1、盘电公司过热器、高温再热器管氧化皮堵塞防治工作介绍1. 设备概况天津国华盘山发电有限责任公司安装两台由前苏联成套引进的 500MW 超临界燃煤发电机组，由莫斯科火电设计院和华北电力设计院联合设计，锅炉为俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的 165025545（76 型）超临界压力、直流、一次中间再热、平衡通风的固态排渣煤粉炉。锅炉主要设计参数参数名称 单位 100%额定负荷 70%额定负荷锅炉最大连续蒸发量 t/h 1650 1150一次蒸汽出口压力 MPa 25.0 24.2一次蒸汽出口温度 545 545给水温度 267 253二次蒸汽流量 t/h 1380 971二次蒸汽出口压力
2、 MPa 4.0 2.9二次蒸汽出口温度 545 545二次蒸汽进口温度 295 269锅炉热效率 % 91.96 92.16锅炉燃料耗量 t/h 208 153排烟温度 134 126热风温度 320 300锅炉设计为室内布置，单炉膛全悬吊结构，左右两侧各有一对流竖井，炉本体呈“T”型结构。炉膛断面呈矩形 2308013864mm，四壁由 32612Cr1MoV 的膜式水冷壁构成。锅炉一、二次汽水流程以炉膛前、后墙中心线为界分为左、右两个对称的独立流程，每个流程的给水和汽温调节都是独立的。炉膛受热面为垂直往复一次上升布置，标高 44.7m 以上为上辐射区，44.7m 以下为下辐射区。下辐射区
3、前后墙分别有 6 个组件，两侧墙各有 10个组件。前后墙相邻的 3 个组件与侧墙的半个组件组成下辐射，侧墙每 4 个组件加上相邻半个组件构成下辐射。上辐射区前后墙各有 6 个组件，组成上辐射，两侧墙各有 10 个组件，组成上辐射。每个组件由 48 根水冷壁组成。一次汽水流程由省煤器、下辐射、下辐射、上辐射、上辐射、汽- 汽交换器、顶棚和包墙受热面、内置阀门、级屏式过热器和高温过热器组成。在锅炉两个流程中，给水进入省煤器前各设有一旁路，即 21%旁路，此旁路设有截门并在下辐射入口与主给水汇合，其目的是减小下辐射和下辐射的出口工质温差，从而降低下辐射和下辐射相邻管之间的应力，但同时也降低了下辐射的
4、工质质量流量。二次汽水流程由汽-汽交换器、冷段再热器、热段再热器组成。沿烟气流程在炉膛顶部及水平烟道内布置有三组屏式过热器、高温对流再热器、对流过热器。对流竖井内布置有低温再热器、省煤器。锅炉水平烟道内屏式过热器、高温对流过热器和高温再热器的清洗，是利用 36 个纵深移动的吹灰器对水平烟道的受热面进行清理。2. 机组运行情况简介1 机组于 1995 年 12 月 31 日由北京电建建成后经华北电力科学研究院进行调试通过168 小时试运行移交电厂，2 机组于 1996 年 5 月 15 日2 机组由山西电建建成后经华北电力科学研究院进行调试通过 168 小时试运行移交电厂。从 1999 年 8
5、月开始，两台机组根据电网要求开始低于 60%额定负荷运行，最低调峰至50%额定负荷。1998 年盘电公司改组为国华盘山发电有限责任公司后，开始试烧神华煤，从 2000 年 3 月开始全部燃用神华煤。自投产截止 2006 年 11 月 30 日，#1 机组总共运行 73906 小时；#2 机组总共运行 74027小时。3. 盘电公司锅炉过热器再热汽管泄漏情况自投产以来，盘电公司两台锅炉过热器、高温再热汽管共发生过 3 次泄漏，分别是：3.1. 1996 年 7 月 18 日，#1 锅炉在投入生产运行 7 个月后左侧级屏过第 18 排第 6 根出口靠近顶棚部位爆管泄漏，对爆管部位进行检查未见异物，
6、怀疑该管被异物堵塞，爆管后异物已经从喷出。3.2. 2002 年 1 月 29 日，#1 锅炉运行中甲侧高过第 97 排管屏第 3 根标高 69 米处发生爆漏，对爆管部位取样检验确定爆管原因为管材短期超温过热所致。当时对被吹损的第 94排管屏第 1 根过热器管打堵；对爆口周围有明显冲刷减薄现象的第 97 排管屏第 1、2根和第 98 排管屏第 1、2、3、4、5 根过热器管进行了更换。2002 年 9 月 29 日在1 机组大修过程中对爆管进行窥镜检查发现管内被异物严重堵塞，蒸汽已经基本不能流通。见下图：3.3. 2004 年 6 月 25 日，#1 炉费斯顿第 19 排第 1 根发生过热爆管
