超(超)临界机组锅炉启动初期过热器管壁超温研究

葛 浩，冯伟忠

(1.上海电力学院，上海200090;2.上海外高桥第三发电有限责任公司，上海 200137)

随着电厂机组单机容量的不断增大及大型超(超)临界机组在电网中所占比重的不断升高，这些机组的安全运行成为影响电网安全的关键环节.我国60%以上的火电机组停运故障发生在锅炉侧，且大多是由于锅炉四管泄漏所引起.机组启动阶段工况变化相当复杂，受热面很容易出现超温，并在受到冷热冲击后出现氧化皮集中脱落，导致管道堵塞，甚至发生爆管.因此，如何在机组启动阶段防止受热面超温成为减少电厂停机故障的主要途径.

1 超温原因分析

1.1 超温机理

过热器吸收烟气的辐射热和对流热，再将热量传递给管壁内的蒸汽，因此炉侧烟气量的增加和烟温的提高，均会使壁内的蒸汽温度升高.在管壁内蒸汽的流量和进口温度不变的情况下，管壁内蒸汽温度的升高可能会引起受热面超温.相同原理，在锅炉燃烧程度保持不变的情况下，管壁内工质流量的减少和饱和温度的变化等也会引起管壁超温[1].在锅炉点火启动初期，水冷壁入口水温较低，此时炉水升温速率不超过1.5℃/min，而在水冷壁出口达到饱和之前，过热器中没有蒸汽流动，一直处于干烧状态，如果烟气温度过高，过热器就很容易出现超温.此外，在传热量相同的情况下，受热面内壁的氧化皮增加了热阻，这将升高壁温，并导致氧化速率的增加.

1.2 影响因素分析

1.2.1 给水流量和给水温度

在直流锅炉启动初期，需要建立最低给水流量，并通过启动分离器疏水阀将未汽化的水回收.在炉内燃烧不变的前提下，增大给水流量，会使进入水冷壁的水温下降，水冷壁内的产汽量减少，同时使分离器疏水带走的工质和热量损失增大，且通过对流受热面的蒸汽量也会减少，从而使过热器的冷却能力降低，壁温升高.对于采用炉水循环泵启动的锅炉，启动阶段也需要进行热态清洗，因此分离器疏水不可避免，其给水流量的变化与上述过程相似.

锅炉点火时的给水温度越高，水冷壁出口达到饱和所需的时间就越短，即过热器处于干烧的时间越短，这使得过热器超温的可能性降低，安全性提高;水冷壁出口达到饱和之后，在给水流量和燃烧负荷等不变的情况下，提高给水温度，水冷壁内产汽量就会增加，过热器中蒸汽流量也会增加，同时过热器的冷却能力增强，过热器壁温降低.

1.2.2 烟气温度

过热器吸收烟气的辐射热量和对流热量，同时管内蒸汽对过热器进行冷却，当过热器中无蒸汽流动时，过热器就变成了一个蓄热体，吸收的烟气热量除了向炉膛金属散热外，都变成了温度的增量;当水冷壁中的水被加热到饱和并开始产汽时，由于蒸汽量较小，蒸汽所能携带的热量较少，对过热器的冷却能力较低，过热器同样被认为是处于干烧状态，因此在锅炉启动初期，烟气温度对过热器管壁温度影响较大.

采用不同的点火方式，炉膛内的燃烧情况就会不同，而锅炉的送风温度、送风量，以及煤粉细度也会影响炉内的燃烧环境，进而影响过热器处烟气的温度.此外，烟速高的地方传热系数高，容易超温，对于π型炉，在烟道转弯的地方会有残余旋流，由于烟气宏观流向和残余旋流的相互作用，在水平烟道内会出现烟速梯度，而烟速偏差会引起烟温偏差，烟速高的地方烟温高;但是对于塔式炉来说，外围旋转的部分烟速高，中心部分烟速低，而外围的烟温要低于中心部分.

1.2.3 水塞

锅炉点火启动前及启动过程中，在过热器和再热器中尚存的积水或凝结水，称为水塞，这一现象主要出现在U型布置的受热面底部.当对流受热面中开始出现蒸汽流动时，流量较小，该受热面前后联箱压力差不足以将积水排出，使得对流受热面处于局部干烧状态，由于这部分积水蒸发需要吸收汽化潜热，蒸发时间较长，而管道由于得不到充分冷却就会出现超温.

1.2.4 氧化皮

由于氧化皮的导热系数低于母管的导热系数，当受热面内壁生成氧化皮后会增加导热热阻，在同等传热量的情况下其管壁温度将会升高，并进一步加快氧化速率[2].有氧化皮存在的管壁结构如图1所示.

图1 有氧化皮存在的受热面管子导热温度梯度示意

由导热方程可知，当内外界面间处于稳态传热时，通过各层间的热流量相等，假设外壁锈层和内壁氧化层的导热系数相等，则有:

式中:λ0——外壁锈层和内壁氧化层的导热系数;

λ2——管材导热系数;

q——各层间的热流密度.

