W 形火焰鍋爐高溫再熱器管壁超溫治理

羅元輝

（貴州西電電力股份有限公司黔北發電廠，貴州畢節 551800）

1 設備概況

某廠300 MW 鍋爐為東方鍋爐廠生產的W 形火焰鍋爐。鍋爐為雙拱型、單爐膛、平衡通風、露天布置、全鋼架結構，固態連續排渣，一次中間再熱、亞臨界參數、自然循環單汽包鍋爐。鍋爐型號為DG1025/18.2-Ⅱ15，采用4 臺FW 雙進雙出鋼球磨煤機，正壓直吹式制粉系統，并配置雙旋風分離式煤粉燃燒器；尾部設置分煙道，采用煙氣擋板調節再熱器出口汽溫。

高溫再熱器布置在爐膛出口水冷壁折焰角的上方，共97排，順列布置，6 管圈繞制。為減小流量偏差使同屏各管的壁溫比較接近，在再熱器進口集箱的管圈入口處設置了不同尺寸的節流圈，第1～第6 根的節流孔徑分別為29 mm、37 mm、28 mm、29 mm、50 mm、34 mm，材料為T91、TP304H。壁溫測點安裝在離頂棚管600 mm 處爐頂大包內的管子上，按照間隔6 排設置一組測點，每排3 個點，沿煙氣流向安裝在排序號1#、3#、6#管上，共計安裝15 組45 個測點。

2 運行管壁超溫現象

經過近期對高溫再熱器管壁溫的監視，發現壁溫無論是在負荷穩定還是在升降負荷過程中均存在超溫的現象。運行人員通過調整磨機負荷、投停燃燒器、調整配風等方式，將某一點超溫管壁溫度控制住了，但另一管壁又開始超溫，且超溫分布沒有規律、超溫幅度較大，有時甚至超過600 ℃，對機組長期安全運行造成很大威脅。

3 管壁超溫原因分析

引起高溫再熱器超溫的原因比較復雜，與鍋爐的燃燒調整、再熱系統的結構布置、管材的選用和運行操作等因素有關。

3.1 管屏設計不合理

自2004 年鍋爐投產以來，管壁超溫現象時有發生，通過常規的燃燒調整基本能夠得到控制。但隨著機組運行時間的增加，特別是2015 年機組脫硝改造以后，超溫控制變得越來越困難。通過查閱資料及咨詢廠家，發現管屏布置不合理，機組正常運行中應該是迎風面第一根管子換熱強度最大，但實際上第一根管子的節流孔徑卻不是最大的。因此，高再第一根管子孔徑太小，蒸汽流通量不足，造成管壁冷卻不足、管壁超溫。

3.2 煙道積灰嚴重

該廠鍋爐設計煤質為無煙煤，發熱量比較低，灰分含量高。由于近幾年煤價上漲幅度較大，鍋爐實際入爐煤質發生大幅度變化。長期燃用高硫、高灰分的煤質，導致鍋爐受熱面積灰嚴重，爐膛結焦頻繁。爐膛煙道積灰的增加造成管壁與煙氣之間換熱困難，使得管壁超溫。

3.3 管內結垢

該廠鍋爐自投運后一直未進行酸洗工作，經過17 年的運行，水冷壁、過熱器、再熱器管壁結垢超標嚴重：管內結垢導致蒸汽流通阻力加大，引起蒸汽流量降低，使管屏的熱量沒有足夠的蒸汽帶走，從而造成管壁超溫；管內結垢后蒸汽與管壁的傳熱熱阻增大，熱量無法及時散發（傳熱）到蒸汽介質中，也會造成受熱面管壁自身溫度超溫。

3.4 鍋爐變負荷速度過快

近兩年，由于國家能源轉型，大量水電、風電、光伏電站的投產，火電機組調峰越來越頻繁。負荷更是在40%～100%快速變化。由于鍋爐熱負荷升降與蒸汽吸熱存在一定的延時。機組升降負荷時，爐膛、煙道的熱負荷不能很好地與蒸汽流量匹配，造成機組變負荷時發生管壁超溫現象。

3.5 火焰中心上移

該廠鍋爐2015 年進行過脫硝改造，并對燃燒系統進行了低氮燃燒器改造。將屏式過熱器向上提高了4 m，取消了屏式過熱器2.9 m 長的管排，這使得管屏減少，過熱系統的對流換熱和輻射換熱相應減少，爐膛出口煙溫升高。同時，由于鍋爐低氮燃燒改造，煤粉分級燃燒，在主燃燒區域，煤粉處于缺氧燃燒狀態；沒有燃燼的煤粉在爐膛上部由燃燼風提供氧量繼續燃燒，延長了燃燒時間，造成爐膛火焰中心升高，爐膛出口溫度進一步升高。爐膛出口煙溫的升高，造成高溫再熱器處煙溫也隨之升高，進而導致管壁超溫。

4 防止超溫的措施

4.1 管屏優化改造

管屏的傳熱方式為煙氣對流換熱，要想降低管壁溫度，應減少管屏的吸熱量。在機組運行中，減少管屏吸熱量最有效的方式是對其進行優化改造。

管屏的優化改造主要是對高溫再熱器最外管圈短接改造：將每屏的最外一圈管子沿高度向下平移（縮短）2900 mm，在短接的管子上增加防磨瓦。通過管屏短接后，最外圈管屏吸熱量減少，能夠使管壁溫降低約15 ℃。

4.2 爐膛衛燃帶優化

鍋爐運行時B 側側墻結焦頻繁，易結大焦。相同工況下爐膛溫度較該廠相同爐型整體偏高150 ℃左右。對爐膛衛燃帶進行優化改造，具體方案是：將翼墻衛燃帶調整為條狀，側墻調整為小棋盤狀，將翼墻、側墻、前后墻衛燃帶適當打掉部分（圖1）。

