余煤粉及6號磨停磨抽粉的共同作用使壁溫持續升高。13:18，過熱器壁溫最高升至645 ℃，排煙溫度由138 ℃升至144 ℃。

(5) 13:21—13:24，機組負荷由550 MW升至590 MW，給煤量由228 t/h最高升至276 t/h后降至241 t/h，水煤比最低至6.16，過熱器壁溫最高至640 ℃，排煙溫度由144 ℃升至148 ℃。

(6) 13:48，2號磨煤機因熱風調節門卡澀造成2號磨出口溫度高跳閘，底層大量一次冷風使得火焰中心升高，又由于停磨抽粉的作用，二者互相影響導致過熱器壁溫最高升至639 ℃。

(7) 14:05，在過熱器壁溫仍超溫的情況下啟動2號磨煤機，大量殘余煤粉進入爐膛使該壁溫最高升至638 ℃。

3 過熱器壁溫超溫原因分析

通過上述對鍋爐過熱器壁溫嚴重超溫事件的分析可知，其影響因素主要包括以下3點：

(1) 制粉系統異常，給煤機斷煤、熱風門卡澀引起磨煤機跳閘；

(2) 燃燒調整不當，導致機組嚴重偏離正常運行工況，主要體現在對磨煤機一次風停運控制上；

(3) 協調控制系統性能差，超調嚴重，造成水煤比失調。

其中，制粉系統異常屬于不可控因素，可通過設備治理來降低其發生的可能性。因此，下面主要對后2個因素進行分析。

表1為此次鍋爐過熱器壁溫嚴重超溫過程的相關數據。為減少數據波動對分析的影響，取每0.5 h的平均值分析壁溫變化趨勢。其中第1，2項為壁溫超溫發生前數據，第3～7項為壁溫超溫過程中數據，第8～10項為壁溫超溫后期恢復正常運行數據。根據這些數據分別做出壁溫-風量變化趨勢曲線(見圖1)和壁溫-水煤比變化趨勢曲線(見圖2)，并分析如下。

表1 過熱器壁溫超溫過程相關數據

（1）燃燒調整不當導致制粉系統偏離正常運行工況，這對過熱器超溫影響巨大，尤其在低負荷情況下更是如此。如圖1所示，整個超溫過程負荷相對較低且呈下降趨勢，總風量下降，一次風量上升，導致過熱器壁溫居高不下。同時由表1數據可知，一次風比率偏高，尤其在超溫階段，均保持在30 %以上，遠大于設計的一次風比率。此次鍋爐過熱器嚴重超溫的一個根本原因是沒有及時關閉停運的磨煤機的冷風門，以致大量的冷風從底部進入爐膛；因總風量一定，二次風相對減少，在抬高火焰中心的同時，使燃燒推遲，對流受熱面吸熱增加，因而導致主汽溫、過熱器壁溫、排煙溫度升高。

(2) 由圖2可知，水煤比失調對壁溫影響明顯，在同樣負荷及燃燒條件下，水煤比降低，單位介質的吸熱量增加，水冷壁出口蒸汽溫度升高；但爐膛部分總吸熱量減少，爐膛出口溫度升高，對流受熱面吸熱增加，過熱蒸汽溫度升高，過熱器壁溫升高，排煙溫度升高。圖中7～8期間水煤比降低，壁溫也降低，其原因是底層磨煤機啟動，雖然水煤比降低，但風量變化不大，爐膛火焰中心下降，鍋爐燃燒回復正常工況，所以壁溫會持續下降，趨于正常。

圖1 壁溫-風量變化趨勢曲線

圖2 壁溫-水煤比變化趨勢曲線

4 防止過熱器壁溫超溫的措施

為防止鍋爐過熱器壁溫超溫，應注意以下3點。

(1) 保持正常燃燒工況，磨煤機及風門擋板與負荷相適應。對于1 000 MW機組，一般在負荷低于750 MW時保持4臺磨煤機運行。負荷低于550 MW時保持3臺磨煤機運行，嚴禁停運磨煤機長期通風，否則會引起排煙溫度升高。

(2) 保持合適的水煤比。注意隱性的水煤比失調，包括停磨時抽粉及跳閘磨的投運，這些均會在在短期內造成實際進入爐膛的煤量增加，從而引起汽溫、壁溫波動。

(3) 運行人員養成良好的操作習慣。投停制粉系統是最平常也是最容易忽視的引起超溫的操作，在高負荷工況下尤其要注意。如投下層磨停上層磨，從長期來看是降低火焰中心，有利于減少超溫現象發生，但在汽溫、壁溫已經到最高限值工況時要慎重，需待溫度下降一定裕度后再進行操作。

1 王洪濤，王信強．過熱器超溫問題的研究[J]．華北電力技術，2007(11)．

2 李長鎖．鍋爐運行調整如何加強對過熱器的保護[J]．電力安全技術，2012(4)．