超临界CFB锅炉过热器烟温超温处理分析

段志鹏，韩冰

（山西京能吕临发电有限公司，山西 吕梁 033200）

京能集团山西京能吕临发电有限公司，是山西省投产的第37台由东方锅炉厂生产的超临界国产350MW机组，是山西省重点扶贫区域发展的重点项目，2019年10月2日15时，1#机组圆满完成168小时满负荷试运行，向祖国70年华诞献礼。火电厂超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界参数是：22.129MPa、374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，在我国近几年新建机组中，大力发展350MW及以上的超临界压力机组已是必然，超临界锅炉的烟温变化特性以及汽温的调节和控制就显得尤为重要。在吹管及启动调试阶段，由于对新机组特性不熟悉，屡次发生过热器烟温超温现象，这势必会造成锅炉受热面损伤，成为运行中锅炉爆管的诱发因素，现从调试角度阐述其原因及预防对策，该预防对策在其后同类型的2#机组的调试中获得了很好的证明。

1 超临界直流锅炉介绍

1.1 锅炉本体介绍

山西京能吕临发电有限公司2×350MW超临界循环流化床空冷机组，工程配套东方锅炉厂生产的1186t/h循环流化床燃烧方式、超临界参数变压运行直流锅炉，型号为DG1186/25.31-Ⅱ1，型式为单炉膛、单布风板、平衡通风、一次中间再热、固态排渣、全钢架结构、采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离，水冷滚筒式冷渣器，M型布置、锅炉采用紧身封闭布置，锅炉整体支吊在锅炉钢架上。

过热器汽温主要通过煤水比调节和三级喷水减温来微量控制，水煤比的控制温度取自设置在高温过热器上进行控制，过热蒸汽喷水减温器共布置有三级：一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至一级中过入口管道上，用于控制一级中温过热器出口温度；二级减温器（左右各一台）位于一级中温过热器与二级中温过热器之间的连接管道上，用于控制二级中温过热器出口温度；三级减温器（左右各一台）位于二级中温过热器与高温过热器之间的连接管道上，用于控制高温过热器出口温度，过热器系统喷水来自省煤器出口。

锅炉过再热蒸汽主要参数，见表1。

表1 锅炉过再热蒸汽主要参数

锅炉受热面主要参数，见表2。

表2 锅炉受热面主要参数

锅炉减温水设置参数，见表3。

表3 锅炉减温水设置参数

1.2 启动系统介绍

启动分离器布置在炉前，垂直膜式水冷壁出口，采用旋风分离形式，承受锅炉运行压力。分离器规格为Ø940，材质为SA-336F12，数量一个。经水冷壁加热以后的工质分别由6根连接管沿切向逆时针向下倾斜15°进入分离器，分离出的水通过连接管进入分离器下方的储水罐，分离器内设有阻水装置和消旋器。储水罐的规格为Ø956，材质为SA-387GR11CL2，数量一个。启动分离器和储水罐端部均采用锥形封头结构，封头均开孔与连接管相连。

2 过热器超温的现象

锅炉过热器吹管是新建机组投运前的重要工序，目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留存在过热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（如石块、氧化铁皮等），防止机组运行中过热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。

直流锅炉由于其结构特点，厚壁金属后蒸发器水容积较少，蓄热能力较小，通常采用稳压吹管。它对防止锅炉受热面爆漏也非常有好处。吹管参数的选择要保证在蒸汽吹管时所产生的动量大于额定负荷时的动量。在吕临1#锅炉吹管期间，为了保证过热器系统内的杂物不被带进再热器系统，我们采用了稳压分段吹管方式。即先用蒸汽吹扫过热器，待过热器基本吹扫干净后再带上再热器进行蒸汽的吹扫。吹管分离器压力定为：6MPa,控制主汽温度450℃以内。在实际吹管期间，我们发现过热器温度较难控制，出现了多次的过热器超温现象。

3 过热器烟温超温分析

3.1 吹管阶段超温分析

在山西京能吕临发电有限公司1#机组调试过程中，过热蒸汽系统采用辐射-对流多级布置系统。在30%～100%负荷内有良好的调节特性。本锅炉采用过热器与再热器串联一段法、蓄能降压与稳压方案。

