0 引言
国能四川天明发电有限公司2×1000MW机组锅炉设备由东方锅炉（集团）股份有限责任公司设计制造。锅炉型号为DG2931/29.3-Ⅱ1，型式为超超临界参数、一次中间再热变压运行直流炉、采用平衡通风、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、固态排渣、露天布置、全钢构架悬吊结构Π型锅炉。
每台锅炉设1套独立的除渣系统，无炉底关断门，采用连续无级变速湿式刮板捞渣机。捞渣机设计出力不小于锅炉最大连续蒸发量时的最大排渣量，且留有足够的裕量，保证捞渣机在停机时其上槽体内积满渣时(4小时渣量)，仍能带负荷起动，并能在1小时内将其(4小时渣量)输送完毕，捞渣机保证最大出力50t/h（干渣）。
捞渣机炉底水封破坏分两种情况：第一为捞渣机断链、内导轮损坏和捞渣机卡涩等情况，运行人员主动对捞渣机槽体放水开展内部检修；第二为锅炉大面积掉焦、放水门误开、槽体腐蚀泄漏等情况，捞渣机水位快速降低水封破坏，运行人员立即开展事故处理。
锅炉炉底水封破坏是极端恶劣的运行工况，运行参数调整困难，极易导致锅炉灭火，尤其机组水封快速破坏时。本文以主动破坏捞渣机水封处理断链为案例，分析捞渣机水封破坏的风险点及处置措施。
1.捞渣机水封破坏案例分析
1.1事件前工况
机组负荷978MW，CCS运行方式，ABCDEF磨煤机运行，总煤量371.8t/h，炉膛负压-100Pa，捞渣机电流44.6A，捞渣机驱动油压9.26MPa，捞渣机液位2204.7mm，锅炉风量2891.7t/h，运行氧量2.71%，A引风机电流350.71A，B引风机电流351.75A。
1.2事件经过
01:02捞渣机张紧装置油压低报警，加载油压突增12MPa，远方立即停运捞渣机，就地检查发现张紧装置油管脱落、捞渣机链条脱轨。01:05运行人员执行降负荷操作，减少锅炉产渣量，为检修争取时间。03:00捞渣机检修结束，试运发现捞渣机链条未运行，判断为内部链条断裂，专业讨论决定破坏水封处理。05:20机组降负荷至350MW（最低稳燃负荷），投入D层微油枪，将空预器间隙提升至最高位，开启捞渣机放水手动门。06:13捞渣机液位降至1837mm（冷态水封高度1800mm），解除送、引风机动叶调整自动，机组控制方式由CCS切至TF方式运行，将引、送风机动叶保持当前值，炉膛负压控制-107.4Pa。06:23启动低温省煤器升压泵，调整低省流量维持吸收塔入口烟温130℃。06:31捞渣机液位1627mm，锅炉过热度18.76℃，主蒸汽温度535.65℃，再热蒸汽温度538.75℃，炉膛负压-32.7Pa，锅炉总风量1593.07t/h，此时捞渣机水封逐渐开始破坏。06:46捞渣机液位1415mm，锅炉主、再热蒸汽温度升高，增大过再热减温水用量，控制主、再蒸汽温度维持550℃，炉膛压力缓慢增至+200Pa，锅炉总风量缓慢降低至1465.9t/h，空预器出口温度和氧量逐渐升高。06:53汽轮机主汽压力波动，引起锅炉主参数波动。08:00随着捞渣机液位持续降低，锅炉主、再热蒸汽温度持续升高，采取关小送风机动叶，开大引风机动叶，调整炉膛负压维持+200Pa，锅炉氧量最大升至10.04%，空预器出口烟温升至180.47℃。08:22解除汽轮机自动控制，机组控制方式切为手动，主汽压力波动恢复正常。12:51捞渣机检修结束，逐渐恢复锅炉水封。14:09捞渣机液位升至1527mm，锅炉主蒸汽温度降至456.5℃，再热蒸汽温度降至492.3℃。14:40捞渣机液位1847.9mm，锅炉主蒸汽温度升至544.8℃，再热蒸汽温度升至522.2℃，机组重新投入协调控制系统，恢复正常运行方式。
