许传凯 许云松
国家电力公司热工研究院
1 基本概况
我国电站的首台600 MW火力发电机组为元宝山电厂的2号机组，锅炉是德国Steinmiiller公司制造的亚临界本生型直流锅炉，燃用元宝山当地的老年褐煤，于1985年底投产。此后，随着国民经济的高速增长，对电力的急剧需求促进了大容量机组的发展，到目前为止，600 MW级(包括500 MW)的火力发电机组已有17台投入运行(见表1)。在今后几年中还将有近10台这种容量的机组陆续投产。
表1 600 MW级锅炉统计
电 厂
容量 MW
参 数
设计煤种
燃烧方式
磨煤机
制造厂商
投产年月
元宝山
600
亚临界
元宝山褐煤
直流燃烧器
八角布置
风扇磨S70-45
德国Steinmüller
1985-12
平圩
2×600
亚临界
淮南烟煤
四角切圆
中速磨RP-1003
HG-CE
1998-11
1992-12
北仑
2×600
亚临界
晋北烟煤
1.四角切圆
2.墙式对冲
HP-983
MPS-89G
ABB-CE
B&W
1991-10
1994-10
石洞口二厂
2×600
超临界
神木石圪台
烟煤
四角切圆
HP-943
ABB-CE
SULZER
1992-06
1992-12
神头二厂
2×500
亚临界
平 朔
洗烟煤
墙式对冲
(前后墙)
MPS-245
捷 克
SKODA
199207
1993-10
哈尔滨三厂
600
亚临界
鹤岗、
双鸭山烟煤
四角切圆
RP-1003
HG
1996-01
沙角C厂
3×660
亚临界
神府东胜
烟煤
四角切圆
HP-983
ABBCE
1996-06-24
1996-06-28
1996-06-05
盘山
2×500
超临界
晋北烟煤
墙式对冲
(两侧墙)
ZGM-95
中速磨
俄罗斯
1995-12
1996-05
邹县二期
2×600
亚临界
济宁烟煤
墙式对冲
FW&双进
双出球磨
F&W
1997-01
1997-11
所有这些机组都分别代表了各供货厂商的最新水平，但在投产后的较长时期内，存在问题比较多，运行不稳定。通过建设单位的共同努力，认真调试优化，严格科学管理，使大多数都发挥了正常的设计水平，锅炉运行效率比较高，都在91.00%以上，最好的达到95.25%(以低位发热量为准)。只有个别外国供货商对中国的煤质特性缺乏深刻的认识，造成了严重的设计失误和重大的经济损失。在这样一个不平凡的大机组发展过程中，我国的科研、设计、制造、建设和运行管理等部门都已积累了相当丰富的经验，必将对今后大型机组的稳步发展打下良好的基础。
2 结构特点及运行状况
2.1 结构特点
在已投的17台600 MW级机组锅炉中，除元宝山电厂2号炉为燃烧元宝山老年褐煤之外，其余均为燃用烟煤的锅炉。鉴于供货商的不同，采用的燃烧方式也各不相同，但主要为2大流派，即以ABBCE为代表的采用直流燃烧器、四角布置切圆燃烧方式和以B&W为代表的采用旋流燃烧器前后墙布置的对冲燃烧方式，神头二电厂和盘山电厂的600 MW级机组锅炉分别采用双蜗壳旋流燃烧器、前后墙布置和单蜗壳旋流燃烧器、两侧墙布置方式。
CE型锅炉采用炉水循环泵的控制循环汽水系统，B&W及F&W则采用自然循环汽水系统，神头二厂捷克产500 MW亚临界机组采用全负荷复合循环系统，元宝山电厂采用本生型强制循环直流炉，超临界机组均采用强制循环直流锅炉。
在采用的制粉系统中，元宝山电厂因燃用褐煤而采用德国传统的风扇磨煤机八角布置直吹系统，邹县电厂二期采用F&W技术的双进双出钢球磨煤机正压直吹系统。盘山电厂每台炉配置8台ZGM95型中速球磨机正压直吹系统，其余均为采用RP、HP、MPS型中速磨煤机的正压直吹系统。
各台锅炉机组的设计规范及结构特性参数汇总见表2、3所列。
表2 600 MW级机组锅炉设计规范及结构特性参数
项 目
平 圩
哈尔滨三厂
北 仑
沙角C
石洞口二厂
邹 县
元宝山
神头二厂
盘 山
机组号
1、2
3
1、2
1、2、3
1、2
5、6
2
1、2
1、2
额定功率/MW
600
600
600 600
660
600
