某超临界锅炉水冷壁横向裂纹形成原因分析

某超临界锅炉水冷壁横向裂纹形成原因分析摘要在当今火电事业的迅速发展之中，为了实现降低能耗和污染的目标，发展超临界和超超临界火电机组刻不容缓。华能营口电厂II期2台600MW超超临界锅炉作为国内首批首台和第二台投产的机组，在近期检修期间发现水冷壁局部存在横向裂纹，影响机组运行安全。水冷壁管表面的横向裂纹位于炉内热负荷高的区域，裂纹从外壁向内壁向着火侧发展。裂纹的宏观形貌和微观特征表现出热疲劳裂纹。L高于火背面，表明该区域的防火墙侧面有轻微的超温现象。从金相分析结果来看，裂纹产生的原因是短期超温和温度交替作用的结果。经过大量的现场试验和参数测试，发现在机组运行过程中，水冷壁出口温度迅速波动，温度波动过程中出现过热现象，由此对横向裂纹形成原因进行分析。关键词：超超临界；锅炉；水冷壁；横向裂纹；

目录7379摘要 110730第1章绪论 3136801.1超起临界锅炉的发展 3113621.1.1超临界定义 321571.1.2超超临界定义 3187751.1.3超临界锅炉的发展现状与趋势 31071.1.4超临界锅炉发展趋势 8171241.1.5超超临界锅炉水冷壁系统 912271.2超临界机组现阶段主要问题 986621.3背景及意义 10262111.3.1课题背景 10148161.3.2课题意义 1016242第2章设备简介 112.1锅炉设计特点. 112.2水冷壁设计特点. 132.3燃烧系统特点. 15第3章水冷壁横向裂纹情况. 163.1裂纹位置 15239093.2裂纹形式 17215753.3裂绞形成机理 19112413.4本章小结 1916376第4章水冷壁温度分布特性 2134144.1水冷壁温度测点 21198484.2水冷壁工质温度分布 21249764.3水冷壁工质温度分布趋势 24133384.4本章小结 2728587第5章运行工况分析及燃烧调整 2810065.1运行工况分析 28156665.1.1燃煤特性 2836915.1.2运行工况分析 30179525.2燃烧调整试验 36301025.2.1试验项目 3665015.2.2试验内容及结果 37137165.3调整试验分析总结 41121995.3.1消除设备缺陷 41259165.3.2AGC指令的大幅、频繁变化 42271345.3.3磨煤机投运方式 42308225.3.4水动力核算匹配热负荷 4339955.4本章小结 4331072第6章结论与展望 4425116.1结论 4470356.2展望 4422783参考文献 46第1章绪论1.1超起临界锅炉的发展1.1.1超超临界定义日本的定义为压力大于24.2MPa，或温度达到593℃；丹麦定义为压力大于27.SMPa：西门子公司的观点是应从材料的等级来区分超临界和超超临界机组等等。我国电力百科全书则将超超临界定义为：蒸汽参数高于27Mpao。综合以上观点，一般将超超临界机组设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围。1.1.2超临界锅炉的发展现状与趋势中国拥有世界第二大发电和发电装机容量。在年发电量中，火电占81.54％，这是中国主要的发电，中国的主要燃煤发电。中国燃煤电厂存在的突出问题是：单位效率低，煤耗高。目前，发展先进燃煤发电技术需要考虑的问题是效率，环保性能，可靠性，机动性，投资和废物利用率。为此，未来发展先进燃煤发电技术的主要途径是燃煤联合循环和高效超临界发电技术。其基本设计理念是：提高机组的发电效率，降低油耗，从而降低电价，减少有害物质的排放。高效超临界发电技术是基于该技术已经非常成熟的传统煤基超临界发电技术，进一步提高了蒸汽的先进参数和先进的烟气脱硫脱硝技术。超临界压力机组是世界上比较成熟的技术，与亚临界机组相比，其效率大大提高。因此，在相同的发电能力下，煤耗低于亚临界机组，污染物排放量相对较小。因此，发展超临界机组以应对中国火电发展面临的规模和困难势在必行。加快高效超临界火电机组的建设和发展，是解决电力紧张，能源利用率低，环境污染严重的最实际有效途径。预计高效超临界机组将成为中国下一代燃煤火电机组的主发电机组。（1）国内外超临界机组发展情况1）.国外超临界机组发展情况早在20世纪60年代初，美国，俄罗斯和日本就开始发展大型超临界机组。超临界压力机组初期产生的蒸汽参数设定为25MPa，蒸汽温度为560℃。由于压力和温度升高，主要耐热材料已经升级，并且所有系统的辅助阀门都已更新。直流锅炉和复杂系统的采用导致早期超临界压力设备的高失效率及其放缓。20世纪80年代以来，随着金属材料，辅助机械和系统的成熟，超临界技术发展迅速。据不完全统计，目前共有169个超临界机组，其中俄罗斯224个，日本94个，德国10个，意大利13个，南非和澳大利亚超临界机组。单机最大容量已达1200〜1300MW。经过40多年的不断完善和发展，目前超临界机组已进入成熟和实用阶段。具有超超临界参数的机组也已成功投入商业运营。美国于1957年投运第1台125MW试验性的高参数超临界机组（31MPa、621/566/538℃），过多的初始蒸汽参数超过了现有技术水平，使设备暴露于许多有问题的操作并降低了设备的操作可靠性。然而，一些已投入运行的汽轮机相继降价，情况有所好转。到20世纪70年代后期，超过100个超临界机组已经在运行，占当时全部热容量的30％。1972年投产了世界上第一台1300MW超临界机组的单机容量。到1994年，共有9个单位投入使用。据统计，截至1985年，美国大部分超临界机组的主蒸汽参数为24.13MPa，主蒸汽温度和再热温度为538℃〜566℃。1990年前后，超临界机组的温度和压力正在上升。俄罗斯超临界机组的发展主要基于中国的自主发展。第一台300MW超临界机组于1963年投入运行，其后超超临界机组达到300MW及以上。迄今，基本上形成300MW、500MW、800MW、1200MW等4个容量等级，参数基本保持在23.5MPa、540/540℃。超临界机组占火电容量50%以上，最大单机容量为1200MW。目前俄罗斯的列宁格勒金属工厂和莫斯科动力学院又设计了新一代高参数超临界机组，蒸汽参数为(30～32)MPa,580～600/580～600℃，给水温度300℃。当凝汽器压力为（3.4～3.6)kPa时，预计电站的效率为44% ～46%。日本发展超临界机组虽然起步较晚（20世纪60年代中期），但发展快、收效大。其采取引进、仿制、创新的技术路线，与俄罗斯形成鲜明的对比。日本于1967年从美国进口首台600MW超临界机组，两年后仿制的同型机组就己投运：而1971年投运的600MW超临界机组则有效地利用了日本自己的技术。