超超临界锅炉蒸汽吹灰器存在问题分析与处理

刘恩生，董本林，周新刚

（1.华电国际技术服务中心，济南　250014；2.华电龙口发电有限公司，山东　龙口　265700；3.国网山东省电力公司电力科学研究院，济南　250003）

超超临界锅炉蒸汽吹灰器存在问题分析与处理

刘恩生1，董本林2，周新刚3

（1.华电国际技术服务中心，济南250014；2.华电龙口发电有限公司，山东龙口265700；3.国网山东省电力公司电力科学研究院，济南250003）

受自身结构、安装位置和系统布置等影响，1 000 MW超超临界机组锅炉蒸汽吹灰器普遍存在高温区吹灰器投入率低、吹灰负荷受限和汽源管道裂纹等问题，对问题进行详细分析，并对解决措施进行探讨，提出改进意见，为同类型机组提供借鉴。

超超临界机组；蒸汽吹灰器；问题原因；处理

1　概述

1 000 MW超超临界机组在我国得到了越来越广泛的应用。在锅炉设计时，为了有效清除受热面积灰，保证受热面清洁，使其传热效果良好，在锅炉的受热面布置了不同形式、不同种类的吹灰器［1］。以某1 000 MW超超临界机组为例，锅炉共计安装138只蒸汽吹灰器，其中VO4型短吹灰器82只，用于吹扫炉膛；RL-SL型长伸缩式吹灰器40只，用于吹扫屏式过热器、高温过热器、高温再热器、低温再热器和低温过热器区域；RK-SB型半伸缩式吹灰器12只，用于吹扫省煤器和低温再热器区域；PS-AT型空预器吹灰器4只，用于吹扫空气预热器区域，配置如表1所示。吹灰器参数设置要考虑蒸汽压力和过热度，要求对应吹扫压力下蒸汽过热度不低于50℃。从表1中可以看出，短吹灰器压力一般小于1.0 MPa，半伸缩吹灰器压力为0.7 MPa，长伸缩吹灰器工作压力设置为1.2～1.5 MPa。沿烟气流动方向，随烟温不断降低，长伸缩式吹灰器的额定工作压力不断降低［2］。

表1　蒸汽吹灰器配置表

1 000 MW超超临界机组锅炉由于尺寸更大、蒸汽参数更高，为了满足各负荷、各区域的吹灰需要，蒸汽吹灰器的汽源参数和枪管长度等均进行了相应调整，然而在其投运后，陆续暴露出高温区长伸缩式吹灰器投入率低、汽源管道焊缝裂纹等一系列问题，严重影响了机组运行的安全性和经济性。

1　蒸汽吹灰器存在问题分析

1.1高温区吹灰器投入率低

国内1 000 MW等级机组锅炉高温区吹灰器投入率低问题普遍存在，枪管使用周期只有一两周到两三个月不等，如华电某电厂1 000 MW超超临界机组锅炉高温区域吹灰器频繁出现烧毁情况，电厂一度因更换后很快被烧毁而被迫全部停用，部分电厂虽然采取了改变投运周期及投入长度等方法，也只能勉强维持运行。

造成高温区吹灰器投入率低的原因主要为：1）吹灰器布置区域的烟温较高（≥1 200℃），吹灰器长期在高温的恶劣环境下运行，导致故障率增加、投入率低；2）1 000 MW等级机组为适应炉膛宽度方向吹灰覆盖需要，长吹灰器枪管长度接近17 m，质量约1 000 kg，均明显增加，但结构上仍采用原来的变速箱驱动、托架支撑、旋转进出的方式，并没有进行相应改进；3）当枪管全部进入炉膛内后，即使冷态下也会有自然下垂，在高温下枪管材料强度降低，更容易发生永久变形，枪管一旦弯曲后，进退过程阻力加大，托架、变速箱等部件故障率增加，极易发生卡涩烧损；4）吹灰器汽源一般为单路布置，管路系统阻力较大，管道直径偏小，导致蒸汽流量偏低，对高温区枪管冷却不足，虽然吹灰器在设计上采用了不同区域不同吹灰器压力的方式，试图改善高温区吹灰器的冷却效果，但远未达到预期目标［3］。

高温区长吹灰器投入率低带来的危害：1）吹灰器无法正常投用，将导致屏式过热器积灰结渣加重，严重时可能会出现掉大焦，造成锅炉灭火或砸坏捞渣机事故；2）吹灰枪管掉落砸坏受热面事故，特别是1～5号吹灰器布置在屏过前后炉膛正上方区域，一旦弯曲卡涩无法拖出，烧损后枪管下落，极易造成受热面损伤泄漏；3）吹灰器机械卡涩，造成吹灰器在某一位置长时间吹扫，吹损受热面；4）屏式过热器积灰加重将导致吸热量减少，屏过出口汽温降低，排烟温度升高［4］；5）吹灰器枪管一般采用SA-213T91，枪头采用304H不锈钢材质，单只枪管价格约为5～6万元，按照每个小修周期更换1次高温区吹灰器枪管计算，每年更换枪管费用将高达上百万元。

