过热器壁温超温原因分析及防范措施

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1、J电力安全技术第16卷(2014年第5期)过热器壁温超温原因分析及防范措施丁佳成(神华国华徐州发电有限公司，江苏徐州221166)[摘要]介绍了某电厂一起超超临界锅炉过热器壁温超温事故，叙述了事故过程中出现的7次超温情况，分析了过热器壁温超温的原因，总结出水煤比失调及低负荷燃烧调整不当是引起过热器壁温超温的主要原因，并针对这2个原因提出了防范措施。[关键词]过热器；壁温；超温；水煤比；调整1设备概况悉，导致三级过热器部分出口管壁温存在超温现象(限值为631℃)；而实际运行中控制的过热蒸汽温某电厂l000MW机组

2、锅炉是3099t／h超超度约为592℃，远低于设计值，对机组的安全性、临界参数变压运行的螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式经济性影响较大。布置、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置。该炉采用中2过热器壁温超温事故经过速磨煤机正压直吹式制粉系统，配置6台中速磨煤机(5台运行，1台备用)。查阅过热器壁温超限期间的负荷、壁温和排烟煤粉燃烧器按高度方向分3组，最上面l组燃温度的变化曲线，发现过热器壁温超温期间机组负烧器是分离燃尽风(SOFA)，分6层风室；下面2荷较低(500～700MW)；正

3、常情况下过热器壁温组是煤粉燃烧器，每组风箱有6层煤粉喷嘴，对应不应超温；但在约2．5h时间内，排烟温度持续上3台磨煤机。煤粉燃烧器采用典型的LNTFS(直流升，过热器壁温出现明显的7个尖波，其中尤其以式四周布置)方式，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风第3次超温持续的时间最长(40min)，直到第4个(周界风)，每台磨对应的相邻2层煤粉喷嘴之间布尖波一直处于超温状态。置有1层燃油辅助风喷嘴，每台磨对应相邻2层煤过热器壁温超温前工况为：AGC(自动发电控粉喷嘴的上方布置了1个组合喷嘴。在主风箱上部制系统)投入，负荷由90

4、0Mw降至700MW的过设有2层紧凑燃尽风(CC0FA)，将部分二次风送程中，l，2，3，5号制粉系统运行；6号磨停用前入炉膛。设计的一次风率为16．6％，二次风率为吹扫过程中给煤机停运，4号磨煤机检修结束，未80．1％(其中SOFA风为23％，CCOFA风为4％，恢复。周界风为16．6％)。锅炉水冷壁为气密式鳍片管，7次过热器壁温超温隋况如下。由螺旋管水冷壁和垂直管水冷壁2部分组成，在炉(1)l1：50，l号给煤机断煤，经疏通无效后膛燃烧区域采用螺旋管水冷壁，用以减少炉管热偏启动备用的6号给煤机。期间AGC投

5、入，负荷由差；在烟道区域采用垂直管水冷壁，用以简化炉体650MW升至670MW，煤量由262t／h最高升至结构。299t／h后降至244t／h，水煤比由正常时的7．29锅炉上部沿着烟气流动方向依次布置有一级过最低降至6．08。由于协调控制系统的超调作用与热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一制粉系统停运抽粉的因素叠加，造成第1个超温级再热器、省煤器。锅炉过热蒸汽温度设计值为尖波出现。虽然采取加大减温水量的方法(流量由605℃，由于投产初期未进行燃烧调整优化及控制79t／h升至177t／h)，但是过热器壁温

6、仍不断升高，系统优化，运行人员对超超临界机组运行操作不熟由610℃升至630℃。期间排烟温度由122℃升至一一第16卷(2014年第5期)电力安全技术J126℃。析可知，其影响因素主要包括以下3点：(2)解除AGC以稳定负荷，待壁温下降后(1)制粉系统异常，给煤机断煤、热风门卡涩(最低至618℃)，再次投入AGC，负荷随即由引起磨煤机跳闸；650MW升至690MW，煤量由266t／h最高升至(2)燃烧调整不当，导致机组严重偏离正常运316t／h后降至261t／h。在这期间1号磨煤机保行工况，主要体现在对磨煤机一

7、次风停运控制上；持通风，风量约为140t／h，2，3，5，6号制粉系(3)协调控制系统性能差，超调严重，造成水统为运行状态。为稳定燃烧，启动4号制粉系统，煤比失调。停运6号制粉系统。上层制粉系统运行及底层磨其中，制粉系统异常属于不可控因素，可通过通风使得炉膛火焰中心抬高，由于协调控制系统设备治理来降低其发生的可能性。因此，下面主要的超调作用引起温度升高，启、停制粉系统加剧对后2个因素进行分析。了超温，3重因素共同作用使过热器壁温最高升至表1为此次锅炉过热器壁温严重超温过程的相634℃，水煤比最低降至6．L6，排

8、烟温度由126℃关数据。为减少数据波动对分析的影响，取每0．5h升至133℃。的平均值分析壁温变化趋势。其中第1，2项为壁(3)l2：30，2号磨煤机因热风调节门卡涩造成温超温发生前数据，第3～7项为壁温超温过程中出口温度高而跳闸，1号磨因失去点火能量跳闸，数据，第8～10项为壁温超温后期恢复正常运行机组燃料RB(快速减负荷)动作；启动6号给煤机，数据。根据这些数据分别做出壁温一风量变