80年代以后，日本吸取欧洲的经验，自行开发了能带中间负荷滑压运行的超临界直流锅炉。现在容量为450MW以上的机组均采用超II臼界参数，一般为24.1MPa/538/566℃，一次再热；少数机组采用24.lMPa/538/538℃或24.lMPa/538/552/566℃，二次再热。目前日本超临界机组己占其火电容量的50%以上，最大单机容量为lOOOMW。而且开始向更高参数发展，蒸汽温度多在566℃-593℃的范围内。1989年日本技运了世界上第1台采用超临界参数的川越电厂1号机组，其主蒸汽压力为31MPa，温度为566/566/566℃（二次再热）。德国也是发展超临界技术最早的国家之一，但其单机容量较小。1956年参数为29.3MPa、600℃（无再热）的117MW超临界机组投运，1972年首台430MW(24.5MPa、535/535℃）超临界机组投运。德国近年来很重视发展超临界机组，目前最具有代表性的是1992年投运的斯道丁格电站5号机组，该机组容量为535MW，参数为26.2MPa、545/562℃，机组净效率可达43%。丹麦NORDJYLLANDSVARKET电站1998年投运1台容量为400MW、29MPa、二次再热、主蒸汽和再热蒸汽温度为580/580/580℃的超临界机组，在凝汽器压力为2.lkPa时，机组效率高达47%。丹麦于2001年投运的1台超临界机组效率高达49%，这是目前世界上已知的超临界机组中运行效率最高的机组。国际上通常把主蒸汽压力在28MPa以上和主蒸汽、再热蒸汽温度在580℃（2及其以上的机组定义为高效超临界（highefficiencysupercritical）机组或高参数超临界（advancedsupercritical）机组。之所以这样定义是因为这个参数下锅炉、汽轮机只需使用现代超临界机组用钢上限，超过这个参数高温高压部件就必须采用改进或新开发的耐热钢种。如今，现己建成的高效超临界机组尚属过渡型，随着材料技术的发展，各国计划在未来10～20年间将开发蒸汽初参数更高的两次再热高效超临界机组，并正在付诸实施。2）.国内超临界机组发展情况自从20世纪80年代在中国引进超临界压力机组以来，600MW超临界机组自1992年在上海石洞口的第二个电站投入运行以来，克服了许多技术问题。这些机组符合设计目标，具有很好的经济效益。多年来，国内一些研究机构（研究所），制造厂和高等院校也开展了超临界火电技术领域的技术跟踪以及技术可行性研究和相关研究项目的初步实验研究，规模试验基地和测试设备。几年前，中国进口的300MW，500MW，600MW，800MW等超临界火电机组投入运行良好，取得了一些重要的调试运行经验。与此同时，中国三大电力集团近年来在电厂设备设计制造的技术，经验，能力和技术装备方面取得了长足的进步。这些都为加快我国大型超临界火电机组的发展和实现规模化生产提供了必要条件和依据。世界各国超临界机组的启动能力各不相同。例如，俄罗斯300兆瓦，日本450兆瓦。目前，600MW机组也是技术成熟的产品。考虑到600MW独立运行能力的需求和国内次临界600MW火电机组的实际情况（其中一些可普遍使用），中国研制的超火电机组的启动容量为600MW。考虑到机组的技术和经济方面以及配套材料，初始参数在压力24-25MPa，温度538-556℃，有加热。2000年4月，国家明确将河南沁北电厂（2×600MW）项目作为其600MW超临界火电机组国产化项目。与此同时，“600MW超临界火电机组开发”项目也被列入“十五”国家重大技术装备研究和国产化项目。随着节能环保需求的不断增加，中国超临界压力机组的发展已成为当务之急。在超临界压力锅炉中，一次加热两次可使效率提高1.5％至2％。加热的两个主要问题是：系统复杂，加热表面更难对齐;初始投资增加：重新加热蒸汽的温度以复杂的方式进行调整。（2）超临界火电技术的发展趋势展望为了进一步降低能耗，减少二氧化碳排放和改善环境，超临界机组正在利用材料技术为超超临界技术的发展开发更高的参数。目前，高参数超临界机组已达到成熟度，效率和商品化水平。其最大容量达到1300MW，最高效率达到49％，具有很高的推广前景。超超临界机组技术也在成熟。国外超超临界机组最近的发展目标是1000MW级机组，参数为31MPa和600/600/600℃，正在向更高水平发展。一些国家和制造商已经宣布了开发下一代高效超临界机组的计划。初始蒸汽温度上升到700℃，再热蒸汽温度上升到720℃，相应的压力从目前的30MPa上升到35〜40MPa，机组供油效率有望能够达到50％〜55％。在欧洲的“HERMIE”计划中目前正在支持旨在推动欧洲发展超临界火电技术的项目“ADVANCED（“700℃”）PFPPOWERPLANT”（即先进的“700℃”PF电厂），该项目有两个主要目标：将PF装置的净效率从47％提高到55％（对于低海水冷却水温度）或约52％（对于内陆冷却塔）：降低煤电厂成本。约40个欧洲国家参与该项目，其中26个是设备制造商（包括汽轮机，锅炉，主要辅助机械和材料制造商）​​以及其他研究机构，大学，电力公司和其他部门。该项目始于1998年，分为八个阶段，预计将于2014年完成。还应指出的是，根据世界上超临界发电厂的先进经验，提高机组效率可能来自许多方面由于锅炉排烟温度低，主副发电效率高，设备燃烧好，给水温度高，压力低，系统压力损失小，蒸汽再热系列。据国外研究，估计仅通过增加蒸汽参数来提高效率最多约为总效率增加的一半。因此，为了使超临界机组和超世界真空高效机组的制备不能简单地通过增加蒸汽参数来实现，就必须重视其他相关技术的开发和研究。原则上，超临界技术可用于任何使用蒸汽循环发电的技术。因此，目前超临界技术可应用于IGCC（整体煤气化联合循环），FBC（流化床燃烧），燃气轮机联合循环发电技术以及任何与余热锅炉有关的技术。当然，为了实现商业上可行的目标，这种使用超临界参数的发电方法在技术上不仅能够产生高温蒸汽，而且还具有一定的容量大小。据国外研究报道，随着FBC和联合循环燃气轮机技术的进步，机组容量增加，余热锅炉温度也相应提高，未来5〜15年其超临界形式可能商业化。据介绍，法国电力公司正在进行600MW超临界循环流化床锅炉设计，蒸汽参数为27MPa，600/600℃，入口温度为290℃。日本正在KARITA电站建设一座350MW超临界PFB（加压流化床）锅炉设备，其蒸汽参数为24.6MPa和569/568°C。所有的蒸发，过热和再加热都被浸没在管束的鼓泡流化床中。同时，IGCC采用超，，商界技术仍然是未来目标。由于煤可以远距离运输，且能大量储存，在燃料供应上具有极好的安全保证，所以燃煤发电技术具有较强的优势。面向21世纪，对于燃用化石燃料，特别是燃煤机组，超临界发电技术仍是一种重要的技术选择，因此具有广阔的发展前景。