600 MW超超临界锅炉水冷壁爆管防治措施

夏学敏

(辽宁华电铁岭发电有限公司，辽宁 铁岭 112000)

1 机组概况

辽宁华电铁岭发电有限公司二期工程安装2台(#5，#6机组)600 MW超超临界机组，分别于2008年7月、12月投产发电,同步安装脱硫和电除尘设备。锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造，三菱重工业株式会社提供技术支持。该锅炉为HG-1795/26.15-YM1型超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π形变压直流锅炉。采用低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式；炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、三级减温水调整等方式。制粉系统选用中速磨煤机一次风机正压直吹式系统，每个锅炉配置6台MPS235HP-Ⅱ型中速磨煤机，最大连续蒸发量(BMCR)工况下5台运行、1台备用，磨煤机出口煤粉细度R90为18%；同时还在A层制粉系统配备了等离子点火系统，以最大限度减少启动和助燃用油。锅炉配有2台32-VI(T)-1950-SMR型半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，立式布置，烟气与空气以逆流方式换热[1-3]。

2 水冷壁爆管原因分析

该公司2台600 MW锅炉自投产以来多次出现水冷壁爆管泄漏事件，严重影响安全生产和经济运行。超临界以上高参数燃煤发电机组单位发电煤耗降低，节能效益显著，但出现了相较于亚临界自然循环锅炉多的锅炉爆管，特别是水冷壁区域爆管，原因可简单分为两方面：(1)水冷壁钢材耐高温高压指标不合格，水冷壁管内部结构不合理，生产过程中水冷壁钢管受热不均匀产生内应力；(2)投产后，局部超温超压导致金属变形，温度变化过快产生交变应力。从这些基本理论出发，结合生产实际及电力科学研究院的化验结果，综合分析得出爆管泄漏原因主要为：局部超温、水冷壁管内结垢造成水冷壁管内特别是节流孔圈堵塞及不可控制的水冷壁管原始缺陷。

3 解决措施

针对近年来实际运行情况，该公司从运行角度制订了有针对性的措施并严格执行,主要内容如下。

(1)锅炉启动过程中，增加水冷壁入口节流孔圈反冲洗工艺。锅炉启动上水时，当分离器水位正常后，停止给水泵运行，通过前后炉膛入口联箱放水至渣池，对水冷壁入口节流空圈反冲洗30 min，防止节流孔堵塞。

(2)锅炉启动过程中提高并加强水质控制。热态冲洗时，将分离器贮水箱疏水水质中Fe的质量浓度合格标准由200 μg/L提高到100 μg/L；汽机冲转时蒸汽中Fe的质量浓度合格要求由10 μg/L提高到5 μg/L。

(3)严格控制启停炉及正常运行时锅炉负荷变化速率，保证锅炉各受热面壁温不超限，壁温变化速率及相邻管之间壁温在正常范围内，防止锅炉膨胀不均或受限。机组启动过程中，热态冲洗完成后，控制锅炉主蒸汽升温速率≤3 ℃/min，升压速率≤0.15 MPa/min。发电机并网后，控制升负荷速率≤3 MW/min，升温速率≤2 ℃/min，升压速率≤0.10 MPa/min。

(4)机组低负荷阶段，充分暖机、暖炉，保证锅炉本体、水冷壁膨胀均匀、充分，防止水冷壁拉裂。发电机并网后，在30，60，90，120 MW负荷节点各暖机30 min，并严格自动带初负荷。

(5)机组低负荷、锅炉炉水由湿态(水冷壁出口的工质是汽水混合物，需要汽水分离器分离蒸汽和水)转换到干态(水冷壁出口的工质全部是蒸汽)阶段，加强调整给水量及启动循环泵出力，保证水冷壁升温速度均匀且不超温。

(6)改变锅炉原有启动方式，加强水冷壁壁温控制。在原锅炉启动过程中，锅炉采用A磨煤机等离子点火，磨煤机投运顺序为：A→B→C→D→E→F。日本三菱公司MHI垂直管圈水冷壁的典型设计是把最下层的磨煤机作为备用磨煤机，这与国内大多数电厂把最上层磨煤机作为备用有所不同，其目的在于防止水冷壁出口温度出现较大偏差，尽可能让水冷壁吸热均匀。为防止锅炉启动过程中炉膛热负荷中心过低，造成水冷壁吸热增强，水冷壁出口温差过大，将启动过程中机组启动点火投入燃烧器顺序改为：启动A磨煤机→启动B磨煤机→投入AB层油枪，停A磨煤机→启动C磨煤机→AB层油枪逐渐切换至CD层油枪→启动D磨煤机→启动E磨煤机→停止CD层油枪→启动F磨煤机→启动A磨煤机。

(7)修改机组滑压曲线。根据热力学知识,超临界压力水的比热随着温度升高而升高，而蒸汽的比热却随着温度的升高而降低。在相变区工质的比热最大，而汽化潜热等于零，此工况下水冷壁壁温出现突升，即发生了类膜态沸腾。根据这一特性，为了避免水冷壁工作在此压力区域，查找机组运行滑压曲线中负荷、主蒸汽压力与水冷壁压力关系，对原机组滑压曲线进行了修改，使水冷壁在此工况进行压力阶跃，形成新的滑压曲线。升负荷过程中，386.69～406.17 MW区间闭锁压力增加；减负荷过程中，406.17～386.69 MW区间闭锁压力降低，尽量减少在此工况的时间。调整后的升、降负荷曲线分别如图1、图2所示。

(8)停炉过程中，严格按照停炉降温降压曲线操作，控制锅炉壁温，避免受热面急剧冷却，减小热应力。由于停炉后水冷壁壁温在300 ℃以上，而给水温度在100 ℃左右，停炉后补水将使水冷壁急剧冷却，会造成水冷壁局部拉裂，因此，锅炉停炉后严禁补水。锅炉停炉熄火、炉膛吹扫后，锅炉焖炉。锅炉熄火24 h后，方可打开烟风系统有关挡板、风机动/静叶，使锅炉自然通风冷却,并符合水冷壁降温速度≤0.25 ℃/min的要求，防止水冷壁局部拉裂。

图1 升负荷曲线

图2 降负荷曲线

4 结论

采取以上措施后， 2015年下半年该电厂只有#5锅炉发生过一次非运行原因的水冷壁爆管泄漏事件。自2016年至今，公司2台600 MW锅炉未发生水冷壁爆管泄漏事件，并实现了全年“零非停”。按照以前平均每年2台机组因水冷壁泄漏而非计划停运共6次、每次非计划停运8 d、日负荷率80%计算，影响可调度电量=600×24×8×6×0.8×10-3=552.96 (GW·h)，按照度电边际贡献0.06元计算，折合人民币3 317.76万元，经济效益显著。