高貴娥 王琰清

摘 要：本文根據(jù)我廠6號爐設(shè)備實際情況和運行工況論述了后屏過熱器金屬管壁超溫的原因及防范措施。

關(guān)鍵詞：后屏過熱器；超溫；過熱

海勃灣發(fā)電廠6號鍋爐（330MW）為哈爾濱鍋爐廠有限公司生產(chǎn)的HG-1018/18.58-YM20型亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、單爐膛自然循環(huán)汽包鍋爐，設(shè)計燃用煙煤，采用平衡通風(fēng)，中速磨直吹制粉系統(tǒng)、擺動燃燒器四角切園燃燒方式。

6號鍋爐在2011年連續(xù)運行226天后，因后屏過熱器泄漏于2011年11月29日停運檢修、2011年12月19日修后啟動、2011年12月28日停爐后更換部分管子，于2012年1月15日再次啟動后，后屏過熱器第12屏和14屏管子仍有超溫現(xiàn)象，變工況幅度大時，第9屏和第10屏也有超溫現(xiàn)象，針對這一情況，我們在6號爐進行不同工況的調(diào)整試驗，進行原因分析，制定防范措施。

1 設(shè)備概況

1.1 后屏過熱器位置及測點布置

后屏過熱器布置在鍋爐爐膛正上方，共計20屏，每屏有14圈管子，管壁溫度測點共46點，布置為：第1、2、3、4、5、7、8、9、10、11、12、13、14、16、17、18、19、20屏，每屏在由外向里第2根管子上裝有測點，只有第6屏和第15屏上是14根管子上均有測點。

1.2 主、再熱蒸汽系統(tǒng)受熱面布置簡圖

1.3 后屏過熱器管屏規(guī)格和金屬材料

鑒于管屏大部分采用12Cr1MoVG，且SA-213T91和SA213-TP347H鋼材許用溫度高于12Cr1MoVG，故運行規(guī)程中對后屏過熱器管壁溫度高定值為575℃。

2 后屏過熱器金屬管子損壞情況

2011年11月29日停爐后，經(jīng)檢查判斷，后屏過熱器第10排第10根管下部直管段爆管，爆口沿管子軸向裂開，長度約為管徑的2倍，為典型長期過熱爆口形狀，泄漏蒸汽將第9排、10排多根相鄰管子沖刷泄漏或沖刷減薄。

金屬檢驗結(jié)果如下： 第10屏從爐前數(shù)第10根鋼管爆管原因：長期過熱導(dǎo)致的鋼管嚴(yán)重球化，強度下降開裂，第10屏從爐前數(shù)第6、7、8、9、11、12根管均達5級球化；9屏從爐前數(shù)第13、14、15根均達5級球化。

3 后屏過壁溫超溫情況統(tǒng)計分析與對比

查閱6號爐總超溫記錄：自2012年4月16日6號機投入運行至此次泄漏停爐，后屏過熱器累計超溫時間為73小時17分，超溫區(qū)域主要集中在乙側(cè)靠近爐膛中部區(qū)域的第12屏、14屏、9屏、10屏，且每月每次超溫均出現(xiàn)在處理磨組斷煤、啟停磨、升降負荷、升降壓、定排、開關(guān)液壓關(guān)斷門等變工況的操作調(diào)整中，穩(wěn)定工況無超溫現(xiàn)象。

4 原因分析

4.1 燃煤熱值嚴(yán)重偏離設(shè)計值

6號爐燃煤設(shè)計和校核煤種熱值為4831/4758大卡，2009年6號爐全年平均熱值為4025大卡，2010為3850大卡，2011年僅為3643，而且很多時候170MW負荷所用總煤量已超出了設(shè)計額定負荷時的用煤量（133t/h）。

4.2 如磨組斷煤，堵煤頻發(fā)

6號機組自2005年8月31日投產(chǎn)以來，深受磨組斷煤堵煤的困擾，致使鍋爐燃燒不穩(wěn)，給運行操作調(diào)整帶來諸多負面影響和難度。

4.3 燃燒器燒損

在6號爐檢修過程中發(fā)現(xiàn)#5磨#1～#4角、#4磨#1、#3合計6個燃燒器燒損，致使?fàn)t內(nèi)燃燒工況變差，由此導(dǎo)致爐膛出口甲、乙兩側(cè)煙氣溫度偏差增大，造成爐內(nèi)局部熱負荷增高，從而導(dǎo)致超溫現(xiàn)象發(fā)生。

4.4 屏過金屬管子吸熱不均

四角切圓燃燒，造成沿爐寬方向煙氣溫度、煙氣流速不一致，進而導(dǎo)致不同位置的管子吸熱不均，使得正常運行中中間部分管屏，如9屏、10屏、12屏、14屏管壁溫度比其兩側(cè)管屏壁溫高出30-40℃，變工況時甚至達50-60℃。

