660MW直流锅炉运行中氧化皮的防治措施

660MW直流锅炉运行中氧化皮的防治措
施
摘要
锅炉在长期运行过程中，各受热面管壁超温将会引发金属老化和
蠕变爆管等问题，管壁高温氧化腐蚀还会加剧管壁变薄或者是堵塞爆管。

受热面内部氧化皮的剥落，容易损伤汽轮机的喷嘴、动叶片，叶
片损伤后将会引发机组振动变大或者汽轮机汽轮机效率降低。

氧化皮
堆积在主汽阀调阀处容易引起阀门卡涩。

为避免锅炉受热面中氧化皮
生成和剥落,进而出现聚集堵塞乃至超温爆管的情况，本文根据运行
人员在660MW超临界W型火焰直流炉（型号：DG2141/25.4-π12）运
行过程中多年积累的经验，总结出机组启动、运行和停运期间在预防
受热面氧化皮脱落方面所采取的有效防控措施。

关键词：锅炉氧化皮超临界
一、机组启动过程的控制
1.锅炉上水控制管壁的温度变化速率和管壁温差,避免产生过大的热应力。

根据水冷壁壁温控制给水温度和流量，尽量将给水温度控制和水冷壁壁温接近。

在南方，给水流量控制：夏季70～80t/h，其它季节40～45t/h；水温：20～70℃。

随着锅炉升温升压的进行，逐步提高给水温度，到锅炉升温升压后期，如
果主汽温居高不下，给水温度提升至100-110℃（开大除氧器加热蒸汽调阀开度，及时投入#2高加蒸汽加热），可以一定程度缓解过热器超温的情况。

2.严格控制好锅炉汽水品质
1）.锅炉上水前需要对凝汽器至省煤器入口的整个凝结水系统和给水系统逐
步分段冲洗，每一段冲洗水质合格后才能进行下一阶段管路的冲洗，凝泵出口Fe
＜1000ug/L，投入凝结水精处理装置运行。

水质冲洗合格后及时打开凝结水和给
水系统的化学加药门，启动给水泵向锅炉上水。

锅炉上水的水质标准: 硬度0 umol/L；PH值9.2～9.6；SiO2＜200 ug/L；Fe＜200 ug/L；溶解氧＜30 ug/L。

2）.锅炉储水罐有水位显示后，打开储水罐水位调节阀放水，对水冷壁进行
开式冲洗，水质不合格之前（储水罐出口水中含铁量＞500PPb或浊度＞3ppm，油
脂＞1ppm，PH＞9.5），不作回收。

开式冲洗后，启动锅炉循环水泵，进行闭式
冲洗（回收炉水至凝汽器）。

闭式冲洗至省煤器入口水质合格（水的电导率
≤1μs/cm；PH值9.3～9.5；
Fe≤100ppb）后，锅炉开始点火，汽水分离器压力达到1.25 MPa，顶棚出口
温度到190℃，维持此温度和压力，锅炉开始进行热态冲洗。

3）.汽机冲转前，不合格的蒸汽通过高低压旁路阀排至凝汽器，直至蒸汽品
质合格，蒸汽温度和压力符合要求后汽轮机方能开始冲转。

3.锅炉点火后，缓慢增加燃料给锅炉预热，首先控制燃油出力6～7t/h进行
暖炉，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。

4.投入油枪的过程中注意监视储水罐水位，湿态运行期间由专人调水和调节
汽温，减少汽温扰动。

5.升温升压期间加强对各受热面壁温的监视，经常查看壁温的实时曲线，任
一受热面壁温测点均不得超温运行，当相邻管壁温差达20℃，可适当减少燃料或
者切换油枪运行的方式降低管子壁温，防止管子超温。

调整无效后分析是否有堵管，如果有堵管迹象时，申请进行旁路吹扫（冲转前）或变负荷扰动（并网后）。

6.锅炉升温升压速率参照《锅炉冷/热态启动曲线》严格执行。

整个升温升
压过程控制每个水冷壁回路出口介质温度变化率及储水罐壁金属温度变化率＜
1.85℃/min,水冷壁管屏之间的温差小于40℃。

7.首台磨煤机启动前，确保其4支油枪全部投入。

磨煤机着火稳定后，缓慢调整给煤机给煤量，使炉膛出口烟温基本与投油枪时平衡。

以后随升温、升压速率逐渐增加给煤量，但每次增煤不得大于3t/h，磨煤机容量风门操作幅度每次不超10%（每侧≯5%）。

8.磨煤机（钢球磨）启动1小时后，随着磨煤机料位的建立和煤粉的燃烧效果逐步变好，主蒸汽压力和温度开始上涨较快，此时应该逐步退出多余的油枪，保留运行磨煤机的四只油枪运行。