7、，将对面的屏第 18排第 1 根呲漏。截止到目前为止，盘电公司未发生因过热器、高温再热器管因氧化皮堵塞造成的爆管事件。4. 氧化皮检查情况盘电公司十分重视氧化皮情况的检查，特别是在一些容易由氧化皮脱落造成影响的部件的检查，每次检修只要条件允许，都将氧化皮的检查作为一项重点工作进行，以下是给雷部件氧化皮情况的检查情况：4.1. 中压调速门、 中压导气管，高压调速门、主汽门、高压导气管检查情况2007 年 A 修检查与 2002 年大修检查比较氧化皮有所好转，检查情况如下：4.1.1. 中压调速气门门芯外侧有薄层灰蓝色氧化皮成小面积脱落，厚约 0.1 毫米。氧化皮呈鼓包状。4.1.2. 高压调速气
8、门灰蓝色氧化皮脱落，氧化皮厚约 0.1 毫米。4.1.3. 主汽门体为钢灰色氧化皮有较大的面积脱落，厚约 0.12 毫米，钢灰色色氧化皮4.1.4. 2007 年大修检查高压导气管无氧化皮脱落，为淘红色。4.1.5. 2007 年大修检查中压导气管内壁呈钢灰色有氧化皮脱落，厚约 0.22mm。4.2. 过热器、高温再热器割管检查情况：高温过热器内壁检查：内壁表层为钢灰色膜状，无氧化皮脱落。弯头：表面呈钢灰色膜状，无积水痕迹和杂质，无氧化皮脱落。屏过热器检查：表层为深蓝灰色膜状物，无氧化皮脱落。以上均为 2007 年#1 炉 A 级检修的割管检查情况， #2 炉2009 年检查情况基本相同。4.
9、3. 过热器、高温再热器内壁氧化皮电磁法检查情况：盘电公司聘请专业人员每年均对两台锅炉的过热器、高温再热器内壁氧化皮情况适用电磁法进行了检查，检查比例根据检修类别有所不同，A 级检修为 50%，C 级检修为20%。2009 年#1 机组 C 修和#2 机组 A 修的检测结论为电磁信号较小，表明内壁基本没有脱落的氧化皮存在，随即根据电磁法检查的结果，对电磁信号最大的管子进行了割管检查，检查情况证实了检测的结果。5. 过热器、高温再热器内壁氧化皮情况的分析和治理的体会受热面氧化现象首先是铁元素的氧化。在 570以下，生成的氧化膜是由 Fe2O3 和Fe3O4 组成，Fe 2O3 和 Fe3O4 都
10、比较致密（尤其是 Fe3O4），因而可以保护钢材以免其进一步氧化。当超过 570时，氧化膜由 Fe2O3、Fe 3O4、FeO 三层组成（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， FeO 是不致密的，因此破坏了整个氧化膜的稳定性，这样氧化过程得以继续下去。由于氧化皮和管子金属的膨胀系数不同，在参数发生变化时，氧化皮有发生脱落的可能。根据以上的氧化皮形成机理，我们认为严格地执行各项化学水处理指标是保证氧化皮形成是否致密的主要措施；严格地控制参数变化，优化机组运行控制是减少和避免氧化皮剥落的主要方法。因此我们主要围绕以下方面开展工作：5.1. 在化学水处
11、理方面盘电公司机组水化学工况为 CWT 处理工况，2 机组 1998 年实施加氧处理，1 机组 1999 年采用联合水处理工况，机组加氧为两点，主要加氧点设计给水泵入口处，即在除氧器下水管上，辅助加氧点设计在三级凝泵入口，给水控制标准为：氢电率0.15S/cm， pH=8.38.7，溶解氧为 50100g/L 。5.1.1. 机组启动冲洗过程中的控制指标冷态启动，冲洗过程水质控制指标为(1) 冲洗凝汽器(YD3mol/L，SiO 2300g/L，Fe300g/L)；(2) 启动加氨设备(pH 值=9.19.3)；(3) 冲洗除氧器(YD1mol/L，SiO 2100g/L，Fe100g/L)；
