1000 MW超超临界锅炉不带炉水循环泵的冲管方式

2014-04-12崔国华厉富超

电力工程技术 2014年3期

崔国华，厉富超

(江苏新海发电有限公司，江苏连云港 222023)

某公司1000 MW机组锅炉系德国ALSTOM技术制造的超超临界变压运行螺旋管圈直流炉，型号为SG-3049/28.25-M548；锅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、固态排渣；锅炉尾部布置2台转子直径为D16 379 mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台中速磨煤机，BMCR工况时，5台投运，1台备用，B层燃烧器带有微油点火装置；设计煤种为彬长大佛寺矿煤；该工程同步建设脱硫、脱硝装置。该公司首台1000 MW机组工程于2010年9月正式动工，2012年8月进行化学清洗，2012年9月2日进入冲管阶段。按照冲管技术措施要求，先是带炉水循环泵启动方式进行，后在冲管阶段炉水循环泵出现故障。为加快工程进度、节省时间，经研究决定充分利用现有系统和设备，尝试采用不带炉水循环泵冲管方式，取得一点经验，供参考。

1 锅炉2种冲管方式简介

某公司1000 MW机组冲管范围：锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管；主蒸汽管道；冷段再热蒸汽管道；热段再热蒸汽管道；炉本体吹灰系统管路；取样及仪表管路。按照调试方案，冲管采用串冲形式进行，即过热器和再热器成为一个回路，再热器进口加装集粒器，直至靶板合格[1]。冲管以降压、稳压冲管相结合的的方式进行。降压冲管通过工况变化对受热面内的氧化皮等杂物产生扰动，使之从受热面内壁上剥落，并随着冲管汽流排出；稳压冲管可以通过长时间的大动量比系数对受热面的颗粒进行携带[2]。

1.1 带炉水循环泵启动方式

其汽水流程如图1所示。锅炉启动初期，大部分给水通过炉水循环泵在水冷壁内实现再循环，水质不合格时，给水经大气扩容器由启动疏水泵直接排放至冷却塔。

图1 带炉水循环泵汽水流程

1.2 不带炉水循环泵冲管方式

该方式在炉水循环泵故障情况下采用，其系统如图2所示。锅炉给水除产生蒸汽外，其余全部进入大气式扩容器，由锅炉启动疏水泵回收至凝汽器，水质不合格时直接排放至冷却塔[2]。

2 带炉水循环泵吹管方式优缺点分析

2.1 优点

热量直接回收，暖炉效果好，启动时间短，节省大量燃料，水冷壁流量大，相同燃料情况下产汽量大，有效防止水冷壁、过热器、再热器超温现象。

2.2 缺点

图2 不带炉水循环泵冲管系统

（1）贮水罐水位调节难度大，威胁机组安全。锅炉启动阶段，贮水罐水位控制十分关键：贮水罐水位低会导致炉水循环泵跳闸；贮水罐水位高触发锅炉MFT，严重时造成过热器进水事故。此外，启动过程中要考虑到省煤器出口流量保持800 t/h以上，防止给水流量低主燃料跳闸（MFT）动作。在频繁的降压吹管过程中，贮水罐压力波动大且快速，贮水箱水位难以调整。贮水箱及其连接管道容积仅16 m3，降压吹管过程中汽压快速下降造成严重的虚假水位，关闭临冲门后贮水箱压力又快速回升，导致贮水罐水位大幅波动。此时必须统筹调节主给水旁路调节门、循环泵出口调节门、循环泵再循环门、锅炉贮水罐疏水调节阀等，运行调节难度大，极易发生事故。

（2）对炉水循环泵不利，频繁地快速调节炉水循环泵出口调节门和再循环门，引起炉水循环泵电流短时间内大幅波动。当临冲门关闭，贮水罐压力回升过程中，贮水罐水位由于压力回升和过热器系统充压的双重作用，快速波动，为维持水位稳定，运行人员快速调整炉水循环泵出口流量，导致炉水循环泵电流在20 s内快速从60 A下降至20 A，后又经历几个快速升降过程。这对运行中的6 kV电机和泵都是严峻的考验，应该避免这样的情况发生。

（3）锅炉冲管前水冷壁虽经化学清洗，冲管过程的给水中仍有可能带有大量铁离子和剥落的氧化皮等物质，采用此方式给水量、排放量均较小，杂质容易在水冷壁内富集，不易及时排放。

3 不带炉水循环泵冲管方式优缺点分析

3.1 优点

（1）持续大流量冲洗汽机侧高压和低压管道、凝汽器、除氧器、锅炉侧水冷壁等设备，能按照化学检验的要求及时排放、补水，有效提高整个热力系统的清洁程度。排放方式灵活，可以根据化学检测结果灵活排放：如凝汽器内杂质多，可从5号低加出口直接排放，快速提高锅炉水冷壁洁净程度；如集水箱内杂质多，可从锅炉疏水泵直接排放至冷却塔。

（2）凝泵进口滤网、前置过滤器、前置泵进、出口滤网等都能过滤杂质，提高热力系统清洁程度。

（3）该方式下，贮水罐水位容易控制，相对带炉水循环泵方式而言，吹管过程中仅需调节锅炉贮水罐疏水调节阀和进水旁路开度，避免炉水循环泵电流大幅波动。冲管过程中，贮水罐水位快速下降，但省煤器出口流量波动仅有50 t/h左右，水位波动较小且缓慢，运行人员控制较容易。

