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摘 要：针对锅炉受热面金属超温情况，通过试验进行原因分析，采取可控的技术措施和进行设备技术改造，有效控制受热面金属超温情况，降低受热面爆管风险，提高锅炉运行的安全性。
关键词：受热面;金属温度;超温
1概述
某电厂装机容量为2×600MW，其中锅炉由东方锅炉厂生产，为亚临界、一次中间再热、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、单炉膛、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的∏型燃煤汽包炉。
锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，在前、后墙共配有30只低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有5只燃烧器。
锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用两级喷水减温，第一级喷水减温器用于粗调，是过热汽温的主要调节手段，并对屏式过热器起保护作用;第二级喷水减温器主要用于调节过热汽温左、右侧的偏差和微调过热温度，使过热蒸汽出口温度维持在额定值。再热蒸汽温度的调节主要是通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制，另外，在低温再热器进口管道上布置有两只事故喷水减温器，分左、右两侧喷入减温水。
2超温情况
自机组投产后，锅炉受热面超温情况较严重，低过金属温度2、3点，屏过金属温度27、31点，高再金属温度3、21点超温时间长。部分测点超温幅度达20～30℃，最高超温幅度达到30℃以上，对锅炉安全运行产生严重影响。
3原因分析
通过试验对比运行参数和进行设备检查，分析造成锅炉受热面金属超温有以下原因：
3.1燃煤种类多，煤种变化大。煤场面积小，仅有20万吨的储存量，难以堆存多煤种，煤种多时会出现混堆。通过分仓掺烧方式进行燃烧，制约了配煤掺烧精确度，煤种偏离设计煤种，容易造成超温。当燃烧热值低的煤时，常需6台磨运行，炉膛火焰中心上移，容易造成超温。燃烧煤种的变化，特别是燃烧低灰熔点（灰熔点<1250℃）煤时，锅炉容易结焦，造成低过和高再金属超温。
3.2该锅炉为亚临界汽包炉，设计存在缺陷，水平烟道积灰严重。水冷壁燃烧器区域结焦和水平烟道积灰造成锅炉炉膛出口转向室处烟温不正常升高，两侧烟温偏差一般在30～50℃，严重时超过100℃，致使对流受热面两侧吸热量增加幅度偏差大，增加了调整难度，受热面管壁发生超温。国内同类型锅炉运行时普遍存在水平烟道积灰，造成尾部受热面金属超温，减温水用量比设计偏大情况。
3.3旋流燃烧器在一次风通道中设置了导流钝体，使大量煤粉靠近燃烧器喷口内壁。当锅炉长期高负荷运行或煤质变化时容易烧损喷口和结焦，造成燃烧偏斜。停炉检查时部分燃烧器已出现此种现象。
3.3机组参与调频和现货市场交易，负荷变化幅度大且频繁，为快速响应负荷要求，风和煤有过调，容易造成锅炉金属超温。
3.4减温水自动调节迟滞，负荷大幅度变化时汽温调整滞后更明显，引起蒸汽温波动大，易造成锅炉超温。在实际运行中，锅炉尾部烟气档板调整再热汽温不明显，需使用再热器事故减温水参与调整，但低温再热器与高温再热器之间的蒸汽温度无法测量，被调量的延迟时和惯性更大，造成再热器蒸汽温度波动区间增大，控制难度也大。再热器两侧事故喷水减温器调节门自动时受总偏置控制，当炉膛两侧烟温偏差大时，两侧喷水量相同，结果造成一侧汽温低至520℃，一侧汽温高达550℃，造成金属超温。
3.5该锅炉设计煤粉细度R90=16%，实际运行中部分制粉系统的煤粉较粗，煤粉燃烬时间增加及火焰中心上移，炉膛出口烟气温度升高，造成受热面金属超温。制粉系统自动方式运行，当煤量减少时，风量未进行相应降低，风煤比不合理。同层燃烧器一次风管出力不一致，炉膛出口两侧烟温偏差大。
