超超临界燃煤发电机组锅炉深度防磨防爆检查措施探讨

1实施给水加氧工艺后锅炉受热面的检查

企业要慎重考虑给水加氧处理工艺的选择,采用给水加氧处理工艺前,应有专业机构进行可行性评估,加氧运行应在专业机构指导下进行。

为了降低锅炉受热面结垢速率,防止汽轮机结垢、积盐,从而提高机组运行安全性、经济性,达到机组节能、降耗和减排等目的,安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组在2018年实施了给水加氧处理,通过向高压加热器汽侧加氧,同时向除氧器下降管和凝结水泵入口加入较低浓度的氧,使给水和疏水系统得到有效保护。

实施加氧措施后,机组运行中必须严格控制加氧前后蒸汽溶解氧浓度的变化,绝对不允许主蒸汽带氧运行,防止过热器和再热器奥氏体钢氧化皮脱落,造成氧化皮在受热面弯头堆积,进而发生超温爆管。

机组正常停机时,应提前24h停止加氧,同时加大给水加氨量,将给水pH值提高到9.3~9.6。

机组重新启动时,给水加氨处理,调整精处理出口加氨量,使除氧器入口和省煤器入口给水pH值维持在9.3~9.6,待给水水质的氢电导率小于0.15uS/cm并有下降趋势时,再进行加氧处理,给水溶解氧控制范围在5~20ug/L。

在机组计划性检修时,要对过热器和再热器受热面管进行抽样割管,对管道内部氧化皮生成情况进行金属检验,以防给水加氧系统出现问题。

机组C级及以上检修时,必须对高温过热器和高温再热器管道内氧化皮堆积情况进行检查。

立式再热器下部弯头内应无明显氧化皮堆积,氧化皮堆积高度≥内径20%且<30%的应重点监督,堆积高度≥30%应割管清理。

2实施低氮燃烧器技术后锅炉受热面的检查

采用低氮燃烧技术的锅炉,应通过燃烧调整,合理控制煤粉细度与运行氧量,并定期开展低氮燃烧系统与SCR脱硝系统对NoX控制的协同优化,或实施贴壁风改造,在NoX排放达标前提下,最大限度提高水冷壁贴壁氧量,防控水冷壁高温腐蚀。

安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机锅炉(DG2910/29.15-l3)为东方锅炉厂在国内首家研制生产的高参数(29.15MPa/605℃/623℃)锅炉。过热器、再热器使用了新型的奥氏体耐热钢,Super304H、TP347H和HR3C。锅炉水冷壁首先使用了全焊接式螺旋管圈＋垂直管圈膜式水冷壁。2015年5月31日投产运行,在2019年4月份#4机组C级检修锅炉防磨防爆检查时发现,锅炉低氮燃烧器(上燃烧器层)侧墙区域出现了严重的高温腐蚀,水冷壁管道表面出现大量的不规则麻坑、脱皮现象(该区域水冷壁管道为小38.1×7.5mm,12Cr1MoVG)。

经过调研,东方锅炉厂生产的600Mw级以上锅炉低氮燃烧器区域均存在不同程度的氧化腐蚀问题。为缓解锅炉水冷壁高温腐蚀,安庆电厂在2019年4月份检修期间进行了二次大风箱、层二次风箱和侧墙燃烧器(燃尽风)等改造工作。

经改造,1000Mw负荷工况下,#4机组锅炉水冷壁近壁区Co和H2S浓度均值为56000uL/L和142uL/L,与没有改造的#3机组锅炉相比,Co浓度低了35%,H2S浓度低了28%(#3机组还没有实施改造,Co和H2S浓度均值为86000uL/L和199uL/L)。

机组检修防磨防爆检查时,要严格控制水冷壁管、省煤器管、低温段过热器管和再热器的壁厚减薄量不大于设计壁厚的30%,高温段过热器管和再热管的壁厚减薄量不大于设计壁厚的20%,减薄原因包含高温(或低温)腐蚀、落焦砸伤、磨损、安装时机械碰伤等。

