某660 MW 锅炉低温过热器和后屏过热器长期高幅值超温分析及治理

邵兴恩，李前宇，祝艳平

（1.岱海发电有限责任公司，内蒙古 凉城 013750；2.北京京能电力股份有限公司，北京 100124）

0 引言

某660 MW 发电机组，锅炉为亚临界、控制循环、一次中间再热汽包炉、直流燃烧器四角布置、切向燃烧、正压直吹式制粉系统，屏式过热器（以下简称“屏过”）布置在炉膛出口处，末级过热器（以下简称“末过”）布置在炉膛折焰角上方，末级再热器（以下简称“末再”）位于水平烟道入口处。锅炉设计煤种为准格尔烟煤。2011 年1 月投入商业运营，2013年进行低氮燃烧器改造，2018 年进行节能减排综合升级改造，机组容量由600 MW 增至660 MW，锅炉的供汽参数由16.67 MPa/541 ℃/539 ℃提升至16.97 MPa/571 ℃/569 ℃。2013 年低氮燃烧器改造、2018 节能减排综合升级改造后，虽然660 MW 发电机组的其他性能有所提高，节能减排效果明显，但也带来一些问题，尤其是存在锅炉低过和后屏长期高幅值超温问题，影响了发电机组的合理运行，进行治理势在必行。

1 问题的提出

锅炉低氮燃烧器改造后低温过热器（以下简称“低过”）和后屏过热器（以下简称“后屏”）出现长期高幅值超温现象。低过超温往往发生在中低负荷，特别是煤质较差时，后屏超温往往发生在升负荷阶段，特别是煤质热值较高时。以2019 年7 月为例［自动发电控制自动校准AGC AUTO-R（auto generation control auto regulated）模式］，管壁超温时间及幅度统计如表1 所示。

表1 各受热面管壁超温时间及幅度统计表

低氮燃烧器改造时在现有燃烧器上部7.0 m位置以上加装7 层燃烬风，使燃烧器区域风量大幅降低，燃烧强度相应减弱，整个火焰被拉长至标高43 m 处燃烬风区域，造成水冷壁辐射吸热量减少，屏式辐射受热面及尾部对流受热面吸热量增加。利用软件工具建立基于热力学第一定律的稳态受热面能量流模型，应用模型对330 MW 时各受热面吸热量进行计算分析，绘制的各受热面能流比例分布如图1 所示。

图1 330 MW 时受热面能流比例分布图

由图1 可看出，330 MW 工况时水冷壁吸热量偏离设计值较大，降幅达一半以上，导致沿烟气流程后续受热面吸热比例均有不同程度的增加，特别是屏过吸热量增加60%以上，导致减温水量大幅增加。

2 故障问题分析及措施

2.1 低过超温分析

2.1.1 低过超温概述

低过布置于后烟井内，共分3 组水平蛇形管，每组为127 排。每排蛇形管由6 根并联管圈套弯，管子下部及中部管组材质全部为SA-210C，上部管组材质为15CrMoG、SA-210C，垂直段材质为15CrMoG。低温过热器壁温测点布置在垂直出口段每排第6 号管子出口，横向第32、64、96 排的第1～6 号管，报警温度466 ℃。图2、图3 为某时刻低过壁温分布图。

图2 300 MW 时低过壁温沿炉膛宽度分布图

图3 600 MW 时低过壁温沿炉膛宽度分布图

由图2、图3 可看出，各负荷段低过管壁温度测点69～73 均为易超温点，对应第64 排的第1～5 号管，位于尾部烟道中间部位。烟道中间部位管屏自清洁能力强，受热面不易积灰，炉膛中部烟气流速较炉壁附近高，因炉膛四周布满水冷壁，靠近炉膛中部的烟气温度远比炉壁的烟气温度高，布置在炉壁的辐射式过热器或再热器沿宽度的吸热不均匀度可达30%～40%[1]。进入烟道后的烟气温度场和速度场仍保持中部烟温高和烟气流速大的分布状况。

