900MW超临界塔式锅炉的调试及运行

    上海外高桥电厂二期2×900MW工程采用德国ALSTOM－EVT的塔式炉，系超临界，一次再热，扩容式启动，分离器内置，螺旋水冷壁，滑压运行，单炉膛四角切圆燃烧，露天布置，平衡通风，固态排渣煤粉锅炉(图l) ，它是目前世界上最大的燃烟煤单炉膛锅炉。
    基本设计参数如下：
    过热蒸汽流量      2788t/h;
    过热燕汽压力／温度     25.76MPa/542℃；
    再热蒸汽流量         2476t / h; 
    再热器进口蒸汽压力／温度     5.92MPa/319.3℃；
    再热器出口蒸汽压力／温度    5.74MPa/568℃；
    给水温度            272.6℃；
    排烟温度            130℃；
    设计煤种            神府-东胜烟煤。
1  锅炉的调试及启动 
1.1 一次风调平及空气动力场试验
    按中国的调试规程，一次风调平及锅炉空气动力场试验是锅炉启动前的冷态基本调试项目。但在本工程的设计联络会上，AISTOM对此断然拒绝。他们认为。冷热态工况差别太大，冷态的试验结果对热态的运行没有任何指导意义。对于一次风系统，他们指出，在热态，不仅温度不同，运行时大量煤粉充斥管内，其流动特性与冷态无粉时也截然不同。如果将一次风调成冷态平衡，热态带粉运行工况将出现不平衡。这除了会造成炉内燃烧切圆偏斜外，还会导致流速偏低的一次风管发生堵粉及自燃。为达到热态带粉工况下的平衡，确保锅炉切圆燃烧的安全，ALSTOM采用的是计算法。根据大量的基础实验数据。运用计算机流体动力学分析方法，分别求出每台磨煤机对应的4个一次风管系热态带粉时的阻力偏差。而后在每根一次风管道内加配一个不同孔径的节流孔板，理论上可使系统在正常运行时达到动态平衡运行实践证明，这种方法是正确的。
            
    从2003年日月第一台锅炉开始冲管泵今，从未发生过一起一次风管堵粉或自燃的情况，并且磨煤机的出风温度通常在83℃-85℃，比之国内燃用同类煤种的300MW～600Mw机组高得多。另外，从工业电视上所看到的炉内切圆燃烧工况良好，应该说，ALSTOM的设计是成功的。 
1.2 化学清洗
    按合同，锅沪酸洗由ALSTOM负责。在投标及合同谈判阶段，德方一直推荐采用氢氟酸进行酸洗，鉴于上海地区难以对这种酸洗后的废弃物进行符合环保要求的处理，故最终决定采用柠檬酸。由于对流受热面均为水平布置，能排尽管内积水（酸），故过热器及再热器等整个受热面都被纳入酸洗范畴。这里值得介绍的是德方酸洗工艺的两个特殊之处：一是为解决再热器内流速过低的问题，将再热器系统4个减温器的芯子抽出，加入临时阀芯。酸洗中将其中的2个开启，另2个关闭，过一定时间再切换，这使再热器中的流速提高了1倍；二是将电动给水泵与2台凝结水泵临时并联运行，在酸洗前后对整个系统进行大流量水冲洗(流量高达4200t/h)，利用其大的动量将系统内的各种沉淀的垢物和杂质带出系统。 
1.3 冲管
    虽然德方声称经过他们的这种酸洗工艺处理后可不进行冲管，但我方尚无此把握。当然，工艺仍按德方规定，采用开式稳压冲管，最高稳定热负荷达45%BMCR，持续约20min，每天只进行一次。这样，每次的平均间隔超20h，使锅炉有充分的冷却时间，让管子内壁氧化物等通过这种冷热循环而自然剥离，提高冲管的效果。2台锅炉要不是遇到了临冲管爆管等事故，连续冲5-7天，靶板基本上就能合格。因此，这其实也是最省钱省时的方法。