（3）超临界火电机组技术国产化的关键由于采用超临界参数，对机组的设计、制造和运行技术等方面都提出了更高的要求和标准。因此带来了一些新的问题：1）Super-II设备特定技术问题，如超临界参数下部件的材料特性，传热，流体动力学，超临界参数下部件的热偏差和动态特性，关键部件的结构设计，汽轮机和转子冷却技术，蒸汽流激发，固体颗粒侵蚀2）火电技术在可持续发展和技术进步中存在的一些常见问题，如汽轮机轴的稳定性和汽轮机无级叶片的开发设计;3）国产化条件下需要解决的一些技术问题：4）对于大容量超临界机组，如（7001300MW）机组，需要解决与主机相关的技术问题：5）。在发电机的设计中，制造业和大型运输业将遇到相应的技术问题。“十五”国家重大技术装备开发与国产化工程“600MW超临界火电机组研制”项目主要关键技术和攻关内容：l）600MW超临界发电厂系统优化和改进研究的表现：2）超临界机组材料和铸锻件国产化：3）超临界火电机组控制系统和关键仪器研究;4）600MW超临界汽轮机的研制;600MW超临界锅炉研制：6）超临界火电机组辅机设备研制：7）超超临界火电机组技术开发预可行性研究。1.1.4超超临界锅炉水冷壁系统当前国内超超临界机组水冷壁形式主要分为两种，第一种形式为下部螺旋光管（内螺纹）＋上部垂直光管，东方锅炉厂和上海锅炉厂主要采用这种水冷壁形式：第二种为下部垂直内螺纹管＋上部垂直光管，仅哈尔滨锅炉厂采用。由于两种水冷壁形式存在较大差异，运行特性方面也必然存在本质上的不同，在实际运行中出现的问题也有各自的特点。(1）下部水平围绕管圈＋上部垂直上升管屏炉膛下部水平倾斜，由螺旋线圈组成的膜螺旋壁在炉膛周围形成膜水壁，以确保工作流体所需的质量流量和加热均匀性。炉膛的上部通过中间集管或分叉管输送到垂直立管。特点：布置和选择柔性管径，容易获得足够的质量流量：管道间吸热小：抗燃烧干扰能力强：无需设置水管入口节流盘管：适应锅炉变压器要求：支持系统过渡复杂条形结构：设计，制造和安装复杂。(2）下部垂直内螺纹管圈＋上部垂直上升管屏特点：立式墙体采用水冷壁，结构简单，安装方便，阻力小（螺旋壁水壁小于1/3），流体动力学稳定，易渣等特点。在传统的立式水冷壁的基础上，还安装了带有二级分配器的中间集水管，以减少水冷壁出口沿水冷壁周边工作流体的温度偏差。中间集水器立式混合器出水温度偏差可降低1/3以上。水冷壁入口处的控制流的孔从安装在水冷壁中的常规集管变为安装在水冷壁集管中的出口配件，以便于在操作和调试期间更换孔。由于孔段的直径增加，它也增加了流量调节的速率。内管的使用进一步提高了水冷壁的可靠性。1.2超临界机组现阶段主要问题近年来，超临界、超超临界锅炉得到了快速发展，各大锅炉厂相继引进了国外先进技术，结合国内实际情况，设计制造了许多超临界、超超临界机组。随着机组的投产，出现了各种问题。通过归纳区分归类，主要分为锅炉的材质及金属氧化物、水冷壁管圈及其水动力学、锅炉启动、汽机旁路系统、变压运行与运行控制等几类问题。在上述的几类问题中，以锅炉材质及金属氧化物、水冷壁管圈及其水动力两方面对机组安全稳定运行影响最大。1.3背景及意义1.3.1课题背景本课题的研究对象为国产首台600MW级超超临界锅炉一华能营口电厂3号机组。华能营口电厂二期新安装了两台600MW超超临界机组，其中两台从2007年8月31日至2007年10月14日投入商用运行，首次投产600MW超超临界机组。在最近的大修期间，在水墙中发现水平裂缝，并且一些裂缝达到整个壁厚的1/2。确切的时间和原因的裂缝是未知的。如果裂纹继续发展，设备可能因泄漏而频繁关闭，并且设备的安全性可能受到影响。因此，找出裂纹产生的原因和控制裂纹发展的手段，从根本上解决裂纹产生的原因，对于机组的安全和连续运行具有重要意义。为安全操作提供参考。1.3.2课题意义对于直流锅炉，水冷壁既是蒸发受热面也是过热受热面，其工作环境相对恶劣，与汽包锅炉相比，水冷壁安全性较差，漏泄事故率较高。统计营口电厂2台机组投产至2012年10月，因水冷壁漏泄37次，平均每年因水冷壁漏泄停机7次以上。漏泄原因见图1.1。从图1.1可以看出，2台锅炉水冷壁漏泄37次中，节流孔异物堵塞造成11次，横向裂纹引起9次，其他不明原因出现8次，母材制造质量问题有5次，安装及检修质量问题有3次，设计问题1次。其中节流孔异物阻塞、母材制造质量问题和设计问题主要出现在机组投产的初期阶段，除此之外所占比例最大的就是横向裂纹问题。如果能够有效控制横向裂纹的产生，提高水冷壁安全性，减少漏泄次数，可以为电厂带来巨大的经济效益。国1.1水冷壁漏泄因素分布以1台600MW超超临界直流锅炉为例，假设因水冷壁超温爆管而停炉一次，更换管路的时间一般在4天左右，以每天60%负荷率计算影响电量约34560MW,每kWh上网电价按照0.3元计算，约1040万元。以标煤单价700元／吨，发电成本约730万，电量经济损失300万元。如果考虑冲洗及并网前所耗油、煤、水等能源成本损失等消耗，每次漏泄造成的经济损失至少320万元。提高水冷壁安全，减少漏泄次数，可以减少机组起停次数，降低对设备的损耗，提高机组经济性，还可以减少因停机对电网的冲击，减少电网非停考核罚款。1.4本文主要研究内容（1）现今国内超临界机组发展面临的严峻形势和问题，急需解决。（2）超临界机组现阶段发展的关键技术和攻克难题。（3）减少电网损失，降低设备损耗。

第2章设备简介2.1锅炉结果及其性能特点华能营口电厂3、4号2×600MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造，三菱重工业株式会社（MitsuibishiHeavyIndustriesCo.Ltd）提供技术支持的，HG-1795/26.15-YMl型超超临界变压运行直流锅炉，采用口型布置、单炉膛、低NOX主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤／水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用神府东胜煤、晋北煤。锅炉以最大连续负荷（B-MCR）工况为设计参数，最大连续蒸发量1795仙，过热器蒸汽出口温度为605℃，再热器蒸汽出口温度为603℃。煤质特性见表2.1表2.1 煤质特性参数汇总名称符号单位设计煤校核煤碳（收到基）Car%55.6347.07氢（收到基）Har%3.293.09氧（收到基）Oar%7.507.93氮（收到基）Nar%0.860.94硫（收到基）Sar%0.490.50灰分（收到基）Aar%21.9429.73水分（收到基）M1%10.2910.747j(分（空干基）Mad%1.531.59挥发分（干燥无灰基）Vdaf%33.3330.24低位发热量Qnet,arMJ/kg22.0319.96可磨性系数HGI/53.4445.32灰变形温度DT℃11371170灰软化温度ST℃12691295灰熔化温度FT℃13901340省煤器出口通过两根大直径管路送至炉前的两个水冷壁水收集器。