1 000 MW超超临界锅炉吹管方式及过程的研究

2013-09-01刘珊伯金宏达孟繁兵杜利梅

黑龙江电力 2013年4期

刘珊伯，金宏达，孟繁兵，杜利梅

(黑龙江省电力科学研究院，哈尔滨 150030)

蒸汽吹管是新建火电机组调试过程中的一个重要步骤，吹管质量直接影响机组的安全经济运行。与亚临界锅炉相比，超超临界大容量机组锅炉均为直流型式、高参数、大容量，采用传统的锅炉吹管方法不能完全满足需要。因此，为了寻找可行的超超临界锅炉的吹管方式，本文结合某1 000 MW超超临界塔式锅炉吹管实例，阐述了超超临界锅炉的吹管过程，计算比较了不同吹管参数下的吹管系数，分析了吹管过程中过热、再热蒸汽温度的控制。

1 锅炉概述

锅炉吹管方式一般分为降压和稳压两种，这两种吹管方式各有优缺点。降压吹管操作简单，单次吹管时间短，耗水量小;锅炉各部分参数变化大，有利于管壁上金属氧化皮的脱落。稳压吹管有效吹管时间长，能取得较好的吹管效果，但操作复杂，需要投入制粉系统，耗水量大[1]。

超超临界锅炉均为直流型式，其特点是没有汽包。锅炉启动系统中类似汽包的启动分离器，蓄热能力比汽包炉小，降压产生的蒸汽比汽包炉小。超超临界锅炉吹管相对于亚临界锅炉有如下特点[2]:

1)锅炉额定参数高，所需吹管参数高，吹管系数难以达到要求。按照《火电机组启动蒸汽吹管导则》[3]说明，吹管时，汽包压力在 5～7 MPa一般可满足要求。实践证明，超超临界锅炉采用降压吹管方式时，启动分离器压力达到8.0 MPa仍难满足吹管系数要求。

2)在降压吹管开启临吹门的过程中，贮水箱水位与亚临界锅炉汽包水位相比波动剧烈，贮水箱压力的突降容易形成“虚假水位”，造成贮水箱水位难以控制，影响炉水循环泵的安全运行。

3)超超临界锅炉采用稳压吹管时，需要投入制粉系统，锅炉从湿态运行转为干态运行。受热面安全、中间点温度控制等必须引起足够的重视[4]。

某电厂扩建工程为1 000 MW超超临界机组，锅炉为SG-3098/27.46-M539超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、机械刮板捞渣机固态排渣。锅炉制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，配置6台中速磨煤机，在BMCR(锅炉最大连续出力)工况时，5台投运，1台备用。锅炉采用微油点火技术。锅炉主要设计参数如表1所示。

表1 锅炉主要设计参数

锅炉启动系统采用内置式汽水分离器，带启动循环泵，还布置了大气扩容器和集水箱等设备的简单疏水系统，将集水箱连接到凝汽器或机组循环水系统中，锅炉设计最低直流负荷为30%BMCR。

2 吹管过程

为了尽量提高吹管质量，本次吹管采用降压和稳压结合的吹管方式。稳压和降压相结合的吹管方式，既可提高吹管质量，缩短调试时间，又可充分暴露制粉系统的缺陷，减少调试燃油量。在保证吹管系数的前提下，根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数、临时管道的材质的要求，降压吹管分离器压力定为8.0 MPa，稳压吹管分离器压力定为5.5～6.0 MPa。在吹管过程中严格控制主汽温度为427℃和再热汽温为520℃。

由于一阶段吹管具有吹管时间短、次数少、临时管路联接简单、燃料消耗少等优点，本次吹管采用一阶段吹管方式，主要吹管流程:启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→临时管→临吹门→临时管(集粒器)→低温再热进口管路→低温再热器→高温再热管路→临时管→靶板器→临时管→消音器→大气。

锅炉经过冷态冲洗，水质满足要求后，点火进行热态冲洗，待锅炉水质满足点火要求开始升温升压。升温升压速率可按锅炉冷态启动曲线进行，开始投入两层轻油枪，当油枪出力无法支持分离器压力继续上升时，投入B磨煤机，并逐渐增加给煤量，撤出1层轻油枪。分离器压力上升到3.0 MPa、5.0 MPa、6.5 MPa时分别进行3次试吹管，首次试吹管前应打开临吹门旁路阀、主蒸汽管道、低温高温再热蒸汽管道上的疏水阀进行暖管疏水，防止因管道内积水而发生水击。

第一阶段锅炉采用不熄火降压吹管，当分离器压力达到8.0 MPa时，开启临吹门。在降压吹管开启临吹门的过程中，要严密监视贮水箱水位，协调控制汽动给水泵出力、贮水箱水位调节门以及给水旁路调节门，保持贮水箱水位稳定，防止水位过高或过低。在降压吹管结束后，停炉冷却12 h后进行第二阶段稳压吹管。在升温升压过程中，升温升压速率可按照锅炉冷态启动曲线进行，为了主蒸汽、再热蒸汽温度便于控制，应尽可能投入下层燃烧器。本次吹管中投入A、B、D磨煤机，当燃烧稳定后，撤出全部油枪(为了保证良好燃烧，可投入微油枪)。正式稳压吹管时锅炉热负荷约为45%BMCR，本次稳压吹管达到吹管参数后有效吹管时间为3 h，能在一定程度上弥补吹管动量较小的不足。本机组锅炉共进行了69次降压吹管。