600
600
500
500
BMCR/t*h-1
2 008
2 008
2 008 2 027
2 100
1 900
2 020
1 832
1 650
1 650
制造厂商
HGCE
HG
ABBCE B&W
ABBCE
Sulzer/CE
FWEC
Steinmüller
捷克SKODA
俄罗斯
锅炉型号
HG2008
/186M
HG2008
/18，2YM2
CC+RR RBC
FWEC2020
/18.101
ΠΠ1650
250515KT
锅炉布置型式
Π形
Π形
Π形
Π形
Π形
Π形
塔式
塔式
T形
主汽出口压力/MPa
18.29
18.20
18.20 18.20
18.20
25.40
18.07
18.60
17.46
25.00
过热汽温/℃
再热汽温/℃
540.6
540.6
540.0
540.0
540.0
540.0
540.0
542.7
541.0
569.0
541.0
541.0
545.0
545.0
540.0
540.0
545.0
545.0
给水温度/℃
278.3
278.3
279.7 276.0
275.0
286.0
278.9
257.0
255.0
275.0
设计排烟温度/℃
135
126
130 131
132
130
140
139
135
设计热效率(LHV)/%
87.93
(HHV)
92.08
92.80 93.33
87.78
(HHV)
92.53
92.55
91.50
90.50
91.50
制粉系统
RP1003
RP1003
HP983
MPS89G
HP983
HP943
FWD10D
双进球磨
S70.5
风扇磨
MPS245
ZGM95
炉膛宽/m
炉膛深/m
18.542
16.432
18.543
16.432
19.56(19.5)
16.43(17.4)
19.558
16.433
18.82
16.58
21.882
16.955
20.86
20.86
19.44
15.3
23.08
13.46
炉膛水平截面/m2
304.7
304.7
321.4(339.3)
321.4
312.0
371.0
435.14
297.43
310.66
炉膛高度/m
63.790
57.20(62.32)
56.995
62.130
61.900
57.920
76.000
炉膛容积/m3
17 067
16 607
15 042
15 485
16 100
16 884
18 551
16 894
16 117
上煤粉喷口中心
至屏底高/m
20.10
20.10
16.77(19.95)
16.76
20.03
25.72
33.50
21.71
炉膛容积热负荷
/kW.m-3
101.0
99.5
(149.8)
116 (119)
112.0
103.5
69.35
76.648
71.79
84.0
炉膛截面热负荷
/MW.m-2
5.49
5.64
5.45 4..96
5.4
5.34
3.12
3.79
4.08
4.04
燃烧器区域热负荷
/MW.m-2
2.109
1.490 1.300
1.480
0.967
0.916
注：括号内为2号炉数值。
表3 600 MW机组锅炉燃用煤种及煤质分析
项 目
平 圩
哈尔滨三厂
北 仑
沙角C
石洞口二厂
邹 县
元宝山
神头二厂
盘 山
设计煤种
淮南烟煤
鹤岗+
双鸭山
晋山烟煤
神府东胜
神木石圪台
济宁烟煤
元宝山褐煤
平朔洗烟煤
晋北烟煤
VdAf/%
36.81
32.36
30.00
30.85
41.52
61.00
39.32
32.30
Aar/%
27.61
28.1
21.17
15.00
7.72
28.74
24.41
37.00
19.77
FC/VN
1.81
1.78
2.09
2.24
1.81
Qnet.ar/MJ.k-1g
20.525
22.410
22.558
22.900
19.556
12.527
15.910
22.440
(DT/ST)/℃