3.6锅炉NOx轴向旋流式煤粉燃烧器的中心风、二次风、三次风和燃烬风开度调节不合理，运行人员根据经验来进行配风，随意性较大，缺乏科学性，往往造成底部配风量过大，炉膛火焰中心上移，在机组升负荷时易引起低温过热器、屏式过热器、高温再热器金属超温。
4采取措施
4.1通过燃煤采购和配煤分仓掺烧，使低灰熔点煤与高灰熔点煤进行合理搭配。根据机组负荷曲线，提前制定好配煤计划，控制入炉煤低位热值，使机组满足负荷时尽量减少磨煤机台数。
4.2根据后夜班及上午班的负荷变化过程中超温现象较多，除每天上午班的定期本体吹灰外，在前夜班增加一次炉膛吹灰，以增强炉膛的吸热，降低炉膛出口烟温。
4.3进行机组MCS优化试验，重新调整负荷-氧量和燃料-风量关系函数;调整了一、二级过热汽温调节参数，缩小汽温和减温水流量波动范围。针对再热器减温水调门只受总偏置控制问题，修改控制逻辑。
4.4进行燃烧优化试验，确定在600MW负荷和投五台磨的运行条件下，采取以下配风方式：（1）将炉膛入口运行氧量控制在2.80～3.50%左右;（2）二次风采取均匀配风，开度在85%左右;（3）燃烧器三次风开度在60%左右;（4）燃尽风挡板开度在60%左右;（5）中心风可根据燃烧器投运情况保持10%开度做冷却风。
4.5控制磨煤机运行数量与负荷匹配，机组负荷降低时应停运磨煤机。机组负荷250～320MW时3台磨运行，负荷320～450MW时4台磨运行，负荷450～600MW时5台磨运行。控制运行的磨煤机数量，有利于防止因负荷低而投运的制粉系统过多，增加汽温的调节难度。
4.6进行制粉系统优化调整试验，通过调整一次风管缩孔调平一次风速，根据煤种、煤粉细度和飞灰可燃物含量变化，及时调整磨煤机粗粉分离器折向档板，控制磨煤机的煤粉细度在合理范围内，特别是C、D、F磨煤机煤粉取样位置靠近一次风管弯头位置，煤粉细度比实际偏粗。当磨煤机给煤量减少时，需相应降低磨煤机的通风量，按风煤比曲线进行调整。避免因煤量减少，为控制磨煤机出口温度，增大冷风量，结果造成总风量反而增大了，结果造成煤粉变粗，火焰中心上移，增加汽温调整难度，容易造成超温和汽温波动。
4.7根据机组负荷曲线，结合锅炉总燃料量的变化，提前10分钟将备用磨煤机启动。适当将主、再热汽温自动控制值设低至538℃，待目标负荷到达再设回正常值541℃。
4.8一次风机降压运行。将一次风机母管压力由于10kPa降至8.5～9.5kPa，并根据每台磨煤机出力和一次风速调整磨煤机的风量，确保磨煤机正常运行。通过试验，将磨煤机出口一次风粉混合温度由65℃提高至80℃，可使煤粉燃烧更充分。
4.9进行设备技术改造
4.9.1进行低氮燃烧器改造，优化燃烧器喷口设计，防止烧损和优化主燃烧区的氧量。在前、后墙增加一层燃尽风，增加调整的灵活性格，在炉膛空间实现更深的空气分级。
4.9.2在水平烟道增加风帽吹灰器，减少受热面积灰。
4.9.3减少低温再热器和低温过热器的受热面面积，增加省煤器受热面面积。
4.9.4优化吹灰汽源和其疏水，提高吹灰壓力和温度，使机组低负荷时也能进行全面吹灰，减少受热面积灰。
5结语
通过运行方式的优化和设备技术改造，锅炉受热面金属超温情况大幅下降，部分受热面超温现象消失，部分受热面的金属超温最高值也下降，同时减少了减温水量，提高经济性。其中原超温情况严重的低过金属温度2、3点，屏过金属温度27、31点，高再金属温度3、21点下降明显。但由于机组参与调频和现货市场交易，负荷变化幅度大且频繁，锅炉受热面偶有发生超温现象，但超温情况发生后能及时将金属温度降至正常值。
利用停机检修机会，对超温受热面进行跟踪检查，以判断金属超温对炉管的损害情况，必要时更换耐受温度更高的新材料。
参考文献：
[1]叶江明，电厂锅炉原理及设备（第四版），北京，中国电力出版社，2017
[2]GB 50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》
[3]DL/T 904-2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》
