丁佳成

(神華國(guó)華徐州發(fā)電有限公司，江蘇 徐州 221166)

1 設(shè)備概況

某電廠1 000 MW機(jī)組鍋爐是3 099 t/h超超臨界參數(shù)變壓運(yùn)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(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊構(gòu)造、露天布置。該爐采用中速磨煤機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配置6臺(tái)中速磨煤機(jī)(5臺(tái)運(yùn)行，1臺(tái)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(fēng)(SOFA)，分6層風(fēng)室；下面2組是煤粉燃燒器，每組風(fēng)箱有6層煤粉噴嘴，對(duì)應(yīng)3臺(tái)磨煤機(jī)。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(fēng)(周界風(fēng))，每臺(tái)磨對(duì)應(yīng)的相鄰2層煤粉噴嘴之間布置有1層燃油輔助風(fēng)噴嘴，每臺(tái)磨對(duì)應(yīng)相鄰2層煤粉噴嘴的上方布置了1個(gè)組合噴嘴。在主風(fēng)箱上部設(shè)有2層緊湊燃盡風(fēng)(CCOFA)，將部分二次風(fēng)送入爐膛。設(shè)計(jì)的一次風(fēng)率為16.6 %，二次風(fēng)率為80.1 %(其中SOFA風(fēng)為23 %，CCOFA風(fēng)為4 %，周界風(fēng)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(qū)域采用螺旋管水冷壁，用以減少爐管熱偏差；在煙道區(qū)域采用垂直管水冷壁，用以簡(jiǎn)化爐體結(jié)構(gòu)。

鍋爐上部沿著煙氣流動(dòng)方向依次布置有一級(jí)過(guò)熱器、三級(jí)過(guò)熱器、二級(jí)再熱器、二級(jí)過(guò)熱器、一級(jí)再熱器、省煤器。鍋爐過(guò)熱蒸汽溫度設(shè)計(jì)值為605 ℃，由于投產(chǎn)初期未進(jìn)行燃燒調(diào)整優(yōu)化及控制系統(tǒng)優(yōu)化，運(yùn)行人員對(duì)超超臨界機(jī)組運(yùn)行操作不熟悉，導(dǎo)致三級(jí)過(guò)熱器部分出口管壁溫存在超溫現(xiàn)象(限值為631 ℃)；而實(shí)際運(yùn)行中控制的過(guò)熱蒸汽溫度約為592 ℃，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值，對(duì)機(jī)組的安全性、經(jīng)濟(jì)性影響較大。

2 過(guò)熱器壁溫超溫事故經(jīng)過(guò)

查閱過(guò)熱器壁溫超限期間的負(fù)荷、壁溫和排煙溫度的變化曲線，發(fā)現(xiàn)過(guò)熱器壁溫超溫期間機(jī)組負(fù)荷較低(500～700 MW)；正常情況下過(guò)熱器壁溫不應(yīng)超溫；但在約2.5 h時(shí)間內(nèi)，排煙溫度持續(xù)上升，過(guò)熱器壁溫出現(xiàn)明顯的7個(gè)尖波，其中尤其以第3次超溫持續(xù)的時(shí)間最長(zhǎng)(40 min)，直到第4個(gè)尖波一直處于超溫狀態(tài)。

過(guò)熱器壁溫超溫前工況為：AGC(自動(dòng)發(fā)電控制系統(tǒng))投入，負(fù)荷由900 MW降至700 MW的過(guò)程中，1，2，3，5號(hào)制粉系統(tǒng)運(yùn)行；6號(hào)磨停用前吹掃過(guò)程中給煤機(jī)停運(yùn)，4號(hào)磨煤機(jī)檢修結(jié)束，未恢復(fù)。

