绥中发电厂800WM超临界燃煤锅炉技术，壁角

摘要：本文针对绥中电厂锅炉设备在近几年运行中出现的问题分析，阐述了我公司工程技术人员对俄罗斯生产的800WM超临界燃煤锅炉从认识、掌握、改造、驾驭的全过程，为我国电力工业吸收掌握进口大机组提供了经验。

关键词：800MW锅炉设备　四管漏泄　运行调整

1　锅炉设备概况
绥中发电有限责任公司一期工程是由俄罗斯塔干罗格锅炉厂生产的ПП-2650-25-545KT超临界中间再热直流锅炉，其结构特点为单炉膛、全悬吊、“T”型布置及全气密式密封鳍片水冷壁结构。两对流竖井外侧墙中心线距离48340mm，前后墙中心线距离30986mm，顶棚水冷壁标高81000mm，炉顶板梁上部标高97800mm。

每台锅炉分两个流道，其水冷壁为多次串联垂直上升式，分上、下辐射区，从而构成水冷壁的四个流程，水冷壁管是Φ32×6×46mm的12Cr1MoV合金管构成，在炉膛上部出口部分顺着烟气流动方向依次布置鳃管、屏式过热器Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ，费斯顿管Ⅰ、对流过热器、费斯顿管Ⅱ，高温再热器，费斯顿管Ⅲ，在对流竖井内依次布置是：480根省煤器辅助悬吊管，低温再热器，省煤器。

额定蒸发量：2650t/h；再热蒸汽流量：2151.5t/h

主蒸汽温度:545℃；主蒸汽压力:25.01MPa

再热器入口压力:3.86MPa；再热器入口温度:283℃

再热器出口压力:3.62MPa；再热器出口温度:545℃

给水温度:277℃；排烟温度:134℃

热风温度:320℃；锅炉效率:92.3
2　设备试运中存在主要问题分析
2.1　燃烧器烧损

锅炉吹管结束后遇到的第一个主要问题就是燃烧器烧损。因燃烧器烧损问题共延误启机约40天。1999年12月14日18：03因#6喷燃器着火锅炉停炉。对#6喷燃器隔离后机组再次启动，1999年12月16日16：39因发电机失磁保护动作停机。停机后检查发现除#6喷燃器外，#27、33喷燃器一次风蜗壳烧损，另外大部分喷燃器喷口变形，旋流片烧损。通过分析检查，燃烧器烧损的主要原因如下：a.俄规程规定在70负荷以上时启动烟气再循环风机，在烟气再循环风机停运时由于烟气回流且烟风挡板不严造成火焰回流烧损喷燃器。b.油枪根部配风不足，导致火焰延伸不到炉膛内。主要采取的措施是：a.点火时即启动烟气再循环风机，保证烟气再循环风机出口为正压，防止烟气经再循环烟道回流。b.任何时候均保证各喷燃器中心风压大于0.4KPa。c.油枪点火时通入一次风以补充中心风的不足。d.燃烧器蜗壳加装壁温测点，运行中加强监视。

2000年3月7日因#39喷燃器着火锅炉停炉。本次喷燃器烧损的直接原因为二级煤粉分配挡板运行中改变了位置，导致#39喷燃器供入一次风量下降。针对燃烧器烧损现象，首先我们对所有二级分配器进行了检查，并重新进行了一次风调平工作。为防止分配挡板移位，采用焊接的方法将其固定，其次通过管道阻力计算重新确定了磨煤机运行中风量不低于8.5×104Nm3/h，一次风速由16~18m/s全部提至18m/s以上。通过运行观察及利用停用时间抽查，燃烧器运行正常。

2.2　锅炉费1管爆破

燃烧器烧损问题解决后锅炉遇到的主要问题就是锅炉费1管爆破。费1管的作用是悬吊锅炉两侧墙水冷壁，其管径较粗（Ф89×14）。#1炉在2000年3月30日、4月20日、5月9日共发生三次费1管爆破事故。因锅炉费1管爆破共延误启机时间约2个月。经过分析中方人员认为费1管爆破的主要原因是锅炉设计缺陷，即在多根并列费1管间流量不均，而费1管流速低、所处烟温高，管内工质又处在大比热区，由于流量不均造成部分管子超温最终爆管。刚开始专家不承认费1管爆破是锅炉设计原因，俄方曾提出将锅炉点火流量增加到40额定流量并进行给水流量扰动试验，但我方认为从几次爆管情况看即使锅炉点火流量增加到40额定流量仍有可能出现费1超温现象，而且锅炉点火流量增加将增加很多启动损失。按俄专家建议在费1管炉内及炉外加装壁温测点，而且割除两侧中间费1管共8根。在5月30日再次启动中，由于费1管超温（达590℃）锅炉手动停炉。最终俄方承认由于设计问题造成费1管靠近中间部位管流量低，传热恶化壁温升高造成爆破。最后的解决办法是塔干罗格锅炉厂经过重新计算，在费1管入口处加装了Φ30（Φ32）节流圈，运行数据表明加装节流圈后解决了锅炉启动中费1爆管问题。
3　生产阶段设备存在主要问题分析
锅炉设备从1999年投产以来，四管曾多次发生漏泄，严重影响机组的长期安全稳定运行，绥电公司的工程技术人员同有关专家一起针对发现的问题科学地分析，积极的探索解决方案并逐步实施，先后解决了“四管”漏泄的诸多问题，为保证机组的长期安全稳定运行打下良好的基础，具体表现如下四个方面：

