薛澤海，王 森，孫國通，周義剛

(1.國網天津市電力公司電力科學研究院，天津 300010；2.天津市電力科技發(fā)展公司，天津 300022)

電站鍋爐屏式再熱器爆管原因分析及優(yōu)化

薛澤海1，王 森1，孫國通2，周義剛1

(1.國網天津市電力公司電力科學研究院，天津 300010；2.天津市電力科技發(fā)展公司，天津 300022)

對天津某電站1期工程330 MW機組鍋爐屏式再熱器發(fā)生爆管部位進行了金相檢驗及化學成分分析，得出了導致爆管的主要原因是管壁超溫引起金屬機械性能下降。在機組檢修期間，發(fā)現了燃燒器擺角調整失靈及存在風速偏差等問題。結合鍋爐熱態(tài)調整試驗，解決了屏式再熱器兩側壁溫偏差大的問題，對部分屏式再熱器管屏的材質等級進行了升級改造，提高了機組運行的安全性及可靠性。

鍋爐；屏式再熱器；爆管風速偏差；燃燒器

0 引言

天津某電站1號機組鍋爐屏式再熱器發(fā)生泄漏，導致機組非計劃停運，造成較大經濟損失。宏觀檢查后，采用金相檢驗技術對屏式再熱器(簡稱“屏再”)爆管部位進行檢測，發(fā)現導致爆管的主要原因是管壁超溫引起金屬機械性能下降。

在機組檢修期間，該電站進行了冷態(tài)下的空氣動力場試驗及屏再區(qū)域流速場測試，發(fā)現燃燒器擺角失靈、屏再區(qū)域存在兩側風速偏差大的問題。在不同運行工況下進行鍋爐燃燒優(yōu)化、SOFA(separated over-fire air，分離燃燼風)擺角調整試驗，通過調整使鍋爐兩側出口煙溫基本趨于平衡，再熱器兩側壁溫偏差較大的問題得到了有效控制，并依據鍋爐廠對爆管前爐內壁溫核算結果，對部分屏再管屏進行了管材升級改造。

1 設備簡介

1號鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司(簡稱“哈鍋廠”)制造的HG1102/17.5-YM型亞臨界參數、一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風，固態(tài)排渣汽包爐，設計燃用神華煤，于2009年8月份投入商業(yè)運行。

2012年，為完成“十二五”節(jié)能減排目標的要求，對鍋爐燃燒系統(tǒng)進行了整體改造，采用龍源電力技術股份有限公司研制的雙尺度低氮燃燒器。改造后四角射流形成的假想切圓有所變化，即1，3號角由Φ864變?yōu)棣? 181，2，4號角未變，主燃燒器上下擺角不變，高位SOFA風由3層改為4層，左右擺角由12°變?yōu)?5°。

鍋爐主要設計參數如表1所示，改造后的燃燒器布置示意如圖1所示。

表1 鍋爐主要設計參數

鍋爐再熱器系統(tǒng)由墻式再熱器、屏再和末級再熱器組成。在墻式再熱器入口兩側管道上設置有事故噴水減溫器。屏再布置在爐膛出口后屏過之后，位于水平煙道中順流布置，由進出口聯箱及U形管束組成，材料由外至內依次采用SA-213TP304H，SA-213T91和l2Cr1MoVG，共計30屏。

圖1 改造后燃燒器布置示意

2012-10-18T14：37，鍋爐300 MW負荷運行，運行參數穩(wěn)定，運行人員檢查發(fā)現B側折焰角上方人孔門處有大量蒸汽冒出，隨即再熱蒸汽運行參數出現波動，判斷為屏再有泄漏，申請停爐處理。停爐檢查，發(fā)現鍋爐屏再B側數第1屏第3根及第4根管子發(fā)生不同程度的泄漏。