当内壁无氧化皮时，内外壁温差为:

式中:t1'——无氧化皮时外壁表面温度;

t4'——无氧化皮时内壁表面温度.

假设内壁的水蒸汽温度均匀，在导热量相同时，由于氧化皮存在而引起的管子外壁表面温升为:

同理，由内壁氧化皮引起的内壁表面温升为:

则管壁平均温升为:

由式(5)可以看出，氧化皮的存在增加了管壁温度.

2 启动方式对过热器壁温的影响

2.1 传统燃油点火启动方式

机组启动初期，锅炉处于冷态，对其加热时需要控制升温升压速率，以防止升温升压速率过快对锅炉部件造成应力损伤.采用传统油枪点火方式启动时，升温升压速率较容易控制，且油枪火焰较短，炉膛出口处烟温不会太高，同时由于燃烧强度低，点火时间长，对流受热面内的积水可以被逐渐烘干，而不会影响对流受热面的安全，但是该启动方式的耗油量较大，启动经济性较低.

2.2 微油或等离子点火启动方式

采用微油或等离子点火方式可以减小启动油耗，但是会大大降低启动的安全性[3，4].等离子和微油点火时需要保证最小的煤粉量，且投粉以后燃烧强度较大，不可避免地会产生很大的热冲击.此外，点火初期煤粉燃尽率低，燃烧程度不易控制，炉膛内容易发生爆燃，且飞灰含碳量过高，尾部烟道易出现二次燃烧，从而危害锅炉安全.

等离子和微油点火时，粉煤燃尽率低会导致火焰拖长，火焰将直接冲刷对流受热面，而此时水冷壁尚未进入饱和态，无蒸汽产出，过热器和再热器处于干烧状态，极易使受热面管子迅速超温，这大大加快了管子的氧化速度，严重时会出现快速高温氧化.当冷的蒸汽进入受热面时会造成内壁收缩，容易出现氧化皮的集中脱落，同时锅炉启动初期蒸汽流量较小，氧化皮不容易被带出管道而出现囤积，管道被阻塞后流动阻力增大，其冷却能力下降，严重时会发生爆管.

2.3 蒸汽加热启动方式

上海外高桥3期工程采用首创的蒸汽加热启动方法，在启动初期用邻机抽汽对给水进行加热，同时对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时处于“热炉、热风”的热环境.该启动方式不需要对传统的点火设备进行改装，系统简单且实施容易，在提高运行安全的基础上简化了运行操作，大幅降低了启动成本，为启动阶段的安全运行创造了良好条件[5].

蒸汽加热启动法的水冷壁流量分布均匀，其中采用的低流量(15%BMCR)疏水启动技术，在减少启动功耗、降低启动损失的同时，增加了单位工质的吸热量，提高了过热器的冷却能力，避免了过热器的超温.

通过邻机的冷再热蒸汽将给水加热到对应饱和温度(230～250℃)的同时，给水及汽水分离器出口的蒸汽对省煤器、过热器和再热器进行了预加热，因此当风机投运时，对流受热面(特别是省煤器)成为一个巨大的“暖风器”，提高了排烟(风)的温度，“烟气”通过空气预热器对锅炉送风进行加热，提高了送风温度，使炉膛的燃烧条件大为改善，并显著提高了锅炉的启动安全性.

蒸汽加热启动方法彻底杜绝了锅炉点火启动初期水冷壁尚未进入饱和态前的过热器、再热器承受的“干烧”现象[6].点火时，由于对流受热面已预热均匀，工质经过汽水分离器后，对流受热面中已有蒸汽流动，因此不会出现超温现象.随着燃料量的增加，受热面壁温随时间呈单值上升趋势，不会出现壁温先升后降的情况.

3 启动试验研究

3.1 机组介绍

上海外高桥第3发电厂7#机组锅炉为1 000 MW超超临界压力参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛塔式布置形式，一次中间再热，四角切圆燃烧，平衡通风，固态排渣，全钢悬吊构造，露天布置.采用中速磨煤机的正压直吹式制粉系统.锅炉上部沿着烟气流动方向依次分别布置有1级过热器，3级过热器，2级再热器，2级过热器，1级再热器，省煤器.

锅炉采用邻机蒸汽加热启动系统，取消了炉水循环泵.在完成锅炉进水和循环清洗后，由通入除氧器的辅汽加热给水至90℃并向锅炉供水，直到锅炉分离器疏水箱的水温达到90℃，其中大部分给水返回给水箱.通过抽汽管道阀门调节进入7#高压加热器的抽汽流量，以控制锅炉金属壁温的温升速率(≤4.5℃/min).由汽水分离器分离出的疏水依次经过汽水分离器疏水箱、扩容器、扩容器疏水箱、扩疏泵后被泵入虹吸井，直至水质合格.品质较好的水可以从扩容器疏水箱回收至凝汽器，当达到进入除氧器的要求时，扩容器疏水箱内的疏水才可以排入除氧器，用来回收热量.一旦疏水可以回收，给水就形成回路，在不断循环的过程中，锅炉壁温从90℃一直加热到250℃，此时锅炉开始点火.旁路系统中配置了容量为100%BMCR的高压旁路，该旁路兼作锅炉高压安全门，低压旁路容量为65%BMCR，另配置100%BMCR再热安全门.