表1.捞渣机水封破坏前后参数
2.捞渣机水封破坏风险点及处置要点
1）机组正常运行中炉底水封破坏，大量无序冷风从炉底进入炉内，将导致炉膛温度骤降，并且无组织冷风干扰正常燃烧流场，导致锅炉燃烧不稳、火检和炉膛负压大幅波动等现象，严重时导致锅炉灭火。为保证锅炉燃烧稳定，应立即投入油枪或等离子等措施稳燃，同时监视尾部烟道温度，防止再燃烧事故；解除六大风机自动，调整炉膛压力至+200Pa—300Pa，并采取复用水、工业水和消防水等措施紧急补水，减少炉底漏风。
2）炉底大量漏风，导致锅炉火焰中心抬升，水冷壁区域辐射吸热减少，锅炉蒸发量降低，出口过热度降低，烟气量增加、炉膛出口烟温升高，导致对流受热面吸热增强，主、再热蒸汽温度和管壁温度升高甚至超限。为防止参数超限，除减少炉底漏风外，运行人员在破坏水封和恢复水封阶段，应采取少量多次的方法，待主、再热蒸汽温度稳定后继续放水，采取开大燃尽风和顶层二次风的方式，降低炉膛火焰中心。
3）炉膛温度大幅度变化，若结焦严重将会出现大面积掉焦，导致火检信号丢失和锅炉灭火等情况。为防止大面积掉焦，在锅炉破坏水封前，应针对重点区域加强吹灰，并控制好炉底水封破坏的节奏。
4）锅炉氧量、烟气量增大，空预器入口烟温升高，送风机送风量减少，空预器冷却风量减少，排烟温度升高，脱硫塔入口烟气温度超限，导致空预器出现膨胀变形、异响碰磨或跳闸等异常现象。为防止空预器变形卡涩和脱硫塔烟温高锅炉MFT，应采取提高炉膛压力和炉底封堵等措施降低漏风；提高空预器间隙防止碰磨；投入低温省煤器降低排烟温度，如未配置低温省煤器，则提高锅炉正压，但增大设备烧损和人员烫伤的风险。
5）为降低炉底漏风锅炉维持正压运行，锅炉本体燃烧器、观火孔和吹灰器孔等密封不严处会喷出火苗，可能导致燃烧器喷头、吹灰器枪头烧损，烫伤炉底检修人员，甚至引起火灾事故。为防止设备损坏，在锅炉参数可控的前提下，适当降低炉膛正压；燃烧器喷口采取一次风冷却；检修现场布置好隔离带，禁止无关人员入内，检修人员穿防烫服工作，锅炉暂停开展各项定期试验和轮换。
6）捞渣机检修时间过长，导致渣井内积渣过多，捞渣机无法启动时。应打开渣井底部放渣门，利用消防水或铁耙等工具推出，并根据机组负荷、运行煤量和煤质化验数据，计算出最大允许停运时间，判断是否向调度申请维持当前负荷运行或降低机组负荷，为现场检修处理争取时间。
表2.捞渣机最大允许停运时间
3.结束语
通过分析捞渣机水封破坏至恢复全过程，运行控制关键点为两点：一是通过调整炉膛压力和捞渣机封堵，减少炉底漏风量；二是炉底水封破坏和恢复阶段，必须控制好节奏，采取少量多次的方式，给运行调整参数和设备适应温度变化的时间。通过实践证明，采取正确措施，机组破坏炉底密封，能保证安全稳定运行，为同类型电厂处理类似事故提供参考和借鉴。
作者简介:
李泯材（1991.10-)，男，汉族，四川成都人，学士学历，国能四川天明发电有限公司，助理工程师，主要从事火力发电厂锅炉运行主管工作。
