某回转式空气预热器二次燃烧原因分析

赵志发，李 冬，林 喆，徐 江，薛小宇

（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏泰州 225327）

1 系统基本情况

空预器为采用三分容克式回转空气预热器，其传热元件按烟气流动方向可以分为热端、中层和冷端层。空气预热器采用中心驱动方式，传动装置是驱动转子转动的部件，由带有变频器的电动机、减速器、传动齿轮、传动装置支承。为保证转子运行的可靠性和事故情况下能够盘动空预器，每台空预器配置了2 台电机：空预器主电机、空预器辅电机和1 台空预器气动马达。转子正常转速1 r/min，采用变频调速慢速档转子转速0.25 r/min，空预器电机额定电流45 A，正常运行电流在20 A 左右，过流跳闸值55 A，延时1 min。

在每台空气预热器的热端、冷端各安装了1 台蒸汽吹灰器，在吹灰蒸汽进入空气预热器吹灰器之前的管道装有疏水装置，吹灰之前充分疏水。蒸汽流向为从下向上进入吹灰器，避免运行中有水进入空预器。在锅炉的启动阶段和低负荷运行阶段，空预器投入连续吹灰。当锅炉转入正常运行后，一般情况下，每8 h 投运1 次空预器吹灰，2 次热端，1 次冷端。机组启动期间，考虑到煤粉燃烧不充分，有煤粉集聚，保持空预器连续吹灰，1次热端，1 次冷端。

机组共配置2 台空预器，正常运行中烟气联络运行。配置2台汽动引风机及1 台电动引风机，联络烟气挡板位于电动引风机与A 汽动引风机入口烟道之间。机组启动阶段电动引风机运行，机组负荷200 MW 以后切至汽动引风机运行。

锅炉为超超临界变压运行直流锅炉，采用П 型布置、单炉膛、改进型低NOXPM 主燃烧器和MACT 型低NOx 分级送风燃烧系统、反向双切圆燃烧方式。磨煤机采用沈阳重型机械集团有限责任公司生产的MPS280 型中速磨煤机。磨煤机分离器正常运行转速为1000 r/min，一般烟煤磨煤机出口温度控制在80 ℃左右。A 磨煤机出口煤粉管装设等离子点火装置，锅炉点火方式为等离子点火，点火时投运等离子暖风器加热一次风，加热热源为辅汽，温度300 ℃，压力1.0 MPa。

2 事故过程及现象

本次启动为机组检修后首次启动，在机组检修期间曾对空预器中温段换热元件进行解包清理。锅炉首次一次点火成功，锅炉点火煤量为45 t/h，磨煤机分离器850 r/min，点火前磨出口温度85 ℃，锅炉着火后磨煤机出口温度降至52 ℃，等离子装置拉弧稳定，锅炉总风量1600 t/h，6 min 后锅炉着火稳定，逐步降低磨煤机煤量至35 t/h，保持稳定燃烧，3 h 后开始逐渐增加煤量，至空预器二次燃烧前，磨煤机煤量增加至56 t/h，磨出口温度68 ℃，锅炉火检稳定，工业电视监测火焰燃烧较好，整个锅炉升温升压期间煤量变化平稳。A 磨加仓煤种为国能，国能煤发热量比较高，水分适中，挥发分偏高，灰分较低，是比较适合做锅炉点火煤种的，着火比较稳定，而且在数次锅炉启动中都作为点火煤种使用，均能较好着火。国能煤的煤质：发热量（5 296 kcal 22 173.3 kJ），挥发分（Vad）29.24/%，水分（Mt）16.6/%，灰分（Aad）12.74%，硫分（Stad）0.46%，灰熔点1150 ℃。

空预器在点火后保持连续吹灰，A、B 空预器电流平稳，电流20 A 左右，排烟温度及火灾报警点监视温度均上升平稳。空预器按1 次热端吹灰、1 次冷端吹灰的频次连续吹灰，吹灰压力在0.85～0.89 MPa，吹灰器动作正常，吹灰压力满足要求。

图1 为锅炉点火后B 空预器排烟温度及电流变化情。点火后6 h，B 空预器排烟温度开始波动并快速上升，10 min 后空预器电流开始波动并快速上升，立即投入了空预器冷热端吹灰器，后空预器主电机电流最高晃动至55 A，B 空预器主电机跳闸辅电机联锁启动后亦跳闸，空预器转子停转，投运气动马达仍无法使空预器盘动。于是，将B 空预器进行隔离，由于引风机入口联络挡板在C 电动引风机与A 引风机之间，B 空预器运行中烟气侧无法完全隔离，锅炉停炉。打开B 空预器人孔门观察，确认空预器局部二次燃烧，立即用消防水灭火。

3 原因分析

本次空预器二次燃烧是发生在锅炉检修后首次点火期间发生，着火面积不是太大，为局部受热面着火，事故发生后立即从安装、检修、运行、制造各个角度进行了分析，深入挖掘原因，以避免类似事故再次发生。

3.1 检修方面原因分析

本次空预器二次燃烧为机组检修结束后锅炉点火后一段时间发生，在机组检修期间曾对空预器中温段换热元件进行解包清理，采用的方法为将中温段换热元件解包，用木棍对每片换热面敲击，使附着物脱落，换热面的保护漆脱落，换热面表面布满铁锈，变得非常粗糙，图2 为检修期间用木棍敲击后的空预器换热面。机组启动初期由于炉膛温度低，煤粉浓度低，燃烧不充分，换热面粗糙容易使大量煤粉集聚，若锅炉烟气、吹灰蒸汽也不能将煤粉带走，很容易导致煤粉集聚，随着烟气温度的上升而自燃。

