葛 浩，馮偉忠

(1.上海電力學院，上海200090;2.上海外高橋第三發(fā)電有限責任公司，上海 200137)

隨著電廠機組單機容量的不斷增大及大型超(超)臨界機組在電網(wǎng)中所占比重的不斷升高，這些機組的安全運行成為影響電網(wǎng)安全的關鍵環(huán)節(jié).我國60%以上的火電機組停運故障發(fā)生在鍋爐側(cè)，且大多是由于鍋爐四管泄漏所引起.機組啟動階段工況變化相當復雜，受熱面很容易出現(xiàn)超溫，并在受到冷熱沖擊后出現(xiàn)氧化皮集中脫落，導致管道堵塞，甚至發(fā)生爆管.因此，如何在機組啟動階段防止受熱面超溫成為減少電廠停機故障的主要途徑.

1 超溫原因分析

1.1 超溫機理

過熱器吸收煙氣的輻射熱和對流熱，再將熱量傳遞給管壁內(nèi)的蒸汽，因此爐側(cè)煙氣量的增加和煙溫的提高，均會使壁內(nèi)的蒸汽溫度升高.在管壁內(nèi)蒸汽的流量和進口溫度不變的情況下，管壁內(nèi)蒸汽溫度的升高可能會引起受熱面超溫.相同原理，在鍋爐燃燒程度保持不變的情況下，管壁內(nèi)工質(zhì)流量的減少和飽和溫度的變化等也會引起管壁超溫[1].在鍋爐點火啟動初期，水冷壁入口水溫較低，此時爐水升溫速率不超過1.5℃/min，而在水冷壁出口達到飽和之前，過熱器中沒有蒸汽流動，一直處于干燒狀態(tài)，如果煙氣溫度過高，過熱器就很容易出現(xiàn)超溫.此外，在傳熱量相同的情況下，受熱面內(nèi)壁的氧化皮增加了熱阻，這將升高壁溫，并導致氧化速率的增加.

1.2 影響因素分析

1.2.1 給水流量和給水溫度

在直流鍋爐啟動初期，需要建立最低給水流量，并通過啟動分離器疏水閥將未汽化的水回收.在爐內(nèi)燃燒不變的前提下，增大給水流量，會使進入水冷壁的水溫下降，水冷壁內(nèi)的產(chǎn)汽量減少，同時使分離器疏水帶走的工質(zhì)和熱量損失增大，且通過對流受熱面的蒸汽量也會減少，從而使過熱器的冷卻能力降低，壁溫升高.對于采用爐水循環(huán)泵啟動的鍋爐，啟動階段也需要進行熱態(tài)清洗，因此分離器疏水不可避免，其給水流量的變化與上述過程相似.

鍋爐點火時的給水溫度越高，水冷壁出口達到飽和所需的時間就越短，即過熱器處于干燒的時間越短，這使得過熱器超溫的可能性降低，安全性提高;水冷壁出口達到飽和之后，在給水流量和燃燒負荷等不變的情況下，提高給水溫度，水冷壁內(nèi)產(chǎn)汽量就會增加，過熱器中蒸汽流量也會增加，同時過熱器的冷卻能力增強，過熱器壁溫降低.

1.2.2 煙氣溫度

過熱器吸收煙氣的輻射熱量和對流熱量，同時管內(nèi)蒸汽對過熱器進行冷卻，當過熱器中無蒸汽流動時，過熱器就變成了一個蓄熱體，吸收的煙氣熱量除了向爐膛金屬散熱外，都變成了溫度的增量;當水冷壁中的水被加熱到飽和并開始產(chǎn)汽時，由于蒸汽量較小，蒸汽所能攜帶的熱量較少，對過熱器的冷卻能力較低，過熱器同樣被認為是處于干燒狀態(tài)，因此在鍋爐啟動初期，煙氣溫度對過熱器管壁溫度影響較大.

采用不同的點火方式，爐膛內(nèi)的燃燒情況就會不同，而鍋爐的送風溫度、送風量，以及煤粉細度也會影響爐內(nèi)的燃燒環(huán)境，進而影響過熱器處煙氣的溫度.此外，煙速高的地方傳熱系數(shù)高，容易超溫，對于π型爐，在煙道轉(zhuǎn)彎的地方會有殘余旋流，由于煙氣宏觀流向和殘余旋流的相互作用，在水平煙道內(nèi)會出現(xiàn)煙速梯度，而煙速偏差會引起煙溫偏差，煙速高的地方煙溫高;但是對于塔式爐來說，外圍旋轉(zhuǎn)的部分煙速高，中心部分煙速低，而外圍的煙溫要低于中心部分.