汽机高压、中压主汽门前滤网摘除，门芯取出，装配专用临时堵，并在吹管临时门后加装过热器靶板架和消音器。临吹门关闭升压过程中，及时检查临时系统膨胀和支吊架受力情况，发现问题及时处理，此时，再热器处于干烧状态时，注意再热器底部烟温，烟温必须控制在650℃以下。进入稳压阶段吹管时，逐渐增大锅炉燃料量，提高锅炉负荷，增加给煤机投运数，维持省煤器入口30%BMCR给水流量，逐渐关小储水罐水位控制阀（360阀和361阀），维持好储水罐水位。即要控制好煤水比，根据分离器汽水参数判断工质状态，分离器中蒸汽过热温度不宜超过30℃，稳压吹管达到吹管系数后，每次持续时间应不少于15min。分离器后的过热器和再热器温度控制要随时通过投入减温水对过热器出口和再热器出口气温进行调节控制。在吹管初期，为保证吹管动量系数的情况下，炉膛出口烟温已经超过555℃，为了防止过热系统的杂物污染再热器，山西京能吕临发电有限公司调试组采用分段吹管方式，即过热器吹扫干净后，在串吹再热器。

3.2 调试阶段超温分析

调试阶段，风道燃烧器壁温小于1150℃，出口烟温小于980℃，水冷风室温度小于870℃，控制汽水分离器金属壁温变化率不超过50℃/h，蒸汽流量低于10%BMCR的低负荷运行期间，过热器和再热器入口处烟温超过了它们的金属设计温度，只有当管子中的积水全部蒸发掉且蒸汽流量大于10%BMCR时，烟温的超温现象才有所缓解回调。

在超临界直流锅炉中，是以调整水煤比作为对主蒸汽温度的主要调整手段，以喷水减温作为辅助调整手段。只要维持合适的水煤比，再辅以适量减温水，就能保持过热器出口温度稳定。由于大型锅炉受热面流程长，如果在高温过热器出口温度发生变化后才相应改变水煤比，调节的滞后性就非常大，甚至根本不可能稳定受热面出口汽温。为了提高调节的灵敏性及快速性，通常选取中间点温度作为调节对象，以中间点温度作为主汽温前馈调节信号。当中间点温度发生变化时，即相应改变水煤比（煤量的输出偏置），这样就能控制高温过热器出口温度，再利用减温水调节将汽温稳定在规定值。

4 过热器烟温超温处理

4.1 降低启动点火时的给水流量

降低锅炉启动点火时的给水流量，点火时给水流量由冷态冲洗500t/h降低到400t/h，减少通过分离器储水罐的热损失，以提高蒸发量，进而增加进入过热器的蒸汽量。

4.2 热态启动提高启动点火时的给水温度

热态启动是指床温大于600℃，可直接向炉内投煤。风机启动后，如果床温大于投煤温度且呈上升趋势，可以直接投煤，无须炉膛吹扫和投点火燃烧器。给煤机最低转速下投煤着火后，约30min，锅炉即可带到满负荷。不必考虑炉内耐磨耐火材料的温升速率限制，这个阶段，炉膛和旋风分离器有较大的蓄热量。所以，启动初期化学制水和精处理系统要较早地保证水质合格，在初期锅炉点火时，通过辅汽系统加热除氧器水温，以达到提高给水温度的作用。

4.3 减温水系统流量测点改造

为了保证减温水能快速调节气温，将减温水的取水点调整到省煤器出口，增加减温水喷入点压力，保证了减温水的喷入量。

结合锅炉型式以及制造厂家设计特点和综改前后变化特点，总结分析各受热面水动力特性，掌握各负荷下汽水流速设计安全裕度大小，并结合实际情况，为各级受热面偏差管留有足够的安全裕度。同时，要掌握辐射式受热面汽温随负荷降低而升高的变化规律，注意动态过程隐性超温问题。针对机组运行中过热器减温水量超出设计值较大的问题，热控专业重新校核了减温水流量测点，有效优化了减温水喷水自动逻辑。

