超(超)临界锅炉常见问题汇总.docx

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1、超（超）临界锅炉常见问题汇总导读目前我国超临界、超超临界机组已逐渐成为主力机组，超（超）临界机组锅炉及辅机运行中也存在一些典型的问题。本文通过对国电集团内50多台350MW、600MW、1000MW等级机组的锅炉调查分析，统计出超（超）临界机组锅炉及辅机的八个较为突出的典型问题，并对调查过程中发现的值得推广的处理问题方法进行简要介绍。目录导读1引言21 .褐煤、劣质煤等煤种掺烧问题31.1. 掺烧带来的安全问题31.2. 掺烧带来的经济性问题31.3. 合理配煤掺烧应对措施42 .对冲燃烧锅炉汽温偏差及运行控制42.1. 汽温偏差形成原因42.2. 汽温偏差处理措施52.2. 1.运行调整51

2、.2.2. 检修技改63 .氧化皮问题及锅炉受热面壁温控制63.1. 氧化皮生成及剥落机理63.2. 某600MW机组超温氧化皮爆管案例73.3. 3.电站锅炉高温管屏安全性在线监测诊断系统（PSSS系统）94 .排烟温度超标治理及烟气余热利用94.1. 排烟温度超标原因94.2. 排烟温度超标治理104. 2. 1. 运行调整方面104.2.2.检修技改方面104. 3.烟气余热利用技术简介104. 3.1.锅炉运行优化技术104.3.2.空气预热器改造114. 3. 3.省煤器受热面改造124. 3. 4,低压省煤器124. 3. 5.复合相变换热器125. 3. 6.其他余热利用装置13

3、6. 低氮燃烧器及脱硝SCR改造的影响135. 1.低NOx燃烧器改造对锅炉经济性的影响136. 2. SCR装置运行优化问题137. CO控制及氧量优化运行137.1. 低氧运行及CO的产生136. 2.防止CO产生的措施147. 3. CO监测装置147.空气预热器阻力及密封问题147.1. 脱硝改造和冲洗方式对空预器阻力影响147.1.1. 脱硝SCR改造对空预器阻力影响147. 1.2.高压水冲洗对空预器阻力影响157. 2.空预器阻力控制经验157. 3.脱硝机组空预器在线水冲洗技术157. 3. 1.概述157. 3. 2.空预器堵灰的原因分析167. 3. 3.目前流行的空预器吹

4、灰技术167. 3. 4.在线水冲洗技术的应用实例177. 3. 5.详解空预器在线水冲洗197. 3. 6.结语238.风机系统运行经济安全性24参考文献24引言随着我国火力发电技术的不断发展，超、超超临界机组的装机容量也不断增加，对超、超超临界机组实际运行情况的调查研究也显得尤为重要。通过对国电集团内50多台350MW、600MW及1000MW超临界、超超临界机组的节能评价及调查研究，总结出目前超、超超临界机组实际运行中存在的典型问题以及相关的处理措施，为同类型机组运行及改造提供参考，也为新机组设计及选型提供依据。1 .褐煤、劣质煤等煤种掺烧问题1.1. 掺烧带来的安全问题掺烧给锅炉及辅机

5、磨损造成的不利影响，过高的灰分增加了烟气中的飞灰浓度，过高的水分增加烟气量和烟气流速，因而锅炉及辅机磨损加剧。掺烧给锅炉稳然带来巨大压力，部分低热值劣质煤着火比较困难，燃烧不稳定，易灭火；部分劣质煤煤质变黏，经常出现原煤仓堵塞、给煤机不下煤的情况，给制粉系统的安全运行带来极大的隐患。掺烧带来锅炉腐蚀问题，煤质含硫比较大时，容易引起水冷壁高温腐蚀，以及锅炉尾部烟道、省煤器、空气预热器等处的低温腐蚀，造成锅炉爆管，影响锅炉安全运行。易引起锅炉除灰除渣系统事故，燃煤发热量降低，会导致锅炉排灰量增大，捞渣机内渣量增大。1.2. 掺烧带来的经济性问题掺烧褐煤导致总煤量增大，总烟气流量大幅增加，一次风率升

