张杰
（广东大唐国际雷州发电有限责任公司 广东省 524000）
摘要：大唐国际雷州发电有限责任公司一期1、2号锅炉型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉。自 2019 年投产以来，在低负荷时锅炉水冷壁常有短时超温现象，长期超温存在四管泄露风险，严重威胁锅炉受热面的安全运行。现对锅炉水冷壁超温原因及对策进行简要分析。
关键词：超超临界直流锅炉；水冷壁；超温
引言
雷州发电厂1、2号锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，单炉膛、二次再热、采用双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、π型锅炉。
从1号机组投产以来，锅炉前墙水冷壁发生大面积超温，而且管壁温升曲线基本与A侧过热汽温曲线一致570℃，水冷壁温度报警值为为515℃，此现象频繁发生在机组负荷波动期间，负荷刚开始波动时，水煤比短时失调，汽温、及水冷壁温超温频繁出现，当负荷开始稳定，水冷壁超温现象消失。水冷壁超限不但严重威胁锅炉受热面的安全运行，而且影响了机组的调峰能力，特别是在广东省实行现货交易方式期间，严重威胁机组安全稳定运行。
1 原因分析
1.1 超温发生工况
通过对现场试验及数据的汇总，总结超温主要发生在以下工况 ：
（1）低负荷段超温一般发生在400 -500MW 之间，A、B、C三层底层磨煤机运行。（2）变负荷时负荷频繁变化，且负荷涨降时间没有稳定时间，汽温及水冷壁温都会出现超限的现象。（3）启停制粉系统时：因雷州电厂制粉系统CD层之间间隔较大且没有CD层大油枪稳燃，制粉系统倒换方式受限，容易造成热负荷过于集中，而且上下层制粉系统倒换过程中不同制粉系统对AB侧烟气温度影响程度不同。（4）炉膛吹灰长期无法投入：根据实际情况，炉膛吹灰投入条件要求负荷550MW及以上，长期低负荷，为了稳定燃烧无法投入吹灰。
1.2 影响水冷壁超温的因素
（1）水冷壁表面积灰和结渣不均以及灰渣脱落引起的热偏差。在低负荷时，锅炉不满足吹灰条件长期未投入炉膛短吹，出现汽温下降而水冷壁超温现象。
（2）发生水动力不稳定现象。由于水和汽的比容差异，在一定条件下就会发生一个压差对应多个流量的不稳定的情况。随着超超临界机组容量的增大，锅炉在运行过程中暴露的问题也越来越多。因锅炉受热面水动力特性不良引起的水冷壁金属超温现象时有发生，长期的壁温波动还会使得水冷壁出现横向裂纹，导致水冷壁泄漏，严重危害锅炉的安全有效运行。
（3）传热恶化，发生膜态沸腾。局部热负荷过大，会引起传热恶化，壁温飞升。当发生膜态沸腾时，密集的汽化核心连成一片，在管壁上形成蒸汽膜。由于蒸汽膜的导热性很差，因此一旦发生，壁温即突然大幅上升，甚至使管壁金属烧坏。
（4）燃烧调节不良，火焰偏斜，炉内温度场不均匀。结合雷州电厂实际，炉膛燃烧方式为反向双切圆，而制粉系统布置在锅炉前墙，磨煤机出口到炉膛八个角的距离偏差，因此制粉系统到各个角的粉量压力均不同，导致锅炉存在热偏差。受热强的管子吸热多，早一点蒸干，变成过热蒸汽。然后蒸汽温度会偏高，体积膨胀大，比容大。温度高，会使比热下降，温度进一步快速升高。比容大，会使阻力增加，使流量下降。高热负荷、低比热、低流量三者叠加，会使壁温快速飞升。
（5）煤水比失调。
在升降负荷时，由于协调参数整定差，会引起加煤和加水不协调，引起短时过烧，会引起壁温飞升。雷州电厂机组正常运行方式为CCS机炉协调，汽轮机调节负荷，锅炉调节压力，当负荷迅速变化过快，主汽压力调节性差，导致煤量过调。