3.1　锅炉水冷壁四角漏泄

绥中电厂一期两台800MW超临界机组锅炉炉膛四角水冷壁自投产以来先后共发生9次漏泄，经分析其原因：是由于原俄罗斯设计的炉膛四角附加鳍片过宽，在运行时鳍片中部得不道充分冷却，致使角部鳍片热应力过大，致使鳍片在搭接应力集中点处产生横向裂纹，然后裂纹逐渐发展至水冷壁母材，最终导致锅炉四角水冷壁的漏泄。现在通过绥中电厂有关专业人员共同分析研究并制定了锅炉四角改造方案：方案主要采用美国程序ANSYS对我厂原角部水冷壁结构以及改造后结构进行温度场比较分析。此计算模型建立在下列基础上：（1）水冷壁角部尺寸有现绥电#1锅炉实际尺寸与改进后尺寸；（2）炉膛烟气温度都取1000℃，与水冷壁表面进行热交换；（3）水冷壁背火面都按绝热边界条件处理；（4）水冷壁内部介质温度取410℃设定。通过计算模型比较两种不同结构在相同的环境中，温度分布存在明显差异：俄罗斯设计的构造温度场不合理，角部鳍片中部因无介质冷却，比正常的水冷壁管高出近120℃，并且长期作用。改进后的角部水冷壁为切角管屏布置，改进后的角部两根水冷壁按切角（近45℃）相连，管间距明显降低(原设计管间鳍片尺寸为14mm,改进后为10.5mm)，由于改进后减少了管屏间鳍片的宽度，改善了鳍片的冷却效果，大幅度的减少了热偏差，温度场显示结果发现：改后的鳍片温度与其他区域的鳍片温度分布相同，基本不存在热偏差，改进后的构造降低了热应力（见附图1）。此方案在2004年#1机组大修中实施，预测改造后能够彻底地消除水冷壁四角漏泄，保证机组的稳定运行，减少机组的非停次数。



3.2　锅炉再热器事故喷水出口管道裂纹

由于我公司两台直流锅炉在设计上存在再热器系统肥大的缺陷，自机组试运至今，运行中冷段再热器出口蒸气温度经常超过报警值（485℃），热段再热蒸汽出口温度一直依靠事故减温水的投入才能维持额定。通过我厂近两年来的实际运行经验表明：再热器事故减温水的大量投入，不仅降低了机组的循环热效率，而且由于减温器在长期受冷热交变应力的影响下，减温器的出口汇合联箱管道多次产生疲劳裂纹，严重的威胁锅炉的稳定运行。为了解决此问题，绥中电厂相关技术人员制定了再热器系统改造方案：在每1/4流道的8根汽-汽交换器的二次汽入口管的4根加装节流孔板（孔板直径ф15mm），在一定程度上减少了流经汽-汽交换器的二次蒸汽流量。通过汽交系统的改造：改造后的系统参数在相同负荷的条件下，排除其他因素的影响，汽-汽交换器出口即冷段再热器入口温度较改造前平均下降5-10℃，而冷段再热器出口温度变化不大，事故减温水流量相对降低了5-8t/h,从上述数据表明此次改造取得了一定效果，从设备方面来看：延长了减温器的出口汇合联箱管道的使用寿命，为保证机组的稳定运行提供了条件。

3.3　锅炉顶棚水冷壁旋口水冷壁漏泄

由于锅炉顶棚水冷壁旋口处在运行期间存在较大应力，锅炉在安装期间旋口处采用单面焊接方式，不符合原俄罗斯鳍片应采用双面焊接的设计要求，自投产以来鳍片旋口处水冷壁多次发生漏泄。为了保证机组的稳定运行，解决旋口水冷壁漏泄的问题，经绥中电厂有关技术人员进行讨论分析制定改造方案：将旋口处弯管与直管连接鳍片用火焊方式割开，在鳍片端部用打止裂孔的圆角过渡方法，并采用双面焊接方式对原始缺陷进行处理，消除应力，避免在鳍片端部产生裂纹。此方案已于2003年9月对#2机组顶棚水冷壁旋口处的鳍片采用进行圆角过渡（打止裂孔）的处理方法，现运行状况较好。