然后将更多的分散式供水管线送入水头，然后送入炉膛和水箱前后，分别进入混合箱，以消除制冷剂吸收的热量偏差，然后进入炉膛后，两侧通过天花板管将水箱的前壁和水箱两侧的工作流体从水箱通过天花板管插入水壁中将天花板入口集管引入设置在后轴外侧的天花板出口集管。进入上壁的工质流经水管壁依次通过焊炬角度和水平烟道坡度，然后流入水墙后流入水壁，然后送入收集单元，分别送入墙壁将管道两侧的壁挂式管道和卧式管道，壁挂式水管悬挂式管道出口水箱和卧式烟道出口壁两侧的设定出口工作流体出口也送至顶管出口头顶管出口集管通向两根大直径的连接管将工作液送入两个轴流集流集热器后，大部分工质通过连接管送到后轴，分隔壁侧壁和中管设有一个墙壁外壳。工作流体管壁的整个顶壁与连接管一起引导到壁出口出口集管的后壁，然后将引导连接管布置在锅炉后部的两个蒸汽分离器中，分离器导致蒸汽进入过热器进口头，进入过热器系统。 图2.1过热器系统布置流程图图2.2再热器系统布置流程图炉膛的上部装有屏式过热器。沿着烟气流动方向布置两个过热器（大屏幕）和三个过热器（后屏）。四个过热器（最后一个）位于折角的上方。垂直二级再热器（高温再热器）安装在水平烟道处。尾轴由隔墙分隔成两个烟囱。第一个烟道安排水平再热器（低温再热器）和节能器，后烟道安排水平过热器（低温过热器）和节能器。在烟道底部设置烟气阻尼器。烟气通过挡板，然后被两种烟气收集到两个旋转式空气预热器中。过热器系统布置示意图见图2.1，再热器系统布置见图2.2。2.2水冷壁构造及其性能特点 炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为17666mmx17628mm，水冷壁管共有1584根，前后墙各396根，两侧墙各396根，均为f28.6mmx6.4mm（最小壁厚〉囚头螺纹管，管材均为15CrMoG，节距44.5mm，焊扁钢宽15.9mm，厚6mm，材质15CrMo。在上部和下部炉子之间安装中间混合集管以消除下部炉子工作流体的吸热和温度偏差。用于蒸汽分离器分界点的水冷壁系统和过热器系统，从集管下降壁的入口集管到水分离器分离器的出口管，直到它们全部属于水冷壁系统并由出口商通过节约器排放通过将两条供水管道的直径分别送到两个水冷壁集水装置，将更多的分布式供水管路送到集水管下方的集水管侧，然后进入中间混合头，消除吸热偏差的工作流体然后进入上炉膛前、后、两侧墙水冷壁，其中前墙水冷壁和两侧水冷壁上集箱出来的工质引往顶棚管入口集箱经顶棚管进入布置于后竖井外的顶棚管出口集箱，至于进入上炉膛后水冷壁的工质，先后流经折焰角和水平烟道斜面坡进入后水冷壁出口集箱，再通过汇集装置分别送往后水冷壁吊挂管和水平烟道两侧包墙管，由后水冷壁吊挂管出口集箱和水平烟道两侧包墙出口集箱引出的工质也均送往顶棚管出口集箱，由顶棚管出口集箱引出两根大直径连接管将工质送往两只后竖井工质汇集集箱，通过连接管将大部分工质送往后竖井的前、后、两侧包墙管及中间分隔墙。所有包墙管上集箱出来的工质全部用连接管引至后包墙管出口集箱，然后用连接管引至布置于锅炉后部的两只汽水分离器，由分离器顶部引出的蒸汽送往一级过热器进口集箱，进入过热器系统。在启动期间，当锅炉以循环模式湿式运行时，来自水冷壁的两相介质在水分离器中分离，蒸汽从塔顶排出，分离出的水从分离器底部连接管流入分离器储罐，然后循环水在供水管路中循环，然后通过使用大直径的循环泵启动节水装置，然后送至节能器，用于回收的水墙系统，在启动阶段结束时达到最小直流负载后，泵启动并且系统进入干燥模式。此时，所有蒸汽分离器都是蒸汽，只能用作蒸汽集管。离开前集管的工作流体通过天花板管流入天花板出口集管，并通过分流管将前管264转换为132个后天花管。所有天花板管都是隔膜墙。水平烟囱壁和柱壁冷却管两侧悬挂管，两个并联回路出口的工作液也连接到顶管出口集管。所有从炉壁出来的水因此集中了天花板出口集管中的所有制冷剂，然后将集管的一部分送到轴上，然后连接器通过轴穿过前后侧壁和分隔壁。壁管将所有工作流体的浓度输出到出口集管的后壁。然后将四个大口径f356×55管道连接到锅炉顶部安装在水分离器中。所有包墙管均采用膜式壁结构，管间扁钢厚为6mm，分隔墙扁钢厚为8mm,扁钢材质均为15CrMo，所有包墙管均采用上升流动，因此对防止低负荷和启动时水动力不稳定性有利。水冷壁分成上、下两部分，上、下部水冷壁之间装设一圈中间混合集箱过渡。炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式。在水冷壁入口短管上嵌焊入节流孔圈，可以保证孔圈有足够的节流能力，按照水平方向水冷壁的热负荷分配和结构特点，调节各回路水冷壁管中的流量，以保证水冷壁出口工质温度的均匀性，并防止个别受热强和结构复杂的回路与管段产生DNB和ORO现象。锅炉每面墙布置396根f28.6×6.4的水冷壁管，材质为SA213T12，除喷口区域的16根管采用1次三叉管从下集箱引出外，其它380根管均采用2次三叉管从下集箱引出，每面墙共103根引出管，节流孔圈就布置于此。图2.3水冷壁底部节流孔布置示意图图2.4内螺纹管水冷壁布置区域示意图图2.5三叉管示意图2.3燃烧系统特点锅炉的制粉系统为中速磨正压直吹系统，磨煤机共6台，采用HP1063型中速磨煤机。BMCR时5台投运，一台备用。磨煤机出口煤粉细度为R90=14%。每台磨带一层燃烧器，每根一次风管道供至一只燃烧器。燃烧器壁切向燃烧波纹管结构，全摆式燃烧器。有六个出口，三个停放的风道，十个辅助气室，一个燃烧气室。整个燃烧器永久地连接到水墙并沿水墙延伸。燃烧器共有24组，分布在四面墙壁上，形成一个大型的切割花园。燃烧器共有六层粉煤喷嘴，每台与磨机相匹配，主燃烧器采用低NOx型煤粉燃烧器，每个燃烧器喷嘴用分离器提高喷射刚度，主燃烧器上方有OFA喷嘴有四个额外燃尽AA位于煤粉喷嘴上方约5.0m处（AdditionalAir）的喷嘴布置角度，其作用是补充燃料燃烧所需的空气，既可以垂直分段燃烧，也可以水平分段燃烧，降低炉内温度，抑制NOx的形成，AA与燃烧区OFA一起形成MACT低氮燃烧系统。燃烧器配有12个机械雾化油枪，总容量为30％BMCR，可稳定点燃锅炉，在低负荷下稳定燃烧。每支枪都配有高能点火装置。2.4小结本章通过分析了锅炉水、冷壁构造的性能特点以及燃烧系统的特点对超临界机组设备有了进一步的了解。

