引言某超临界机组自投产以来，其发电量远低于计划值与同类型机组；机组负荷率很低，无满负荷连续运行的记录，机组带高负荷能力严重不足；机组年均启、停机8次，启停频繁、非停次数多，远超计划停机次数；机组年平均供电标准煤耗远高于设计值以及同类型机组。为了解决该机组锅炉运行安全等级低、经济效益差等问题，拟进行锅炉冷态评估分析和锅炉大修。根据冷态评估分析结果，在机组停机状态下，检查锅炉主、辅设备存在的问题，提出相应的解决措施和评估建议。1锅炉概况锅炉为HG-1117/25.4/571/569-WM3型超临界W型火焰锅炉，为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置。2锅炉运行现状2.1锅炉主要运行数据根据历史运行数据，机组运行负荷为315 MW时，锅炉主要运行参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.07.023.T001表1锅炉主要运行参数项目运行工况315 MW设计工况（按蒸发量折算）机组负荷/MW315315总燃料量/(t/h)146.00136.26给水流量/(t/h)1 035.2975.3给水温度/℃265.5271.2主汽压力/MPa22.7323.50主汽温度/℃558.9566.0主汽流量/(t/h)981.43975.30再热蒸汽温度/℃562.5566.0排烟温度/℃133.1121.7机组的总燃料量、给水流量与主汽流量均高于同负荷下的设计值；给水温度低于同负荷下的设计值；主汽压力、主汽温度及再热蒸汽温度均比同负荷下的设计值偏低；排烟温度比同负荷下的设计值偏高。机组锅炉实际运行工况偏离设计工况较多，运行经济性较差。2.2锅炉风烟阻力情况对比锅炉空预器风烟阻力情况对比如表2所示。锅炉实际运行工况的烟气流量低于最大连续蒸发量(BMCR)工况的情况下，空气预热器烟气侧阻力、一次风阻力以及二次风阻力均比设计值大很多，表明空预器存在严重堵灰情况。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.07.023.T002表2锅炉空预器风烟阻力情况对比项目一次风阻力二次风阻力烟气侧阻力BMCR工况（设计工况）5401 0101 120315 MW负荷工况1 5251 1801 775Pa2.3锅炉及其辅助系统存在的问题机组带负荷能力不足，不能满负荷连续运行；锅炉水冷壁存在扭曲变形、拉裂和泄漏的问题；锅炉受热面存在超温及爆管的问题；空预器堵灰、吹损和脱落严重；引风机叶片磨损严重等。3锅炉主要问题冷态评估分析3.1带负荷能力不足3.1.1检查情况及存在的问题机组年均运行时长高，但是机组发电量低，即机组负荷率低、带满负荷能力不足。同时，机组非停次数多、启停频繁均制约机组的带负荷能力。3.1.2原因分析（1）环保指标限制。脱硝催化剂已基本失效。催化剂失效会降低脱硝效率，为了满足NOx的排放指标，必须增大喷氨量。受设计喷氨量的制约，会增大氨逃逸率，加剧空预器的堵灰，同时增加尾部烟道的阻力和引风机额外出力。除尘器布袋破损、脱落以及堵塞导致高负荷下粉尘排放不达标。大量粉尘进入脱硫吸收塔，降低浆液活性和脱硫效率，为了满足SO2的排放指标，必须增加循环浆液量，机组带高负荷能力受浆液循环泵的出力限制。（2）空预器阻力限制。查看锅炉运行历史数据，机组长时间在中低负荷段运行，且运行一段时间后：空预器烟气侧差压分别上升到3 kPa左右；空预器一次风侧差压分别上升到2.2 kPa左右；空预器二次风侧差压分别上升到2.3 kPa左右。空预器在BMCR工况下的设计烟气侧差压为1.34 kPa，一次风风侧差压为0.63 kPa，二次风风侧差压为1.08 kPa，机组运行负荷远低于BMCR工况的情况下，空预器烟气、一次风、二次风差压均比BMCR工况高，表明空预器堵灰比较严重。空预器运行过程中，热端蓄热元件存在不同程度的吹损，掉落的小碎片会卡在空预器蓄热元件的内部，在一定程度上造成空预器堵灰。