    应该指出，从我们以往的经验来看，这种冲管的标准实际上是最高的，因为一旦靶板合格，说明系统内的氧化残留物己基本上被清除不净。国内汽包炉的降压冲管，当第一次靶板合格后需停炉12h再冲，此停炉以后的第一次冲管，由于大量剥离氧化物被冲出，其靶板一定是“一塌糊涂”。而后的冲管，一旦靶板合格便可停冲。但事实上，一次停炉并不能彻底清除管内氧化垢物。假设在此结束冲管后，过20h再点火冲一次，可以断定其靶板仍会“惨不忍睹”。这就能解释许多新机组在投产l年后的揭缸检查时，发现调节级已是麻点一片。
1.4 带旁路启动[1]
    按中、美、日等国的技术规范，新机组调试阶段允许蒸汽品质低于正常运行标准，通过不同负荷阶段的“洗硅”等调试步骤，不断改善汽水品质以逐步达到生产标准。在此过程中，不可避免地造成大量低标准的蒸汽进入汽轮机。但德国的超（超）临界机组，即使在调试阶段，也必须执行正常运行的蒸汽品质标准。因此，在汽轮机启动前，要经过一个锅炉带旁路运行过程，并维持相当的热负荷。通过采取加大炉水的置换力度[2]及投入凝结水精处理系统等措施以逐步提高汽水品质。经过数天甚至数星期的时间，当主、再热蒸气及凝结水质符合标准后才能冲转汽轮机。这一程序不仅应用于基建阶段，即使在投产后，机组的每次冷态启动都必须先带旁路运行。用这种方法实际上起到两个作用：一是相当于洗硅，二是将启动过程中产生的氧化铁剥离物及固体颗粒[3]直接排入凝汽器。因此，可彻底杜绝调试及启动阶段低标准蒸汽对汽轮机通流部分造成的侵害，大大减轻了SPE问题，这对百万千瓦级超（超）临界汽轮机尤为重要。
    由于本工程已注意在冲管阶段就加大炉水的置换力度，故第一台锅炉的带旁路运行只用了3天就达到了预期目标，这中间还包括了近1天的停炉换水。
    目前，2台汽轮发电机都已通过了性能考核试验，汽轮机的相对内效率及热耗均远优于设计保证值，这说明锅炉调试阶段的酸洗、冲管及带旁路启动等措施是有效的。 
2  锅炉运行及性能情况
    从运行的情况来看，锅炉的性能是相当不错的，尤其是锅炉的水动力稳定性很好。水冷壁出口的温度偏差在正常工况下不超过25℃，且分布较为均匀（图2）。另外，过热器及再热器至出口联箱的温度分布也相当均匀，这反映了其受热的均匀性。2台机组在调试期间最高负荷分别达到1003MW和1008MW 。并能在BMCR(980MW)工况下长时间连续稳定地运行。
           
2.1 水动力稳定性
    水冷壁出日温度的偏差，与负荷呈负相关性，在满负荷时，温度偏差几乎可以忽略。而低于600MW后，随着水冷壁进出口工质的比容差逐步增加，此偏差会逐渐增大，特别是在刚进入直流的低负荷下，若停留时间较长，这一偏差会增大，有时可达60 ℃-70℃ 。另外，运行的方式也会影响到水动力的稳定性，主要有3个方面：① 高压加热器的停役，会造成给水温度降低，水冷壁进出口比容差更大，这会降低水动力的稳定性，增大水冷壁出口温度偏差；② 在直流低负荷工况下油枪末停，极易造成水动力失稳而导致锅炉跳闸；这是因为油枪的火炬很短。只能加热油枪附近局部的螺旋水冷壁管子，而直流锅炉的水动力对加热的不均匀特别敏感；③ 在直流低负荷时投用低层磨煤机。这时，因为虽然采用了螺旋水冷壁及冷灰斗，但冷灰斗的几何特点决定了其不可能构成均匀的受热面。当火焰中心下移后，冷灰斗的辐射角系数增大，其受热比例增加，相当于整个水冷壁的加热不均匀度增加。