第3章水冷壁横向裂纹情况旦旦图3.1横向裂纹水平位置示意图图3.2横向裂纹垂直位置示意图锅炉水冷壁裂纹在3号和4号两台锅炉都存在，且出现的位置基本相同，主要出现在各面墙的左侧1/4处附近。裂纹位置标高大致在41.2m至47.2m之间，属于下部垂直管圈水冷壁，接近下部水冷壁出口位置，如图3.1裂纹主要出现的管子编号在40号至120号之间，对应节流孔编号为9号至44号。3.2裂纹形式水冷壁管漏泄部位在炉膛标高47米处，裂纹在管子向火侧呈横向分布，裂纹由外壁向内壁发展，形貌见图3.3 图3.6，裂纹宏观形貌属于热疲劳开裂。在图3.6所示的向火侧及背火侧进行金相检验，向火侧金相组织为铁素体加珠光体，球化2级，见图3.7、图3.8。背火侧金相组织为铁素体加珠光体，球化1级，见图3.9、图3.10。向火侧外壁微裂纹形貌见图3.11，向火侧内壁微裂纹形貌见图3.120 图3.3水冷壁管裂纹l 图3.4水冷壁管裂纹2 图3.5水冷壁管裂纹3 图3.6水冷壁管裂纹4图3.7炉内侧组织200倍图3.8炉内侧组织400倍金相检验结果表明，水冷壁管向火侧金相组织球化程度比背火侧高l级。向火侧外表面裂纹微观形貌特征属于热疲劳裂纹。水冷壁管表面横向裂纹在炉膛热负荷较高区域，裂纹在向火侧由外壁向内壁发展，裂纹宏观形貌及微观特征均表现为热疲劳开裂，裂纹处向火侧金相组织球化明显比背火侧高l级，表明该区域水冷壁向火侧有轻微超温现象。 图3.9炉外侧组织200倍 图3.10炉外侧组织400倍图3.11炉内侧外表面200倍 图3.12炉内侧内表面200倍3.3裂绞形成机理导致水冷管壁面裂纹的主要原因有两个：一是壁温存在波动，二是壁温较高。（1）管壁温度波动。HG2008锅炉水冷壁管壁温测量结果显示，当侧壁测温点温度稳定时，只有1-2℃的变化。在一些工作条件下，某些测点的最大波动可达60-80℃。一些波动幅度可达10分钟，仅需1-3分钟。波形以曲折的方式变化。温度首先迅速上升到最高水平，然后相对缓慢并逐渐降低到最低水平。（2）.壁温负荷有重大影响，其他因素（如流量，燃烧器摆角，铸造止动等）受影响较小。在水冷壁管段周围，炉壁外表面的火侧温度最高，当水冷壁管温度由低到低时，由于炉内外壁温差，轴向压缩强调，反之，当壁温由高降低时，外壁轴向将承受拉应力，如果在短时间内水冷壁温度波动足够大，由温差引起的热应力超过管材在该温度下的屈服强度，将引发热疲劳开裂。（3）管壁温度越高，管材抗拉强度越低，这也是水冷壁管横向裂纹易发生在高负荷区域的原因。从资料中查得15CrMo钢在不同温度下，高温力学性能表3.1。其高温持久性能随着管壁温度的升高下降的尤其明显，壁温由500℃上升到525℃，其持久强度将下降34%。表3.1 15CrMo钢高温力学性能15CrMo100℃200℃300℃GB150壁厚小于16mm211MPa186MPa162MPa工作温度400℃450℃500℃GB150壁厚小子16mm:工作温度42500℃137MPa525℃132MPa550℃10万小时持久强度132MPa87MPa56MPa从金属金相分析结果可以看出，造成水冷壁管出现横向裂纹的原因是高温热疲劳。炉内宏观检查发现裂纹区域水冷壁管屏出现不同程度的“S”型内外弯曲。从水冷壁管屏弯曲的情况可以得出，水冷壁在运行中管屏之间也存在着巨大的应力，使水冷壁管屏形状发生变化。所以运行中管屏间的温度偏差可能是造成本次水冷壁出现横向裂纹和“S”型弯曲的主要原因。3.4本章小结本章通过金属金相分析，确认下部水冷壁管壁出现横向裂纹的原因是高温热疲劳。那么，分析下部水冷壁的温度情况对解决问题有直接作用。第4章水冷壁温度分布特性4.1水冷壁温度测点该锅炉原设计下部垂直管圈水冷壁散布安装了62个温度测点，安装在下部水冷壁引出管与中间混合集箱连接区域。在机组技运初期，借鉴华能玉环电厂lOOOMW机组的经验，为防止水冷壁因杂质过多阻塞节流孔造成的超温爆管的现象，另外增加安装了312点。所有温度测点的安装原则为每个节流孔对应的4根水冷壁管中基本上有1根水冷壁管是安装温度测点的。根据水冷壁温度测点的安装位置，实际测量的是下部垂直管圈水冷壁管内介质完成受热后进入混合集箱前的温度，并非炉内直接受到火焰辐射的金属温度。虽然温度测点在一定程度上能够反映各水冷壁管在炉内的吸热情况，但是由于测量的温度主要反映为管内介质温度，不足以保证炉内水冷壁管金属的安全。（13]虽然现有的下部水冷壁温度测点不足以检测炉内金属的工作状态，但通过这些测点的数据可以反映各管吸热情况，通过计算可计算出炉内热负荷的大致分布情况。4.2水冷壁工质温度分布采用K型热电偶补偿导线及IMP数据采集板、数据采集系统软件对华能营口电厂II期2台锅炉的下部水冷壁温度数据进行采集，根据测点的相对位置和测量数据绘制温度相对位置对应曲线。表4.1锅炉运行数据和下水冷壁出口工质温度统计对比图4.1图4.4为3、4号锅炉不同负荷四面墙下水冷壁出口工质温度分布曲线（3号炉前墙部分测点存在缺陷，无法正常测量，另外有8点温度异常，在曲线绘制中作为噪点略去，占总测点数的2%），表4.1为锅炉运行数据和下水冷壁出口工质温度统计对比表。图4.1前墙下水冷壁出口工质温度分布曲线图4.2后墙下水冷壁出口工质温度分布曲线图4.3左侧墙下水冷壁山口工质泪度分布曲线图4.4右侧墙F水冷壁山口｜：质泪度分布曲线从图4.1到图4.4和4.1表中的数据可以发现：（1）440MW负荷下下水冷壁四面墙出口工质温度分布十分均匀，偏差基本上在土5℃的范围内。（2）500MW以上负荷下，四面墙的下水冷壁出口工质温度分布极不均匀，其中4号锅炉SOOMW负荷下左侧墙工质温度最高点与最低点相差达到了132℃，而3、4号炉统计的SOOMW以上负荷工况各面墙工质温度最高点与最低点相差最小的也达到了51℃。（3）500MW以上负荷下，四面墙的下水冷壁出口工质温度分布曲线呈现出相同的趋势，都是在开始阶段（40号管150号管）有一个波峰，然后逐渐下降，在喷燃器后到接近炉墙阶段000号管380号管）又出现一个波峰，但幅度大大小于前一波峰，整体分布呈现出非对称的“M”型。（4）3号锅炉前墙的第一个波峰都较其它三面墙的波峰高，工质温度都在450℃以上。4.3水冷壁工质温度分布趋势图4.5是实际出水温度墙壁制冷剂温度曲线和出口冷却水出口制冷剂温度曲线走势，孔径分布曲线比较图。表4.2为实际制冷剂出口壁温度和出口冷却水温表的对比表。（图巾红色为3号炉600MW下水冷堕出口工质温度曲线，黄色为4号炉60伽W下水冷壁出口工质温度曲线，黑色为设计下水冷壁出口工质温度曲钱，绿色为节流于L内径分布曲线）图4.5实际运行曲线与设计曲线对比国从图4.5和表4.2中可以发现：（1）当前锅炉下水冷壁出口工质温度高于设计的出口工质温度，最大相差10.5℃；（2）各面墙下水冷壁出口工质温度分布曲线与设计的出口工质温度曲线变化趋势相同，但实际运行值变化幅度更大。