[4]《锅炉机组热力计算标准方法》
[5]ASME PTC4.1《锅炉机组性能试验规程》
关键词：受热面;金属温度;超温
1概述
某电厂装机容量为2×600MW，其中锅炉由东方锅炉厂生产，为亚临界、一次中间再热、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、单炉膛、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的∏型燃煤汽包炉。
锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，在前、后墙共配有30只低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有5只燃烧器。
锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用两级喷水减温，第一级喷水减温器用于粗调，是过热汽温的主要调节手段，并对屏式过热器起保护作用;第二级喷水减温器主要用于调节过热汽温左、右侧的偏差和微调过热温度，使过热蒸汽出口温度维持在额定值。再热蒸汽温度的调节主要是通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制，另外，在低温再热器进口管道上布置有两只事故喷水减温器，分左、右两侧喷入减温水。
2超温情况
自机组投产后，锅炉受热面超温情况较严重，低过金属温度2、3点，屏过金属温度27、31点，高再金属温度3、21点超温时间长。部分测点超温幅度达20～30℃，最高超温幅度达到30℃以上，对锅炉安全运行产生严重影响。
3原因分析
通过试验对比运行参数和进行设备检查，分析造成锅炉受热面金属超温有以下原因：
3.1燃煤种类多，煤种变化大。煤场面积小，仅有20万吨的储存量，难以堆存多煤种，煤种多时会出现混堆。通过分仓掺烧方式进行燃烧，制约了配煤掺烧精确度，煤种偏离设计煤种，容易造成超温。当燃烧热值低的煤时，常需6台磨运行，炉膛火焰中心上移，容易造成超温。燃烧煤种的变化，特别是燃烧低灰熔点（灰熔点<1250℃）煤时，锅炉容易结焦，造成低过和高再金属超温。
3.2该锅炉为亚临界汽包炉，设计存在缺陷，水平烟道积灰严重。水冷壁燃烧器区域结焦和水平烟道积灰造成锅炉炉膛出口转向室处烟温不正常升高，两侧烟温偏差一般在30～50℃，严重时超过100℃，致使对流受热面两侧吸热量增加幅度偏差大，增加了调整难度，受热面管壁发生超温。国内同类型锅炉运行时普遍存在水平烟道积灰，造成尾部受热面金属超温，减温水用量比设计偏大情况。
3.3旋流燃烧器在一次风通道中设置了导流钝体，使大量煤粉靠近燃烧器喷口内壁。当锅炉长期高负荷运行或煤质变化时容易烧损喷口和结焦，造成燃烧偏斜。停炉检查时部分燃烧器已出现此种现象。
3.3机组参与调频和现货市场交易，负荷变化幅度大且频繁，为快速响应负荷要求，风和煤有过调，容易造成锅炉金属超温。
3.4减温水自动调节迟滞，负荷大幅度变化时汽温调整滞后更明显，引起蒸汽温波动大，易造成锅炉超温。在实际运行中，锅炉尾部烟气档板调整再热汽温不明显，需使用再热器事故减温水参与调整，但低温再热器与高温再热器之间的蒸汽温度无法测量，被调量的延迟时和惯性更大，造成再热器蒸汽温度波动区间增大，控制难度也大。再热器两侧事故喷水减温器调节门自动时受总偏置控制，当炉膛两侧烟温偏差大时，两侧喷水量相同，结果造成一侧汽温低至520℃，一侧汽温高达550℃，造成金属超温。
3.5该锅炉设计煤粉细度R90=16%，实际运行中部分制粉系统的煤粉较粗，煤粉燃烬时间增加及火焰中心上移，炉膛出口烟气温度升高，造成受热面金属超温。制粉系统自动方式运行，当煤量减少时，风量未进行相应降低，风煤比不合理。同层燃烧器一次风管出力不一致，炉膛出口两侧烟温偏差大。
