一起喷燃器改造导致锅炉泄漏事件分析

2014-03-22吴联国

电力安全技术 2014年2期

吴联国

(华电国际电力股份有限公司莱城发电厂，山东莱芜 271100)

近年来，国家对节能环保的要求越来越高，特别是对燃煤火电厂的排放要求越来越严格。为了降低氮氧化合物的排放，许多电厂进行了锅炉低氮燃烧改造，因此，如何在改造后既达到环保排放要求又不降低锅炉的可靠性就显得尤为重要。

1 事件经过

某电厂共有4 台300 MW 燃煤发电机组，锅炉为上海锅炉厂制造的SG-1025-17.44-M844 型亚临界、中间一次再热、正压直吹四角切圆、固态排渣、平衡通风、控制循环汽包型燃煤锅炉。制粉系统配置3 台BBD4060 双进双出磨煤机系统，每台磨煤机带2 层一次风喷嘴，每一端带四角1 层一次风喷嘴，共带6 层一次风喷嘴，正常工况下3 台磨煤机带MCR 工况。

以A 磨煤机为例，风喷嘴分为A1-1、A1-2、A1-3、A1-4，A2-1、A2-2、A2-3、A2-4。其中，3 号机组锅炉于2012年12月份进行了低氮燃烧改造，主要对燃烧器(包括相连的煤粉管道)、油枪、水冷壁、二次风道、二次风门和风箱等主设备及其附件进行了改造，特别是将锅炉燃烧器改造为稳燃功能燃烧器+浓淡燃烧器+偏置周界风+SOFA燃烧器。对原有燃烧器一、二次风喷嘴进行改进，A2 层为微油点火燃烧器，A1、B1、B2、C1、C2层一次风燃烧器均为浓淡燃烧器，用以减少氮氧化合物排放。

2013-03-09 T08:30，3 号机组负荷236 MW，机组总煤量为127 t/h。运行人员检查发现，3 号炉3 号角B1 层燃烧器区域有异音，DCS 指示两侧烟温偏差、蒸汽流量与给水流量均正常。

09:00，经确认，水冷壁管子泄漏，汇报值长，经请示，中调同意停机处理。

2013-03-10 T01:15，解列发电机。

2 检查处理过程

2013-03-11，搭设3 号炉膛升降平台进入3号炉膛内仔细查看，在高、低位SOFA 区域水冷壁未发现吹损点；检查主燃烧器，发现存在喷燃器四周水冷壁管吹损现象，被吹损管的位置均在两层喷燃器之间的未加防磨护板处，其中3 号角B1 层煤粉喷嘴与B 层油枪之间炉右侧第2 根水冷壁管被吹损泄漏，泄漏点大小约2 mm×2.5 mm，左侧第1 根水冷壁管被严重吹损、减薄，3 号角B1、B2 层煤粉燃烧器的喷嘴均出现裂纹，所有二次风门开关正常。

根据专家意见，对泄漏部位焊补后增加防磨护板，对所有存在磨损的喷燃器四周水冷壁部位均安装防磨护板。3月16日，拆除3 号角B1 层燃烧器外护板和B1-3 喷燃器弯头，检查一次风室的磨损情况，没有发现煤粉泄漏现象。3月17日，调整校对所有的二次风门开度和喷燃器摆角。3月18日09:40，3 号炉上水，达到备用条件。

3 原因分析

针对3 号炉水冷壁管子泄漏的问题，电厂、某电科院金属和锅炉专业小组、设备厂家都进行了多角度的分析，并对燃烧器改造图纸进行了研究，但均未发现明显的设计缺陷。拆除3 号角B1 层燃烧器外护板和B1-3 喷燃器弯头，没有发现一次风室煤粉泄漏的现象，排除煤粉泄漏磨损的原因。根据泄漏处管壁磨损和泄漏点的形状，对此次泄漏的原因分析如下。

(1)二次风携带灰颗粒，运行过程中磨损迎风面的水冷壁管子，是造成泄漏的直接原因。

(2)二次风风向改变：对3 号炉低氮燃烧器进行改造，没有改动主燃烧器壳体和隔板，只是更换了煤粉燃烧器和二次风喷嘴，减少了二次风喷嘴的通风面积，因此，新的燃烧器与壳体、隔板的间隙的匹配性发生变化，使含灰颗粒的二次风通过这些通道时流场发生改变，导致二次风的路径发生变化冲向水冷壁管，灰颗粒磨损水冷壁管。此外，在此次检查中发现，为防止B1 层煤粉燃烧器摆动卡涩，安装过程中将B1 层煤粉燃烧器和B 层油枪之间的隔板端部进行现场切割，也造成二次风向的变化。此次处理中恢复该隔板，调整所有的二次风门开度和喷燃器摆角。

(3)二次风风速增大：在运行氧量一定的情况下，如果SOFA 风挡板开度较小或不开，二次风速也会较大幅度提高，而含灰颗粒的二次风对管子的吹损与风速的3 次方成正比，即使风速稍提高，也会使管子的吹损强度增加很多。由于3 号机组改造后，燃烧器调整试验没有提供正式报告，因此投运以来，燃烧器一直未投入自动控制；二次风调整慢，为保证燃烧稳定，SOFA 风一直开度较小或不开。通过PI 系统检查发现，风箱压差较改造前降低幅度小，而喷燃器四周增加了6 mm 的防磨护板，减少了二次风通过水冷壁与喷燃器之间的流通面积，使风速提高，加速磨损，从而造成泄漏。