实际运行中，空预器堵灰会增加吹灰蒸汽的压力，加剧对蓄热元件的吹损。逃逸的氨与烟气中的三氧化硫和水形成大量的硫酸氢氨，硫酸氢氨会对冷端蓄热元件造成腐蚀，液态的硫酸氢氨捕捉飞灰的能力极强，极易造成冷端层元件堵灰，从而造成空预器运行阻力上升。空预器管束被烟气灰尘堵塞会造成烟气流过时阻力增加，管孔堵塞严重后，空预器换热不足会导致热风温度偏低，排烟温度偏高。空预器漏风率太高，进入空预器的冷风漏入烟气中，使空预器阻力增加，同时锅炉燃烧风量不足，锅炉效率降低。（3）引风机的限制。锅炉引风机叶片磨损严重，部分叶片有硬质杂物摩擦的痕迹，在运行过程中还存在喘振的现象。引风机叶片严重磨损及喘振，直接影响锅炉的安全运行，制约锅炉的出力，影响机组的带负荷能力。（4）实际煤种和设计煤种偏差较。实际燃用的煤种发热量偏低，同负荷下必然会增大燃煤量：一方面会增加制粉系统的额外出力，相应增加一次风机和送风机的额外出力；另一方面会增大烟气量和锅炉尾部烟道的烟气阻力，必然增大引风机额外出力，同时空预器烟气阻力增大会加剧空预器堵灰。煤的灰分高。在相同负荷下，烟气中的含灰量增大。一方面会加剧空预器的堵灰；另一方面会加剧除尘器布袋的磨损和堵灰，同时加剧引风机叶片的磨损，进而限制机组带负荷能力。（5）制粉系统出力受限。清堵机频繁故障，磨机被迫单边运行；磨机内有大量石子、杂物等；磨衬磨损严重；钢球配比不当，带粉能力弱；钢球破损、变形严重；煤仓经常堵塞等。（6）其他限制。锅炉水冷壁的拉裂泄漏、过热器及再热器的超温爆管导致机组的非停，直接影响机组的安全性和带负荷能力。3.1.3解决措施及评估建议更换脱硝催化剂和除尘器布袋；更换空预器蓄热元件及变形的密封片；更换引风机叶片并进行动平衡试验；运行方面建议保持合适的煤粉细度和均匀度；合理控制炉内的过量空气系数；合理控制炉内温度水平；定期对锅炉受热面进行吹灰。检修期间对制粉系统的建议为：对磨煤机钢球进行筛选，剔除变形、破损的钢球，补充质量好的钢球；提高磨煤机内装球量，筒体内装球量直接影响着磨煤机的出力及功率消耗；合理配置钢球比例，提高磨机出力；检查衬板厚度和磨损情况，及时更换衬板。3.2锅炉水冷壁变形、拉裂及泄漏3.2.1检查情况及存在的问题锅炉水冷壁经常出现泄漏导致停机的问题，停机检查发现前后墙水冷壁发生变形和拉裂，尤其是锅炉前后墙水冷壁变形严重，已成为“波浪形”。3.2.2原因分析（1）结构方面。W型火焰锅炉燃烧器区域水冷壁管布置不规则，水冷壁管屏只能垂直布置，水冷壁采用低质量流速水动力技术[1]。该炉在设计上无炉水循环泵，启动期间水冷壁管屏运行热偏差大。锅炉炉膛比较宽，机组启动初期只有部分燃烧器与磨煤机投运，横向热负荷分布特别不匀称，导致锅炉水冷壁的热偏差较大。（2）机组频繁变负荷以及负荷大幅波动。机组为孤网单机运行，频繁变负荷以及负荷大幅波动为常态化问题。负荷瞬间波动幅度最大达到110 MW，月负荷瞬间波动30 MW以上的次数最高达260次，导致机组升、降负荷的速率过快，蒸汽参数随之大幅波动，导致水冷壁管屏局部发生超温和产生较大的热偏差，应力集中造成水冷壁的变形、拉裂和泄漏。（3）应力集中。检修单位在处理焊接水冷壁的打磨过程中，发现水冷壁管存在横向及纵向裂纹，且泄漏点接近水冷壁中间集箱，相当于上下部水冷壁的过渡段，水冷壁波浪变形处的鳍片开裂后向上延伸的过程中，遇到中间集箱弯管后无法释放应力，应力集中导致弯管撕裂，继而吹损两侧管子，引起泄漏。（4）启动过程的不合理操作。查询机组的多次历史启动过程，为了节约启动燃油及减少启动时间，锅炉启动流量多为100~150 t/h，严重偏离锅炉运行说明书的要求。启动过程不能保证水冷壁的最小循环流量，水冷壁极易出现过热以及管间存在热偏差而出现管子过热超温的现象，极易造成锅炉水冷壁的超温和拉裂泄漏现象。（5）运行过程煤粉不均匀。在机组运行过程中，如果各煤粉管道喷入炉膛的煤粉量不均匀，会造成炉膛内燃烧流场的不均匀，热负荷偏差大，引起水冷壁的变形和拉裂。