（3）各面墙下水冷壁出口工质温度最高值大大高于设计出口工质温度最高值，其中3号锅炉前墙实际运行最高值为486.3℃，比设计最高值411℃高75.3℃。（4）各面墙下水冷壁出口工质温度偏差均高于设计的工质偏差，其中3号炉前墙最大偏差达103.1℃，比设计最大偏差值28℃高75.1℃。（5）通过对水冷壁温度数据的采集、分析，可以看出锅炉运行过程中部分水冷壁温度已经处于较高的状态，并且每面炉墙水冷壁温度偏差远远超过设计值，证明水冷壁各管热负荷己经处于一种不正常的状态。温度偏差过大会造成相邻管屏间出现应力，造成管壁金属损伤。表4.2-flK冷壁出口工质温度实际运行与设计值对比表项目名称3号炉600MW下水冷壁出口工质温度℃4号炉600MW下水冷壁出口工质温度℃设计BMCR下水冷壁平均值409.6412.2400最高值486.3475.3411前墙最低值383.3387.3383最大偏差88.128平均值391.4397.5393最高值420.8427.9403后墙最低369.9376.9375最大偏差5128平均值403.4414.8401左侧墙最高值437.2468.l410375.6385.4368最太偏差61.641平均值404.5411.4400右侧墙最高值442.8456.2408最低值368.9375.9364-29-表4.2下水冷壁出口工质温度实际运行与设计值对比表（续）另外，水冷壁温度测点的安装位置和测量数据初步判断，炉内部分区域水冷壁金属可能己经接近材质许用温度，甚至可能超过材质许用温度。通过对下水冷壁出口工质温度的分析，结合管壁金属金相分析，基本可以得出造成水冷壁横向裂纹的原因主要是下水冷壁出口工质温度存在较大偏差，造成水冷壁管屏间出现较大的热应力，在交变应力的作用下形成金属疲劳裂纹。那么要解决水冷壁横向裂纹问题，首先需要减少水冷壁出口介质温度偏差过大和温度大幅波动的问题。水冷壁出口介质温度偏差过大可能是两方面存在问题，一方面是燃烧部分，另一方面是汽水介质部分。燃烧部分的问题可能是炉内热负荷不均衡，局部热负荷过高或热负荷变化过快。汽水方面可能存在的问题是水冷壁管内介质质量流速与炉内热负荷不匹配。锅炉运行中主要调整方式均为调整燃烧侧，对汽水侧的调整手段很少。汽水侧调整的主要方式为受热面结构改造，对于超超临界垂直管圈水冷壁来说就是对入口节流孔圈孔径尺寸的调整。对于降低水冷壁出口介质温度偏差程度来说，调整节流孔尺寸，改变管内介质质量流速效果最为直接，但是由于调整节流孔尺寸牵涉水冷壁水动力计算和改造施工，相对来说汽水侧的调整工作量较大，并且在燃烧侧存在问题的情况下进行改造工作还可能为锅炉带来其他不可预见的问题。所以解决水冷壁出口介质温度偏差大的问题应该从燃烧侧入手，在炉内热负荷均衡、接近正常燃烧状态后判断是否需要进行设备改造，即使需要设备改造，那么经过燃烧调整后的运行数据对改造工作更有意义。水冷壁入口节流孔圈尺寸的调整只能降低水冷壁出口各管间介质温度偏差，并不能解决水冷壁温度大幅波动的问题。4.4本章小结解决水冷壁横向裂纹问题首先应从燃烧侧调整入手，根据燃烧调整的试验结果，结合对调整过程中发现的机组存在问题的治理，得到锅炉除汽水方面以外的其它系统调整至当前条件下的较优工况时的运行数据。根据燃烧调整后的运行数据和实际情况，进行设备改造工作，将水冷壁横向裂纹问题圆满解决。

第5章运行工况分析及燃烧调整5.1运行工况分析在燃烧调整工作之前，首先对机组当前工况的运行情况进行分析，查找机组运行中各项参数与设计工况存在的差异，排除因设备及其辅机存在不足及缺陷对机组运行造成的影响。5.1.1燃煤特性锅炉设计煤种为山西晋北烟煤，近年来随着煤炭价格的逐渐升高，完全燃用设计煤种严重影响了经济效益，致使电厂乃至集团公司的经营出现亏损。这种外部环境迫使电厂选择掺烧热值单价相对较低的褐煤，缓解发电成本过高的情况，提高经济效益。扎费诺尔褐煤是华能集团自有可控资源，可保障稳定和长期供应。华能营口电厂于2009年开始逐步掺烧扎费诺尔褐煤，掺烧比例随着掺烧经验的积累逐步提升，平均掺烧比例最高时达到55%60%。掺烧褐煤给电厂带来的经济效益是毋庸置疑的，但是随着掺烧比例的增大给机组运行带来的问题也是不容忽视的。掺烧用的扎费诺尔褐煤与原设计煤质特性差异较大，其主要煤矿的煤质特性见表5.1。从煤质特性参数可以看出掺烧扎费诺尔褐煤可能带来的影响有以下几占．表5.1扎费诺尔褐煤物理化学参数汇总（1）低位发热量扎费诺尔褐煤低位发热量为12940kJ/kg至15720kJ/kg之间，与设计煤质(20322kJ/kg）和校核煤质(19962kJ/kg）相比，低位发热量相差较大，掺烧比例过大难以满足锅炉带满负荷的要求。单纯从热值角度分析，如果按设计热值与热值最高的褐煤掺烧，掺烧后的热值达到校核煤热值，满负荷最高掺烧比例不超过50%,低负荷时掺烧比例可以达到50%以上。（2）水分扎费诺尔褐煤收到基水分最高为33.2%，最低为29.7%，与设计煤水分相差较大，设计煤水分为10.29%。燃煤水分的偏差直接影响制粉系统的干燥出力。锅炉制粉系统采用热风干燥，目前在燃用烟煤的条件下，设计热风温度为322℃（BRL工况），实际运行数据为29531o·c，磨煤机入口设计热风205℃，实际运行数据为210230℃。燃用烟煤时磨煤机出口温度控制在80ss·c，如果掺烧褐煤可按褐煤标准6065℃控制磨煤机出口温度。（3）燃烧特性由于锅炉采用中速直吹热风干燥式制粉系统，运行期间磨煤机出口温度一般情况下保持70℃，燃用烟煤工况下，煤粉水分一般在12%，而掺烧褐煤水分一般在7%左右，煤粉水分以及煤粉细度变化对锅炉燃烧有一定的影响。扎费诺尔褐煤干燥无灰基挥发分均在40%以上，相对于设计煤质来说，干燥无灰基挥发分的含量提高了近25%，具有较好的着火特性和燃尽性能。虽然扎费诺尔褐煤与设计煤质相比具备良好着火和燃尽性能，但是燃煤燃烧特性的改变也会影响炉内热负荷分布，进而影响水动力的稳定性。（4）结渣和沽污特性从设计烟煤与褐煤的灰软化温度（ST）对比，两种煤质结渣温度比较接近，但从近年来电厂实际燃烧状况分析，当燃用灰软化温度较低的烟煤时，多易形成严重结焦。锅炉炉膛容积热负荷和炉膛截面热负荷设计选择是否与实际燃用煤种相匹配，在很大程度上决定了锅炉运行中是否会出现结渣，锅炉设计燃用烟煤，设计炉膛容积热负荷qv为84kW/m3，炉膛断面热负荷qF为4.6MW/m2，燃烧区域壁面热负荷为1.38MW/m2，上层煤粉喷口中心至屏下沿距离h1为19.453m，炉膛特征参数均按烟煤设计，因此，锅炉在掺烧扎费诺尔褐煤的时候有可能造成炉膛及屏区域结焦。（5）磨损指数煤的磨损指数是指煤在研磨的过程中，煤对研磨设备的研磨部件磨损的强烈程度。褐煤磨损指数大，一般Ke=47，磨损指数属于强和极强的范围。