王琦智
华能海南股份有限公司海口电厂，海南省澄迈县 571923
摘要 近些年来，我国火力发电这块一直担任着国家供电任务的顶梁柱作用。而锅炉作为火力发电厂的主要产能设备，如何保障锅炉设备的安全稳定运行是重中之重。根据近期火力发电厂锅炉事故统计来看，超温爆管事故导致停炉的事故占了70%~80%。控制好锅炉的燃烧和汽温，将直接影响到管壁的使用寿命和疲劳程度，能从根本上降低四管泄漏事故发生的概率。本文从华能海口电厂#9炉的视角出发，分析该炉在负荷调整和运行调整上有可能导致过热器过热的原因，并提出解决方法和对策。
1.设备概况
华能海口电厂#9炉锅炉型号为HG1018/18.6-YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉，单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统。
燃烧器共分5层，除A层等离子层采用等离子火嘴外，B/C/D/E层均采用新型水平浓淡分离喷咀，每层燃烧器均配有辅助风，燃烧器摆角范围-30°~+20°，且在燃烧器上部设有四层SOFA燃尽风，燃尽风设有单独的摆动机构，摆动范围±30°。配有90台蒸汽吹灰器，其中长吹30台，短吹60台；水平烟道布置16台蒸汽吹灰器，炉膛布置74台蒸汽吹灰器。
过热蒸汽系统的流动过程：饱和蒸汽从汽包流出，进入顶棚管入口集箱，经顶棚管过热器加热后分六路进入后烟道过热器继续加热，然后汇集进入低温过热器加热，在低温过热器出口集箱处分为两路，分别进入两侧分隔屏过热器、后屏过热器，并在后屏过热器出口集箱处交叉，进入末级过热器加热，最后进入高压缸。
过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，一级减温水作为粗调布置在立式低温过热器出口集箱之后，二级减温水分A/B侧，分别布置在A/B侧过热器后屏出口集箱之后。
2.过热器超温情况（2019.11-2020.8）
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由表可见，后屏过热器是管壁超温重灾区，低温过热器也有小部分超温现象，而末级过热器和分隔屏过热器均未出现过超温现象。
3.原因分析
我们发现该运行锅炉的过热器壁温超限情况主要发生在启动制粉系统期间和低负荷（＜200MW）运行期间。尤其是在低负荷增加负荷时，需要启动第四台磨煤机，该工况十分容易造成管壁超温，最夸张的11屏2管处，管壁温度甚至呈现出5分钟内上升达30℃的趋势。
进一步对该情况进行分析，我们得出了过热器超温的几点原因，如下：
（1）锅炉管壁受热面存在结焦和积灰现象，且分布不均匀，导致部分受热面受热不均，造成壁温超限。
（2）加减负荷影响。尤其是在加负荷时，在CCBF的运行方式下，加负荷速率过高，短时间内燃料量和助燃剂陡增，导致炉膛发热量短时间增大，过热器吸热量随之大量增加。
（3）制粉系统启动影响。启动制粉系统时，炉膛燃烧量陡增，管壁受热量也随之大量增加。
（4）火焰中心影响。低负荷时为保证一定的再热汽温，我们往往会提通过摆角来提高火焰中心高度，这对过热器壁温也会产生一定的影响。
（5）煤质影响。当我们的燃煤水分较高，挥发分较低时，又或者是煤粉细度不够时，煤粉被点燃的时间后移，燃烧和燃尽的时间点也会后移，等于变相抬高了火焰中心。同时燃烧的煤质如果灰分较多，灰熔点较高，就十分容易产生大量的灰焦并附着在受热面表面上，影响管壁换热效果，造成管壁温度升高。
4.解决方案
结合我厂#9炉的固有特性及上述分析结果，我认为可以通过以下几种措施，来分别缓解上述超温情况的出现。
（1）加强炉本体吹灰。每天至少对所有长吹进行一次全面吹灰，短吹分4层，每天至少对其中两层进行全面吹灰，且隔天切换吹另外两层。当机组长时间低负荷运行时，应投入等离子进行稳燃后进行单根吹灰；当机组燃用比较差的煤种时，应适当增加吹灰量。
（2）加减负荷时，应注意管壁温度情况，如有超温危险，应减缓加负荷速率和变压速率。
（3）启动制粉系统前，可通过降低火焰中心，增大一级减温水量等方法对管壁温度进行提前压制，并在运行工况趋于稳定之前，盯好管壁温度变化。
（4）当管壁温度比较高时，尽量降低火焰中心运行，可通过倒塔型配风来进一步降低火焰中心。
（5）尽量燃用设计煤种，如必须燃用较差煤种时，应通过一定比例配煤燃用，并针对煤质特性进行吹灰和打焦工作。
5.总结
锅炉汽温作为火电厂安全经济运行的重要指标之一，在调整方面还存在的种种待解决的难题。由于每台炉的固有特性和燃烧工况都不尽相同，调节方法自然是各有千秋。本文谨以华能海口电厂#9炉为例，分析了该炉的管壁超温状况及调整措施，只要我们肯多观察，多分析调整，树立起超前调节的思想，肯定能在汽温控制和参数调整方面更进一步，为我们的岗位工作增添一份安稳。
参考文献 1.华能海口电厂330MW机组集控运行规程
2.华能海口电厂330MW机组锅炉系统图