邵興恩，李前宇，祝艷平

（1.岱海發(fā)電有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 涼城 013750；2.北京京能電力股份有限公司，北京 100124）

0 引言

某660 MW 發(fā)電機組，鍋爐為亞臨界、控制循環(huán)、一次中間再熱汽包爐、直流燃燒器四角布置、切向燃燒、正壓直吹式制粉系統(tǒng)，屏式過熱器（以下簡稱“屏過”）布置在爐膛出口處，末級過熱器（以下簡稱“末過”）布置在爐膛折焰角上方，末級再熱器（以下簡稱“末再”）位于水平煙道入口處。鍋爐設(shè)計煤種為準(zhǔn)格爾煙煤。2011 年1 月投入商業(yè)運營，2013年進(jìn)行低氮燃燒器改造，2018 年進(jìn)行節(jié)能減排綜合升級改造，機組容量由600 MW 增至660 MW，鍋爐的供汽參數(shù)由16.67 MPa/541 ℃/539 ℃提升至16.97 MPa/571 ℃/569 ℃。2013 年低氮燃燒器改造、2018 節(jié)能減排綜合升級改造后，雖然660 MW 發(fā)電機組的其他性能有所提高，節(jié)能減排效果明顯，但也帶來一些問題，尤其是存在鍋爐低過和后屏長期高幅值超溫問題，影響了發(fā)電機組的合理運行，進(jìn)行治理勢在必行。

1 問題的提出

鍋爐低氮燃燒器改造后低溫過熱器（以下簡稱“低過”）和后屏過熱器（以下簡稱“后屏”）出現(xiàn)長期高幅值超溫現(xiàn)象。低過超溫往往發(fā)生在中低負(fù)荷，特別是煤質(zhì)較差時，后屏超溫往往發(fā)生在升負(fù)荷階段，特別是煤質(zhì)熱值較高時。以2019 年7 月為例［自動發(fā)電控制自動校準(zhǔn)AGC AUTO-R（auto generation control auto regulated）模式］，管壁超溫時間及幅度統(tǒng)計如表1 所示。

表1 各受熱面管壁超溫時間及幅度統(tǒng)計表

低氮燃燒器改造時在現(xiàn)有燃燒器上部7.0 m位置以上加裝7 層燃燼風(fēng)，使燃燒器區(qū)域風(fēng)量大幅降低，燃燒強度相應(yīng)減弱，整個火焰被拉長至標(biāo)高43 m 處燃燼風(fēng)區(qū)域，造成水冷壁輻射吸熱量減少，屏式輻射受熱面及尾部對流受熱面吸熱量增加。利用軟件工具建立基于熱力學(xué)第一定律的穩(wěn)態(tài)受熱面能量流模型，應(yīng)用模型對330 MW 時各受熱面吸熱量進(jìn)行計算分析，繪制的各受熱面能流比例分布如圖1 所示。

圖1 330 MW 時受熱面能流比例分布圖

由圖1 可看出，330 MW 工況時水冷壁吸熱量偏離設(shè)計值較大，降幅達(dá)一半以上，導(dǎo)致沿?zé)煔饬鞒毯罄m(xù)受熱面吸熱比例均有不同程度的增加，特別是屏過吸熱量增加60%以上，導(dǎo)致減溫水量大幅增加。

2 故障問題分析及措施

2.1 低過超溫分析

2.1.1 低過超溫概述

低過布置于后煙井內(nèi)，共分3 組水平蛇形管，每組為127 排。每排蛇形管由6 根并聯(lián)管圈套彎，管子下部及中部管組材質(zhì)全部為SA-210C，上部管組材質(zhì)為15CrMoG、SA-210C，垂直段材質(zhì)為15CrMoG。低溫過熱器壁溫測點布置在垂直出口段每排第6 號管子出口，橫向第32、64、96 排的第1～6 號管，報警溫度466 ℃。圖2、圖3 為某時刻低過壁溫分布圖。