7次過(guò)熱器壁溫超溫情況如下。

(1) 11:50，1號(hào)給煤機(jī)斷煤，經(jīng)疏通無(wú)效后啟動(dòng)備用的6號(hào)給煤機(jī)。期間AGC投入，負(fù)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(shí)的7.29最低降至6.08。由于協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的超調(diào)作用與制粉系統(tǒng)停運(yùn)抽粉的因素疊加，造成第1個(gè)超溫尖波出現(xiàn)。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(guò)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(wěn)定負(fù)荷，待壁溫下降后(最低至618 ℃)，再次投入AGC，負(fù)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(hào)磨煤機(jī)保持通風(fēng)，風(fēng)量約為140 t/h，2，3，5，6號(hào)制粉系統(tǒng)為運(yùn)行狀態(tài)。為穩(wěn)定燃燒，啟動(dòng)4號(hào)制粉系統(tǒng)，停運(yùn)6號(hào)制粉系統(tǒng)。上層制粉系統(tǒng)運(yùn)行及底層磨通風(fēng)使得爐膛火焰中心抬高，由于協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的超調(diào)作用引起溫度升高，啟、停制粉系統(tǒng)加劇了超溫，3重因素共同作用使過(guò)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(hào)磨煤機(jī)因熱風(fēng)調(diào)節(jié)門(mén)卡澀造成出口溫度高而跳閘，1號(hào)磨因失去點(diǎn)火能量跳閘，機(jī)組燃料RB(快速減負(fù)荷)動(dòng)作；啟動(dòng)6號(hào)給煤機(jī)，過(guò)熱器壁溫逐漸升至638 ℃。為了降低該壁溫，采用降負(fù)荷(由650 MW逐漸降至550 MW)、調(diào)整二次風(fēng)(開(kāi)大SOFA二次風(fēng)，減少最下層二次風(fēng))、降低上層磨煤機(jī)出力等方法進(jìn)行調(diào)整，但整個(gè)過(guò)程中2臺(tái)跳閘的磨煤機(jī)始終保持通風(fēng)，導(dǎo)致過(guò)熱器壁溫居高不下，排煙溫度由133 ℃升至138 ℃。

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

(5) 13:21—13:24，機(jī)組負(fù)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(guò)熱器壁溫最高至640 ℃，排煙溫度由144 ℃升至148 ℃。

(6) 13:48，2號(hào)磨煤機(jī)因熱風(fēng)調(diào)節(jié)門(mén)卡澀造成2號(hào)磨出口溫度高跳閘，底層大量一次冷風(fēng)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(dǎo)致過(guò)熱器壁溫最高升至639 ℃。

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

3 過(guò)熱器壁溫超溫原因分析

通過(guò)上述對(duì)鍋爐過(guò)熱器壁溫嚴(yán)重超溫事件的分析可知，其影響因素主要包括以下3點(diǎn)：

(1) 制粉系統(tǒng)異常，給煤機(jī)斷煤、熱風(fēng)門(mén)卡澀引起磨煤機(jī)跳閘；

(2) 燃燒調(diào)整不當(dāng)，導(dǎo)致機(jī)組嚴(yán)重偏離正常運(yùn)行工況，主要體現(xiàn)在對(duì)磨煤機(jī)一次風(fēng)停運(yùn)控制上；

(3) 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)性能差，超調(diào)嚴(yán)重，造成水煤比失調(diào)。

其中，制粉系統(tǒng)異常屬于不可控因素，可通過(guò)設(shè)備治理來(lái)降低其發(fā)生的可能性。因此，下面主要對(duì)后2個(gè)因素進(jìn)行分析。

表1為此次鍋爐過(guò)熱器壁溫嚴(yán)重超溫過(guò)程的相關(guān)數(shù)據(jù)。為減少數(shù)據(jù)波動(dòng)對(duì)分析的影響，取每0.5 h的平均值分析壁溫變化趨勢(shì)。其中第1，2項(xiàng)為壁溫超溫發(fā)生前數(shù)據(jù)，第3～7項(xiàng)為壁溫超溫過(guò)程中數(shù)據(jù)，第8～10項(xiàng)為壁溫超溫后期恢復(fù)正常運(yùn)行數(shù)據(jù)。根據(jù)這些數(shù)據(jù)分別做出壁溫-風(fēng)量變化趨勢(shì)曲線(見(jiàn)圖1)和壁溫-水煤比變化趨勢(shì)曲線(見(jiàn)圖2)，并分析如下。