同时配合开大高低旁，增加过/再热器的蒸汽流量，可以有效控制升压速率和温升速率。

9.锅炉起压后（主汽压0.2MPa），及时开启高低旁，关闭锅炉各受热面的排空门，防止再热器干烧。

先投低旁减温水再开低旁减压阀，然后开高旁减压阀最后再投高旁减温水。

高旁后温度控制在250℃—350℃之间，低旁后温度＜80℃。

高低旁开启期间，控制好高低旁减温水压力和减压阀后温度在正常范围内，否则高低旁会联锁关闭切断锅炉蒸汽的通路。

10.启动初期，再热器未通汽前，炉膛出口烟温应控制不大于538℃。

做好锅炉启停过程中重要参数的记录和各联箱、水冷壁等膨胀指示器的检查，及时分析各部位膨胀情况是否正常并及时采取措施。

11.锅炉升温升压时，如果主汽温偏高而再热汽温偏低，可逐渐开启高低旁提高再热器的蒸汽流量，进而逐步提高再热汽温，防止后期再热汽温上升较快。

12.锅炉负荷低于10％（210t/h蒸汽流量）时尽量避免或者少用一、二级减温水，防止低负荷汽温波动大或蒸汽带水。

13.当主汽温度高于380℃，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水，温度定值设定在380℃，当再热蒸汽温度高于330℃，投入再热蒸气温度自动，温度定值设定在330℃。

控制一、二级减温器后温度有20℃以上的过热度。

12.加强对锅炉各受热面壁温的监视,严格控制金属壁温上升速率;如果管壁温度出现异常升高,立即调整燃烧稳定工况,减缓升温升压的速率。

13.在启机过程中受热面金属管壁温度一旦出现报警,立即通过调整燃烧,适
当减少燃料、降低机组负荷、改变油枪运行方式、开启顶棚和竖进烟道集箱疏水
门疏水的办法设法将金属管壁温度降低至报警值以下;以上措施无效,并且确定测
定正常后，申请停炉，通知检修对超温管子进行割管、补焊、探伤处理。

14.并网后申请中调，升至550MW以上负荷，运行24小时，以尽快清除受热
面管内残存的氧化皮。

15.机组大修过程中如果发现受热面存在氧化皮脱落的现象，在启动过程中
采用对过热器/再热器吹管的措施,将停机过程中脱落的部分氧化皮从过热器内吹掉,避免发生堵塞爆管和运行过程中的颗粒冲蚀。

机组达到冲转参数后稳定锅炉
热负荷,利用机组高、低旁系统进行大流量吹管，吹管顺序：再热器—过热器—
再热器。

1）.将旁路系统切至手动控制,全开低旁,然后迅速全开高旁,冲洗5~10分钟
后再逐渐关闭高旁。

调节主汽阀前主汽压力8.73MPa。

重复操作5-10次。

调整高
低旁期间需要控制好高低旁减压阀后温度和储水罐水位。

2）.维持高旁60%—80%开度,主汽压力7~8MPa,通过低旁调整再热汽压力
1.0-1.2MPa,然后迅速全开低旁,吹管5-10分钟，然后重新调整再热汽压力至
1.0-1.2MPa。

重复操作5-10次。

3）.吹管过程中，定期化验凝结水的含铁量，当水质清澈且含铁
量＜500ug/L时，水质合格，停止吹管。

16.机组负荷210MW以下，锅炉湿态运行（炉水循环泵运行，类似汽包炉的
工况），220MW以上开始逐步进入干态运行（直流炉的运行工况）。

干湿态切换
缓慢进行，切换过程中尽量保持给水不变，缓慢增加燃料蒸干储水罐里面的存水，防止干湿态反复切换导致储水罐反复进水。

二、机组正常运行的控制
1、加强超温控制。

运行中加强受热面金属管壁温度的监视，出现金属管壁
温度报警，及时采取措施，适当降低主蒸汽温度运行，若温度降至550℃后金属
温度还是超限，则降低机组负荷直至金属管壁温度恢复正常，汇报专业进行分析
调整。

当班期间出现壁温超温，及时将超温点、温度、持续时间登记在超温台账上。

2、严格按现行锅炉氧量曲线运行，采用改变制粉系统运行方式、投切粉管、调整二次风挡板、降低炉膛火焰中心高度等措施，以及通过调节减温水用量控制
主蒸汽、再热蒸汽温度左右侧偏差在15℃以内；
3、调节过/再热器减温水时，加强监视减温器后温度的变化，确保其有一定
的过热度，防止减温水过量导致受热面管壁氧化皮层破损脱落。

