超临界机组吹管技术浅析

李学军，刘发圣

（1.贵溪发电有限责任公司，江西贵溪 335400；2.国网江西省电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

蒸汽吹管是新建电站锅炉投运前的重要试运步骤之一。吹管质量的控制和吹管工艺的正确实施对锅炉和汽轮机的安全运行有着直接影响。目前国内外主要有两种电站锅炉吹管工艺，即降压蒸汽吹管法和稳压蒸汽吹管法。传统的降压蒸汽吹管技术在我国已经基本成熟，而稳压蒸气吹管技术，尤其是超临界直流锅炉的稳压吹管技术还在起步阶段，而对于配炉水循环泵启动系统的超临界直流锅炉，目前使用稳压吹管的成功实例和经验不多。本文着重对配锅炉水循环泵启动系统的HG-1964/25.4-YM17 型超临界直流锅炉的吹管工艺和流程进行了研究，并对吹管过程中的注意事项进行了探讨。

1 吹管原理

为了保证蒸汽吹管的有效性，吹管时被吹扫表面所受的作用力必须大于锅炉最大连续出力(BMCR)下蒸汽对管道表面的作用力。吹管系数K被定义为吹扫工况和BMCR工况下两个作用力之比，因此K必须大于1，并且K值越大，吹管效果越好。它的计算公式为：

K=(吹管时蒸汽流量)2×(吹管时蒸汽比容)/(额定负荷蒸汽流量)2×(额定负荷时蒸汽比容)

2 吹管方式的特点

稳压蒸汽吹管是在吹管过程中始终维持相对恒定的系统压力，它是一个相对稳态的过程，在此过程中锅炉维持输入和输出之间的能量平衡以及给水量和蒸发量之间的质量平衡。稳压吹管法在操作控制、相关支持系统的投入数量、临吹管路的管材要求、系统布置等方面都比降压吹管法要求要高。

降压蒸汽吹管是指锅炉事先维持一个较高的吹管压力，然后迅速全开临时吹管门，使得锅炉压力迅速下降，蒸发量瞬间骤增，从而实现对锅炉受热面的吹扫。降压吹管法具有系统布置简单、吹管过程易于控制、吹管所需投入的系统少、操作相对简单等优点，并且它能够保证在吹管期间的有效时间内过热器各处吹管系数K大于1。

3 不同吹管工艺的控制要点

3.1 稳压吹管工艺控制

3.1.1 给水及启动系统的控制

在锅炉点火启压前为了使吹管临时管路充分暖管，将临时吹管门开到25%的开度。稳压吹管的升温升压过程与降压吹管的升温升压过程相同，对启动系统控制要求较低，工况较稳定。升温升压初期建立了稳定的汽水循环后，锅炉按照厂家的升温升压曲线进行升温升压，锅炉点火后为加快锅炉升压速度，控制给水流量比锅炉MFT 保护定值490 t/h 高60 t/h 左右，随着燃料量的增加给水量也逐渐增加，此时逐渐开大临冲门开度至全开状态，在锅炉稳压吹管前，通过给水流量来控制汽水分离器出口温度过热度在5 ℃左右，同时将储水箱溢流阀尽量关闭，当锅炉负荷达到30%BMCR时锅炉逐渐的转为干态运行方式，即可进行稳压吹管。