3.2 运行方面原因分析

图1 锅炉点火后B 空预器主电机电流及排烟温度变化

图2 粗糙的空预器换热面

锅炉点火及升温升压期间，空预器吹灰器一直保持投运状态，1 次热端，1 次冷端，没有间断，吹灰压力也维持在0.9 MPa左右，在正常范围内，可以保证吹灰效果。锅炉点火的煤量、煤粉细度、一次风量、一次风压、磨煤机出口温度等都控制在正常范围内，无特别运行工况出现。磨煤机增加煤量比较均匀，图3 为A 磨煤机启动后至空预器燃烧期间煤量变化，可见无快速增加大量煤量现象，在45 t/h 煤量点火成功后，很快将煤量降下来，且数次启机磨煤机煤量均如此控制，未发生问题，不存在煤量突增导致未燃尽煤粉增多。由于等离子暖风器换热面有限，磨煤机入口一次风温只有150 ℃，磨煤机出口温度点火成功后保持比较低，但历次启机磨煤机出口温度与本次接近，应该不是导致大量煤粉未燃尽留在空预器受热面上的主因。

3.3 安装方面原因分析

查阅资料可知，空预器的换热元件共分4层，如图4 所示，依次从上向下排列。

空预器换热元件主要由2 种板型上下排列，即DU3、FNC，其立体模型见图5、图6。DU3 板型换热元件为直波纹，不利于煤粉的集聚，吹灰较容易将积粉吹走；FNC 板型为斜波纹，与DU3 型换热元件不同，比较容易集聚煤粉，吹灰不容易将积粉带走。从图7、图8 现场DU3、FNC 换热元件的整包图也可看出通风性区别。

空预器二次燃烧后，对空预器的换热元件进行了抽出解包检查，发现在空预器换热元件排布较其他同类型空预器的换热元件布置不同，B 空预器换热元件烟气经过斜波纹（DU3）→直波纹（FNC）→斜波纹（DU3）→直波纹（FNC）换热元件，其他同类型空预器换热元件烟气分别经过斜波纹（DU3）→斜波纹（DU3）→直波纹（FNC）→直波纹（FNC），这样的换热元件摆布容易导致煤粉集聚在中间层换热元件，吹灰不易带走。因换热元件里的换热面板板型相同，高度相同，整体的烟气流程与其他同类型空预器相同，未对排烟温度降低产生影响，故立即将中温段FNC 换热元件与DU3换热元件对调，调整成与其他同类型空预器相同。

图3 A 磨煤机煤量

图4 空预器原受热元件布置

图5 DU3 立体模型

图6 FNC 三维立体图

图7 现场DU3 换热元件

图8 现场FNC 换热元件

图9 其他空预器受热元件布置

经过上述分析可见，本次空预器二次燃烧主要是由于空预器蓄热元件在检修期间进行过解包清理，导致换热面表面粗糙，容易集聚煤粉。由于本空预器中温段FNC 换热元件与中温段DU3 换热元件位置与其余空预器不同，直波纹与斜波纹换热元件交替布置，烟气在经过空预器时不通畅，煤粉不容易带走，在锅炉点火初期，炉膛温度偏低，煤粉燃烧不完全，有大量未燃尽的煤粉会附着在空预器换热面上，吹灰不容易全部带走未燃尽煤粉，煤粉越集聚越多，随着空预器入口烟温的上升，煤粉自燃。

4 防范措施

空预器二次燃烧是非常严重的事故，导致重大财产损失，若风烟隔离不严，机组将被迫MFT（Main Fuel Trip，主燃烧跳闸），造成影响较大。且空预器二次燃烧初期，从排烟温度与空预器着火温度探头显示的温度均无法反应出事故，在燃烧到一定程度后才能反应到排烟温度上，此时火势已变大，为防止此类原因导致的空预器二次燃烧，必须从多方面采取相对应措施预防：①空预器检修后注意检查回装质量，严格按施工图进行施工，换热面回装前要做好检查，确保换热面干净无油污；②尽量不要采用敲击的方法来使空预器换热面积灰脱落，对于积灰较严重的换热面可整体更换，防止换热面表面粗糙容易集聚煤粉，本次空预器二次燃烧，换热面粗糙加剧了煤粉的集聚；③锅炉点火时组织好燃烧工况，尽量保证煤粉充分燃烧，由于等离子暖风器的换热面积不够，导致磨煤机点火后温度降低较多，不利于点火期间煤粉燃尽，故后续需做技改，提高磨煤机出口温度，确保煤粉燃尽率；④空预器试转前要进行内部检查，重点检查空预器吹灰器安装是否正常，吹灰器程控是否正常，吹灰压力是否满足要求；⑤锅炉点火升温升压过程中，空预器投入连续吹灰，并加强空预器着火报警温度及两侧空预器排烟温度偏差的监视，在空预器烟气侧开孔加装在线观察孔，启机时定期检查有无着火迹象，提前掌握空预器内情况；⑥一旦空预器排烟温度开始晃动上升，说明空预器内部开始大面积二次燃烧，必须立刻进行空预器隔离灭火，防止火势变大。

5 结束语

空预器二次燃烧是发电厂不常见但是危害较大的事故，多数发生在锅炉启动初期，炉膛温度低，煤粉燃尽程度不够，对它的防范绝不能掉以轻心。造成空预器二次燃烧的原因也是多方面的，运行调整、检修、安装、验收等，具体问题具体分析，制定相应防范措施。在锅炉启动初期运行人员要高度关注排烟温度变化，通过观察孔定期查看，发现异常及时处理。