4、根据锅炉排烟温度和炉膛结焦的情况，合理安排受热面的吹灰，在安全
的前提下尽量提高汽温至额定温度，降低减温水用量。

5、值班员应了解当班燃烧煤种的水份、灰份、挥发份、热值等指标，根据
燃煤的情况做好燃烧调整工作。

注意风量的调节，控制氧量在正常范围，尽量减
少 A、B 两侧的偏差，禁止单侧氧量小于2%。

6、严格控制机组负荷变动过程中各受热面温度的变化速率小于3℃/min。

7、低负荷期间，防止水煤比失调导致给水流量过剩储水罐满水，此时应该
及时启动炉水循环泵，适当减少给水增加燃料。

如果确认顶棚过热器过水了，及
时打开顶棚过热器底部排污门进行疏水。

8、严格控制变负荷速率，300MW负荷以下，在加/减负荷时严格控制变负荷
速率≯3MW/min，机组负荷310MW以上时，在加/减负荷时严格控制变负荷速率
≯5MW/min。

9、机组运行期间除氧器参数控制在正常范围内，确保连续排气门开度合适。

定期做真空严密性试验，严密监视凝结水和给水的含氧量和含铁量，发现参数超
限及时查找原因。

10、做好正常运行中的化学监督工作，确保凝结水精处理装置正常连续投运，凝结水和给水系统持续加药（氨水），确保汽水品质正常。

11、当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性；化验结果是否正确；并综合分析系统中水、汽质量的变化。

确认水质恶化后，按照汽水三级处理原则
处理。

三、机组停运的控制
1、机组负荷从330MW～204 MW。

按照滑停曲线要求，主汽温降速度为
≤0.5℃/min，再汽温降速度为≤1℃/min。

压力下降速率≤0.11MPa/min，控制
负荷变化率≤3MW/min。

2、机组负荷204MW～100MW。

按照滑停曲线要求，主汽温降速度为
≤1℃/min，再热汽温降速度为≤1℃/min。

压力下降速率≤0.04MPa/min，控制
负荷变化率≤3MW/min。

3、机组滑停时，炉侧主汽温控制目标不低于380℃，其它停机方式也不得低
于380℃。

4、调节减温水时应监视好减温器出口汽温和各段受热面的汽温变化，保持
减温器出口温度有≮10℃的过热度，控制减温水的使用，防止大幅开关，结合使
用燃料和风门调节等手段控制汽温平稳下降。

5、湿态运行期间由专人调水和调节汽温，减少汽温扰动。

6、锅炉停炉前2h，利用给水、凝结水加药系统，向给水、凝结水加氨，提
高pH值到9.4～10.00，在高温下形成保护膜。

7.锅炉MFT打闸后保持25%～40%BMCR通风量进行炉膛吹扫5分钟。

停止送、引风机，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭；锅炉进行闷炉备用。

将储水罐水位上至高水位（顶棚温度开始下降）后，停运给水泵。

5.锅炉熄火12小时后，打开风烟系统有关挡板，可使锅炉自然通风冷却。

6.锅炉如有检修工作，熄火18小时后，可启单侧引、送风机对锅炉强制通风冷却，但应控制锅炉冷却速率≤5～8℃/H。

7.过热器出口汽压降至0.8MPa，炉水温度＜151℃时，打开水冷壁各疏水阀和省煤器各疏水阀进行热炉放水。

放水时停止通风冷却，放水结束1小时后，方可继续自然通风冷却。

8.再热器压力降至0.8MPa。

打开再热器疏水及空气门，压力到零1小时后关闭疏水及空气门。

9.锅炉停止上水后，放尽高/低加汽侧存水，高/低加水侧采用湿式保养，除氧器采用湿式保养。

10.凝汽器短期(一周之内)停用时，应放尽热井积水。

长期停用时，应放尽热井积水，隔离可能的疏水，并清理热井及底部的腐蚀产物和杂物。

所有的抽汽管道逆止阀后、主再蒸汽管道、旁路系统疏水阀打开疏水完毕后关闭。

参考文献：
[1]超临界锅炉氧化皮堵塞爆管防控技术.李振茂；《锅炉技术》；2014-04-20
[2]沧东电厂660MW超临界锅炉高温氧化防治研究.李杰；华北电力大学（北京），硕士；2013
[3]超临界锅炉控制氧化皮的运行调整.葛政城；《企业科技与发展》，2018-01-04。