3.1.2 过热器及再热器汽温的控制

两种吹管方式均需控制过热汽和再热汽的温度在临时管材的承受范围之内，同时临冲门后的蒸汽温度不能超过冷段再热管道的承受范围，整个吹管过程中必须严格控制。稳压吹管方式不存在主汽、再热汽温度下降的现象，但极易发生主汽超温，建议在锅炉稳压吹管过程中，控制低温再热器入口温度小于390 ℃，目的是防止低、再管道过度膨胀，从而引起管道支吊架变形。控制此温度的主要方法是稳压吹管过程中使过热器出口汽温不要过高，由于吹管过程中，一般采用过热器、再热器串联吹管，主蒸汽在管道内扩容产生较小的焓降，一般情况下，低温再热器入口温度与过热器出口温度的差值小于50 ℃，因此要控制低温再热器不超温，就要使过热器出口蒸汽温度在440 ℃以内。吹管过程中主要是通过减温器来控制主蒸汽温度，通过再热器烟气挡板和事故喷水减温器来控制再热蒸汽温度。稳压吹管的控制要点就是主汽、再热蒸汽温度不能超温，控制合理的中间点过热度，同时保证各受热面不能超温。

3.1.3 其它控制要点

1）稳压吹管时锅炉负荷达到BMCR的50%左右，在锅炉点火升压过程中，在煤质较差时需投用4套制粉系统，通过燃烧调整和临吹门开度，保持汽水分离器出口压力5.5 Mpa左右，给水流量在890 t/h左右，维持吹管参数。因此至少需保证4套制粉系统能够投用。

2）每次稳压吹管时间一般在2 h左右，主要看机组的补水情况，锅炉开始进入稳压吹管过程，保持此工况直至化学除盐水量耗尽，锅炉按要求正常停炉，一个完整的稳压吹管过程结束，每次吹管结束后，锅炉应降压冷却，相邻两次吹管应间隔12 h以上。

3.2 降压吹管工艺控制

1）降压吹管方式需要的燃料量一般少于BMCR燃料量的20%，因此一般只需保证2套制粉系统能够投用即可。现如今多数新建电厂都是采用等离子点火投粉吹管。锅炉投粉初期热风温度低、燃烧效率低、飞灰含碳量高，因此锅炉点火初期空预器必须连续吹灰，防止尾部烟道二次燃烧的发生。此外，降压蒸汽吹管时，锅炉在升压过程过、再热器无蒸汽通流，因此应控制炉膛出口烟温不超过540 ℃，防止受热面超温。

2）降压吹管方式为保证给水流量大于490 t/h以及贮水箱的水位高于900 mm，防止循环泵跳闸及锅炉灭火，这是降压吹管升温升压和开关临冲门时的控制难点。特别是开关临冲门时要求运行人员有足够的经验，能够很好的掌握补水量的调节方法。工程实践中，出现过多次运行人员不熟悉开关临冲门对分离器水位变化的影响规律而导致跳泵的现象，降压吹管控制要点是关临吹门时要逐渐加大给水流量、关小炉水循环泵出口阀开度、打开循环泵再循门。

3）在锅炉降压吹管时，难于建立起稳定的水动力特性，为此应尽量提高给水温度，降压吹管工程实践中主汽温度和再热汽温下降幅度非常大，控制不好极易引起管道水击。此外，贮水箱出水是饱和水，降压吹管时压力降低有可能产生汽化，为防止炉水循环泵汽蚀现象的发生，应投入足够的过冷水。采用降压吹管方式时，每次吹管的时间间隔不宜太长，否则再热冷段和热段管道会冷却，再吹管时大量的蒸汽容易遇冷凝结，严重时也会产生水击现象。

4 吹管实践

4.1 锅炉设计参数

贵溪发电厂三期1 号锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发研制的HG-1964/25.4-YM17 型超临界锅炉。该锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉、单炉膛、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道结构，利用挡板调节再热汽温、全钢架、全悬吊结构、露天布置的π型布置。锅炉主要设计参数列于表1。

4.2 吹管范围及流程

吹管的主要范围包括：锅炉过热器系统，再热器系统，主蒸汽管道、冷、热段再热蒸汽管道。临冲门装在主汽门出口临时管上，临冲门后装集粒器，靶板器装在中压主汽门出口临时管上至消音器之间。