圖2 300 MW 時低過壁溫沿爐膛寬度分布圖

圖3 600 MW 時低過壁溫沿爐膛寬度分布圖

由圖2、圖3 可看出，各負(fù)荷段低過管壁溫度測點69～73 均為易超溫點，對應(yīng)第64 排的第1～5 號管，位于尾部煙道中間部位。煙道中間部位管屏自清潔能力強，受熱面不易積灰，爐膛中部煙氣流速較爐壁附近高，因爐膛四周布滿水冷壁，靠近爐膛中部的煙氣溫度遠(yuǎn)比爐壁的煙氣溫度高，布置在爐壁的輻射式過熱器或再熱器沿寬度的吸熱不均勻度可達(dá)30%～40%[1]。進(jìn)入煙道后的煙氣溫度場和速度場仍保持中部煙溫高和煙氣流速大的分布狀況。

第64 排管壁明顯比相鄰屏管壁溫高，突升現(xiàn)象說明除了存在煙氣側(cè)熱偏差外，蒸汽側(cè)也存在較大流量偏差，同時考慮煙氣走廊的影響。

機組負(fù)荷的高低引起蒸汽流量變化較大，低負(fù)荷時流量偏低，熱偏差更加明顯，鍋爐燃燒的輕微變化即可導(dǎo)致受熱面局部管壁明顯超溫。

2.1.2 低過超溫治理

第64 排管束同屏各管圈間壁溫偏差不大，不宜采用將部分管圈短路的方案。因超溫管排較少，其余管排壁溫裕量較大，可考慮將易超溫的第64排管束更換為高一級別材料，也可進(jìn)行外壁隔熱涂層防護(hù)或調(diào)整節(jié)流圈。該單一管排增加隔熱涂層后對整體受熱面影響不大，但調(diào)整節(jié)流圈需要經(jīng)過嚴(yán)密的計算論證?？紤]到鍋爐用高級別金屬材料價格已顯著降低，故采取將低過第64 排管材材質(zhì)由15CrMoG、SA-210C 全部更換為12Cr1MoV，并將焊口進(jìn)行特殊處理，使該管屏報警溫度提升至496 ℃。

低過為對流受熱面，煙氣量大時吸熱加強，燃用低熱值煤時，風(fēng)量進(jìn)一步偏大。低負(fù)荷時減小總風(fēng)量可減少低過受熱面的吸熱，但低負(fù)荷時風(fēng)量過低，二次風(fēng)門關(guān)至下限仍無法維持爐膛差壓，通過優(yōu)化二次風(fēng)門控制曲線，實現(xiàn)了低負(fù)荷降低爐膛總風(fēng)量的目的。

2.2 后屏超溫分析

2.2.1 后屏超溫概述

后屏布置在爐膛上部，屬于以吸收輻射熱為主的半輻射受熱面。沿爐寬方向設(shè)置28 排后屏受熱面，每排由20 根管子并聯(lián)套彎組成，受熱面管材為12Cr1MoVG、SA213-T91 和SA213-TP347HFG SB。壁溫測點布置在每排第2 和第20 號管子出口，橫向第7、15、22 排的第1～20 號管，報警值為596 ℃。圖4、圖5 為某時刻后屏壁溫分布圖。

圖4 300 MW 時后屏壁溫沿爐膛寬度分布圖

圖5 600 MW 時后屏壁溫沿爐膛寬度分布圖

隨鍋爐負(fù)荷增加，輻射過熱器中工質(zhì)的流量和鍋爐的燃料量按比例增大，但爐內(nèi)火焰溫度的升高不太多，爐內(nèi)輻射熱量并不按比例增加[2]，輻射熱的份額相對下降，輻射式過熱器中蒸汽的焓增減少，出口溫度下降，管壁溫度也隨之降低。整體看低負(fù)荷時壁溫比高負(fù)荷時高。低負(fù)荷時左、右側(cè)壁溫基本平衡，高負(fù)荷時右側(cè)壁溫普遍比左側(cè)高，這是由煙氣殘余旋轉(zhuǎn)引起的[3]。受熱面聯(lián)箱間的汽流都是采用三通引入、引出，在三通附近的集箱中，由于存在渦流，對集箱中的靜壓分布和支管入口阻力系數(shù)產(chǎn)生影響，使此處管屏的流量減少，屏間熱偏差增大[4]。壁溫分布存在3 個低谷區(qū)和4 個高峰區(qū)，4 個高峰位于三通附近的渦流區(qū)，3 個低谷是因為進(jìn)、出口聯(lián)箱采用垂直三通結(jié)構(gòu)，正對三通的管子，蒸汽流量明顯增加，導(dǎo)致壁溫突降。三通效應(yīng)加大了管屏間的水動力偏差，加劇了沿爐膛寬度方向壁溫分布的不均勻性。