3深度调峰机组锅炉受热面的检查维护

2016年5月,安徽省电力调度控制中心发文要求各常规燃煤机组参与40%负荷深度调峰。但是,机组深度调峰期间,快速升降负荷会带来锅炉受热面超温、氧化皮脱落、焦块脱落等问题。为了保证机组安全稳定运行,防止锅炉受热面发生"泄漏",发电运行人员和锅炉设备维护人员至少应关注以下几点:

(1)加强深度调峰负荷下运行参数的监视分析和机组运行方式的研究,了解深度调峰运行对受热面壁温的影响规律:

(2)严格控制深度调峰快速升降负荷过程中受热面壁温和工质温度的变化速率,防止受热面局部超温和氧化皮脱落:

(3)运行人员应坚持保设备的原则,在管道壁温与带负荷发生矛盾时,严禁在超温的情况下强行带负荷:

(4)直流炉应严格控制煤水比,严防煤水比失调,湿态运行时应严密监视分离器水位,干态运行时应严密监视中间点温度,防止蒸汽带水或金属壁温超温:

(5)对实施省煤器旁路改造提高脱硝入口烟温的深度调峰机组,应严格控制省煤器出口工质温度,保证工质水循环动力,根据运行情况,旁路烟道该关则关。

启停炉阶段各受热面工质变化速率应至少不低于以下要求:

(1)工质温度在0~200℃时,工质升温速度小于5℃/min:

(2)工质温度在200~400℃时,工质升温速度小于3℃/min:

(3)工质温度在400℃以上时,工质升温速度小于2℃/min。

启停炉阶段受热面壁温变化速率要小于5℃/min,锅炉启动至10%负荷阶段,禁止投运主汽减温水。升降负荷过程及吹灰期间尽量保持汽温平稳,控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内,并严密监视,及时调整,防止升温、升压、升负荷速率过大而造成受热面管的损伤。锅炉启动、停炉和运行过程中,应对锅炉膨胀情况进行检查并记录,发现异常,需及时分析找出原因,并予以处理。

4对检修时需搭设炉膛脚手架的锅炉受热面的检查维护

安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组在20I9年2月份双机调停检修期间,锅炉防磨防爆检查发现,水冷壁冷渣斗区域管道表面存在大量的凹坑损伤缺陷。凹坑形状、面积和深度呈不规则分布,最大的凹坑约4cm2,最深的凹坑约2mm。凹坑呈圆弧型、麻坑型、齐边的线条型等。经过防磨防爆检查人员分析,主要原因有以下几点:

(1)前屏和燃烧器区域焦块掉落时砸伤。机组启停期间、升降负荷期间、深度调峰期间都会有焦块掉落,从捞渣机内观察,部分焦块体积较大,呈陶瓷或琉璃状,非常坚硬。

(2)吹灰器枪头掉落砸伤。机组运行期间曾经发生过吹灰器卡涩,吹灰器枪管停留在炉膛内无法退出,因机组暂时不具备停炉检修条件,炉膛内吹灰器枪管经过长时间的炉内火焰烘烤,发生碳化,枪头或部分枪管掉落到炉低水冷壁斜坡区域管道上部,砸伤水冷壁。机组检修期间检查故障吹灰器时发现,卡涩在炉膛内十几米长的枪管早已经烧化,枪头及枪管已经不复存在。

