2000t／h锅炉高温过热器氧化皮形成剥离机理分析与综合治理(三)

电力18讯：    3 防范措施及改造方案探讨
　　3．1完善监视手段及加强现场管理

　　高温受热面的壁温测点是监视受热面工况的重要手段，保证锅炉启停及正常运行中监视温度变化趋势。做到早发现、早处理。目前扬二电在高过出口管增设约150只热电偶及相应的数据采集显示系统，结合PI系统将管壁温度、介质温度超限点有机的纳入指标考核中，其效果是明显的。

　　3．2 利用小修等停炉机会分析情况

　　通过分析管壁温高低分布情况，有重点的利用拍片检查的手段来检查确认屏底部弯头部位是否有氧化层碎片的堆积，测量炉管外径胀粗判断是否存在超温情况，做到早发现、早处理，同时能对受热面寿命进行有效的跟踪评价。

　　3．3 目前运行人员可采取的控制措施

　　3．3．1合理调配机组负荷

　　正常运行中，两台机运行时尽量合理调配机组负荷，控制单台机负荷270MW以上，合理调整燃烧工况，加强对锅炉主、再热汽温及锅炉各受热面壁温的控制及调整，尽量减少主、再热汽温及锅炉各受热面壁温的大幅度波动。

　　3．3．2 吹灰是去除积灰和增强炉膛吸热的有效手段

　　扬二电已在燃烧器区另外安装了42只吹灰器，并调整了吹灰方式和次数：从过热器减温水量的变化可看出吹灰的的效果，见图9。炉膛吹灰后，过热器减温水量减少了大约60t／h，表明炉膛吸热能力增加了4%。同样，过热器管壁温度地降低5℃～10℃。

　　1)启动节点：锅炉起压后及时投入旁路系统一一机组冲转至3000rpm后尽早投入高低加、暖好两台磨一一机组并网后及时安排小机的冲转准备工作一一60MW时进行小机的冲转暖机逐步将主汽压升至8.5MPa将一台汽泵并入给水系统运行，在汽包管壁温度、汽机差胀及缸胀允许的情况下应缩短机组启动时间。小机能否在并网前冲转暖机有必要进一步探讨。

　　2)注意减温水的调整，控制汽温上升串1.85□／min以下平稳上升，60MW以下时尽量少投用二级减温水。

　　3)加强锅炉管壁温度的监视，发现异常点尽早带负荷至270MW以上，必要时采用快速升降负荷变压冲洗，低汽压大流量定压冲洗的方法，但需要注意的是氧化皮剥离后进入汽轮机将会造成主汽门卡涩和固体颗粒侵蚀汽轮机部件的危害问题。


　　3．3．5 机组滑停过程中采取的主要措施

　　1)注意主汽温及锅炉金属壁温的监视和调整，控制汽温下降率小于1.85℃／min平稳下降，机组负荷降至I00MW以下时少用二级减温水。

　　2)在300MW-270MW负荷之间，逐步控制主汽压11MPa，主汽温475℃左右，保证其滑停时间，在汽缸绝对膨胀基本不降时逐步减负荷，能保证滑停质量的同时，相对缩短机组在低负荷阶段的滑停时间。

　　3)机组停炉后尽量不采用强制通风冷却方式。

　　3．4 中长期改造方案探讨

　　3．4. 1 改善磨煤机出口煤粉均匀性，保证其偏差不大于10%，煤粉均匀性改善后优化调整配风降低炉膛出口烟温，不仅能进一步降低锅炉减温水量、管壁温，同时能降低飞灰可燃物，减轻屏过、高过及高再部位的积焦(灰)问题，安全经济效益是明显的。

　　1)将现有静态分离器全部改装为可调特性好的动态分离器，目前该技术在发达国家(特别是德国)已很成熟，在扬二电#1炉A磨上改装的动态分离器总体效果是有的，但可调特性差，应在进一步吸收国外经验的基础上不断完善，并在其它磨上实施。

　　2)可在磨煤机出口增装双可调煤粉分配器，该技术目前在国内较成熟，并能控制磨煤机出口煤粉浓度偏差不大于10%。

　　3．4．2 解决汽侧热负荷偏差，避免局部管屏超温。对于高温过热器第31、34屏，可在流量较大的管子入口处加装节流圈，使12根管子的流量均匀；对于第10至17屏，可在靠近炉膛两侧的管屏小集箱上加节流圈，使这部分管屏的蒸汽流量分配到第10至第17管屏、第47至54屏上，使所增加的蒸汽流量来平衡烟气侧的热负荷，从而降低壁温。

　　3．4．3 更换Cr含量高的管材提高金属抗氧化能力。氧化皮剥落的问题在铁素体和奥氏体材料上均有发生，各种材料在抗氧化和剥落上有所差别，材料中cr含量的增加有助于提高金属抗氧化能力，减缓氧化皮剥落的发生。如高温受热面常用材料中T91抗氧化性能优于T22材料，其允许管壁温可在620℃-650℃以上，扬二电锅炉是因制造厂总体设计存在偏差引起的一系列问题，结合以上方案的改造可局部整屏更换高特级管材。