圖1 側墻、前后墻衛燃帶示意

4.3 球磨機運行方式調整

（1）球磨機運行期間，將分離器上層擋板調整至45%開度、下層調整至65%開度，控制合適的煤粉細度：當入爐煤發熱量低于3900 cal（16 317.6 J）時，容量風門不得大于60%開度，一次風母管壓力應控制在6.8 kPa 以下，其他情況下一次風母管壓力不得高于6.6 kPa。

（2）執行球磨機輪停規定：原則上機組低負荷時球磨機進行循環交替選停，禁止長時間停運某臺磨機。如果機組低負荷時間較長，單臺磨機停運時間超過24 h，由達到時間要求的早班進行換磨操作。

（3）球磨機運行期間，合理控制兩臺給煤機出力，保持球磨機兩端出口溫度偏差不高于3 ℃（給煤機堵、斷煤、給煤機消缺等原因除外）。

4.4 配風方式調整

（1）當燃燒器運行時，相應的F 風擋板必須開啟：200 MW負荷時開度不低于40%，250 MW 負荷時開度應在50%～60%；燃燒器停運時對應F 風擋板關至15%。

（2）A、B 側前后墻二次風總門開度以控制風箱壓力不低于0.3 kPa（150～200 MW 負荷）、0.4 kPa（250 MW 負荷及以上）為準。如遇到鍋爐燃燒工況變差、機組深度調峰、煤質變差時可適當收小二次風總門，一旦燃燒工況好轉、機組負荷加起來之后必須逐步開啟保證足夠的二次風箱壓力。

（3）燃燼風開度為保證燃燒區域充足的氧量，應適當收小燃燼風總門，但以綜合控制脫硝反應器入口煙溫、飛灰燒失量、脫硝氨耗在最佳水平為準。

（4）各燃燒器分級風門開度：A、B、C 擋板控制在15%、45%和5%（對應油槍投入時保持全開），D、E 擋板按0%控制（四角D、E 擋板全開）。

4.5 吹灰方式調整

吹灰方式嚴格按照表六執行：爐膛組吹灰蒸汽母管壓力設定0.7 MPa，折焰角L（R）5、7 吹灰蒸汽母管壓力設定1.4 MPa，水平組及尾部煙道母管壓力設定0.9 MPa。長吹L（R）11、12 吹灰器每周三早上投入一次吹灰；為控制吹灰壓力平穩，爐本體吹灰時A、B 側吹灰器錯開10～30 s 投運。

加強鍋爐吹灰效果檢查，及時處理故障吹灰器，嚴格按規定對煙道進行吹灰，確保各受熱面清潔。如果因故無法完成吹灰工作應及時做好記錄，條件滿足后再進行吹灰作業。

4.6 停爐檢查、缺陷治理

（1）燃燼風系統：活動卡澀的擋板，修補磨損的擋板、葉片；對風箱泄漏處進行漏風治理，清理風箱積灰及噴口結焦。使燃燼風系統能夠調整爐膛配風，解決爐膛熱負荷分配不均的問題。

（2）燃燒器檢查、修復。對噴口變形、結焦，消旋葉片脫落、磨損變形，乏氣擋板磨損、卡澀的燃燒器等進行修復，保證每只燃燒器運行時火焰形狀完好，不偏斜刷墻，不造成爐膛熱負荷局部分配不均。

（3）燃燒器配風擋板檢查：對A、B、C、D、E、F 風擋板，貼壁風擋板卡澀、磨損的進行修復；對風道積灰，噴口結焦的進行疏通。保證各風門擋板運行中能夠達到調節配風作用，不造成爐膛熱負荷偏差。

（4）空預器檢查。對空預器蓄熱元件堵塞的進行疏通，修補不嚴密的密封片，保證空預器出口兩端二次風量、風溫達到一致，使爐膛兩側燃燒器風量、風溫均等，不造成爐膛兩側熱負荷偏差。

（5）球磨機分離器檢查。對球磨機分離器擋板卡澀、磨損的進行修復，對回粉倉雜物堵塞的進行疏通。保證每只燃燒器出粉均勻，煤粉細度在合格范圍內，保證運行中每只燃燒器火焰行程一致、出力一致。

（6）漏風檢查。對爐底水封槽、冷灰斗、水封擋板漏風的進行漏風治理，保證下爐膛嚴密不漏風，運行中不發生因局部漏風造成燃燒不穩、火焰中心上移的情況。

（7）停爐期間對煙道管屏進行防磨檢查。查看受熱面磨損、積灰情況，根據檢查情況對防磨瓦減薄、脫落的管屏進行防磨瓦加裝，對積灰較多的地方進行吹灰調整。

4.7 其他措施

（1）規范值班員操作：在增加負荷時先加風后加粉，升降負荷后及時到就地檢查燃燒效果，確保煤粉在主燃燒區燃燒完全。

（2）加強入爐煤質的管理，合理配煤，保證入爐煤質和設計煤質能夠相吻合。

（3）定期對磨機分離器進行清掃，根據各磨煤粉細度進行加鋼球，保證煤粉細度在規定范圍內。

5 結束語

隨著國家能源轉型，新能源企業不斷涌現，傳統火力發電機組受到很大制約，負荷調峰變化也越來越頻繁。在機組負荷大幅波動時，受熱面管壁承受劇烈的交變應力變化，給機組的安全、經濟運行帶來不利影響。因此，利用機組C 級檢修機會，合理實施以上技改項目。機組啟動后，運行人員結合實際工況精心調整，徹底解決了高溫再熱器管壁超溫現象，為機組長周期安全經濟運行打下堅實基礎。