1.2.3 水塞

鍋爐點火啟動前及啟動過程中，在過熱器和再熱器中尚存的積水或凝結水，稱為水塞，這一現(xiàn)象主要出現(xiàn)在U型布置的受熱面底部.當對流受熱面中開始出現(xiàn)蒸汽流動時，流量較小，該受熱面前后聯(lián)箱壓力差不足以將積水排出，使得對流受熱面處于局部干燒狀態(tài)，由于這部分積水蒸發(fā)需要吸收汽化潛熱，蒸發(fā)時間較長，而管道由于得不到充分冷卻就會出現(xiàn)超溫.

1.2.4 氧化皮

由于氧化皮的導熱系數(shù)低于母管的導熱系數(shù)，當受熱面內(nèi)壁生成氧化皮后會增加導熱熱阻，在同等傳熱量的情況下其管壁溫度將會升高，并進一步加快氧化速率[2].有氧化皮存在的管壁結構如圖1所示.

圖1 有氧化皮存在的受熱面管子導熱溫度梯度示意

由導熱方程可知，當內(nèi)外界面間處于穩(wěn)態(tài)傳熱時，通過各層間的熱流量相等，假設外壁銹層和內(nèi)壁氧化層的導熱系數(shù)相等，則有:

式中:λ0——外壁銹層和內(nèi)壁氧化層的導熱系數(shù);

λ2——管材導熱系數(shù);

q——各層間的熱流密度.

當內(nèi)壁無氧化皮時，內(nèi)外壁溫差為:

式中:t1'——無氧化皮時外壁表面溫度;

t4'——無氧化皮時內(nèi)壁表面溫度.

假設內(nèi)壁的水蒸汽溫度均勻，在導熱量相同時，由于氧化皮存在而引起的管子外壁表面溫升為:

同理，由內(nèi)壁氧化皮引起的內(nèi)壁表面溫升為:

則管壁平均溫升為:

由式(5)可以看出，氧化皮的存在增加了管壁溫度.

2 啟動方式對過熱器壁溫的影響

2.1 傳統(tǒng)燃油點火啟動方式

機組啟動初期，鍋爐處于冷態(tài)，對其加熱時需要控制升溫升壓速率，以防止升溫升壓速率過快對鍋爐部件造成應力損傷.采用傳統(tǒng)油槍點火方式啟動時，升溫升壓速率較容易控制，且油槍火焰較短，爐膛出口處煙溫不會太高，同時由于燃燒強度低，點火時間長，對流受熱面內(nèi)的積水可以被逐漸烘干，而不會影響對流受熱面的安全，但是該啟動方式的耗油量較大，啟動經(jīng)濟性較低.

2.2 微油或等離子點火啟動方式

采用微油或等離子點火方式可以減小啟動油耗，但是會大大降低啟動的安全性[3，4].等離子和微油點火時需要保證最小的煤粉量，且投粉以后燃燒強度較大，不可避免地會產(chǎn)生很大的熱沖擊.此外，點火初期煤粉燃盡率低，燃燒程度不易控制，爐膛內(nèi)容易發(fā)生爆燃，且飛灰含碳量過高，尾部煙道易出現(xiàn)二次燃燒，從而危害鍋爐安全.

等離子和微油點火時，粉煤燃盡率低會導致火焰拖長，火焰將直接沖刷對流受熱面，而此時水冷壁尚未進入飽和態(tài)，無蒸汽產(chǎn)出，過熱器和再熱器處于干燒狀態(tài)，極易使受熱面管子迅速超溫，這大大加快了管子的氧化速度，嚴重時會出現(xiàn)快速高溫氧化.當冷的蒸汽進入受熱面時會造成內(nèi)壁收縮，容易出現(xiàn)氧化皮的集中脫落，同時鍋爐啟動初期蒸汽流量較小，氧化皮不容易被帶出管道而出現(xiàn)囤積，管道被阻塞后流動阻力增大，其冷卻能力下降，嚴重時會發(fā)生爆管.

2.3 蒸汽加熱啟動方式

上海外高橋3期工程采用首創(chuàng)的蒸汽加熱啟動方法，在啟動初期用鄰機抽汽對給水進行加熱，同時對鍋爐進行整體預加熱，使鍋爐在點火時處于“熱爐、熱風”的熱環(huán)境.該啟動方式不需要對傳統(tǒng)的點火設備進行改裝，系統(tǒng)簡單且實施容易，在提高運行安全的基礎上簡化了運行操作，大幅降低了啟動成本，為啟動階段的安全運行創(chuàng)造了良好條件[5].