通過歷史曲線發(fā)現(xiàn)后屏管壁超溫主要發(fā)生在升負(fù)荷階段，特別是當(dāng)負(fù)荷大幅上漲同時夾雜磨煤機啟動等因素時。下面為某次升負(fù)荷時汽壁溫等參數(shù)變化過程。

12：50，AGC 指令由300 MW 開始上漲，風(fēng)量、煤量同步上升，爐膛氧量由6%緩慢下降，各二次風(fēng)門均為自動狀態(tài)。

13：03，F(xiàn) 制粉系統(tǒng)通風(fēng)暖磨，右側(cè)后屏出口汽溫由522 ℃開始上升。

13：05，負(fù)荷460 MW，氧量4.2%，啟動F 磨煤機，右側(cè)過熱器一級減溫水調(diào)門手動全開。

13：08，F(xiàn) 磨煤機啟動后，爐膛氧量快速下降至1.9%，爐膛缺氧燃燒，右側(cè)后屏出口汽溫上升至585 ℃，后屏壁溫上升至634 ℃，超溫幅度達(dá)38 ℃。

由于鍋爐高溫受熱面管材工作溫度設(shè)計幾乎接近材料的許用極限溫度，長期超溫將加速管道內(nèi)壁氧化皮的生成和脫落，引起傳熱惡化或管道阻塞而爆管[5]。根據(jù)拉爾森-米列爾近似方程估算，超溫幅度越大，金屬壽命呈指數(shù)降低的越快[6]。蒸汽溫度超限對于管壁的危害遠(yuǎn)大于煙氣側(cè)的影響[7-8]。

2.2.2 后屏過熱器超溫治理

熱工邏輯中鍋爐總風(fēng)量跟蹤總煤量，受風(fēng)機動葉、燃燒器二次風(fēng)門調(diào)節(jié)的遲滯影響，以及升降負(fù)荷時二次風(fēng)箱與爐膛差壓的變化引起的存儲作用，導(dǎo)致風(fēng)量“跟蹤”存在一定的滯后性。因鍋爐未設(shè)置煤質(zhì)熱值自動校正邏輯，燃燒低熱值煤時氧量偏大，燃燒高熱值煤時氧量偏小，最終通過爐膛出口氧量自動修正爐膛總風(fēng)量，但快速變負(fù)荷時氧量的反應(yīng)有較長時間的滯后性，導(dǎo)致煤質(zhì)較好工況時升負(fù)荷階段發(fā)生爐膛嚴(yán)重缺氧，煤質(zhì)較差工況時降負(fù)荷階段爐膛差壓無法滿足。

磨煤機啟動通風(fēng)階段，大量煤粉送入爐膛，而這部分煤粉未計入總煤量，導(dǎo)致總風(fēng)量未進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整；一次風(fēng)壓跟蹤單臺磨最大煤量，快速升負(fù)荷時，受一次風(fēng)壓、一次風(fēng)量上升的影響，給煤機給煤量與磨煤機出煤量不匹配；新啟動磨煤機運行初期由于一次風(fēng)壓大，一次風(fēng)量大，磨煤機出煤量大于給煤機給煤量。諸多因素導(dǎo)致升負(fù)荷伴隨啟磨階段氧量快速降低，燃料不能在燃燼區(qū)完全燃燒，甚至在受熱面處發(fā)生再燃燒，使?fàn)t膛火焰中心上移。

鑒于當(dāng)前電力緊張和嚴(yán)峻的電煤供求關(guān)系，AGC AUTO-R 方式負(fù)荷變動頻繁，通過人為超前調(diào)整風(fēng)量和減溫水量不現(xiàn)實，需要對負(fù)荷變動階段的風(fēng)量、煤量調(diào)節(jié)進(jìn)行自動邏輯優(yōu)化。邏輯優(yōu)化主要為以下3 方面，一是風(fēng)量超前調(diào)節(jié)；二是投入熱值校正回路自動；三是磨煤機啟動前后對燃料主控進(jìn)行修正。