1.2锅炉吹灰负荷受限问题

在进行吹灰汽源选择时，从设计安全角度考虑，锅炉厂一般推荐取自屏式过热器出口，此处蒸汽品质较好，具有较高的过热度，各种负荷下均可保证吹灰器的投入，但由于汽源减压前后压差较大，存在较大的节流损失，经济性相对较差。从节能和提高经济性角度考虑，很多项目在基建阶段或投产后将汽源改造为低温再热器入口或出口，此处汽源蒸汽压力较低，减压前后压差只有2 MPa左右，从而使经济性得到较大提高，国内玉环电厂、金陵电厂等单位投产后均进行了吹灰器汽源改造工作。以玉环电厂为例，其吹灰汽源由原设计屏过出口改造为冷端再热器出口，BMCR工况下汽源压力为5.0 MPa，减压后蒸汽压力降为2.8 MPa，蒸汽温度降为330～360℃，压力与温度损失大大降低，据估算，改造后每台机组每年可节约标准煤315 t。

然而，当吹灰汽源由屏式过热器出口改为低温再热器入口或出口后，经济性虽然得到了提升，但随之也带来了吹灰负荷受限的问题。如华电某电厂百万机组将吹灰汽源优化为冷端再热器入口，投产后在电负荷低于800 MW时整个吹灰系统就由于汽源压力低而无法正常投入运行，当长时间低负荷运行后必将面对无法吹灰导致的锅炉受热面积灰、排烟温度升高等问题。国华辽宁绥中电厂吹灰汽源基建阶段优化为冷端再热器出口，设计为60%THA～100%BMCR负荷投入吹灰器，调试时在机组负荷降低到80%负荷后吹灰器就因压力低保护无法正常投入，此后先后进行了减压站管道改造，并将汽源电动门和手动门由截止阀改造为闸阀，使阀门前后压力损失减小到不超过0.1 MPa，另外，运行方式由两侧对吹调整为单侧吹灰，在采取多项措施后，可实现75%负荷下的吹灰器投入，但仍未达到设计的各负荷吹灰需要［4］。可见，当吹灰汽源选自再热器出口，汽源压力随着机组负荷降低而裕度减小，当吹灰减温减压系统自身阻力较大时，负荷降低到一定程度将出现吹灰无法投入的问题。

1.3吹灰汽源管道裂纹问题

对于1 000 MW超超临界机组锅炉蒸汽吹灰器，吹灰汽源管道裂纹问题需要重点关注，裂纹集中发生在采用屏式过热器出口汽源的吹灰器减压阀前后焊缝部位，如图1所示。通过调研，宁夏某电厂百万机组检修时发现此位置存在多处裂纹，而后进行了阀门和管道的更换；山东某电厂百万机组该位置焊缝曾发生环向裂纹导致运行中泄漏，检修人员进行临时打磨焊接后投入运行，在停机检修时又发现裂纹扩展。可见，吹灰汽源管道裂纹对电厂设备和人员存在较大的安全隐患。

图1　减压站调压阀前焊缝裂纹

究其原因，屏式过热器出口吹灰汽源参数较高，而吹灰器需要的工作参数较低，造成减压装置前后压差过大，阀门冲刷严重，故障率必然升高［5］。对于百万级别机组锅炉，为满足吹灰要求，蒸汽吹灰器的压力必须由减压站前的大于26.5 MPa（BMCR工况）降低至2～3 MPa，由于减压阀前后压差过大，减压阀前焊缝承受较大的拉应力，同时因减压站投停及减压阀开关频繁，存在较强的交变应力，因此，随着运行时间的增加，减压阀前后焊缝部位就极易产生疲劳裂纹。

2　解决方案

2.1高温区吹灰器结构改进

针对高温区长吹灰器投入率低问题，以及吹灰器结构、系统方面存在的不足，提出相应的改进方案。主要包括优化吹灰器结构，对吹灰器本体结构进行改造；支架内移，滑动轨道做相应的调整，目的是通过优化行走轨迹和受力，减少变形量，通过下部支撑位置的适当前移，提供更好的支撑，使枪管在完全进入炉内后，保持更好的刚性。该改进方案在国内某些电厂也进行了尝试应用，并取得了较好的效果，如华润浙江苍南电厂在设计阶段就采用了此结构吹灰器，投产一年多来高温区吹灰器投入正常；国电浙江北仑电厂进行了个别改造，试用效果良好后已进行推广应用。