蒸汽加熱啟動法的水冷壁流量分布均勻，其中采用的低流量(15%BMCR)疏水啟動技術，在減少啟動功耗、降低啟動損失的同時，增加了單位工質(zhì)的吸熱量，提高了過熱器的冷卻能力，避免了過熱器的超溫.

通過鄰機的冷再熱蒸汽將給水加熱到對應飽和溫度(230～250℃)的同時，給水及汽水分離器出口的蒸汽對省煤器、過熱器和再熱器進行了預加熱，因此當風機投運時，對流受熱面(特別是省煤器)成為一個巨大的“暖風器”，提高了排煙(風)的溫度，“煙氣”通過空氣預熱器對鍋爐送風進行加熱，提高了送風溫度，使爐膛的燃燒條件大為改善，并顯著提高了鍋爐的啟動安全性.

蒸汽加熱啟動方法徹底杜絕了鍋爐點火啟動初期水冷壁尚未進入飽和態(tài)前的過熱器、再熱器承受的“干燒”現(xiàn)象[6].點火時，由于對流受熱面已預熱均勻，工質(zhì)經(jīng)過汽水分離器后，對流受熱面中已有蒸汽流動，因此不會出現(xiàn)超溫現(xiàn)象.隨著燃料量的增加，受熱面壁溫隨時間呈單值上升趨勢，不會出現(xiàn)壁溫先升后降的情況.

3 啟動試驗研究

3.1 機組介紹

上海外高橋第3發(fā)電廠7#機組鍋爐為1 000 MW超超臨界壓力參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流鍋爐，單爐膛塔式布置形式，一次中間再熱，四角切圓燃燒，平衡通風，固態(tài)排渣，全鋼懸吊構造，露天布置.采用中速磨煤機的正壓直吹式制粉系統(tǒng).鍋爐上部沿著煙氣流動方向依次分別布置有1級過熱器，3級過熱器，2級再熱器，2級過熱器，1級再熱器，省煤器.

鍋爐采用鄰機蒸汽加熱啟動系統(tǒng)，取消了爐水循環(huán)泵.在完成鍋爐進水和循環(huán)清洗后，由通入除氧器的輔汽加熱給水至90℃并向鍋爐供水，直到鍋爐分離器疏水箱的水溫達到90℃，其中大部分給水返回給水箱.通過抽汽管道閥門調(diào)節(jié)進入7#高壓加熱器的抽汽流量，以控制鍋爐金屬壁溫的溫升速率(≤4.5℃/min).由汽水分離器分離出的疏水依次經(jīng)過汽水分離器疏水箱、擴容器、擴容器疏水箱、擴疏泵后被泵入虹吸井，直至水質(zhì)合格.品質(zhì)較好的水可以從擴容器疏水箱回收至凝汽器，當達到進入除氧器的要求時，擴容器疏水箱內(nèi)的疏水才可以排入除氧器，用來回收熱量.一旦疏水可以回收，給水就形成回路，在不斷循環(huán)的過程中，鍋爐壁溫從90℃一直加熱到250℃，此時鍋爐開始點火.旁路系統(tǒng)中配置了容量為100%BMCR的高壓旁路，該旁路兼作鍋爐高壓安全門，低壓旁路容量為65%BMCR，另配置100%BMCR再熱安全門.

3.2 試驗過程

鍋爐啟動試驗過程中，監(jiān)測爐膛出口3級過熱器管壁溫度和爐膛出口煙溫的變化規(guī)律.考慮到爐膛出口處煙溫最高，受熱面換熱條件最為惡劣，因此將過熱器壁溫和煙溫測點選擇在爐膛出口3級過熱器底部下彎頭處，沿爐膛寬度方向分布在第3，7，11，14，17 排，分別布置 5 個壁溫測點和5個煙溫測點，測量3級過熱器的管壁溫度和煙氣溫度.

壁溫測點采用Φ0.5 mm鎳鉻-鎳硅熱電偶絲，并將其焊接在管壁上.為了使熱電偶絲不被磨損，并增加測量的準確性，在熱電偶絲上下10 cm內(nèi)的管壁上進行防磨噴涂處理，噴涂層厚度為0.5 mm，使熱電偶絲全部埋入噴涂層內(nèi)，并在管道外壁進行圓滑過渡處理，使噴涂處的管道外表面基本平整，不致于造成管子的局部磨損.