2.2 低负荷燃烧稳定性
    按照合同，该锅炉的最低不投油稳燃负荷为25%BMCR，在调试中该指标就轻易达到了。在调试中有一次因故障跳磨，只剩下1台磨煤机，仅15％BMCR热负荷，但仍能维持燃烧。运行人员怕出事，人工将其停役。这一案例实际上反映该锅炉的低负荷燃烧稳定性相当好。不过，这除了得益于设计上所采取的一系列有利于稳燃的措施[3]外，从以往的经验来看，似乎锅炉越大，低负荷的稳燃特性也越好。依笔者所见，其原因之一是锅炉越大，炉膛横截面上从中心到边缘（水冷壁）的温度梯度越小，越能形成稳定的燃烧中心区。因此，对于1000 MW级特大型锅炉，低负荷稳燃应不再是锅炉安全运行的主要问题。
2 . 3 锅炉自动化
    经调试，在试运行时锅炉的所有自动调节系统及保护均己能投入运行，各自动调节系统的指标良好，机组的负荷变化率已调到1.2%BMCR , AGC也能投入运行，一般的运行工况不需人工干预，2 号机组168h 试运行前就实现了全负荷FCB[5]，证明机组的自动化程度达到了目前国内的最高水平。另外，锅炉的大部分设备及系统都已做到程控启停。但遗憾的是原设计锅炉的整体程控启停尚未实现。这主要是磨煤机的热风门等执行机构存在力矩不足等问题，造成磨煤机的程控启停不能实现。
2 . 4 运行参数
    从蒸汽各运行参数来看，目前的再热蒸汽温度偏低。在通常的运行情况下，再热蒸汽温度要比设计值低30℃ ～40℃ 左右，（燃烧器摆角已处于向上极限位置）。这一方面会降低系统效率；另一方面会增加汽轮机排汽湿度，对末级叶片构成威胁。好在SIEMENS表示这对他们的汽轮机影响不大（其汽轮机的末级静叶采用了独特的抽汽加热消湿法[5]，对排汽湿度的适应范围较宽），否则麻烦就大了。2005 年一季度首台汽轮机低压缸的大修揭缸检查，其末级叶片完好如初，证明了SIEMENS的判断及其独特设计的有效性。在性能试验期间， ALSTOM 采用了人为调整各受热面的吸热比例的方法来暂时缓解再热汽温偏低问题。通过减少炉膛水冷壁和一、三级过热器吹灰，减少这部分的吸热量，相应增加了后续对流受热面，特别是再热器的吸热量，使再热蒸汽能够达到设计温度。当然这样做对于长期运行并不可取，因为这种吹灰方式的“度”很难把握，同时也增加了结焦的风险。
    根据ALSTOM的经验，再热温度偏低的情况会随着时间的推移逐步缓解。德困的黑泵电厂2×800MW锅炉的试运行开始时，也是再热温度偏低较多，原因是刚运行的锅炉炉膛太干净，炉膛吸热量过大。随着时间的推移，炉膛水冷壁逐步变“脏”，炉膛吸热量减少，情况逐渐得到改善，约5个月后，水冷壁的粘污情况趋向稳定，再热温度也达到了设计值。不过，这一现象没有在外高桥重演。第一台机组已运行1年多，水冷壁的粘污情况没有出现太大变化。看来再热蒸汽温度偏低的状况可能会在较长的时间内存在。
2.5 结焦情况
    在调试过程中，曾一度出现水冷壁结焦并塌落的情况，落入捞渣机的焦块一般厚约2cm，呈黑褐色，质地较疏松。对水冷壁的粘附性很差，运行中处于边堆积边脱落状态，停炉后会完全脱落。经分析，这是由于磨煤机的出粉过粗造成。在炉内的切圆燃烧过程中，过粗的煤粉颗粒在离心力的作用下被甩至水冷壁，而这部分的煤粉颗粒尚未完全燃烧便粘至水冷壁面。在水冷壁及偏置风的冷却下停止燃烧。随着后续的粗粉补充，粘附的未燃尽煤粉层逐渐增厚、与完全燃烧后熔融的灰粒不同，这种状态的未燃尽煤粉的粘附力较小，当堆积至一定厚度，自重大于粘附力或停炉(水冷壁收缩)后便会自行脱落，而在水冷壁上并见不到痕迹。