综合上面分析，掺烧褐煤可能出现水冷壁结焦，燃烧行程变化影响燃烧器区域热负荷分布，这些对水冷壁运行工况都有较大影响，可能是造成下部水冷壁出口介质温度偏差过大的一个主要原因。由于经营方面的原因，掺烧褐煤对机组运行的影响是不可避免的，所以煤质变化不能作为运行缺陷，只能在后续的工作中分析掺烧褐煤带来的影响，通过一些其他手段弱化掺烧褐煤所带来的影响。5.1.2水冷壁温变分析5.1.2.1水冷壁温度变化从图5.1所示曲线可以看出，锅炉50-150点附近温度偏高，特别是前墙和左墙温度偏高比较明显，从现场运行日记中超温记录也可以看出这两墙超温几率是较高的。图5.1F部水冷壁出口介质温度管号曲线前墙和左墙的水冷壁平均温度也高于后墙和右墙。对于水冷壁质量流速设计相同的左右墙来说，左墙水冷壁平均温度高说明炉内火焰存在一定偏斜，偏向左侧。从水冷壁温度随时间波动（图5.2和图5.3）的情况看，每面墙的温度变化趋势基本是一致的，但是波动幅度不尽相同。波动幅度小的如编号168点以后各点，波动幅度仅10℃左右：波动幅度大的如编号48至88点部分，波动幅度为40至50℃，个别工况波动甚至达到100℃。相同时间内泪度波动幅度不同，会造成管束之间膨胀存在差异，形成拉扯和挤压力损伤管材。经过9天的不间断数据采集，通过分析得出以下结论：a.水冷壁温度超过480°C的次数为34次，超过500℃的次数为15次，位置主要在前墙和左墙。b.对应海湾左墙过热区的温度测量点为40-100点，右侧墙为68-128点，前墙为40-88点，后墙为68-100点;地表水墙略少;c.在一些工作条件下，水冷壁温度高于520℃，相邻管屏的最高温度偏差达到100℃以上;d.当负载稳定时，Y区壁b的壁温仍然高于同侧其他管的壁温，但波动幅度明显较小，过热现象较少。相邻管道的热偏差范围如下：e.也就是说，当b区的金属壁温度高时，它们与相邻管道之间的温差也非常高，这表明该区域比其他位置对工作条件的变化更敏感。图5.2前墙下部水冷壁出口介质温度”时间曲线图5.3左墙F部水冷壁山口介质温度时间曲线f.过热度升高时，b项所述区域水冷壁管壁温度升高；g.过热度升高时，b向所属区域与相邻管子温度偏差也升高。h.超温工况下水冷壁温度变化速率较高，可以达到10-20℃／min甚至更高。综合上述分析，水冷壁编号40-100号的温度为每面墙最高点，超温也多出现在这一位置，每次超温过程中几乎都伴随高温升速率。5.1.2.2煤质变化对水冷壁温度影晌由于燃煤特性发生大幅度变化，燃用了大比例褐煤，这对于水冷壁来说主要有两方面影响。1.对于炉膛横断面来说，增加了燃料在燃烧器区域的放热比例，使燃烧器喷口的右侧水冷壁的100点附近热负荷增加，水J令壁温度偏高。2.对于炉膛纵断面来说，掺烧褐煤后，由于褐煤的易着火、易燃尽特性，炉内火焰中心位置向下移动，使下水冷壁吸热比例增加，水冷壁出口温度整体升高。图5.4前墙F部水冷壁出口介质温度，节流孔直径曲线从水冷壁温度数值来看，一部分管子温度己经超过相变点温度，管子内部介质已经蒸干，说明各面水冷壁100点附近热负荷和介质流量之间的匹配存在→定问题。要解决水冷壁局部温度高的问题应从炉内热负荷和介质流量分配两方面进行，但由于介质分配方面涉及整体水动力，问题比较复杂、相关影响因素较多，所以应先从燃烧侧查找影响因素。5.1.2.3特定工况观察从9天24小时不间断对水冷壁温度的检测结果汇总分析可以看出，水冷壁温度在部分时间内大幅、快速波动，温度高点可以达到540℃，温度升高后快速下降。图5.5F部水冷壁出口介质泪度时间曲线水冷壁材质为15CrMoG，对应压力的许用温度约为550℃，由于水冷壁向火面和背火面工作环境不同，一般情况下背火面温度均比向火面高出50℃至80℃或以上。现场水冷壁测点安装在中部散管上属于背火面温度测点，测量数值等于管内介质温度，当表盘显示的温度为540℃时，向火面部分温度可能高于600℃，已经大幅超温。根据计算短时间内部分水冷壁温升速率可以达到20℃／min，最大波动幅度为140℃与哈锅运行说明书中“对上部水冷壁出口温升速率小子为10s·c11omin”的要求相比明显偏高。超温和波动幅度大可能是造成水冷壁横向裂纹的主要原因。5.1.2.4影晌水冷壁温度的因素从各个工况下水冷壁温度与过热度的对应曲线可以看出，水冷壁温度与过热的变化趋势相同，每次水冷壁温度大幅波动的同时过热度也有大幅度的波动。过热度相对较高时水冷壁温度也相对较高，见图5.6、图5.7和图5.8。过热度相对稳定时水冷壁温度也相对稳定，虽然局部温度仍然偏高，但是可以控制在470℃ 480℃以内，控制过热度波动幅度可一定程度上控制水冷壁温度波动幅度，减少超温次数。根据之前的分析降低水冷壁高温区域温度、增加水冷壁温度监控手段、均衡炉内燃烧和找出过热度大幅波动的原因成为工作重点。图5.6下部水冷壁出口介质温度、过热度时间曲线(1)图5.7下部水冷壁出口介质温度、过热度时向由线（2)图5.8下部水冷壁出口介质温度、过热度时向由线（3)5.2燃烧调整试验根据水冷壁存在的问题，结合锅炉燃烧系统的特点，制定燃烧调整的试验方案，通过燃烧调整对锅炉运行工况进行优化。能够影响炉内热负荷的因素主要是一次风的均衡情况、煤粉细度情况、煤质的燃烧特性、AA风以及主燃烧器的配风、炉内火焰中心的位置、炉内结焦程度、变负荷速率和调节特性、中间点温度变化、AGC投运的影响。5.2.1试验项目(1）一次风均衡性同层各燃烧器一次风量的多少直接影响煤粉量，当一次风速出现较大偏差时，极容易造成炉内热负荷的不均衡。一次风量高的燃烧器，燃烧起点相对较远，喷口处热负荷相对较低，｛旦煤粉中的大颗粒可能刷墙；一次风量低的燃烧器，燃烧起始点相对较近，燃烧起区域热负荷相对较高，甚烹容易烧损喷口。(2）煤粉细度煤粉的粗细直接影响煤粉在炉内的燃尽程度，对炉内温度场分布存在→定影响，对机组经济性影响较大。煤粉较粗也会增加水冷壁结焦几率。(3)AA风及主燃烧器的配风从裂纹位置的标高来看正处于燃尽风区域，AA风投入的量可能会对该区域的局部温度造成一定影响。燃尽风来自主燃烧器区域二次风大风箱，相同氧量下主燃烧器区域对二次风量的调整也会影响燃尽风量。(4）炉内火焰中心的位置火焰中心的位置直接影响水冷壁的吸热量比例，进而影响裂纹区域水冷壁管壁温度。(5）煤质的燃烧特性电厂紧邻营口港为燃料来源提供了便利条件，但由于交通便利也使得燃煤种类和燃烧特性也不断发生变化，煤质燃烧特性发生变化会改变火焰燃烧起点，特别是裂纹区域正位于燃烧器下游，水冷壁吸热量受上游火焰影响明显，管壁温度相应的也对上游火焰强度变化比较敏感。(6）炉内结焦程度由于裂纹区域炉内热负荷高，在该区域也可能存在结焦现象，由于直流炉属于强制流动特性，挂焦后换热效果变差，介质质量流量升高，水冷壁温度将降低，一旦焦块掉落，也会对管壁造成热冲击，出现壁温大幅变化的现象。