主要原因包括不同磨煤机进煤量不均匀、磨煤机的4根粉管煤粉量不均匀、燃烧器喷口变形、浓淡分离器不同程度的磨损等。运行过程中磨煤机的单侧进煤也会影响一次风温度和煤粉的着火点，导致同台磨的4根粉管着火中心偏移，造成炉膛内的燃烧流场不均匀，热负荷偏大。（6）卫燃带拆除带来的隐患。锅炉下炉膛卫燃带现已拆除大部分，卫燃带的拆除未经锅炉厂家专门核算。由于炉膛形状的不规则，拆除卫燃带会使炉膛的热负荷分配偏离设计值，同时影响锅炉的水动力，很可能导致锅炉水冷壁热偏差过大，发生水冷壁变形和拉裂的问题。3.2.3解决措施及评估建议启动过程中，按照锅炉运行说明书的要求，炉膛水冷壁内必须维持一个最低的再循环流量（30%BMCR流量）。机组在运行过程中不应频繁升降负荷。如果因为孤网运行特性，升降负荷很频繁，则升、降负荷时应严格控制升、降负荷率。为了预防该锅炉水冷壁产生拉裂，在实际运行中主要控制水冷壁管子间的温差。锅炉点火启动、升降负荷、磨煤机的启停、煤粉管道的调整等均要考虑减小水冷壁的热负荷不均匀性。通过摸索启停机及升降负荷的运行方式，缩短超温幅度和时间，从根本上控制温差过大问题。锅炉出现水冷壁变形、拉裂和泄漏的区域具有一定的规律性，可以在该区域增设应力释放缝，使其原有内应力和由于热偏差产生的应力能够释放，避免在运行中产生水冷壁拉裂问题[1-2]。检修期间，建议请锅炉厂家对卫燃带的拆除进行评估核算，重新调整卫燃带的覆盖区域。3.3锅炉受热面超温分析评估3.3.1检查情况及存在的问题机组启动过程中，受热面壁温极易超温（超报警值）；在机组负荷剧烈波动时，受热面壁温极易超温。3.3.2原因分析（1）启动过程导致的超温。如果机组启动过程不能保证水冷壁的最小循环流量，水冷壁极易出现过热以及管间存在热偏差，从而出现管子过热超温的现象[3]。下炉膛进口水冷壁超温主要集中在炉膛中部区域，下炉膛进口水冷壁最高金属壁温已达最高允许壁温。机组启动过程中，制粉系统投用时，炉膛温度较低，大部分煤粉初期很难着火，随着燃烧的加强及燃料增加，部分煤粉开始燃烧，但煤粉燃烧及燃尽的相对滞后，造成炉膛出口温度高，易造成超温。（2）负荷剧烈波动导致的超温[4]。机组负荷剧烈波动时，风量配比、风煤比未控制合理，一次风量变大使炉内的煤粉过多；二次风量过大会使煤粉着火推迟，炉膛的火焰高度增加，导致屏过、过热器以及再热器吸热量增加，产生超温现象。机组负荷剧烈增加时，启动磨煤机后煤粉投入过快；或机组负荷剧烈下降时，未及时减少煤粉投入量或者停运磨煤机，均会出现燃料量突然增加现象，导致无法进行水调节，煤水比失调导致超温。3.3.3解决措施及评估建议锅炉点火初期、低负荷期间及锅炉转干态前，建议控制一定的给水流量，以保证锅炉水动力正常[5]。下水冷壁在锅炉升负荷及高负荷过程中存在中部超温现象，单从配风控制方面无法确定其下水冷壁超温规律，建议针对下水冷壁超温进行系统的燃烧调整试验。机组启、停机时，严格按照锅炉运行说明书以及电厂运行规程操作，合理控制运行参数，控制启、停时间满足要求。机组启动过程中，尤其是转态过程，注意控制给水流量与投粉量相匹配，合理配风，控制炉膛热负荷的均匀性，避免受热面超温[2]。机组在运行过程中应避免负荷剧烈波动。如果因为孤网运行特性，机组升降负荷很频繁，则升降负荷时应严格控制升、降负荷率。机组负荷剧烈波动时，由于锅炉燃烧反应的滞后性，在运行调整时，应熟悉锅炉的燃烧特性以及机炉电的协调性，根据负荷的波动幅度和波动频率考虑提前量，提前进行调整使锅炉热负荷与机组电负荷相匹配，同步协调进行增减。增加锅炉受热面易超温部位的壁温测点数量[2]，并设置多级超温报警，方便运行人员进行监视，提前调整。4结语某锅炉及其辅助系统带负荷能力不足，水冷壁存在扭曲变形、拉裂和泄漏的问题，锅炉受热面存在超温及爆管的问题，空预器存在堵灰、吹损和脱落严重等问题。对锅炉存在的问题进行专项问题冷态评估分析，提出相应的解决措施和评估建议，为锅炉大修检修项目提供参考依据。