吹管系统流程：启动分离器→过热器系统→主蒸汽管道→高压主汽门→临时管→临冲门→临时管→集粒器→冷段再热蒸汽管道→再热器系统→热段再热蒸汽管道→中压主汽门→临时管→临时母管→靶板器→临时母管→消音器→排大气。

表1 锅炉的主要设计参数

4.3 吹管参数的选择

1）稳压蒸汽吹管参数，根据锅炉、汽机各管道及受热面的参数和临时管道材质的要求，在保证吹管系数的前提下，稳压吹管时分离器压力维持在5.5MPa左右。

2）降压蒸汽吹管参数，降压吹管时分离器压力维持在6.5 MPa左右，当分离器压力在6.5 Mpa左右时打开吹管临时控制门，分离器压力下降至3.0～4.0 MPa时关闭临时控制门。

4.4 吹管的方法和步骤

本机组蒸汽吹管分两阶段进行：第一阶段采用稳压吹管法；第二阶段采用稳压和降压联合吹管方法。稳压蒸汽吹管时锅炉炉膛热负荷较大，为避免锅炉受热面管壁超温，机组采用过、再热器系统串联吹管的方法。

1）第一阶段吹管。

锅炉点火后打开主汽管道及临时管道上的疏水门并微开临时吹管控制门对管路进行暖管，当排汽口管壁温度达到100 ℃时，暖管工作结束。按冷态启动曲线进行锅炉升温升压，当主汽压力达到0.3～0.5 MPa时，对临时管道进行螺栓热紧；当主汽压力达到3.0 MPa时，进行1次试吹管；试吹结束后检查临时管路的膨胀、支撑和固定状态，若无异常则继续升压。当主汽压力升至4.0 MPa时，再进行1次试吹管。再次检查临时管路的膨胀、支撑和固定状态，无异常则继续升压。锅炉主汽压力达到5.5 MPa时，逐渐开启临时控制门，开门的同时提高锅炉燃烧率及投入过热器和再热器的减温水控制汽温，根据吹管需要，适时投运第3台磨煤机进行稳压吹管。

2）第二阶段吹管。

按照第一阶段步骤进行试吹管结束后，锅炉继续升压，主汽压力达到5.5 MPa 时，逐渐开启临时控制门进行稳压吹管，2 次稳压吹管结束后，转入降压吹管打靶阶段，此时锅炉保留2 台磨煤机运行，直至连续2次打靶合格为止。

5 吹管效果评价

1）第一阶段共进行了3次稳压吹管；第二阶段共进行了59 次降压吹管，吹管过程中主蒸汽温度和再热蒸汽温度能控制在允许范围内，在吹管系数k＞1的前提下，连续2次打靶，第1靶斑痕为3点，粒度小于0.4 mm，第2靶斑痕为2点，粒度小于0.4 mm。靶板检验结果表明，吹管效果优良。

2）贵溪电厂工程实践中尝试了稳压法吹管和降压法吹管，两种吹管方式各有优缺点，稳压吹管对锅炉和汽机各分系统的要求均较高，稳压吹管时锅炉基本达到了整套启动的要求，汽机的汽动给水系统、真空系统、润滑油系统、轴封系统均须调试完毕，机组基本达到了整套启动的要求，与采用降压吹管工艺相比可能会延迟点火吹管这一进度，但从整个基建过程来看，锅炉稳压吹管完成后机组整体试运情况较为接近整套启动的条件，所以并不会延误机组整体试运工期。实践表明无论采用稳压吹管或降压吹管方式，均能保证所要求的吹管系数和吹管质量，两种吹管方式效果无明显区别。建议各厂根据自身机组整体试运情况选择合适的吹管方式。

[1]中华人民共和国电力工业部.火电机组启动蒸汽吹管导则[S].1998.

[2]DL/T 5047—1995电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）[S].

[3]应明良，戴成峰，胡伟锋等.600 MW 机组对冲燃烧锅炉低氮燃烧改造及运行调整[J].中国电力，2011，44(4)：55-58.