6、高明显，燃烧推迟致使减温水量增大，排烟温度上升约5,锅炉效率下降。虽然通过燃烧器改造、空预器换热元件改造等方式可以减少再热器减温水的用量、加强对排烟温度的控制，但褐煤入炉后的热惯性较大，会引起汽温大幅度波动。且随着褐煤掺烧比例的加大，这种惯性也随之加大，锅炉效率将有所下降。掺烧劣质煤后，燃烧工况恶化，排烟温度升高，排烟热损失增加；燃尽性能差，飞灰、炉渣可燃物升高；石子煤内夹粉现象严重，石子煤量大幅增加；磨煤机、一次风机等辅机耗电率上升；再热器减温水量大，使机组的循环效率降低；煤质变差锅炉燃油量增加；影响机组协调自动反应，不利于AGC及两个细则考核；受热面磨损、制粉系统磨损，检修成本大幅提高。根

7、据掺烧比例、褐煤水分及具体炉型不同，影响发电煤耗上升普遍在1%2%之间，例如国电某600MW公司通过试验，在600MW掺烧两仓褐煤时,锅炉效率降低了 0.79个百分点，影响供电煤耗2.45g/kWh；厂用电率同比升高了 0.37个百分点，影响供电煤耗1.15g/kWh。共计影响供电煤耗1.16个百分点，即影响供电煤耗3.6g/kWh。水分对煤耗实际还存在隐性影响。国家现行计算标准采用低位热值，原煤水分对锅炉效率的影响未得到体现，也没有引起发电企业的充分关注。虽然计算发电煤耗不受原煤水分影响，但烟气中的水分将汽化潜热(2512kJ/kg)带走，这部分热量也是原煤提供的有效能。一般认为水分每升高1

8、%,实际发电标准煤耗约升高0.13%,约为0.4g/kWh。1. 3.合理配煤掺烧应对措施根据燃用煤质灰熔点的高低，通过试验确定适当的掺烧比例，以及掺烧方式(如分磨掺烧、煤场掺配炉内混烧)；将低熔点煤质布置在燃烧系统下部，可有效减轻结焦情况的发生；通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，设置合理的一次风风速。通过试验，依据受热面参数的变化，合理的调整二次风配风方式，保持燃烧器区域适当的运行氧量和二次风刚性。通过试验，制定煤粉细度随静叶挡板开度和动态分离器转速的变化曲线，依据煤质挥发份、灰熔点的高低，合理的选取煤粉细度。燃用低熔点煤质时，磨煤机组合尽量采用下层燃烧器，并根据煤质的掺烧比较，采

9、取燃烧器断层或降低部分燃烧器出力，以降低燃烧器区域的热负荷；合理的控制燃烧器摆角角度，防止火焰中心偏高或偏低；核算未燃带的面积，并根据实际燃用情况，优化未燃带的铺设；通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，煤粉细度的控制，合理的选取旋流燃烧器的旋流强度；(8)优化吹灰方式，尽量做到按需吹灰。2.对冲燃烧锅炉汽温偏差及运行控制2.1. 汽温偏差形成原因国电集团某600MW机组，2010年2011年期间，汽温偏差问题较为突出。通过查阅相关资料，汽温偏差严重时，锅炉450MW以上负荷运行，在A侧有减温水而B侧没有的情况下，A侧汽温达到571C, B侧仅490530,两侧偏差达4181,过热器出口

10、母管汽温仅530550,低于设计值2040。2013年9月，现场检查了解，通过多年的燃烧调整摸索，汽温偏差问题较投产初期有较大程度改善，出现汽温偏差的几率有所降低，偏差程度也有所缓解，但是汽温偏差问题仍然存在。通过分析认为，引起对冲锅炉汽温偏差的主要原因是锅炉燃烧偏差引起的。根据经验，煤种热值偏低，总煤量较大时，磨煤机出口 5根粉管的煤粉浓度会出现较大偏差，同时煤粉燃烧所需的氧量分布也难以达到平衡，易引起燃烧热负荷偏差，从而影响锅炉汽温偏差。2. 2.汽温偏差处理措施1. 2.1.运行调整重视运行调整总结，摸索偏差调整规律，是解决燃烧偏差的主要方向。当出现较大的汽温偏差时，注意及时保存运行工况