通过调整煤粉细度后。这种情况便不再出现。在机组的调试期间，为防止过热器结焦，在大部分时间内都采用了掺烧的方式，在运行的5台磨煤机中，3台为设计煤种（神府煤），2台为大同煤。后应ALSTOM的要求，尤其是在第二台锅炉的168h试运行期间，进行了纯烧设计煤种的持续高负荷运行。在168h过后的停炉检查中，发现其炉膛出口的一级过热器出现了结焦，其厚度不大且相当均匀，但难以去除。这一现象与ALSTOM在德国做的设计煤种结焦特性试验的“结焦速率较慢，但附着力极强，一旦结焦就很难去除。”的结论相符。另外，对照德方的试验曲线（图3）可以看出：目前的炉膛实际出口温度，已在结焦的临界点附近，若进一步提高炉膛出口温度，其结焦速率将大幅度上升。由此可以看出，虽然ALSTOM在锅炉的设计时所确定的水冷壁粘污系数偏大，使得实际炉膛吸热量偏高导致的炉膛出口温度及再热汽温偏低，却歪打正着地避免了在纯烧神府煤时，炉膛出口处的一级过热器出现较严重结焦的可能，2台锅炉投产至今，基本上没有受到结焦问题的困扰。
             
3  塔式炉的炉膛出口定义及结焦风险
    对于锅炉的设计，炉膛出口的温度是一个关系到锅炉设计，造价以及运行安全的极其重要的敏感参数。若设计出口温度较高，则能够减少炉膛尺寸，同时由于提高了对流受热面的平均传热温压，故而又能够减少对流受热面，使得钢结构等材料用量也相应降低，从而会降低整个锅炉的造价。但由此带来的负面影响是增加了炉膛出口区域结焦的风险。然而设计出口温度较低，虽降低了结焦风险，但会增加锅炉的造价。因此，最终的设计温度，是权衡利弊后的结果，其原则是确保不明显结焦前提下的最高允许温度。
    对于外高桥二期900MW锅炉，合同中规定了炉膛截面热负荷和容积热负荷，对炉膛出口烟气的平均温度值规定为：应不大于灰变形温度(t1)减去100℃。
    这样的规定似乎已从设计原则上确保了炉膛的基本尺寸及锅炉的运行安全，但实际效果并非如此。问题出在对炉膛出口的定义。在招标书及合同中，对炉膛出口的规定沿用了这样的描述："炉膛出口指从折焰角垂直向上到炉膛顶部的平面，或屏式受热面横向节距等于或小于457mm前的平面"。实际上，该规定针对的是Ⅱ型锅炉。其思路是当炉膛上部的屏式过（再）热器排列密度较大（屏间距离＜457mm）时，炉膛出口设计点将从折烟角垂直向上平面前移至屏底处。以控制屏底温度及减少其结焦搭桥的风险。但二期招标的结果出乎意料，为EVT的塔式炉中标。因塔式炉无折烟角，按合同的描述，只能从屏间距离处找。该炉的一、三级过热器的屏间距离为960mm，二级再热器的屏间距离为480mm 。均大于457mm。结果按标书定义的炉膛出口竞移到了二级再热器出口和二级过热器的进口处。该处的BMCR工况下的平均温度仅为897T，对考核结焦问题已毫无意义。好在EVT公司最终没按这一定义设计锅炉，否则这两台锅炉是不能用的。实际上，对于塔式炉的炉膛出口，即为对流受热面的入口，与屏间距离无关。(最近出版的教科书[7]已将大型锅炉的炉膛出口定义为屏间距离＜700mm处，同时规定：“屏前的烟温在燃用不结渣煤时应低于1250℃，燃用一般性结渣煤时应低于1200℃，燃用强结渣煤和贡岩时应低于1100℃。”)