3.3 試驗結果分析

以鍋爐點火為時間零點，研究從點火到122 min機組帶負荷運行的時間段內(nèi)過熱器管壁的溫度變化.圖2為啟動階段3級過熱器的煙溫變化曲線;圖3為啟動階段3級過熱器的壁溫變化曲線.

圖2 3級過熱器煙溫變化

圖3 3級過熱器壁溫變化

從圖2和圖3可以看出，通過蒸汽加熱啟動方式，在不投入燃油的情況下3級過熱器壁溫被加熱到235℃，同時爐膛煙(風)溫維持在225℃，此時鍋爐各部件已充分預熱，進行油槍點火后，煙溫迅速上升，而管壁溫度也逐漸升高.由圖2可以看出，在14 min后煙溫出現(xiàn)先升后降然后再升的情況，這是由于油槍已不再增加投入，而是保持4層油槍，此時蒸發(fā)量逐漸增加，給水量也隨之增加，水冷壁的吸熱量也會增加，在加熱量不變的情況下，爐膛出口的煙溫下降，過熱器管壁的升溫速率減緩，直至27 min時開始投煤粉，煙溫繼續(xù)上升.

啟動過程中過熱器的最高溫度為530℃，而3級過熱器管材允許的最高溫度為700℃，沒有出現(xiàn)超溫的情況，說明了蒸汽加熱啟動方式的安全性.

由圖3可以看出，在11 min，以及50～100 min出現(xiàn)了兩次溫度波動，其原因有如下兩個:一是11 min時開啟旁路閥，使過熱器中出現(xiàn)蒸汽流動，對管壁產(chǎn)生冷卻作用，但此時的蒸汽量較小，對過熱器的冷卻能力較低;二是50 min時采用了帶旁路交替清洗技術，主蒸汽流量達到900～1 000 t/h，主蒸汽溫度達到450℃.另外，采用帶旁路交替清洗技術可在汽輪機啟動前盡可能地剝離管道內(nèi)的氧化物，并將已剝落的氧化皮和顆粒物等全部送至凝汽器，以防止汽輪機葉片出現(xiàn)固體顆粒侵蝕現(xiàn)象.

本次啟動從鍋爐點火到發(fā)電機并網(wǎng)只用時122 min，而整個燃油時間僅有40 min，同時由于給水溫度較高，點火啟動初期過熱器中已有蒸汽流動，防止了過熱器出現(xiàn)干燒，同時采用了大油槍點火，爐膛出口煙溫不會太高，因此過熱器不會出現(xiàn)超溫.

4 結論

(1)鍋爐啟動階段工況變化比較復雜，使過熱器管壁超溫的因素包括給水流量、給水溫度、煙氣溫度、水塞和氧化皮等.不同的啟動點火方式對過熱器管壁溫度亦會產(chǎn)生影響.

(2)蒸汽加熱啟動方式采用傳統(tǒng)大油槍，爐膛出口處煙溫不會太高，啟動初期通過鄰機抽汽將給水加熱到230～250℃，對鍋爐進行整體預加熱，使鍋爐在點火時處于一個“熱爐、熱風”的熱環(huán)境，改善了爐膛燃燒環(huán)境.點火啟動初期過熱器中已有蒸汽流動，杜絕了點火初期過熱器的干燒現(xiàn)象，避免了蒸汽進入后的驟冷產(chǎn)生氧化皮的情況，大大提高了啟動安全性.

[1]彭君洋，何勝.超臨界鍋爐啟動過程中屏過管壁、主汽溫超溫分析及對策[J].電力技術，2009(8):51-54.

[2]楊世銘，陶文銓.傳熱學[M].北京:高等教育出版社，2006:48-50.

[3]PENG Li-xia，YU Guo-liang，JU Yin-hong.Application of direct ignition technology with minimum gasified oil in lignite-fired boiler[J].Electricity，2006(4):31-35.

[4]胡際童.鍋爐等離子點火方式與少油點火方式的比較[J].河北電力技術，2008，27(2):41-42.

[5]馮偉忠.外高橋三期工程1 000 MW超超臨界機組調(diào)試期的節(jié)能減排與技術創(chuàng)新[J].華東電力，2008，36(6):1-5.

[6]馮偉忠.超超臨界機組蒸汽氧化及固體顆粒侵蝕的綜合防治[J].中國電力，2007，40(1):69-73.