2 原因分析

2.1 金屬檢驗分析

2.1.1 宏觀檢查

泄漏管管材為12Cr1MoVG，規(guī)格為Φ63×4 mm，累計運行時間約20 000 h。對泄漏管進行宏觀檢查，發(fā)現泄漏點有2處且漏點如下：第3根管的泄漏點周圍外壁光滑無損傷，管壁無減薄現象，內外壁氧化腐蝕不明顯，如圖2所示；第4根管2處泄漏點的外壁均有明顯的吹損痕跡。這說明是第3根管先發(fā)生泄漏，吹損了相鄰的第4根管，如圖3所示。

圖2 第3根距下彎頭200 mm漏點

圖3 第4根下彎頭的2處漏點

2.1.2 外徑及壁厚測量

經測量，第3根管的平均外徑為63.5 mm，第4根管的平均外徑為63.1 mm，2根管均無明顯壁厚減薄現象。

2.1.3 成分分析試驗

用ARL3460 ADVANTAGE臺式直讀光譜儀對第3，4根管材進行化學成分分析。測試結果表明，管材成分均符合GB/T 5310—2008標準對12Cr1MoVG的要求，如表2所示。

2.1.4 常溫下的拉伸試驗

在第3根管的直管段上取樣，并進行常溫拉伸試驗。測試結果表明：管材的伸長率符合標準要求，但抗拉強度低于標準GB/T 5310—2008《高壓鍋爐用無縫鋼管》中對12Cr1MoVG的要求。測試結果如表3所示。

表2 管材的化學成分分析試驗結果 %

表3 管材的拉伸試驗測試數據

2.1.5 金相試驗

分別對第3根及第4根管泄漏處的管材進行金相組織檢測。測試結果表明：第3根為鐵素體+少量珠光體+碳化物，珠光體完全球化，球化評級4級，如圖4所示；第4根為鐵素體+碳化物，珠光體完全球化，球化評級4—5級，如圖5所示。

圖4 第3根試樣金相(200×)

圖5 第4根試樣金相(200×)

試驗結果表明：該處管材強度嚴重降低，已低于標準下限；組織中珠光體完全球化，材質老化劣化現象明顯；熱態(tài)高負荷下部分屏再壁溫監(jiān)測數據顯示已高出560 ℃，嚴重的部分甚至超過了570 ℃，已接近12Cr1MoVG溫度極限(≯580 ℃)。因此，該爐的屏再部分管屏材質已無法滿足運行要求，需要對其進行升級改造。

經過論證，認為SA-213T9l管材價格適中，并且耐高溫等級高，完全能滿足該區(qū)域工作環(huán)境要求，可作為12Cr1MoVG的替代管材。

2.2 冷態(tài)下的屏再區(qū)域流速場測試及分析

2.2.1 冷態(tài)下的空氣動力場試驗

2.2.1.1 燃燒器擺動角度校驗

在機組停爐檢修期間，對4角主燃燒器及4層SOFA噴口的擺動角度進行校核。檢查主燃燒器噴口時，發(fā)現2號角主燃燒器中BC層二次風噴口擺角定位銷折斷，3，4號角主燃燒器擺角定位銷全部斷裂，燃燒器一直處于下傾30°位置固定不動，已不能隨同主控指令同步擺動。燃燒器擺動角度嚴重紊亂，引起爐內風粉氣流組織混亂無序，導致煤粉不完全燃燒，爐膛出口煙溫偏差變大，影響了鍋爐的安全經濟運行。

2.2.1.2 燃燒器飄帶示蹤試驗

試驗前，調整四角主燃燒器同步擺動且方向一致；調整一、二次風速達到模擬風速值，對四角主燃燒器進行飄帶示蹤試驗。測試結果表明：四角射流無偏斜，動態(tài)切圓大小及旋轉方向與設計方向一致，貼壁風剛度明顯，符合設計意圖。調整SOFA風噴口左右擺角至反切最大刻度±10°(1，3號角為+10°；2，4號角為-10°)，觀測SOFA風噴口射流基本呈對沖態(tài)勢，反切不明顯。