(3)前炉膛受热面管道护瓦、定位卡块和检修期间工器具等物件掉落时砸伤水冷壁。

(4)炉膛脚手架搭或检修平台搭拆时,扣件、跳板或脚手架管掉落砸伤水冷壁。

安庆电厂2×I000Mw超超临界燃煤发电机组锅炉每次C级及以上检修时,需要在炉膛内0~I7m搭设脚手架,I7m及以上搭设检修平台。需要小48×3.5mm脚手架钢管约4000m,扣件约5000个,跳板约900块。脚手架搭拆期间,大量的物料需要传递到炉膛内,高空作业期间,任何一只扣件、跳板或钢管掉落都会砸伤受热面管子,而最容易砸伤的受热面是冷灰斗区域的管子。20I9年2月份双机调停检修期间,锅炉防磨防爆检查发现,#3炉冷渣斗区域需要更换水冷壁管I4根,补焊水冷壁损伤点280处。#4炉冷渣斗区域需要更换水冷壁管2根,补焊水冷壁损伤点I90处。其中很多处缺陷就是炉膛脚手架搭拆过程中高空落物造成的。在当前电力检修市场,炉膛脚手架搭设工作属于受限空间高风险作业项目,工作环境差,安全风险大,施工人员异常紧缺。炉膛脚手架搭设人员的业务素质普遍不高,责任心不强,难以管理,即使发生物件掉落砸伤受热面事件,脚手架搭设人员也不敢讲,不敢汇报,担心受到批评考核,业主方技术管理人员难以做到全过程跟踪监督。所以,炉膛脚手架搭或检修平台搭拆时,存在很大的砸伤水冷壁管的"隐患",安庆电厂的实例证明,已经存在类似的问题。针对现实存在的管理难题,在检修管理方面要做到以下几点:

(1)做好炉膛脚手架搭拆前的安全技术交底,让施工人员明白脚手架搭拆过程中存在的安全隐患及安全注意事项,事故可能会带来的巨大的经济损失。鼓励施工人员敢说敢讲,以奖代罚,尽可能地从管理上消除隐蔽工程。

(2)做好锅炉冷渣斗区域水冷壁的防磨防爆检查工作,遵循"逢停必查、查必查细、修必修好"的原则,坚持"落实责任、闭环控制"的方法,确保工作实效。

(3)做好检修计划安排,防磨防爆检查不留"死角"。炉膛冷渣斗区域管道没有脚手架无法检查,搭拆过程中无法检查,搭设好脚手架后因上部作业影响检查,检查过程中因脚手架阻挡管道容易漏查。所以,锅炉冷渣斗区域水冷壁的防磨防爆检查是个重点,也是个难点。

5严控入厂煤煤质,加强入炉煤掺配烧管理

经对锅炉防磨防爆检查发现的问题进行统计分析,受热面飞灰磨损、落焦砸伤和吹灰器吹损已经成为受热面损伤的主要原因。入炉煤的煤质直接决定了飞灰量的多少,前屏及燃烧器区域结焦的严重程度,吹灰器投运的周期及时长。为了从根源上解决问题,降低"四管"泄漏带来的不安全事件,应该做好以下几点:

(1)燃料采购部门必须服从锅炉对燃料特性要求,采购与炉型、污染物控制系统相适应的燃料。劣质煤给受热面带来的危害是始终存在的,过了缺陷持续发展期,"四管"泄漏事件就会连续不断地爆发。

(2)建立完善的入厂煤和入炉煤自动采样、制样、化验和计量设备,做到I00%检质。

(3)入炉煤煤质应根据锅炉的要求进行选配,以设计煤质为基础,若煤质波动超出规定范围应开展试烧试验,评估对机组运行安全性、经济性及环保性的影响。

(4)燃用与设计煤质硫、氯、碱金属(钠、钾)等元素含量及灰熔点偏差较大煤种时,或需燃用多种煤质时,必须开展试烧或掺烧试验,评估对炉内结焦、高温腐蚀及污染物排放的影响。

(5)脱硫废水用于煤场喷淋降尘或捞渣机冲洗灰渣时,应进行技术评估,并采取相应技术措施。

根据城市化发展的需要,企业需承担一定的社会责任,燃煤发电机组锅炉开始实施掺烧干化污泥。污泥中氮、硫的含量比入炉煤要高很多,可能会导致烟气中No3和so2的浓度增加。污泥中碱金属钠、钾的含量的增加,容易导致受热面的结焦和腐蚀。在其他条件相同的情况下,灰分增加,对流受热面的飞灰磨损也会增加。所以,合理掺烧及掺烧前摸底试验很重要,同样对锅炉受热面防磨防爆检查提出了更高的要求。

根据日益严格的环保排放要求,燃煤发电机组全厂废水零排放是每个企业面临的重大问题。百万机组的企业投资近亿元,为节省投资,减少排污量,部分电厂脱硫废水用于煤场喷淋降尘或捞渣机冲洗灰渣,高浓度的氯离子没有实现真正意义上的分离处理。氯离子对热力机组的腐蚀危害极大,其腐蚀表现形式主要是破坏水冷壁管金属表面的钝化膜,进而向金属晶格里面渗透,引起金属表面性质的变化,发生金属的晶间腐蚀。这样就对锅炉受热面防磨防爆检查提出了更高的要求,机组检修期间应该重点对异种钢接口焊缝、高温再热器和高温过热器进行割管金相分析。