11、参数，为分析总结调整经验提供参考。当出现主汽温偏差时，可在水冷壁不超温的情况下，适当提高分离器出口过热度，以提高两侧出口蒸汽温度，再通过过热减温水降低汽温偏高侧的汽温，以此来缩小汽温偏差。在DCS系统增加各段受热面蒸汽温升、烟气温降和AB侧偏差的监视画面，以便于在锅炉出现偏差时，为运行人员燃烧调整提供有效的监视手段不同的磨煤机组合也对偏差有较大的影响，运行人员应注意摸索不同磨煤机启停对锅炉燃烧的影响，包括对汽温偏差、烟温偏差、水冷壁左右侧壁温偏差的影响。开展燃烧调整试验，特别是对一次风速进行热态调平和制粉系统调整，测量各种工况（不同负荷、不同煤种等）煤粉浓度偏差，优化调整二次风方式，为调整提供

12、依据；燃烧调整时测量各层燃烧区域温度的偏差，为燃烧调整提供依据。加强配煤掺烧工作，在机组高负荷时，尽量燃用高热值煤种，降低总煤量，缓解设备压力，改善锅炉燃烧工况。出现偏差时，及时通过燃尽风两侧风量的偏差调整，总结燃尽风对汽温偏差调整的影响。某一制粉系统长期运行，导致该燃烧器附近容易结焦，该区域基本上无吹灰器。此时通过制粉系统的启停来改变此区域燃烧情况及燃烧器的壁温，强迫掉焦，可对汽温偏差有一定的改善。根据相关经验，可根据偏温情况，进行制粉系统切换，对调整汽温偏差有一定的效果。(10)高负荷高煤量时，易造成部分区域缺氧，需尽可能多的进行燃烧调整，合理控制氧量，保证炉内不会缺氧燃烧，从而防止或缓解

13、燃烧偏差的产生。2. 2. 2.检修技改在锅炉尾部烟道加装适量的烟温测点、一氧化碳测点，为分析汽温偏差提供有利条件，可借鉴同类型机组，在末再后烟道开始，逐级增加烟温测点。对制粉系统进行系统检查与调整，包括进行一次风速热态标定与调平，磨煤机出口折向挡板检查，磨煤机出口一次风缩孔磨损、卡涩情况检查更换、开度核对，通过制粉系统优化，消除制粉系统对燃烧偏差的不利影响。水冷壁壁温测点检查，特别是超温测点的检查，确保水冷壁金属无过热老化的情况，防止超温造成的水冷壁爆管。(4)二次风小风门、旋流装置的检查，挡板定位检查，以及二次风箱积灰检查，若积灰严重，可考虑增加二次风箱吹灰装置，另外需检查燃烧器烧、磨损及

14、结焦情况，为燃烧调整提供有利条件。部分同类型机组锅炉安装有动态分离器，可进行调研，研究动态分离器对消除汽温偏差的效果及作用。3.氧化皮问题及锅炉受热面壁温控制3.1. 氧化皮生成及剥落机理根据查阅相关文献资料，超临界机组高温腐蚀及氧化皮的生成机理如下：金属的氧化是通过氧离子的扩散来进行的，若生成的氧化膜牢固，氧化过程就会减弱，金属就得到了保护。管壁温度对氧化的作用。管壁温度在570以下时生成的氧化膜是由FezO3和Fe3C)4组成，FezO3和Fe3O4都比较致密(尤其是Fe3O4),因而可以保护钢材被进一步氧化。第6页共25页当管壁温度超过570时，氧化膜由FezO3、Fe3O4. FeO三

15、层组成（FeO在最内层），其厚度比约为1： 10： 100,即氧化皮主要是由FeO组成，因FeO不致密，因此破坏了整个氧化膜的稳定性，这样氧化过程得以继续。当温度超过450时，由于热应力等因素的作用，生成的Fe3C4不能形成致密的保护膜，使水蒸汽和铁不断发生反应。当汽水温度超过570时，反应生成物为FeO,反应速度更快。金属表面的氧化膜并非由水汽中的溶解氧和铁反应形成的，而是由水汽本身的氧分子氧化表面的铁所形成的。氧化皮的产生与给水中溶解氧的控制关系不大，其产生是必然的，氧化皮的生长速度与温度和时间有关。氧化皮的剥离有两个主要条件：其一是氧化层达到一定厚度；其二是温度变化幅度大、速度快、频度大。由于母材与氧化层之间热胀系数的差异，