2.2.2 屏再區(qū)域流速場測試

為查清屏再超溫爆管的主因，基于原始運行狀態(tài)下一、二次風門開度，主燃燒器及SOFA噴口擺角水平位置，調整鍋爐總風量為100 %和75 %負荷工況對應的風量，對鍋爐屏再區(qū)域進行流速場測試。測試結果表明：B側煙氣流速明顯高于A側，說明屏區(qū)仍然存在殘余旋轉，且屏區(qū)下部水平煙道入口B側50 %的屏再區(qū)域氣流速度偏高，2種工況下A，B兩側的平均速度偏差分別為40 %和62 %，這也和熱態(tài)運行煙溫分布狀態(tài)趨于一致，并且也完全符合煙氣能量的分布規(guī)律。實測的屏再區(qū)域入口斷面流速場趨勢如圖6所示。

2.2.3 流速偏差分析

由于爐膛出口的煙氣具有一定的旋轉速度，它和引風機的抽吸速度疊加后，造成兩側速度存在偏差，煙速高的區(qū)域，其煙溫也高，這是煙氣流沖刷A，B兩側屏再的區(qū)域不同造成的。由于殘余旋轉的慣性作用在B側區(qū)域，總有一部分氣流不受折焰角的影響，直接沖刷屏再下部區(qū)域。在A側區(qū)域，煙氣流通過折焰角的導流作用后，向前流動進入屏區(qū)，同時受到吸風機的抽吸作用，從而經歷了一個速度衰減、滯止及反向加速過程，在屏區(qū)形成了較強的氣流擾動，沖刷屏再的整體區(qū)，如圖7所示。由于煙氣沖刷B側屏區(qū)的總面積小于A側屏區(qū)的總面積，造成B側的對流換熱面積小于A側，因此煙氣流入水平煙道后，B側的煙氣速度和煙氣溫度均高于A側。

圖6 屏再入口斷面流速場趨勢

圖7 煙氣流沖刷受熱面示意

結合測試數據的分析結果，表明應加大4角SOFA噴口反切角度，提高氣流動量，消除水平煙道入口煙氣的殘余旋轉，使爐膛出口兩側的煙氣溫度趨于平衡。

3 整改措施

3.1 屏再管材升級改造

結合哈鍋廠的熱力和壁溫計算以及流速場測試結果，以哈鍋廠原圖F001DDL001E061出口水平標高48.136 m為起點，沿介質流向豎直向上9 m段，在檢修期間對屏再外數第3—15圈，將原有的12Cr1MoVG更換為SA-213T9l?？傆嫺鼡Q10屏，即A側數第1—2屏，B側數第1—8屏。

3.2 熱態(tài)下燃燒調整

基于修前原始運行狀態(tài)下的主燃燒器及SOFA擺角開度，將SOFA左右擺動角度在原基礎上做適當反切調整，即由正切“5°”移至對沖位置“0°”。在負荷330 MW，280 MW，250 MW 3個工況下進行熱態(tài)測試，主要運行參數如表4所示。

表4 鍋爐熱態(tài)調整試驗數據

由表4可知，3個試驗工況下的高溫過熱器出口煙溫B側高于A側20—30 ℃，DCS顯示的屏過入口汽溫B側也明顯高于A側，與煙溫成對應關系；而實測的爐膛火焰溫度也表明采用分級燃燒后，燃燼區(qū)火焰溫度明顯偏高，如表5所示，說明低氮燃燒器經改造后，火焰中心上移也是造成屏再超溫的主要原因之一。

表5 采用分級燃燒方式前/后爐膛溫度測量數據 ℃

在低氮燃燒器改造前，煤粉在主燃燒器區(qū)域集中燃燒，溫度峰值出現在爐膛中下部，爐膛出口溫度低于灰的軟化溫度，灰粒經過屏過、屏再時變硬，就不會產生粘性粘接。低氮燃燒器改造后，采用分級燃燒方式，燃料在主燃燒器區(qū)域燃燒強度減弱，在SOFA燃燼區(qū)燃燒份額明顯增多，溫度峰值出現在主燃燒器上部區(qū)域，如在運行中出現短時間缺氧燃燒，控制不及時就會使火焰中心快速上移，大量煤粉在SOFA燃燼風區(qū)域集中燃燒，爐膛出口溫度升高，使氣溫和大屏管壁溫度急速升高。