鍋爐總煤量隨負(fù)荷指令變化，而負(fù)荷指令由AGC 指令經(jīng)一定速率計算得到，因此AGC 指令變化要超前煤量一定時間，可以利用這一時間段使風(fēng)量超前煤量動作。運用這一思路將AGC 指令與負(fù)荷指令的差值經(jīng)一定運算后疊加到總風(fēng)量指令上，并作一定的邏輯限制。

同時，修改總風(fēng)量曲線，將高負(fù)荷段總風(fēng)煤比由7.3 增加到8.0，加大煤量增加時對應(yīng)的風(fēng)量增量，后期通過氧量自動回路將負(fù)荷穩(wěn)定階段的總風(fēng)量拉回至正常值。

熱值校正系數(shù)[9]用于適應(yīng)各種復(fù)雜工況下煤質(zhì)變化的需要，取前1 h 蒸汽焓增均值自動地校正燃煤發(fā)熱量，與邏輯設(shè)計煤質(zhì)發(fā)熱量做對比，輸出值作用于燃料主控去控制煤量和風(fēng)量。在單位燃煤發(fā)熱量變化的情況下，改變?nèi)剂现骺刈兓俾始胺?，增加調(diào)節(jié)的準(zhǔn)確性，使控制策略適應(yīng)快速、大幅度變負(fù)荷的需要，使協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)同一調(diào)節(jié)參數(shù)對不同煤質(zhì)的適應(yīng)性增強，最終減小燃料熱值變化所引起的主汽壓力、主汽溫度波動。

利用模型預(yù)測控制MPC（model predictive contol）技術(shù)對磨煤機啟動階段總?cè)剂狭窟M(jìn)行負(fù)偏置優(yōu)化，得出不同磨煤機啟動階段對應(yīng)優(yōu)化曲線，對磨煤機通風(fēng)及啟動初期總煤量進(jìn)行短時間一定量干預(yù)。由曲線可以看出，工況改變初期偏置影響較大，后期隨著主汽壓力回路對燃料量的修正作用，偏置量加速歸零。

3 效果分析

在不經(jīng)過較大技術(shù)改造的情況下，利用機組臨修機會對低過受熱面上部管組第64 排6 根管圈全部進(jìn)行更換；投入燃料熱值校正回路自動；對爐膛總風(fēng)量邏輯進(jìn)行優(yōu)化；對分離燃燼風(fēng)SOFA（separation over fire air）風(fēng)門邏輯進(jìn)行優(yōu)化，增加氧量低于2%時SOFA 的1、2、3 風(fēng)門脈沖關(guān)小15%，氧量大于2.5%時脈沖釋放邏輯；利用MPC 技術(shù)對磨煤機啟動階段燃料主控進(jìn)行優(yōu)化；吹灰方式優(yōu)化等一系列措施使受熱面壁溫超限情況得到明顯改善。優(yōu)化后1 個月周期內(nèi)（AGC AUTO-R 模式），管壁超溫時間及幅度得到明顯改善。

4 結(jié)束語

通過采取有針對性地?fù)Q管，不僅提高了低溫過熱器的整體安全性，而且避免了盲目換管或選用高一級材質(zhì)帶來的成本大幅增加。通過邏輯優(yōu)化，使升負(fù)荷及磨煤機啟動階段因缺氧燃燒造成的火焰中心瞬時升高現(xiàn)象明顯減弱，使后屏壁溫得到有效控制的同時，對低過、屏式再熱器壁溫的治理也起到了積極作用；同時，間接提高了負(fù)荷響應(yīng)速率。目前，受煤質(zhì)多變影響，受熱面管壁超溫問題并沒有得到徹底解決，后屏及屏式再熱器超溫現(xiàn)象仍時有發(fā)生。下一步將進(jìn)行磨煤機動態(tài)分離器改造及變負(fù)荷階段煤粉細(xì)度的優(yōu)化控制，以實現(xiàn)鍋爐“四管”的本質(zhì)安全。