3.2 试验过程

锅炉启动试验过程中，监测炉膛出口3级过热器管壁温度和炉膛出口烟温的变化规律.考虑到炉膛出口处烟温最高，受热面换热条件最为恶劣，因此将过热器壁温和烟温测点选择在炉膛出口3级过热器底部下弯头处，沿炉膛宽度方向分布在第3，7，11，14，17 排，分别布置 5 个壁温测点和5个烟温测点，测量3级过热器的管壁温度和烟气温度.

壁温测点采用Φ0.5 mm镍铬-镍硅热电偶丝，并将其焊接在管壁上.为了使热电偶丝不被磨损，并增加测量的准确性，在热电偶丝上下10 cm内的管壁上进行防磨喷涂处理，喷涂层厚度为0.5 mm，使热电偶丝全部埋入喷涂层内，并在管道外壁进行圆滑过渡处理，使喷涂处的管道外表面基本平整，不致于造成管子的局部磨损.

3.3 试验结果分析

以锅炉点火为时间零点，研究从点火到122 min机组带负荷运行的时间段内过热器管壁的温度变化.图2为启动阶段3级过热器的烟温变化曲线;图3为启动阶段3级过热器的壁温变化曲线.

图2 3级过热器烟温变化

图3 3级过热器壁温变化

从图2和图3可以看出，通过蒸汽加热启动方式，在不投入燃油的情况下3级过热器壁温被加热到235℃，同时炉膛烟(风)温维持在225℃，此时锅炉各部件已充分预热，进行油枪点火后，烟温迅速上升，而管壁温度也逐渐升高.由图2可以看出，在14 min后烟温出现先升后降然后再升的情况，这是由于油枪已不再增加投入，而是保持4层油枪，此时蒸发量逐渐增加，给水量也随之增加，水冷壁的吸热量也会增加，在加热量不变的情况下，炉膛出口的烟温下降，过热器管壁的升温速率减缓，直至27 min时开始投煤粉，烟温继续上升.

启动过程中过热器的最高温度为530℃，而3级过热器管材允许的最高温度为700℃，没有出现超温的情况，说明了蒸汽加热启动方式的安全性.

由图3可以看出，在11 min，以及50～100 min出现了两次温度波动，其原因有如下两个:一是11 min时开启旁路阀，使过热器中出现蒸汽流动，对管壁产生冷却作用，但此时的蒸汽量较小，对过热器的冷却能力较低;二是50 min时采用了带旁路交替清洗技术，主蒸汽流量达到900～1 000 t/h，主蒸汽温度达到450℃.另外，采用带旁路交替清洗技术可在汽轮机启动前尽可能地剥离管道内的氧化物，并将已剥落的氧化皮和颗粒物等全部送至凝汽器，以防止汽轮机叶片出现固体颗粒侵蚀现象.

本次启动从锅炉点火到发电机并网只用时122 min，而整个燃油时间仅有40 min，同时由于给水温度较高，点火启动初期过热器中已有蒸汽流动，防止了过热器出现干烧，同时采用了大油枪点火，炉膛出口烟温不会太高，因此过热器不会出现超温.

4 结论

(1)锅炉启动阶段工况变化比较复杂，使过热器管壁超温的因素包括给水流量、给水温度、烟气温度、水塞和氧化皮等.不同的启动点火方式对过热器管壁温度亦会产生影响.

(2)蒸汽加热启动方式采用传统大油枪，炉膛出口处烟温不会太高，启动初期通过邻机抽汽将给水加热到230～250℃，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时处于一个“热炉、热风”的热环境，改善了炉膛燃烧环境.点火启动初期过热器中已有蒸汽流动，杜绝了点火初期过热器的干烧现象，避免了蒸汽进入后的骤冷产生氧化皮的情况，大大提高了启动安全性.

[1]彭君洋，何胜.超临界锅炉启动过程中屏过管壁、主汽温超温分析及对策[J].电力技术，2009(8):51-54.

[2]杨世铭，陶文铨.传热学[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]胡际童.锅炉等离子点火方式与少油点火方式的比较[J].河北电力技术，2008，27(2):41-42.

[5]冯伟忠.外高桥三期工程1 000 MW超超临界机组调试期的节能减排与技术创新[J].华东电力，2008，36(6):1-5.

[6]冯伟忠.超超临界机组蒸汽氧化及固体颗粒侵蚀的综合防治[J].中国电力，2007，40(1):69-73.