3.2 缺点

（1）锅炉启动时间长，大量热量损失，冲管燃料耗用大。

（2）为防止蒸汽量过少，导致过热器、再热器超温，必须严格控制燃料量的投入，控制炉膛出口烟温在470℃左右。其出口流量为850 t/h，省煤器进口水温基本维持85℃，此时燃料量为35 t/h煤加7～9 t/h燃油。此过程中，后墙水冷壁65～75管多次出现管壁温度高报警，二级再热器管壁温度接近保护值。

（3）长时间油、煤混烧，不能投用电除尘装置，对环境有较大污染，同时可能引起SCR脱硝装置催化剂中毒、空预器低温结露、堵灰、未燃烬烟灰粘附甚至二次燃烧。

（4）在启动初期和运行一段时间后，容易出现汽机侧热力系统各泵滤网堵塞情况。

4 不带炉水循环泵冲管方式应采取的措施及注意事项

（1）该方式下锅炉疏水量大，必须事先对锅炉2台启动疏水泵的出力进行试验，确保泵的出力能够满足锅炉最小启动流量的要求，防止启动过程中集水箱满水。同时，运行中加强疏水泵运行监视和调整，若发生两台泵均跳闸情况，必须手动MFT停炉。

（2）冲管阶段汽轮机还不具备进汽条件，锅炉疏水直接回收至凝汽器，大量热量同时也被带入凝汽器，须防止过热蒸汽及锅炉疏水经汽轮机疏水或抽汽管路倒至汽轮机内。在启动前，检查关闭汽轮机及各抽汽管路疏水手动门，严密监视汽轮机汽缸、转子温度，同时确保汽轮机油系统、轴封系统及盘车正常运行，严防冲管期间汽轮机停转。

（3）锅炉疏水直接回收至凝汽器，虽经大气扩容器减压，但大量疏水温度基本达到100℃，导致凝汽器水温异常上升，严重时可能引起凝结水泵进口汽蚀，应密切监视并严格控制凝结水温上升速度，及时从凝补水箱补充冷水。大量热水进入凝汽器，还会在一定程度上影响真空。

（4）延长暖炉时间，严格控制锅炉启动期间燃料量，严密监视水冷壁、过热器、再热器壁温，防止出现超温情况。尽量提高锅炉给水温度，开大辅汽至除氧器加热门，保持给水在100℃以上；控制锅炉上水速度，用热水对锅炉进行持续暖炉；延长大油枪暖炉时间，推迟投粉，适当降低锅炉风量，提高空预器出口一、二次风温。待空预器出口二次风温度达120℃左右投入B磨微油模式。

（5）启动前必须重视过热器、再热器减温水的检查和调试，防止在稳压冲管过程中，某侧减温水出现严重漏流或管道堵塞。某公司在稳压吹管过程中，第一次投用减温水系统时出现二级过热器A侧减温严重漏流（电动隔离门关闭的情况下，减温水流量显示40 t/h），同时二级减温器C侧管道堵塞，调节门开度达100%时减温器前后蒸汽温度一致。此时三级过热器管壁短时间温差最多达100℃，严重威胁锅炉安全。

（6）B磨采用蒸汽加热暖风器和微油点火技术，提高一次风温，实现冲转前投粉，改善启动初期煤粉燃烧情况，节省燃油。某公司在吹管过程中出现以下情况：出于控制炉膛出口烟气温度和B磨稳燃的需要，吹管过程中B磨煤量保持30 t/h稳定，由于此时煤量远低于设计出力，燃烧器内煤粉化学浓度低，加上炉膛内温度较低，锅炉整体风量过大等不良因素叠加，导致B磨在启动和吹管过程中燃烧情况一直不好，1号、3号角火检强度在11%～20%间波动，与现场看火情况相符。因此，吹管过程中B磨在微油模式下，仍要保持2～4支大油枪助燃，根据炉膛出口烟温和实际着火情况投退。

（7）及时投入炉膛出口烟温探针，严密监视炉膛出口烟温，防止过热器、再热器干烧严重，锅炉说明书要求控制炉膛出口烟温在540℃以下，实际运行中，炉膛出口烟气温度控制在450℃左右。稳压吹管过程中，燃料量大，此时采用下3台磨运行方式，正三角配煤，全开顶部强耦合燃尽风（CCOFA）、分离式燃尽风（SOFA）风门，控制炉膛出口烟温，同时减少炉膛出口烟气温度偏差。

（8）在确保安全的前提下，适当降低省煤器出口流量，也就是锅炉实际给水流量，MFT保护要求锅炉流量不低于800 t/h，实际运行中精确控制给水流量在850 t/h，减少对燃料量的需求。

（9）在启动过程中保持过热器、再热器、临冲管道上疏水打开，防止管壁干烧损坏。

（10）加强吹管期间化学检验，特别是凝汽器、省煤器进口水质检验，在长时间大流量冲刷的情况下，给水中仍有可能存在大量铁离子和水冷壁内剥落的氧化皮等物质。这些物质富集在凝汽器中，若凝汽器水质不合格，应及时加大补充水，同时从5号低加出口排放、甚至停炉放水、换水。

（11）采用该方式进行冲管，锅炉内杂质被带入凝汽器、除氧器及高、低加管道等，在吹管过程中应严密监视凝结水泵进口滤网和前置泵进、出口滤网的压差，出现滤网差压大的情况后应提前启用备用泵，停下堵塞泵进行滤网清洗（吹管一般使用1台凝泵+1台汽泵运行方式，有备用余地）。