第64 排管壁明显比相邻屏管壁温高，突升现象说明除了存在烟气侧热偏差外，蒸汽侧也存在较大流量偏差，同时考虑烟气走廊的影响。

机组负荷的高低引起蒸汽流量变化较大，低负荷时流量偏低，热偏差更加明显，锅炉燃烧的轻微变化即可导致受热面局部管壁明显超温。

2.1.2 低过超温治理

第64 排管束同屏各管圈间壁温偏差不大，不宜采用将部分管圈短路的方案。因超温管排较少，其余管排壁温裕量较大，可考虑将易超温的第64排管束更换为高一级别材料，也可进行外壁隔热涂层防护或调整节流圈。该单一管排增加隔热涂层后对整体受热面影响不大，但调整节流圈需要经过严密的计算论证。考虑到锅炉用高级别金属材料价格已显著降低，故采取将低过第64 排管材材质由15CrMoG、SA-210C 全部更换为12Cr1MoV，并将焊口进行特殊处理，使该管屏报警温度提升至496 ℃。

低过为对流受热面，烟气量大时吸热加强，燃用低热值煤时，风量进一步偏大。低负荷时减小总风量可减少低过受热面的吸热，但低负荷时风量过低，二次风门关至下限仍无法维持炉膛差压，通过优化二次风门控制曲线，实现了低负荷降低炉膛总风量的目的。

2.2 后屏超温分析

2.2.1 后屏超温概述

后屏布置在炉膛上部，属于以吸收辐射热为主的半辐射受热面。沿炉宽方向设置28 排后屏受热面，每排由20 根管子并联套弯组成，受热面管材为12Cr1MoVG、SA213-T91 和SA213-TP347HFG SB。壁温测点布置在每排第2 和第20 号管子出口，横向第7、15、22 排的第1～20 号管，报警值为596 ℃。图4、图5 为某时刻后屏壁温分布图。

图4 300 MW 时后屏壁温沿炉膛宽度分布图

图5 600 MW 时后屏壁温沿炉膛宽度分布图

随锅炉负荷增加，辐射过热器中工质的流量和锅炉的燃料量按比例增大，但炉内火焰温度的升高不太多，炉内辐射热量并不按比例增加[2]，辐射热的份额相对下降，辐射式过热器中蒸汽的焓增减少，出口温度下降，管壁温度也随之降低。整体看低负荷时壁温比高负荷时高。低负荷时左、右侧壁温基本平衡，高负荷时右侧壁温普遍比左侧高，这是由烟气残余旋转引起的[3]。受热面联箱间的汽流都是采用三通引入、引出，在三通附近的集箱中，由于存在涡流，对集箱中的静压分布和支管入口阻力系数产生影响，使此处管屏的流量减少，屏间热偏差增大[4]。壁温分布存在3 个低谷区和4 个高峰区，4 个高峰位于三通附近的涡流区，3 个低谷是因为进、出口联箱采用垂直三通结构，正对三通的管子，蒸汽流量明显增加，导致壁温突降。三通效应加大了管屏间的水动力偏差，加剧了沿炉膛宽度方向壁温分布的不均匀性。

通过历史曲线发现后屏管壁超温主要发生在升负荷阶段，特别是当负荷大幅上涨同时夹杂磨煤机启动等因素时。下面为某次升负荷时汽壁温等参数变化过程。

12：50，AGC 指令由300 MW 开始上涨，风量、煤量同步上升，炉膛氧量由6%缓慢下降，各二次风门均为自动状态。

13：03，F 制粉系统通风暖磨，右侧后屏出口汽温由522 ℃开始上升。

13：05，负荷460 MW，氧量4.2%，启动F 磨煤机，右侧过热器一级减温水调门手动全开。

13：08，F 磨煤机启动后，炉膛氧量快速下降至1.9%，炉膛缺氧燃烧，右侧后屏出口汽温上升至585 ℃，后屏壁温上升至634 ℃，超温幅度达38 ℃。

由于锅炉高温受热面管材工作温度设计几乎接近材料的许用极限温度，长期超温将加速管道内壁氧化皮的生成和脱落，引起传热恶化或管道阻塞而爆管[5]。根据拉尔森-米列尔近似方程估算，超温幅度越大，金属寿命呈指数降低的越快[6]。蒸汽温度超限对于管壁的危害远大于烟气侧的影响[7-8]。