1 110/1 300
1 100/1 190
1 130/1 210
1 120/1 150
1 270/1 350
1 260/1 330
＞1 500
1 110/1 198
2.2 运行状况
在早期投运的机组中，几乎都经历了较长的“成长期”，通常为3 a左右。在此期间存在的主要问题有：炉内结渣、过热器与再热器超温爆管、出力不足等，致使锅炉机组运行很不稳定，非计划停运次数多而时间长，利用系数平均为45%～50%，平均等效可用系数仅为60%～68%。造成这一状况的原因是多方面的，包括设备的设计、制造、安装质量、运行操作和管理等，但在大多数情况下，最主要的还是设备(包括主要辅机设备)的设计、制造和安装质量问题。比较突出的例子如下。
最为突出的是元宝山电厂2号机组，它是我国首台引进的600 MW机组，自1985年底投产后，运行很不正常，炉内严重结渣，负荷带不上，连续运行时间很短，直到1993年以前，机组最高负荷仍只能是520 MW，不得不于1994年1月1日起将铭牌出力改为520 MW。炉内严重结渣是锅炉正常运行的最大障碍。通过长达10 a的大量的设备改进、运行调整试验和加强燃烧管理等工作，直到1997年9月才通过了锅炉额定负荷600 MW下的168 h运行考核试验，实属罕见。
在引进的600 MW机组中，北仑电厂1号机组锅炉在投运初期运行不稳定。在造成运行不稳定的诸多因素中，锅炉设计欠合理及燃用煤质不适应是主要的矛盾。自首次并网发电以后，曾有再热器与过热器的爆管现象，在1993年3月发生了因炉膛内严重结渣和冷渣斗内大量堆渣而发生炉膛下部严重破坏的罕见事故。
在国产的600 MW机组中，平圩电厂1号炉是国产首台按美国CE公司引进技术设计制造的，仅就1989年11月正式移交试生产到1990年11月期间，就曾对锅炉进行过2次有计划检修和40次临时检修。存在的主要问题是：(1)四角燃烧器不能正常摆动；(2)过热蒸汽温度两侧偏差大，一级喷水减温调节时滞大；(3)磨煤机出力不足，煤粉细度达不到设计要求等。于1994年10月以后又多次发生锅炉水冷壁管因横向裂纹而引起的爆管漏泄事故。
哈尔滨第三发电厂3号600 MW机组于1996年元月投产，在1996～1997年的2 a中，平均等效可用率仅为43.99%，平均非计划停运次数为40.56次/(台*年)。除了汽轮机等方面的原因外，锅炉方面的主要问题有：受热面焊口漏泄；空气预热器着火严重烧损；燃烧器摆动调节机构销子经常断裂及磨煤机等辅助设备问题。此外预热器出口风温达不到设计值(低40～50 ℃)，空气预热器漏风率高及过热器系统阻力损失大、汽温调节困难等问题还直接影响着锅炉运行的经济性。
沙角C电厂660 MW机组于1996年6月投产，在同年的7～12月期间，曾因炉内严重结渣而被迫8次停炉清渣。在1997年内1、3号机组的非计划停运次数分别为29次和27次，2号机组的等效可用率仅为63.94%。
随着机组容量的增大，其运行可靠性对机组本身经济性及对电网的影响也越大。实际调研表明，在最近一个时期内，对大容量机组发展过程中所遇到的、人们关切的、也是比较突出的问题是炉内受热面的结渣、炉膛出口烟气能量偏差和过/再热器爆管问题。本文将在后面予以专门论述。
此外，可靠性统计资料也表明，通常在同一电厂内首台机组的运行状态较差，而随后的机组运行状态就会好得多，这充分说明，由于大型600 MW机组在我国的发展较晚，但速度却很高，毕竟还是缺乏建设和运行管理等各方面的经验，一旦取得经验，就会有明显的改观。
3 锅炉出口烟气的能量偏差
任何锅炉炉膛出口都比较普遍地存在着烟气的能量偏差(gse1-gas sidf energy imbalance)只是偏差的程度各有差异，俗称锅炉炉膛出口烟气偏差，包括烟气温度和速度(流量)的偏差。在水平烟道进口的垂直断面上，这种偏差既存在于上下方向，也存在于左右两侧方向上。其对锅炉运行的影响也随首锅炉的不同而千差万别，有些可能没有什么影响，有的可能影响较大，甚至诱发受热面严重结渣沾污或爆管事故。