2.2蒸汽吹灰汽源及系统优化

为了兼顾解决高温区吹灰器投入率低和汽源管道裂纹问题，一些电厂对吹灰器汽源及系统进行了改造尝试，并取得了较好的效果。某电厂将吹灰汽源由屏式过热器出口改至低温再热器出口，汽源压力降低至3～4.5 MPa，减压阀前后压差减小，安全性得到较大提高；同时，在管道和阀门选择以及系统布置上也充分考虑了减小系统阻力的问题，将主管道通径相比原通径增大三分之一；另外，为了增大吹灰蒸汽流量，增加一路减压站。汽源改到低再，从炉两侧导汽管分别取汽，向上在大包顶部母管汇合后供两侧减压站。并通过运行方式优化，将高温区吹灰压力由原来的1.5 MPa提高到1.7～1.8 MPa。通过此次改造，高温区吹灰器投入率低和汽源管道裂纹问题得到了有效解决，达到了预期效果。

3　结语

当吹灰汽源选自屏式过热器出口时，投运机组已暴露出减压站阀门焊缝严重裂纹及阀门盘根泄漏等问题，存在较大的安全隐患，处理不当可能会造成人身伤害或机组事故。若再热器系统不能满足各种负荷吹灰要求，吹灰汽源只能选自屏式过热器时，建议在阀门选型、焊接工艺、防磨防爆检查等方面采取相应的防范措施。

吹灰汽源取自冷端再热器入口或出口，各有优缺点，冷端再热器入口压力稍高，温度偏低，过热度偏小，需充分疏水；冷端再热器出口压力稍低，温度较高，需增加减温器，减温调节及系统相对复杂。虽然再热器冷段压力较低，但只要注意吹灰系统管道合理优化，一般在电负荷600～650 MW可实现吹灰器投入，基本能满足锅炉吹灰需要。

吹灰系统在基建设计或改造时应避免系统管道阻力过大，以防止机组较高负荷吹灰系统无法投入。减压站应优先采取双路布置，关断阀、调阀选择时应提出压降要求，型号宁大勿小；管道通径仔细核算，管道布置简短并减少弯头数量。

即使同一锅炉制造厂家，各受 热面部位设计参数也不尽相同，在系统优化或改造时，需经全面的设计核算，综合考虑利弊以确定吹灰汽源位置和系统设计；另外，结合目前机组利用小时数持续降低，低负荷运行时段增加的现状，对于吹灰汽源由屏式过热器出口改造到再热器出入口的电厂，建议保留屏式过热器汽源管道，以在持续低负荷时作为备用手段投入。

［1］邓文俭，苗长信，杨兴森，等.山东电网吹灰器运行现状及性能比较［J］.中国电力，2001，34（8）：17-19.

［2］白冰，张爱军，杨国春，等.蒸汽吹灰器对锅炉设备运行的影响及其管理［J］.华北电力技术，2009（S1）：40-41.

［3］程金武，许明峰，王磊.600 MW“W”锅炉蒸汽吹灰器对运行经济性影响分析［J］.河南电力，2011（4）：30-33.

［4］许永强，艾忠岩，尹宝聚.1 000 MW机组蒸汽吹灰器故障分析与处理［C］∥全国超（超）临界发电机组技术交流研讨会论文集，2011.

［5］杨慎宝，李永华，张晓安.锅炉吹灰不同抽汽汽源的经济性分析［J］.锅炉技术，2013，44（3）：17-19.

Analysis and Treatment of Problems Existed in the Steam Soot-blowers System for Ultra-Supercritical Boilers

LIU Ensheng1，DONG Benlin2，ZHOU Xingang3
（1.Huadian Power International Technical Service Center，Jinan 250014，China；2.Huadian Longkou Power Generation Co.，Ltd.，Longkou 265700，China；3.State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250003，China）

Due to innate reasons in structure and the special installation site，the steam soot blowers system of 1 000 MW units at high temperature areas often occurs some problems such as low input rate of the Soot-blower，limitation of sootblowing load，steam source pipe crack and so on.In this paper the causes of these common problems are analyzed and some countermeasures are put forward to the subjects.The experiences and lessons are provided to other basic units with some useful suggestions and references.

ultra-supercritical units；steam soot blowers；the cause of the problem；solution

TM621.7

B

1007-9904（2016）08-0068-03

2016-03-01

刘恩生（1976），男，高级工程师，从事火电厂锅炉检修和技术管理工作。