    为验证煤种特性及评估锅炉的结焦风险，ALSTOM要求我方提供设计及校核煤种各两吨，用铁箱焊接密封并运至斯图加特。而后该公司委托Clausthal工程技术大学对这两个煤样进行了全面分析，特别是做了结焦特性试验。结果发现，设计煤种(东胜-神府煤)的结焦速率较慢。但附着力极强一旦结焦就很难去除。并且其结焦速率与烟气温度呈指数关系，在＞1250℃后急剧上升。据此，ALSTOM将锅炉的炉膛出口（屏底）温度设计点控制在1250 ℃以下。
    对于GW 级锅炉而言，炉膛出口（屏底）高达60余米，该处若严重结焦极其危险，一旦发生焦块脱落，其位能产生的破坏力远甚于中、小型锅炉。华东某600MW锅炉曾发生的焦块砸坏冷灰斗的严重事故乃前车之鉴，必须在锅炉设计阶段就对控制炉膛出口（屏底）温度及结焦问题于以充分重视。 
4  空气预热器问题[8] 
    从第一台锅炉开始冲管起，到机组第一次带到满负荷的三个月内，两台容克式空气预热器频繁发生转子故障，尤其是转子表面开裂造成围带断裂使得传动齿轮卡死，转子停转，最严重的一次导致齿轮箱报废，为此共有12次停炉处理。
    鉴于外方明确表示在这一问题上已山穷水尽，我方为确保机组在2004年夏季高峰前建成投产，对这一问题作了全面分析研究，并对转子的热态变形及应力分布做了定量计算，找到了问趣的症结，针对性地设计出了一种独特的半柔性悬板式围带传动结构（见图4) ，这种结构即能吸收转子和围带间的差异膨胀及转子裂缝造成的局部过应力，又能抗驱动齿轮的径向推力，且丝毫不影响切向的旋转传动力，彻底解决了这一问题改进后的传动系统已经过一年多的运行考验。
            
    另外。在调试及试运行过程中发现该空气预热器的漏风率过大，远远超过合同规定的保证值5.4%，使得各风机，尤其是一次风机捉襟见肘。在投产后的停炉检修中，ALSTOM对密封结构作了改进，漏风率降到了11% ，但离合同值尚有较大差距。在项目的招标阶段，ALSTOM－EVT的空预器投标方案是转风罩型，在业主方的坚持下，外方同意采用转子旋转型。但山于分包商Rothmuhle。在这方面经验不足，最终这4台世界上最大的只分仓空气预热器出现了重大的设计错误由此可见，在引进国外设备时，应尽量选用其成熟技术。
5  启动系统及启动速率
    本锅炉采用简易式疏水扩容启动系统，不设启动炉水循环泵，亦无疏水加热器，与石洞口第二电厂的启动系统相似。根据设计，启动汽水分离器疏水的50％回收至除氧器但在调试期间的停炉检查中，发现除氧器的淋水盘已被冲坏，后将启动疏水回收率降为30％。采用简易式疏水扩容启动方式，虽然系统简单，投资及维护工作量小，但启动过程中的热量及工质损失较大且启动过程较长。特别是在MFT后的再启动，时间很难控制到3h以内。并且启动流量稍大或流量上升速率稍快，高压炉水扩容产生的低压饱和蒸汽便会造成疏水扩容器排汽管的强烈振动。好在机组投产后，停炉的几率很低，故这种系统的缺点尚不突出。
6  结语
    外高桥二期2×900MW机组已分别于2004年4月20日及9月22日投入商业运行。机组投产后，运行稳定，可靠性高，高峰能力强。目前，2台锅炉已先后通过性能考核实验，效率分别为94.65%及94.13%(修正后为94.55%），远优于合同保证值93.75%。
    通过外高桥二期项目几年来的设计、施工、调试、运行及性能试验，我们学到了许多国外先进的设计理念、调试方法和运行技术，对1000MW级塔式超临界锅炉的技术特点和诸多的优越性有了较深刻的体会。我们也希望国内的教学、科研和制造单位等增加对大型塔式超(超)临界锅炉的关注和研究，这将极大地有利于我国超超临界发电技术的发展。