3.4　锅炉省煤器联箱管座角焊缝进行磁记忆检查

锅炉“四管”漏泄其中省煤器漏泄占很大比重，严重的威胁锅炉的安全稳定运行，绥中电厂省煤器联箱角焊缝也存在原始缺陷，在运行过程中曾多次发生漏泄。为了解决此问题，绥中电厂对省煤器角焊缝主要采用了金属磁记忆检查的方法，检验工作主要采用俄罗斯“动力诊断”公司研制的“金属材料应力集中测试仪”，通过检验确定母材及焊缝中的应力集中区，然后采用裂纹指示仪对母材及焊缝应力集中区表面进行进一步的检验。通过2002年、2003年先后两次对#2炉16个省煤器上联箱上的管座2256道角焊缝进行了检查，共发现11个管座角焊缝存在严重的应力集中，并对此11个角焊缝进行了挖补处理并经超声检验合格。通过对原始缺陷的处理，避免了省煤器因角焊缝缺陷导致省煤器漏泄的发生。自省煤器角焊缝缺陷处理后，绥电一期工程两台炉未发生一次省煤器角焊缝漏泄情况。通过对省煤器角焊缝进行磁记忆检查有力的制止了省煤器漏泄的问题。
4　锅炉运行调节技术
通过三、四年的探索，绥电运行人员在对超临界机组的驾驭水平上正不断提高，也总结出一套行之有效的启停和运行调节手段。

锅炉采用全压启动，在锅炉点火前即建立启动压力，保持内置闸阀前压力为25MPa的额定值。同时，为保证锅炉水冷壁良好的水动力工况，要求机组在建立启动压力的同时，必须同时建立起启动流量；根据直流锅炉的设计要求，此流量不得低于锅炉额定蒸发量30，即保证锅炉单流道给水流量在400T/h以上的范围内。

按锅炉厂提供的规程规定，锅炉在机组负荷达到360MW后，开始进行转直流操作。通过实际操作发现，其分进阀的通流能力较设计水平低，在锅炉燃烧率和给水量达到360MW的水平时，分进阀的通流量明显不足，表现为内置闸阀前温度、压力急剧升高。特别是对温度比较敏感的鳃管区域的温度，常常会导致其金属温度超限。根据这种情况，通过观察参数变化趋势，总结出在机组负荷控制在280～320MW的水平进行转直流操作比较稳定。此时，锅炉内置闸阀前的各项参数基本上接近于额定参数，锅炉燃料量变化扰动对汽温、汽压的影响相对较弱，加之启动减温水有一定的开度，可防止锅炉直流工况下，通流量增加导致汽温降低。给水调节可通过改变单流道给水流量进行单独调节，也可以通过改变总给水流量最后作用在两个流道而完成共同调节，锅炉蒸汽温度的调节通过调节每个流道的减温水定值进行单独调节，两个流道介质之间没有相互联系。锅炉燃烧调节采用全炉膛调节方式，通过控制进入喷燃器的二次风量来改变煤粉混合的强烈程度，从而调整火焰中心位置，最终达到调节两侧温度偏差的目的。

锅炉设计燃用晋北烟煤，后改烧神华煤，由于神华煤的易结焦性，在锅炉的实际运行中，经常出现锅炉吹灰过程中掉焦将渣沟堵塞的现象。通过实际运行观察，采用混煤的燃烧方式能够极大程度改善灰渣的结焦特性，特别是采用炉前混煤的方式，效果更好。通过运行技术人员的不懈努力和探索，目前，单机日发1868万千瓦时，双机日发3600万千瓦时，锅炉完全可以在100负荷下连续运行。

此外，合理运用锅炉设计过程中一些措施以及燃料性质来改善煤粉的燃烧特性也能在很大程度上控制结焦，我公司锅炉较设计高度加高了6米，利用神华煤挥发份高，燃烬性能好的特点，我们降低旋流喷燃器的旋流强度，同时增加煤粉细度，来延长煤粉的燃烧时间，使锅炉水冷壁区域的容积热负荷和壁面热负荷得到有效降低，NOx的排放浓度降至226mg/Nm3低于国家控制标准,同时由于炉膛较高，也不致引起水平烟道的结焦加剧和飞灰热损失的增加。

5　机组现在运行状态及生产指标
2003年全年，我公司#1机组实现连续运行157天，跨年度连续运行173天；#2机组实现连续运行153天，双机实现连续运行88天。锅炉效率完成92.35，排烟温度完成132℃，飞灰可燃物完成0.46。均优于设计值。

6　结束语
绥中电厂属于我国原来引进单机容量最大机组，同时这台机组也是俄罗斯生产的第一台引进燃煤机组，设计经验不完全成熟，机组原始设计缺陷很多，同时也没有同类机组运行检修经验借鉴，但从设备安装投产到现在，我公司专业技术人员从摸索、掌握、改造、驾驭设备基础上，大胆挖掘创新，使机组运行指标超过设计值，居全国之首，也完全优于俄罗斯现在运行的同类机组水平。我们技术人员始终本着不断创新、持续发展的原则，立足本职工作，为中国电力事业乃至世界科学的发展做出我们最大的贡献。