（6）炉内动力场不良。在大修后或长时间未做冷风动力场试验。炉内动力工况不良，整个燃烧工况混乱，是引起超温的主要原因之一。在1号机组调试期间，虽然做过空气动力场试验，但并未有有效的措施进行改善。
（7）变负荷速率。在现价交易模式下，变负荷速率一般较快而且频繁变化，负荷在升降之间没有稳定的时间，增减燃料量和给水量的速度也随即加快，由于煤质的不稳定，水煤比容易失调，产生短时的过烧和欠烧。从而引发超温。这是目前水冷壁超温最主要的原因，因采用热值较高的煤种，而且为了稳定燃烧，在低负荷期间磨煤机都会选择下层磨运行的方式，进一步造成热负荷集中的状况。当水煤比短时失调，就无可避免出现水冷壁超温现象，而且是与汽温同步变化。
（8）炉内汽水品质长期不合格。直流锅炉没有进行水汽分离的气包，给水一次性通过锅炉的预热、蒸发、过热等受热面后全部转化成过热蒸汽，并输送到汽轮机中推动汽轮机做功。直流锅炉没有水的循环，当给水进入炉内开始已经无法进行加药处理。给水带进锅炉的盐量一部分被蒸汽溶解带走，进入汽轮机，其余的沉积在锅炉各蒸受热面上形成水垢。结垢导致管闭温度上升，严重时可能出现超温爆管。
（9）水冷壁受热面安装不合理。根据接近一年的运行观察，水冷壁超温现象基本发生在前墙，前墙水冷壁有以433、445、457屏为高点，这三屏周围管屏呈现出递减趋势。待停机大修后对炉膛受热面进行全面检查。
2 防止水冷壁超温的对策
（1）在水冷壁超温时，最有效快速的方式还是提高给水流量。水冷壁区域换热方式为辐射换热，通过中间点温度偏置设定直接对给水进行干扰，通过增加给水流量增加吸热量，水冷壁温能得到有效控制。
（2）保证水煤比在合理范围。水冷壁超温大部分情况下是短时的，因为短时热量超负荷产生的，可以提前对中间点温度进行干预，减缓整个热负荷波动的过程。低负荷时可以适当提高中间点温度，而在高负荷时应维持较低过热度，根据经验值，负荷从高位迅速下降的过程中，过热度会上涨20℃左右，汽温、壁温随之迅速飞升超限；因而在低负荷可适当提高中间点温度，通常过热度维持在60°左右比较合适，上下波动均有裕度。
（3）保质保量吹灰。负荷不满足时向调度申请负荷创造吹灰条件，避免水冷壁积灰结焦。
（4）二次风门、燃烧器摆角的调整。水冷壁局部超温通常是由于锅炉内燃烧不均匀，火焰太过靠近水冷壁造成贴壁燃烧。此时可以通过开大壁温超限区域对应的二次风门，将燃烧器摆角适当上移，减缓贴壁燃烧现象。
（5）严格控制水汽参数在标准范围。按照水汽质量监督标准，定期化验炉内汽水品质，发现异常及时消除。
3 结论
综上所述，超超临界临界锅炉水冷壁在运行过程中由于水煤比短时失调炉内、温度场分布不均匀、炉膛受热面积灰甚至结焦造成传热恶化等原因造成超温,有效的防控手段应从严控水冷壁超温开始，控制锅炉参数和水冷壁壁温度在允许范围内；做好锅炉燃烧调整，防止火焰偏斜造成锅炉热负荷不平衡或局部超负荷，注意控制煤粉细度，合理搭配一二次风；加强吹灰和吹灰器管理，防止受热面积灰结焦；严格监督锅炉汽水品质在标准范围；通过科学合理的运行调整将水冷壁超温尽可能减少甚至消除。
参考文献
[1]徐春国,张德国,邵海波.华能玉环电厂 1000MW 超超临界锅炉水冷壁超温分析与应对方案[J].能源与环境,2013(03):62-64.
[2]左帅,张峰,周波.1000MW 超超临界锅炉机组冷态启动时水冷壁超温的探讨[J].中国电力,2011(05):60-64.
[3]贾少威.锅炉水冷壁爆管原因分析[J].华电技术,2015(12):41-43.