采用直流燃烧器四角布置切圆燃烧方式的锅炉，是由于炉内强烈旋转的上升气流在到达炉膛出口处时仍有残余旋转存在，以及气流向水平方向转弯的结果，加之该处分隔屏或后屏的特定结构所造成的。
这种烟气能量偏差将会导致其后各级过热器、再热器的壁温和蒸汽温度的偏差，如果过热器或再热器的系统设计布置不当，汽侧存在的热力偏差将可能加剧这一偏差，迫使在汽温高的一侧大量使用减温水，当局部壁温长期超出金属材料耐温极限时，将会导致爆管。以平圩电厂1号炉试验数据为例，过热器出口最大壁温差达87 ℃，最大偏差(指相对于平均壁温)为46 ℃，再热器出口最大壁温差为108 ℃，最大偏差达64 ℃；又如北仑电厂1号炉600 MW负荷时，左右平均烟温差70 ℃，450 MW负荷时，最高达96 ℃。
炉膛出口的烟气能量偏差也会引起高温受热面的沾污结渣，进一步影响过热器与再热器的汽温特性，甚至影响其运行的安全可靠性，处理不当时，有可能导致运行事故。
这一偏差现象其实早已客观存在，过去只是因我国电站锅炉的容量比较小，过热器系统设计和金属材料的选用等方面能确保受热面金属温度不超过其允许值，长期运行而不频繁发生超温爆管事故。而近期内大量大机组的投运，有些锅炉因过热器、再热器系统设计欠合理；造成烟侧偏差与汽侧偏差相叠加，或因其选用管材的许用温度极限较低，裕度偏小，或因某些实际使用金属材料的许用温度定值不可靠，引起过热器或再热器的超温爆管，使炉膛出口烟气能量偏差影响问题突出起来，成为一个热点问题，引起了业内人士的广泛关注。
要想彻底消除这种偏差而达到非常均匀是不可能的，同时，也是不必要的。但是，设法减小这种偏差程度，有效而合理地选用各级管金属材料，设法减少或消除由此而产生的金属材料超温爆管事故是必要而又完全可能的。
为减轻炉膛出口烟气能量偏差程度，首先应从燃烧器的设计布置着手，组织恰到好处的切圆燃烧空气动力工况，尽可能减少炉膛出口处烟气的残余旋转和能量偏差。上海锅炉厂为外高桥电厂设计制造的300 MW机组锅炉，采用CFSⅡ型同心反切燃烧器系统，一次风逆时针切圆，二次风顺时针切圆布置，通过将最上层燃烬风在一次风中心线基础上再向逆时针方向偏转25°，取得了良好的消旋作用。加上过热器与再热器系统设计的改进，例如，过热器采用2级喷水减温，屏式再热器与末级再热器间用导汽管进行左右交叉等，使末级过热器在主汽温度达到额定值时的最大偏差为10～11 ℃，末级再热器壁温的最大偏差也仅11 ℃。平圩电厂1、2号炉将上部二次风和顶部燃烬风反切22°后，使烟温偏差降低约100 ℃，屏式再热器及末级再热器也很少出现超温现象。北仑电厂1号炉进行类似的燃烧器改造后，使炉膛两侧出口烟温偏差减少了50 ℃左右，过热器和再热器爆管现象也得到了明显的改观。
可见，对于直流燃烧器四角布置切圆燃烧方式锅炉，通过一、二次风及顶部燃烬风(OFA)之间正反切圆的适当配合是可以大大减小炉膛出口烟气能量偏差的。但目前还未能达到得心应手的水平，如果反切不当，非但很难奏效，反而可能导致火焰中心上移或燃烬度降低等弊端，因此，还必须继续不断地进行深入的研究，以便更确切地掌握一、二次风正反切布置对炉内燃烧工况及炉膛出口烟气能量偏差影响的规律性。也可以看出研究开发和应用能左右摆动的喷口是必要的，届时，将可在锅炉投运时，通过优化调整而将各个喷口设定在某个适宜的切圆位置上。
为了减少或消除过热器和再热器超温爆管事故，进行正确而合理的过热器、再热器系统设计，包括各段受热面位置的合理选择，两者受热面积的匹配以及减温器的合理配置。实践经验表明，为减小热力偏差，减少高档耐温管材的用量，各段受热面之间进行正确的交叉混合是十分必要的，但这种交叉混合应特别注意避免汽侧热偏差与烟侧热偏差相互叠加。实践也证明，在我国大型电站锅炉过热器系统中设置2级减温器且双侧布置以及再热器的减温器单级双侧布置都是十分可取的。与此同时，在设计中选用恰当的金属材料，保证其在使用中有足够的耐温裕量，同样是确保受热面安全可靠不发生爆管事故的重要环节。
4 炉内结渣沾污
4.1 炉内结渣状况
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