史晓华，杨德荣，吴 鹏

（1.山西漳电科学技术研究院，山西 太原 030006；2.华能国际电力股份有限公司上安电厂，河北 石家庄市050399）

0 引言

在现有的超临界锅炉运行中，多数锅炉都存在受热面热偏差、超温而导致超温爆管问题。参考文献[1]提到：锅炉冷水壁、过热器和再热器受热面内工质的压力和温度都相当高，且布置在烟温较高的区域，因而其工作条件恶劣，受热面温度接近管材的极限允许温度，而锅炉容量的日益增大，使其过热器和再热器系统的设计和布置更趋复杂。系统布置与结构设计不合理会引起工质流量和吸热量的不均匀而造成受热面热偏差、超温。某350 MW超临界锅炉在运行过程中主要存在以下问题：一是左侧墙、前墙靠左区域部分水冷壁易超温，为控制超温，低负荷时过热度控制在10℃左右，严重威胁机组及设备运行的安全性；二是汽水分离器至末级过热器存在热偏差，特别是在低负荷时，低温过热器出口汽温偏差在30℃左右，末级过热器出口汽温偏差最大达到60℃～70℃，导致综合主汽温度低，影响机组经济性。针对此问题，我们进行了原因分析，提出了适宜的调整措施。

1 设备概况

某350 MW超临界锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1205/25.4-YM1型超临界变压直流炉。锅炉本体采用∏型布置、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧技术，20只从三井巴布科克公司引进技术制造的LNASB型旋流燃烧器分布于炉膛前后墙，前墙3层、后墙2层，每层燃烧器对应一套制粉系统；前墙从下至上依次布置D/C/B制粉系统、后墙布置A/E制粉系统。在前后墙顶层燃烧器的上方各布置2层燃烬风，每层都有4个风口。

制粉系统采用正压直吹式冷一次风系统，每台锅炉配5台由北京电力设备厂生产的ZGM95N-II型中速辊式磨煤机，在锅炉额定负荷下4台磨煤机运行，1台磨煤机备用。每台磨煤机通过煤粉分配器引出4根一次风管，分别连至同层的4个燃烧器。

2 垂直水冷壁超温及受热面热偏差原因

直流炉低负荷垂直水冷壁超温是目前较为常见的问题，特别是当入炉煤质偏离设计值较大时，超温现象更为突出，受热面热偏差产生的主要原因有以下几方面[2]：

a）炉膛火焰偏斜或煤粉不均匀造成炉内温度场和热负荷不均匀，可能引起水冷壁局部区域温度较高，导致水冷壁出口汽温产生较大的偏差。

b）低负荷下给水流量较低，容易出现水力不均的现象。由于工质压力降低，使汽水密度差增大，水冷壁容易出现较大的热偏差和流动不稳定现象。

c）升、降负荷速率偏高也是水冷壁超温的原因之一，造成过热度过高或煤水比失调导致超温现象的发生。

3 调整措施

3.1 一次风速热态调平

在各台磨煤机日常出力35 t/h时，进行一次风管风速测量及调平，测量及调平结果如表1所示。由表1可知，除D2、D3风速偏差大于10%（D1/D3一次风管可调缩孔卡死无法调节，D1/D3一次风管可调缩孔已处于全开位置）外，制粉系统其他各粉管之间出力偏差不超过10%，基本消除了因一次风速不平衡导致的热偏差。

表1 磨煤机一次风速测试及调整结果

3.2 调整煤粉细度

日常燃用煤种干燥无灰基挥发分（Vdaf）基本为27%，根据《大容量煤粉锅炉炉膛选型导则》相关规定，该锅炉合适的煤粉细度（R90）应在13.5%以下[3]，但通过煤粉取样化验，日常运行过程中煤粉细度为15%～20%，会造成火焰加长及火焰中心上移，通过将煤粉动态分离器频率由60%调整至64%，煤粉细度降至11%左右，火焰中心高度得到有效控制。

3.3 改变炉内燃烧工况[4]

针对左侧垂直水冷壁频繁超温问题，增大左右侧内二次风旋流强度，缩短煤粉着火距离，增大外二次风风量，并减小外二次风旋流强度，形成风包粉；针对前墙垂直水冷壁频繁超温问题，有针对性地增大前墙喷燃器二次风量，增强该层燃烧器射流动量，调整中开大D层喷燃器二次风风量挡板，前墙左侧水冷壁超温情况得到了很大的改善。

3.4 调整水煤比

分离器出口过热度对水冷壁温度的影响一般是成倍的，在水冷壁温度偏高时，可通过适当调整水煤比降低过热度的方式来控制水冷壁温度。

4 调整效果

4.1 垂直水冷壁超温问题得到改善

各负荷工况下，超温现象明显减少，仅在负荷升降速率频次较多时，会出现短暂的瞬时超温现象。不同稳定负荷工况下，左墙水冷壁前部202管及前墙水冷壁左侧333、344、366管的壁温，在175～310 MW负荷区间处于440℃以下（如图1—图4所示），极大地保证了设备的安全性。

图1 垂直水冷壁第202管壁温

图2 垂直水冷壁第333管壁温

图4 垂直水冷壁第366管壁温

图3 垂直水冷壁第344管壁温

4.2 末级过热器出口汽温偏差减小

表2为调整结束后至停机前（7月8日—8月31日）251个相对稳定负荷工况统计情况。由表2可以看出，A、B侧主汽温度平均偏差在4.31～11.32℃之间，特别是170～200 MW负荷区间，调整前A、B侧主汽温度偏差在30～60℃，调整后平均偏差在7℃以内，最大偏差不超过20℃。综合主汽温度得到了极大改善。

表2 高温过热器出口汽温

本机组为超临界机组，过热器减温水来源于省煤器入口，对热力循环效率无影响，实际运行中过热器减温水总量控制在30 t/h以下，与调整之前相比并无增加，且从分隔屏到末级过热器各受热面均无超温现象。

表3为该机组机侧主汽温度月度统计表。由表3可以看出，调整前1—5月，主汽温度在551.18～557.16℃之间，加权平均为553.87℃，经过6月份调整后，7月、8月主汽温度分别为562.26℃和562.85℃，加权平均后为562.56℃，较调整前提高了8.69℃，可降低煤耗约1.1 g/（kW·h）。

表3 1—8月份机侧主汽温度统计

5 结论

调整后垂直水冷壁超温问题得到有效改善。各负荷工况下，超温现象明显减少，各壁温基本处于435℃以下，最高不超过440℃，仅在负荷升降速率频次较多时，会出现短暂的瞬时超温现象，极大地保证了设备的安全性。

末级过热器出口汽温偏差明显减小，除个别工况外，其他工况末级过热器出口汽温平均偏差在4.31～11.32℃之间，在170～200 MW低负荷区间，汽温平均偏差在7℃以内，最大偏差不超过20℃。机侧主汽温度较调整前提高8.69℃，可降低煤耗约1.1 g/（kW·h）。

为更好地控制垂直水冷壁壁温，建议对协调控制系统进行优化，在较好的相应机组负荷变化的同时，防止因升降负荷过程中过热度过高或煤水比失调导致水冷壁超温。D2、D3一次风管风速偏差大于10%，需对缩孔进行检修处理后重新进行调整，使热态一次风速控制在标准范围内，可以更好地控制锅炉受热面热偏差。