4.5 屏過金屬管內(nèi)流量不均

2011年12月28日停爐后，檢查發(fā)現(xiàn)鍋爐廠在設(shè)計時，考慮內(nèi)圈管換熱面積較小，管內(nèi)溫升較小，為增大其他圈管蒸汽流量提高冷卻效果，對每屏第10、11、12、13圈管進行變徑（？準(zhǔn)54×11變徑為？準(zhǔn)42χ9），從而管內(nèi)蒸汽流量減小。在此次檢修過程中發(fā)現(xiàn)第11屏第10、11、12、13圈管子均出現(xiàn)脹粗現(xiàn)象（脹粗至56.5mm）脹粗量達到4.6%，同時在設(shè)計中未對第14圈管子（材質(zhì)為SA213-T91）管子進行變徑處理，反映出廠家設(shè)計時未考慮實際煤種變化及燃燒工況變化，蒸汽流量變化滯后于煙氣流量的變化情況，致使在燃用現(xiàn)有煤種時工況變化的情況下，管內(nèi)蒸汽流量無法滿足冷卻要求。過熱器的熱偏差特性也因此而進一步增大。

4.6 四角擺動式燃燒器為同一執(zhí)行機構(gòu)，調(diào)整中存在四角動作不均衡現(xiàn)象

擺動式燃燒器因工作環(huán)境惡劣，因而操作過程中有卡澀現(xiàn)象，在調(diào)整中存在四角動作不均衡現(xiàn)象進而造成爐內(nèi)火焰中心偏斜。

4.7 長期低負荷運行

長期低負荷運行，由于煤質(zhì)差，致使火焰中心位置上移，而此時過熱器管內(nèi)蒸汽流量又較小，無法滿足過熱器管材冷卻要求。

4.8 運行集控全能值班員的技術(shù)水平有限

全能值班后部分值班員技術(shù)水平有限，在定排，長吹、啟停磨組，增減負荷等操作過程中均出現(xiàn)不同程度的超溫現(xiàn)象。

4.9 專業(yè)管理及金屬監(jiān)督不到位

專業(yè)管理人員未及時根據(jù)煤質(zhì)變化、設(shè)備運行工況、鍋爐燃燒特性更改金屬管壁超溫異常、障礙管理定值；生產(chǎn)部金屬監(jiān)督職能也未落實到位。

5 防范措施

針對以上所分析的6號爐現(xiàn)存的燃煤情況、燃燒工況、設(shè)備問題、運行特點，我們制定了如下防范措施：

5.1 保證燃煤的合理摻配，尤其應(yīng)控制低負荷（165-200MW）時的總煤量在（110-130t/h）

5.2降溫運行：運行中任何時候應(yīng)用一減控制二減入口平均汽溫在505℃（設(shè)計值），最高不超過515℃。但此時乙側(cè)主、再熱汽溫也相應(yīng)降低，進而降低了機組運行的經(jīng)濟性。

5.3 低負荷運行時適當(dāng)提高主汽壓力或定壓運行

低負荷時提高主汽壓力運行或定壓運行，提高蒸汽流速，提升水冷壁吸熱量，降低爐膛出口煙溫。分析2012年2月22日負荷220MW時，6號爐主蒸汽壓力由14.8MPa升至15.8MPa對屏過管壁溫度的影響，表明提高蒸汽壓力對防止金屬管壁超溫有效，主汽壓力升高使蒸汽流速增加，蒸汽冷卻能力增強，各管屏管壁溫度均有不同程度下降。

5.4 保證磨組出力和電流正常情況下，降低一次風(fēng)速，減緩燃煤著火推遲，爐內(nèi)火焰充滿程度良好。

5.5 加強本體吹灰

經(jīng)過現(xiàn)場穩(wěn)定工況下的試驗得出：穩(wěn)定工況下，鍋爐本體全面長吹（布置在爐膛出口及煙道內(nèi)）一次，屏過最高點管壁溫度（12屏和14屏）能下降20-30℃，且能持續(xù)3-4小時；本體進行全面短吹（布置在爐膛內(nèi)）一次，爐膛出口煙溫能下降5-15℃，因而應(yīng)將原“本體吹灰制度”由由每天全面吹灰一次改為每天全面吹灰兩次。

5.6保證不發(fā)生缺氧燃燒的情況下，控制煙氣量的增加，合理配風(fēng)，降低氧量運行。

5.7 建立超溫監(jiān)測系統(tǒng)

在生產(chǎn)實時監(jiān)控系統(tǒng)上建立鍋爐主再熱蒸汽汽溫、管壁溫度、爐膛壓力等重要參數(shù)超限監(jiān)測，明確超限的時間、幅度、時長、累計時間等，做到可以查閱某一溫度測點任意時間段、任意值別的超限統(tǒng)計，便于有關(guān)專業(yè)人員查閱及分析。

6 防范措施執(zhí)行效果

2012年2月15日（6號爐啟動）-2012年年底期間超溫次數(shù)、時間明顯減少，累計超溫次數(shù)為26次，累計超溫時間為3小時10分26秒，且僅有12屏和14屏有超溫現(xiàn)象。

參考文獻

[1]海勃灣發(fā)電廠2×330MW機組集控運行規(guī)程[S].