2.2.2 后屏过热器超温治理

热工逻辑中锅炉总风量跟踪总煤量，受风机动叶、燃烧器二次风门调节的迟滞影响，以及升降负荷时二次风箱与炉膛差压的变化引起的存储作用，导致风量“跟踪”存在一定的滞后性。因锅炉未设置煤质热值自动校正逻辑，燃烧低热值煤时氧量偏大，燃烧高热值煤时氧量偏小，最终通过炉膛出口氧量自动修正炉膛总风量，但快速变负荷时氧量的反应有较长时间的滞后性，导致煤质较好工况时升负荷阶段发生炉膛严重缺氧，煤质较差工况时降负荷阶段炉膛差压无法满足。

磨煤机启动通风阶段，大量煤粉送入炉膛，而这部分煤粉未计入总煤量，导致总风量未进行相应调整；一次风压跟踪单台磨最大煤量，快速升负荷时，受一次风压、一次风量上升的影响，给煤机给煤量与磨煤机出煤量不匹配；新启动磨煤机运行初期由于一次风压大，一次风量大，磨煤机出煤量大于给煤机给煤量。诸多因素导致升负荷伴随启磨阶段氧量快速降低，燃料不能在燃烬区完全燃烧，甚至在受热面处发生再燃烧，使炉膛火焰中心上移。

鉴于当前电力紧张和严峻的电煤供求关系，AGC AUTO-R 方式负荷变动频繁，通过人为超前调整风量和减温水量不现实，需要对负荷变动阶段的风量、煤量调节进行自动逻辑优化。逻辑优化主要为以下3 方面，一是风量超前调节；二是投入热值校正回路自动；三是磨煤机启动前后对燃料主控进行修正。

锅炉总煤量随负荷指令变化，而负荷指令由AGC 指令经一定速率计算得到，因此AGC 指令变化要超前煤量一定时间，可以利用这一时间段使风量超前煤量动作。运用这一思路将AGC 指令与负荷指令的差值经一定运算后叠加到总风量指令上，并作一定的逻辑限制。

同时，修改总风量曲线，将高负荷段总风煤比由7.3 增加到8.0，加大煤量增加时对应的风量增量，后期通过氧量自动回路将负荷稳定阶段的总风量拉回至正常值。

热值校正系数[9]用于适应各种复杂工况下煤质变化的需要，取前1 h 蒸汽焓增均值自动地校正燃煤发热量，与逻辑设计煤质发热量做对比，输出值作用于燃料主控去控制煤量和风量。在单位燃煤发热量变化的情况下，改变燃料主控变化速率及幅度，增加调节的准确性，使控制策略适应快速、大幅度变负荷的需要，使协调控制系统同一调节参数对不同煤质的适应性增强，最终减小燃料热值变化所引起的主汽压力、主汽温度波动。

利用模型预测控制MPC（model predictive contol）技术对磨煤机启动阶段总燃料量进行负偏置优化，得出不同磨煤机启动阶段对应优化曲线，对磨煤机通风及启动初期总煤量进行短时间一定量干预。由曲线可以看出，工况改变初期偏置影响较大，后期随着主汽压力回路对燃料量的修正作用，偏置量加速归零。

3 效果分析

在不经过较大技术改造的情况下，利用机组临修机会对低过受热面上部管组第64 排6 根管圈全部进行更换；投入燃料热值校正回路自动；对炉膛总风量逻辑进行优化；对分离燃烬风SOFA（separation over fire air）风门逻辑进行优化，增加氧量低于2%时SOFA 的1、2、3 风门脉冲关小15%，氧量大于2.5%时脉冲释放逻辑；利用MPC 技术对磨煤机启动阶段燃料主控进行优化；吹灰方式优化等一系列措施使受热面壁温超限情况得到明显改善。优化后1 个月周期内（AGC AUTO-R 模式），管壁超温时间及幅度得到明显改善。

4 结束语

通过采取有针对性地换管，不仅提高了低温过热器的整体安全性，而且避免了盲目换管或选用高一级材质带来的成本大幅增加。通过逻辑优化，使升负荷及磨煤机启动阶段因缺氧燃烧造成的火焰中心瞬时升高现象明显减弱，使后屏壁温得到有效控制的同时，对低过、屏式再热器壁温的治理也起到了积极作用；同时，间接提高了负荷响应速率。目前，受煤质多变影响，受热面管壁超温问题并没有得到彻底解决，后屏及屏式再热器超温现象仍时有发生。下一步将进行磨煤机动态分离器改造及变负荷阶段煤粉细度的优化控制，以实现锅炉“四管”的本质安全。