12、 (4) 冷态冲洗(YD1mol/L，SiO 2100g/L，Fe100g/L ，pH 值=9.1 9.3) ；(5) 热态冲洗(YD1mol/L，SiO 2100g/L，Fe100g/L，pH 值=9.19.3)；5.1.2. 疏水回收控制标准3 300 300 100 排放3 300 300 100 回收至污凝水箱小机凝结水与疏水箱疏水 1 100 100 回收至凝汽器5.1.3. 机组启动时工况的转换条件机组启动后机组启动工况为挥发性工况（AVT 工况）给水 PH9.19.3，当给水 DD(H+)0.1S/cm，主汽 DD(H+)0.15s/cm，且机组水汽指标稳定运行四小时以后机组加氧
13、。调节给水 pH 值 8.38.7; 给水含氧量为 50100g/L。当主汽溶解氧达到 50g/L 以上时，III 级凝泵入口进行加氧使除氧器前水样含氧量在 50100 g/L。5.1.4. 水工况异常处理5.1.4.1. 给水 DD(H+)0.15S/cm24 小时后，将 CWT 工况转为 AVT 工况。5.1.4.2. 凝器汽泄漏严重，经 OY 处理后的 DD0.1 S/cm，将 CWT 工况转为 AVT 工况运行。5.1.4.3. 加氧装置或系统出现故障，无法控制加氧量时，将 CWT 工况转为 AVT 工况运行。5.1.5. 机组稳定正常汽水控制指标设备名称 取样部位 项目 标准 单位
14、抄表 手工DD（H+） 0.2 S/cm 1hO2 50 g/L 1h 6hYD 0 mol/L 6h凝结水 级凝泵出口Na 10 g/L 6hNa 3 g/L 6hFe 5 g/L 6h阳床出口YD 0 mol/L 6hNa 3 g/L 6hFe 5 g/L 24hYD 0 mol/L 6hSiO2 10 g/L 6hDD 0.1 S/cm 1h 6hCl- 3 g/L凝结水处理混床出口铜 2 g/L给水 省煤器前 pH 值 8.38.7 1h 6hO2 50100 g/L 1h 6hYD 0 mol/L 6hNa 3 g/L 6hCu 3 g/LFe 10 g/L 24hSiO2 10 g
15、/L 6hDD（H+） 0.15 S/cm 1hCl- 3 g/L 1g/LDD（H+） 0.15 S/cm 1hNa 3 g/L 1h 6hSiO2 10 g/L 1h 6h主汽 主汽管道O2 50100 g/L 1h 6hDD（H+） 0.15 S/cm 6hNa 3 g/L 6hSiO2 10 g/L 6h再热汽 再热汽管道O2 50100 g/L 6h5.1.6. 加强在线监测仪表的管理和维护机组水汽品质合格与否主要通过在线仪表的准确性，因此在线化学仪表传感器的维护工作关键是要建立严格的定期工作制度，制订每月的定期工作计划。本厂在线化学仪表主要执行技术监督标准及火力发电厂在线工业化学仪
16、表检验规程，在线化学仪表定期工作周期主要根据现场实际情况（主要是介质）、相关规程、维护工作经验而定，分别由专人进行维护，执行定期校验制度。 在线工业电导率仪每半年校正一次。在线 PH 表计每月校正一次。在线溶氧分析表每 2 月校正一次。5.2. 在锅炉运行控制方面从锅炉运行角度我们主要针对锅炉燃烧调整和水工况调整防止超温等方面进行控制，以保证参数稳定，避免参数大幅变化或超温造成氧化皮剥落。自 2003 年到现在由于我们对锅炉温度控制不断深入，从系统改进到操作规范上做了不少工作，我们的锅炉出口温度没有一次超过 560，各分支流道超过 550纳入考核管理，现在分支流道超过 550超温报警现象已经很
17、少，部分主值已实现连续 1 年无超温报警。截至到现在我们控制年超、低温总和基本 20-30 次左右，较以前在温度控制上有大幅度提高。2006 年#1、2 炉主、再热汽温度 550552.8时间统计：#1 炉主汽 2 分 13 秒、再热汽 1 分 41 秒；#2 炉主汽 7 分 47 秒、再热汽 10 分 24 秒。0246810121416一 月 二 月 三 月 四 月 五 月 六 月 七 月 八 月 九 月 十 月 十 一 月 十 二 月20032004200520062007#1 机组朝闻情况统计图5.2.1. 机组启动工况5.2.1.1. 在锅炉上水期间对不同的启动状态严格控制上水温度、