(7）变负荷速率和调节特性根据之前试验观察，不同负荷下水冷壁出口工质温度变化幅度较大，438MW负荷下水冷壁出口工质温度仅350 360℃，而500MW负荷就达到了390~450℃，裂纹所在区域变化幅度最大可达100℃以上。这些数据是在稳定运行的前提下采集的，变负荷工况时工质温度变化幅度应远超各负荷稳定运行时的差值。（8）中间点温度变化中间点温度的变化幅度直接炉内燃料与给水的匹配情况，直接反映蒸发段与过热段的吸热份额，中间点温度波动会造成蒸发段长度变化，直接影响水冷壁出口介质温度，进而影响管壁金属温度。5.2.2试验内容及结果5.2.2.1一次风速测量通过测量各→次风管风俗结果可以看出，A、D、C磨煤机各管一次风速偏差大于10%。运行当中各层一次风速平均约为25rn/s，计算磨煤机通风量在设计范围之内，磨煤机入口风量表显示值与实际偏差较大，并且线性变化不明显。由于掺烧褐煤，所以一次风速25m/s相对来讲偏低。一次风速偏低会造成火焰靠近燃烧器喷口，使火焰中心中心位置降低，增加水冷壁吸热比例，下水冷壁容易出现超温现象。表5.2一次风速及磨’煤机通风量计算结果磨煤机管号明管一次风速(m/s)风速偏差（%）计算通风量（t/h）表盘风量（t/h）EEl24.82-2.58E227.206.76101.780（强制）E326.242.98E423.6-7.16BBl20.66-4.91B222.031.4187.314B323.869.85B420.44-6.35CCl20.77-18.13C2C225.5725.570.780.78101.680（强制）101.680（强制）C328.4712.19C426.685.16DDI25.41-2.530228.358.76104.677.3D320.95-19.610429.5513.38AAl25.65-3.14A222.45-15.25104.388.2A332.5923.05A425.25-4.675.2.2.2煤粉细度测量对煤粉细度进行取样，试验结果表明锅炉煤粉细度为20%以内，对于原设计煤种来说比较合适，但是掺烧褐煤后褐煤的着火点较低，较细的煤粉细度会造成煤粉中的褐煤成分提前燃烧，造成着火提前，增加水冷壁吸热比例。一般褐煤锅炉煤粉细度应在35%至40%，但对于掺烧褐煤的锅炉来说将煤粉放粗会带来两方面问题。一方面是使飞灰、炉渣可燃物含量大幅升高，对锅炉经济性影响较大。另一方面是锅炉运行中屏底己经存在挂焦现象，煤粉放粗后屏底热负荷增加，挂焦几率增加，所以放粗煤粉并不是可行的手段。表5.3煤粉细度测量结果5.2.2.3燃尽凤、附加凤开度对水冷壁温度影响燃尽风和附加风位于整体燃烧器的最上部，特别是附加风所占二次风比例很大，最大可以达到40%。附加风、燃尽风门开度增加时，下部二次风量减小，形成“压火”作用，会增加下水冷壁吸热量，增加水冷壁超温几率。检查二次风门开度反馈与指令偏差较大，部分己经卡死。详细见表5.4。从表5.4所列的二次风门来看，偏差较大的大部分都要油风和辅助风门，这些风门是主燃烧器区域主要二次风通道，对主燃烧器区域切圆影响较大，开度不统→可能是造成火焰偏斜的主要因素。试验中在运行氧量不变的前提下将附加风门从95%关至50%，将燃尽风门从70%关至30%，观察左侧墙变化趋势比较明显，100点、128点温度快速升高（见图5.9），说明二次风发生变化后炉内燃烧工况发生改变，使水冷壁区域热负荷发生变化，影响下部水冷壁出口介质温度偏差。但是由于各层二次风门都存在开度不统一的问题，主燃烧器二次风增加的具体位置不确定。表5.4开度反馈与指令偏差较大的风门统计图5.9下部水冷壁出口介质温度、过热度时间曲线（4)调整配风方式可以影响炉内燃烧工况，但从试验现象来看，通过改变配风方式并不能缓解50 150点位置温度偏高问题。5.2.2.4一次风压力调整对水冷壁温度影晌一次风压力高可以提高磨煤机通风量，提高磨煤机出力，提高二次风速，将火焰推迟，提高火焰中心位置，减少水冷壁吸热比例。由于一次风机出力问题，一次风母管压力提高幅度有限，8月23日8点30分将一次风母管压力从7.0kPa提高至7.5kPa，一次风压力提高之后水冷壁温度略有下降。图5.10下部水冷壁山口介质温度、过热度·时间曲线（5)5.3调整试验分析总结从近期试验结果来看造成水冷壁部分位置温度高且波动大的主要原因有两点，一个是运行过程中过热度波动剧烈，负荷变动及磨煤机启停过程中尤为明显；另一个为水冷壁高温部分的设计流量与实际热负荷不匹配。解决上述问题的应从以下几方面同时入手。5.3.1消除设备缺陷通过跟踪观察机组的运行情况，查找DCS历史记录等工作，发现锅炉及辅机存在以下两点主要问题：a.空气预热器阻力偏高近年来相当一部分新技产的机组在尾部受热面部分采用了燃气脉冲吹灰器，但通过几年来的运行发现，燃气吹灰器对褐煤锅炉积灰的吹扫效果是很有限的。华能营口电厂空气预热器吹灰器采用的就是燃气脉冲吹灰器，由于扎费诺尔褐煤中灰成分包含的CaO+MgO>Fe203，属于褐煤型灰，低温沾污性较强，容易在尾部低温受热面沉积，所以在大比例掺烧褐煤时空气预热器蓄热片的积灰几率增加，在吹灰效果不好的情况下极易出现蓄热片严重堵塞的情况。空气预热器设计的BMCR工况下烟气侧阻力为0.88kPa。对比2台炉的空气预热器运行参数发现4台空气预热器的烟气侧阻力偏大，3号炉2台空气预热器385MW负荷时烟气侧阻力l.2kPa,4号炉540MW负荷对应阻力为1.82kPao600MW负荷下达到2.4kPa远超过设计值，说明空气预热器堵塞严重。阻力增加不但使得风机功率增加，厂用电率升高，供电煤耗升高。空气预热器严重阻塞还造成送风机出力受限，向炉内送风困难负荷增加时送风量增加幅度不够，造成高负荷运行时氧量偏低，有时烟气含氧量仅为1.5%左右，影响机组带负荷能力。空气预热器阻塞还造成一次风侧阻力增加，一次风母管压力调整裕度下降，影响运行人员对制粉系统通风量的及时调整，造成负荷响应时间增长和水煤比短时过调现象。b.磨煤机风量自动无法技入由于磨煤机通风量显示失真，造成磨煤机热风门自动无法投入。里然一次风机自动可以投入，但是自动情况下一次风母管的压力调节速度较慢，并且由于各台磨煤机及风道阻力不同，一次风机开度增加，母管压力增加，各台磨煤机的通风量增加值是不同的，使各台磨煤机工况变化不同，影响炉内燃烧。磨煤机风量自动无法投入在变负荷阶段对水冷壁安全存在很大影响。当升负荷时，虽然给煤机出力增加，但由于磨煤机通风量变化不及时，入炉煤粉量并没有第一时间增加。给水流量随负荷增加了，而短时间内燃料变化不大，这样使得升负荷使给煤量增加幅度远超过实际需求量，所以在负荷升至目标值后，给水量稳定时，燃料实际己经过调，所以造成升负荷时水冷壁容易出现超温。降负荷阶段与升负荷时情况类似，给水流量、给煤量