6加强吹灰器的管理及行走区域受热面的检查

通过总结分析多年来锅炉受热面防磨防爆检查出来的问题,最普遍和最严重的问题都集中在吹灰器对受热面管道的吹损。规范锅炉吹灰管理,防止受热面吹损是防止锅炉"四管"泄漏的重中之重,应该做好以下几点:

(1)制定锅炉吹灰器运行、维护、检修和故障处理管理制度,落实就地跟吹检查制度,消除吹灰蒸汽阀门内漏情况:

(2)开展锅炉吹灰优化,根据煤质特性和受热面沾污状况,优化吹灰频率和蒸汽压力,避免出现吹灰过量情况:

(3)加强吹灰器预热和疏水管理,避免吹灰系统因保温不良、疏水不畅等原因造成吹灰蒸汽带水、受热面吹损:

(4)定期检查吹灰设备及其附近受热面,避免发生因操作维护不当或吹灰器卡涩造成受热面吹损。

2019年4月份,安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组锅炉C级检修期间,锅炉防磨防爆检查发现锅炉水冷壁被吹灰器吹损,更换水冷壁管233根(该区域水冷壁管道为小38.1×7.5mm,12Cr1MoVG)。在以往的检修期间,也发现有个别受热面管被吹灰器吹损,但是吹损减薄厚度不严重,没有达到换管标准,位置主要集中在吹灰器行走区域。本次检修发现水冷壁管大面积吹损,管壁厚度减薄量达到或接近30%厚度,原因有很多,本文不再赘述。经过总计分析,提出以下措施:

(1)加强机组检修期间锅炉受热面防磨防爆检查,重点检查吹灰器行走区域和吹灰器穿墙套管周围受热面管道。

(2)吹灰器行走区域受热面护瓦要保持完整,防止脱落、翻转或变形。

(3)严格执行运行规程,吹灰器疏水温度(200℃)、疏水时间(15min)、吹灰蒸汽压力等要满足要求。

(4)调整吹灰器蒸汽管道和疏水管道坡度,消除低点或弯头处积水。

(5)增设吹灰器疏水旁路阀门。在锅炉没有吹灰时,保持旁路阀微小开度,可以使吹灰蒸汽电动门或调节门后管道的冷凝水得到彻底疏水。

(6)加强吹灰器的检修维护,防止管道阀门和吹灰器提升阀内漏。

(7)严格执行锅炉吹灰期间检修人员跟班制度,防止吹灰器卡涩。若发生吹灰器卡涩,及时处理缺陷,防止吹灰器枪管弯曲,防止吹灰蒸汽偏流吹损管道。

吹灰器检修期间,要对吹灰器枪头的封焊进行金属检验,防止封头焊缝裂纹,导致吹灰蒸汽偏流或枪头掉落。因机组停运检修期间,吹灰器退出运行,枪头恰好停留在穿墙套管内,很容易漏检,必须要关注。

7结语

2017年中国神华集团公司电力管理部统计数据显示,全年火力发电机组非计划停运137次,其中因为锅炉设备故障导致非计划停运42次,占比30.6%,而锅炉"四管"泄漏导致非计划停机34次。2018年国家能源集团公司火电中心统计数据显示,全年火力发电机组非计划停运185次,其中因为锅炉设备故障导致非计划停运89次,占比48.1%,而锅炉"四管"泄漏导致非计划停机53次。统计数据充分说明,预防锅炉"四管"泄漏,开展锅炉深度防磨防爆检查工作尤为重要,已成为行业内思索的不老话题。

本文改变常规文献按照设备类型论述课题的方法,基于安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组锅炉多年来的实战经验,数十次的检修总结,提出了锅炉深度防磨防爆检查的几点措施,以飨同行,希望能为降低电厂锅炉"四管"泄漏发生率提供有效参考。