3 超超临界锅炉吹管过程的分析

3．1 吹管系数

吹管系数为吹管时的蒸汽动量与额定工况下的蒸汽动量比，按下式计算:

式中:Gc为吹管时蒸汽流量;Vc为吹管时蒸汽比容;Ge为锅炉额定工况蒸汽流量;Ve为锅炉额定工况时蒸汽比容。

在降压吹管过程中，随着临吹门的开启和关闭，贮水箱压力和吹管蒸汽流量不断变化，因此不可能采用上式对吹管系数进行计算。《吹管导则》[3]中建议采用压差法计算吹管系数，即某一小段吹洗过程中流动压差与额定工况下流动压差之比等于吹管系数。在实际吹管中，由于不能把系统分成若干小区段，因此压差法应用于过热器和再热器时存在较大的误差。经过理论验算及试验，当过热器压差为额定工况吹洗时，过热器压差之比值大于1.4，即能保证吹管符合动量比大于1的要求。

在降压吹管中，只能根据过热器、再热器的压降对吹管系数进行估算，过热器的最大压降为1.8 MPa，再热器的最大压降为0.25 MPa。锅炉在额定工况下，过热器、再热器压降分别为2.09 MPa和0.19 MPa，由压降法估算吹管系数过热器为0.86，再热器为1.32。

锅炉稳压吹管过程中给水流量、循环流量以及省煤器入口流量随贮水箱压力的变化趋势如图1所示。

图1 流量随压力的变化曲线

从图1可以看出，从锅炉升压到正式吹管期间，随着贮水箱压力的升高，给水流量逐渐增大。在贮水箱压力最大达到6.2 MPa时，给水流量达到最大为1 371 t/h。循环流量随着贮水箱压力的升高逐渐减小，当压力为5.2 MPa时，锅炉转入干态运行，循环流量为0，此时炉水循环泵进入热备用状态。在整个稳压吹管期间，省煤器入口流量保持在1 250 t/h左右。

表2为稳压吹管的主要参数，比较了贮水箱压力为5.5 MPa和6.0 MPa下的吹管系数，其中吹管系数由式(1)计算获得，吹管流量根据图1分别取为1 200 t/h(5.5 MPa)和1 300 t/h(6.0 MPa)。

表2 稳压吹管参数

从表2的计算结果可以看出，贮水箱压力为5.5 MPa时不能满足吹管系数大于1的要求，6.0 MPa时过热器进出口、再热器进出口处吹管系数均大于1。

通过锅炉降压和稳压吹管的吹管系数可知，超超临界锅炉若采用降压吹管，分离器压力达到8.0 MPa时，过热器吹管系数则不能满足要求;若采用稳压吹管，分离器压力为6.0 MPa时，过热器吹管系数则能达到1.0以上，再热器吹管系数在两种吹管方式中均能满足要求。为了弥补超超临界锅炉蒸汽吹管中过热器吹管动量不足的问题，目前在超超临界锅炉调试过程中，将过热器参与酸洗已有多个应用实例。对于塔式炉，因为过热器为卧式水平布置，酸液的排放和防止杂物在过热器内积聚的问题比较容易解决，所以将过热器参与酸洗，有利于氧化皮的脱落，以弥补过热器吹管动量不足。

3．2 过热、再热蒸汽压力和温度控制

在锅炉吹管过程中，蒸汽压力和温度的控制对吹管安全以及吹管质量十分重要。降压吹管时，要控制好燃料量，保证合适的升压速率，1 h内降压吹管次数3～4次为宜。在降压吹管的升压过程中，再热器处于干烧状态，必须密切注意炉膛出口烟气温度和再热器壁温，防止再热器烧坏。

在稳压吹管升温、升压过程中，为防止水位波动，在投入磨煤机和增加燃料量时，要根据分离器压力上升情况逐渐开启临吹门，保证分离器压力参数平滑过渡。临吹门开启幅度要小，对分离器压力要待稳定后再进行升压操作，否则分离器压力会很快降低，引起水位上升很高，容易造成蒸汽带水。在进入稳压冲管阶段时，锅炉已进入直流运行状态。此时汽温控制首先要控制好中间点温度(也就是要控制好燃水比)，其次分离器后的过热器和再热器温度控制要通过投入减温水对其出口汽温进行控制。

过热、再热蒸汽温度难以控制的主要原因:与额定工况相比，吹管压力下水的汽化潜热较大，给水在水冷壁内蒸发需要更多的热量，这必然要求增加燃料量，燃料量增加使过热器和再热器吸热相对增加，汽温提高[5]。在稳压吹管中，持续的大流量给水会因为辅汽加热不足导致给水温度偏低，进一步加剧这种工况。本次稳压吹管过程中，过热器、再热器减温水总量约为170 t/h，远大于BMCR设计流量，给水温度维持在70℃。过热器、再热蒸汽温度最高为425℃和450℃，没有超过材料限制。