3.6锅炉NOx轴向旋流式煤粉燃烧器的中心风、二次风、三次风和燃烬风开度调节不合理，运行人员根据经验来进行配风，随意性较大，缺乏科学性，往往造成底部配风量过大，炉膛火焰中心上移，在机组升负荷时易引起低温过热器、屏式过热器、高温再热器金属超温。
4采取措施
4.1通过燃煤采购和配煤分仓掺烧，使低灰熔点煤与高灰熔点煤进行合理搭配。根据机组负荷曲线，提前制定好配煤计划，控制入炉煤低位热值，使机组满足负荷时尽量减少磨煤机台数。
4.2根据后夜班及上午班的负荷变化过程中超温现象较多，除每天上午班的定期本体吹灰外，在前夜班增加一次炉膛吹灰，以增强炉膛的吸热，降低炉膛出口烟温。
4.3进行机组MCS优化试验，重新调整负荷-氧量和燃料-风量关系函数;调整了一、二级过热汽温调节参数，缩小汽温和减温水流量波动范围。针对再热器减温水调门只受总偏置控制问题，修改控制逻辑。
4.4进行燃烧优化试验，确定在600MW负荷和投五台磨的运行条件下，采取以下配风方式：（1）将炉膛入口运行氧量控制在2.80～3.50%左右;（2）二次风采取均匀配风，开度在85%左右;（3）燃烧器三次风开度在60%左右;（4）燃尽风挡板开度在60%左右;（5）中心风可根据燃烧器投运情况保持10%开度做冷却风。
4.5控制磨煤机运行数量与负荷匹配，机组负荷降低时应停运磨煤机。机组负荷250～320MW时3台磨运行，负荷320～450MW时4台磨运行，负荷450～600MW时5台磨运行。控制运行的磨煤机数量，有利于防止因负荷低而投运的制粉系统过多，增加汽温的调节难度。
4.6进行制粉系统优化调整试验，通过调整一次风管缩孔调平一次风速，根据煤种、煤粉细度和飞灰可燃物含量变化，及时调整磨煤机粗粉分离器折向档板，控制磨煤机的煤粉细度在合理范围内，特别是C、D、F磨煤机煤粉取样位置靠近一次风管弯头位置，煤粉细度比实际偏粗。当磨煤机给煤量减少时，需相应降低磨煤机的通风量，按风煤比曲线进行调整。避免因煤量减少，为控制磨煤机出口温度，增大冷风量，结果造成总风量反而增大了，结果造成煤粉变粗，火焰中心上移，增加汽温调整难度，容易造成超温和汽温波动。
4.7根据机组负荷曲线，结合锅炉总燃料量的变化，提前10分钟将备用磨煤机启动。适当将主、再热汽温自动控制值设低至538℃，待目标负荷到达再设回正常值541℃。
4.8一次风机降压运行。将一次风机母管压力由于10kPa降至8.5～9.5kPa，并根据每台磨煤机出力和一次风速调整磨煤机的风量，确保磨煤机正常运行。通过试验，将磨煤机出口一次风粉混合温度由65℃提高至80℃，可使煤粉燃烧更充分。
4.9进行设备技术改造
4.9.1进行低氮燃烧器改造，优化燃烧器喷口设计，防止烧损和优化主燃烧区的氧量。在前、后墙增加一层燃尽风，增加调整的灵活性格，在炉膛空间实现更深的空气分级。
4.9.2在水平烟道增加风帽吹灰器，减少受热面积灰。
4.9.3减少低温再热器和低温过热器的受热面面积，增加省煤器受热面面积。
4.9.4优化吹灰汽源和其疏水，提高吹灰壓力和温度，使机组低负荷时也能进行全面吹灰，减少受热面积灰。
5结语
通过运行方式的优化和设备技术改造，锅炉受热面金属超温情况大幅下降，部分受热面超温现象消失，部分受热面的金属超温最高值也下降，同时减少了减温水量，提高经济性。其中原超温情况严重的低过金属温度2、3点，屏过金属温度27、31点，高再金属温度3、21点下降明显。但由于机组参与调频和现货市场交易，负荷变化幅度大且频繁，锅炉受热面偶有发生超温现象，但超温情况发生后能及时将金属温度降至正常值。
利用停机检修机会，对超温受热面进行跟踪检查，以判断金属超温对炉管的损害情况，必要时更换耐受温度更高的新材料。
参考文献：
[1]叶江明，电厂锅炉原理及设备（第四版），北京，中国电力出版社，2017
[2]GB 50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》
[3]DL/T 904-2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》
[4]《锅炉机组热力计算标准方法》
[5]ASME PTC4.1《锅炉机组性能试验规程》