18、上水速度，避免上水过程管道振动，使管道应力增加，规范操作人员行为执行操作票，避免值班员操作随意性。5.2.1.2. 针对直流锅炉特点，在点火前按照规程严格控制冷态冲洗时间，根据冷态冲洗时间和水质化验指标控制点火时间。水质不合格禁止点火。5.2.1.3. 锅炉点火后根据锅炉启动状态，对锅炉升温升压速度进行控制，锅炉未发生过超压现象。启动过程温度控制主要是升温速度，在初期超温现象不容易发生，由于直流炉要控制热态冲洗参数（180-220）因此升温速度控制没有出现过超限现象。5.2.1.4. 严格控制热态冲洗指标，指标不合格禁止升参数。5.2.1.5. 减少再热器在启动状态时干烧对管材危害，严格控制锅
19、炉启动时转向室温度不超过 550，任何情况下再热器干烧时转向室温度不超过 600，避免再热器管道超温。5.2.2. 机组停运保养5.2.2.1. 锅炉停运保养严格执行保养规定，根据机组停运时间不同采用不同的保养方式。现在主要对锅炉进行热炉保养。控制锅炉热态放水时间，避免部分管道积水腐蚀，使积水能够受热蒸发，保持管道内清洁。5.2.2.2. 严格控制停机后的降温降压速度，包括受热面上水冷却、通风冷却制定明确的技术措施，指导运行人员操作。5.2.3. 烧系统控制燃烧系统对于控制锅炉超温起着至关重要的作用，合理的燃烧工况能够将炉膛热负荷均匀分配，保证各受热面受热均衡减少热偏差。5.2.3.1. 通过
20、机组检修后锅炉空气动力场试验，确保机组启动后燃烧工况稳定，火焰中心不发生偏斜。对一二次风进行调平工作，使各喷燃器都处在良好工作状态，出力均匀，没有冲刷水冷壁现象避免局部过热。5.2.3.2. 在制粉系统控制中我们主要在启停操作、运行方式、定期切换上做工作。5.2.3.3. 制粉系统启停操作我们主要执行操作票，现在我们已经对制粉系统操作形成比较规范的操作程序，减少启停时对锅炉热负荷扰动，避免对由于热负荷波动大造成对系统参数大幅扰动。5.2.3.4. 在运行方式上我们针对机组不同负荷，各种变工况制定详细的制粉系统运行方式，比如在低负荷、水吹灰时对制粉系统方式有明确规定，避免特殊工况炉内热负荷不均。
21、5.2.3.5. 由于制粉系统长期运行一种固定方式会使锅炉部分受热面温差增大，因此我们定期对制粉系统进行方式切换，纳入到定期工作中。5.2.3.6. 在混烧煤控制我们根据不同煤种进行混烧前试验和参数分析，确定混烧比例和相关吹灰和制粉系统方式调整，确保混烧期间锅炉参数在可控范围内，严密监视锅炉结焦变化。关注煤质变化及时应对煤质变化对锅炉参数的影响，提前进行控制并制定预案。5.2.4. 吹灰系统5.2.4.1. 为保证受热面清洁我们对吹灰系统吹灰方式及吹灰频率根据实际结焦情况，燃用不同煤种进行规定，保证受热面清洁避免由于结焦造成管壁超温。5.2.4.2. 通过运行人员对吹灰时长期的经验积累，针对不
22、同吹灰器对参数的影响，有针对性的进行超前调整，避免由于操作不当造成受热面超温。同时还对特殊制粉系统运行方式停止水吹灰进行规定，避免由于制粉系统方式不好造成管壁超温。5.2.4.3. 吹灰过程如果出现故障，针对不同故障制定处理原则，避免由于吹灰器故障吹损受热面。6. 结论与下一步的工作由于奥氏体钢过热器、高温再热器管氧化皮堵塞问题出现的机理国内目前尚无定论，所以我们也无法就此问题作一准确的回答，盘电公司也只能根据盘点的实际情况做出一些粗浅的判断，我们认为：首先，奥氏体钢过热器、高温再热器管氧化皮堵塞问题与给水加氧运行没有直接的关系；其次，严格地执行各项化学水处理指标是保证氧化皮形成是否致密的主要措施；最后，严格地控制参数变化，优化机组运行控制是减少和避免氧化皮剥落的主要方法。虽然盘电公司没有出现奥氏体钢过热器、高温再热器管氧化皮堵塞，但不能说今后就一定不会发生。盘电公司还将继续把控制和杜绝奥氏体钢过热器、高温再热器管氧化皮堵塞问题作为工作的重点，在现有工作的基础上积极地进行进一步的分析和研究，做好运行控制和检验检查工作，为盘电公司机组的安全稳定运行做出最得的努力。