結合上述測試結果，在330 MW負荷下對4層SOFA左右擺角進行針對性調整，將其左右擺動角度由原刻度顯示的“0°”調整至反切“5°”，高溫過熱器兩側的煙溫偏差明顯減小，屏再第2屏(靠A側)的壁溫下降了6—7 ℃，第26屏(靠B側)壁溫下降了約10 ℃。鑒于此，再將3，4號角(B側)SOFA風的反切角度調整至最大“10°”，測試數據表明高過出口兩側煙溫偏差減小了，且兩側屏再壁溫均有一定幅度的降低。

調整前后的屏再壁溫變化曲線如圖8所示。

圖8 330 MW工況下調整前后的屏再壁溫變化曲線

330 MW工況下的SOFA燃燒器反切角度調整數據表明：合理的SOFA風反切角度可有效抑制和消除爐膛出口煙速和煙溫偏差，提高再熱器系統(tǒng)運行的安全性和可靠性。

3.3 運行控制方法

依據熱態(tài)調整試驗結果，為合理控制屏再管壁溫度，熱態(tài)運行中應做好以下幾項調整工作。

3.3.1 嚴格控制氧量

采用低氮燃燒方式后，要嚴格控制氧量在規(guī)定范圍內，確保任何情況下空預器入口氧量不要低于2 %。目前，機組投入AGC運行方式，負荷變化較為頻繁，應提高燃燒自動調節(jié)品質。尤其是330 MW負荷時，實測CO含量達到2 000 ppm，建議適當增加氧量運行，既能消除還原性氣體，又能降低火焰高度，防止發(fā)生屏再超溫現象。

3.3.2 制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整

對煤粉細度進行取樣測量，保證R90在20 %以下，R200在1 %以下。在保證磨煤機出力穩(wěn)定、磨煤機出口溫度不低于60 ℃的前提下，最大限度降低磨煤機一次風量，有利于延長煤粉在爐內燃燒時間，降低火焰中心高度。

3.3.3 褐煤摻燒

褐煤的揮發(fā)分含量較高，在相同煤粉細度下較煙煤提前著火，有利于煤粉在爐內的燃燒和NOX的降低。如摻燒褐煤時，應上煤至與D，E磨煤機對應的原煤倉。

3.3.4 保持二次風箱與爐膛差壓在0.4 kPa以上

保持二次風箱與爐膛差壓在0.4 kPa以上運行，使參與燃燒的二次風具有足夠剛性，實現與煤粉摻混的及時、有效。

3.3.5 SOFA燃燼風上下擺角在50 %水平位置

SOFA燃燼風上下擺角在50 %水平位置為最佳開度，此時SOFA燃燼風能夠以最大強度射入火焰中心，及時補充火焰中心極度缺氧狀況，促進煤粉迅速燃燼。

4 結論

通過對1號鍋爐屏再爆管部分管圈材質的檢驗分析以及冷態(tài)下燃燒器擺角的調整及屏再區(qū)域流速場測試，找到了導致屏再超溫爆管的原因。結合熱態(tài)下3個工況的優(yōu)化試驗以及SOFA風反切角度調整，基本消除了屏再入口煙氣的殘余旋轉，均衡了兩側的煙氣溫度，解決了屏再壁溫超溫問題，并提出了相應的優(yōu)化運行措施，為提高電站鍋爐的安全運行奠定了基礎。

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4 何伯述，王麗俐，魏國強，等．大港電廠3號鍋爐再熱器管屏超溫的數值診斷[J]．北京交通大學學報，2007，31(1)：31-36.

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2016-12-11；

2017-03-11。

薛澤海(1967—)，男，高級工程師，主要從事電站鍋爐技術監(jiān)督工作，email：xuezehai1976@126.com。

王 森(1987—)，男，工程師，主要從事電站鍋爐調試及熱力試驗工作。

孫國通(1982—)，男，工程師，主要從事電站鍋爐調試及熱力試驗工作。

周義剛(1965—)，男，高級工程師，主要從事電站鍋爐調試及熱力試驗工作。