屏式受热面前减温水调整要注意水塞现象给蒸汽流通和换热系数的不利影响，结合蒸汽吸热系数随汽压降低而减小，相同烟气侧扰动下汽温变化越大、炉外温度测点误差越大的规律，不断优化机组协调控制系统，合理选择机组深调期间变负荷速率和低负荷汽温控制值，减少变负荷过程中风、煤以及减温水超调量；调节过程中要根据机组情况合理确定机组升降负荷速率，避免锅炉受热面出现超温现象以及壁温大幅波动而产生疲劳裂纹。运行人员应掌握机组加减负荷、启停给煤机系统、点火燃烧器组合方式等烟气侧和汽水侧扰动因素对汽温的不同影响，利用烟气侧和汽水侧换热平衡作为主要调整手段，提前进行与扰动性质、扰动幅度、扰动速度相适应的汽温调整，减温水调整作为动态过程的调整手段，应掌握其迟延特点并根据减温器后温度的变化情况确定减温水量，保证减温器后的温度有50℃以上的过热度，避免由于调节滞后或调节过量，引起汽温异常波动或者水塞现象。

热控专业优化机组减温水调门调节速率及协调控制系统，降低升降负荷过程中的煤量超调导致的壁温波动，改善管道交变热应力。进一步完善各阶段的壁温考核管理，合理配置烟温测点，避免出现隐性超温问题。

4.4 加强过热器尾部烟道吹灰

尾部烟道积灰严重，吹灰压力设定值提高后，有效提高了过热器换热效率。对于循环量特别大的CFB锅炉，有事会出现因循环灰瞬时突然大量由循环回路涌入炉膛的“塌灰”现象，若操作不及时，即造成炉内大面积结焦，给锅炉的安全运行带来隐患。吹灰次数和吹灰频次的分布可以从根本上消除这一安全隐患。

4.5 避免爆燃现象对超温的影响

CFB锅炉的爆燃现象一般发生在锅炉的启动过程中，在炉膛压力升高的同时，伴随有锅炉氧量急剧降低的现象。炉膛压力在点火投运大量烟煤后，炉膛压力高报警触发MFT，说明锅炉发生了爆燃现象。主要原因是没有按床温升温速度快速提高床温，入炉煤无法及时析出挥发分，燃烧不充分，而在升负荷时短时间内大量挥发分析出，使系统的可燃气体达到爆燃的浓度。投煤燃烧稳定，控制升温速率，合理配风是关键。

4.6 调整一、二次风门配比

机组启动过程中为保证可靠的流化，前期一次风门开度较大，流化风量偏大，氧量较高，炉膛内燃烧火焰中心偏高，屏式过热器布置在炉膛前墙上部，容易使屏式过热器热交换偏大，造成屏式过热器出现超温现象。在满足流化的情况下，将一次风门关小，降低一次流化风量20kNm³/h，屏式过热器温度下降。同时，对上下二次风门开度进行调整，山西京能吕临发电有限公司从二次风机出来的空气经空预器加热后的热二次风进入炉膛前后墙的风箱，分级配风：从前、后墙风箱通过支管上、下两级配风，前墙上部10个支管，下部8个支管，后墙上部8个支管，下部7个支管，左右侧墙上部各有2个支管，做为燃烧及燃烧调整用风，每个支管上都装有电动挡板，可根据燃烧情况进行调整。

将前墙下二次风调节门1和前墙下二次风调节门2开度，从50%增到60%；将后墙下二次风调节门开度，从50%减小到20%。前墙下二次风量的增加，会使其对入炉燃料的扩散扰动增强，使入炉燃料更好地向炉膛后墙扩散；后墙下二次风量的减小，会使入炉燃料向炉内后墙扩散的阻力降低。这将大大地改善入炉燃料向炉膛后墙侧扩散的条件，从而使炉膛前后墙的燃烧份额更趋一致，使炉内温度场的分布更趋均匀。不仅使屏式过热器部分管壁超温现象得到消除，屏式过热器1较高管壁温度从549.5℃下降到540.7℃，屏式过热器3较高管壁温度从549.3℃下降到541.7℃。同时，屏式过热器各屏之间的温度偏差明显减小，屏2与屏5较高管壁之间的温差由以前的29.7℃降到19.8℃，降幅为9.9℃。提高了屏式过热器两侧出口汽温，屏式过热器左侧出口汽温由511.5℃升高到514.9℃，屏式过热器右侧出口汽温由516.8℃升高到522.8℃。主汽温、再热汽温同工况下进行比较温度增加明显，主蒸汽温度由531.8℃升高到535.9℃，再热汽温度由532.7℃升高到539.7℃。

通过采用以上的调整方法，循环流化床锅炉屏式过热器部分管壁超温现象得到消除，主蒸汽和再热蒸汽汽温得到了显著的提高，运行过程中要根据机组负荷、煤质等因素的变化对一、二次风，减温水进行优化调整，以确保机组安全稳定运行。