表1 過(guò)熱器壁溫超溫過(guò)程相關(guān)數(shù)據(jù)

（1）燃燒調(diào)整不當(dāng)導(dǎo)致制粉系統(tǒng)偏離正常運(yùn)行工況，這對(duì)過(guò)熱器超溫影響巨大，尤其在低負(fù)荷情況下更是如此。如圖1所示，整個(gè)超溫過(guò)程負(fù)荷相對(duì)較低且呈下降趨勢(shì)，總風(fēng)量下降，一次風(fēng)量上升，導(dǎo)致過(guò)熱器壁溫居高不下。同時(shí)由表1數(shù)據(jù)可知，一次風(fēng)比率偏高，尤其在超溫階段，均保持在30 %以上，遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)的一次風(fēng)比率。此次鍋爐過(guò)熱器嚴(yán)重超溫的一個(gè)根本原因是沒(méi)有及時(shí)關(guān)閉停運(yùn)的磨煤機(jī)的冷風(fēng)門(mén)，以致大量的冷風(fēng)從底部進(jìn)入爐膛；因總風(fēng)量一定，二次風(fēng)相對(duì)減少，在抬高火焰中心的同時(shí)，使燃燒推遲，對(duì)流受熱面吸熱增加，因而導(dǎo)致主汽溫、過(guò)熱器壁溫、排煙溫度升高。

(2) 由圖2可知，水煤比失調(diào)對(duì)壁溫影響明顯，在同樣負(fù)荷及燃燒條件下，水煤比降低，單位介質(zhì)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(duì)流受熱面吸熱增加，過(guò)熱蒸汽溫度升高，過(guò)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(jī)啟動(dòng)，雖然水煤比降低，但風(fēng)量變化不大，爐膛火焰中心下降，鍋爐燃燒回復(fù)正常工況，所以壁溫會(huì)持續(xù)下降，趨于正常。

圖1 壁溫-風(fēng)量變化趨勢(shì)曲線

圖2 壁溫-水煤比變化趨勢(shì)曲線

4 防止過(guò)熱器壁溫超溫的措施

為防止鍋爐過(guò)熱器壁溫超溫，應(yīng)注意以下3點(diǎn)。

(1) 保持正常燃燒工況，磨煤機(jī)及風(fēng)門(mén)擋板與負(fù)荷相適應(yīng)。對(duì)于1 000 MW機(jī)組，一般在負(fù)荷低于750 MW時(shí)保持4臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行。負(fù)荷低于550 MW時(shí)保持3臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，嚴(yán)禁停運(yùn)磨煤機(jī)長(zhǎng)期通風(fēng)，否則會(huì)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(diào)，包括停磨時(shí)抽粉及跳閘磨的投運(yùn)，這些均會(huì)在在短期內(nèi)造成實(shí)際進(jìn)入爐膛的煤量增加，從而引起汽溫、壁溫波動(dòng)。

(3) 運(yùn)行人員養(yǎng)成良好的操作習(xí)慣。投停制粉系統(tǒng)是最平常也是最容易忽視的引起超溫的操作，在高負(fù)荷工況下尤其要注意。如投下層磨停上層磨，從長(zhǎng)期來(lái)看是降低火焰中心，有利于減少超溫現(xiàn)象發(fā)生，但在汽溫、壁溫已經(jīng)到最高限值工況時(shí)要慎重，需待溫度下降一定裕度后再進(jìn)行操作。

1 王洪濤，王信強(qiáng)．過(guò)熱器超溫問(wèn)題的研究[J]．華北電力技術(shù)，2007(11)．

2 李長(zhǎng)鎖．鍋爐運(yùn)行調(diào)整如何加強(qiáng)對(duì)過(guò)熱器的保護(hù)[J]．電力安全技術(shù)，2012(4)．