新建二次再热机组汽水系统综合清洁措施

2020-09-02部俊锋

山东电力技术 2020年8期

部俊锋

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东济南 250003；2.山东中实易通集团有限公司，山东济南 250003）

0 引言

二次再热发电技术是当今最先进的火电技术，最符合节能减排的发展方向，已在新建大容量机组中得到越来越多的应用。我国已投产的二次再热机组都取得了预期的经济和社会效益，其中山东某1000MW超超临界二次再热机组发电效率为48.12%，发电煤耗为 255.29g／kWh，供电煤耗为 266.18g／kWh，3项指标均刷新了世界纪录，并获2018年度亚洲燃煤发电项目金奖。

为了提高机组效率，二次再热机组均采用高参数超超临界的设计思想，主蒸汽压力达到33 MPa、蒸汽温度达到620℃。而蒸汽温度越高，管道内表面生成的氧化铁颗粒越多，金属材料越易受损；蒸汽压力越高，氧化铁颗粒越易剥落，动能也越大。大量颗粒物随蒸汽进入汽轮机后，会对通流部件造成磨削损伤，即产生固体颗粒侵蚀（Solid Particle Erosion，SPE）现象。SPE是二次再热机组安全和经济性能的重大威胁，汽轮机冲转前必须采取汽水系统清洁措施，防止SPE发生。

新建机组一般采用先化学清洗，再蒸汽吹管，并结合总启动期间汽水品质监督等措施，保证汽水系统的清洁。但这些措施沿用的是一次再热机组的相关标准，而二次再热机组在结构和参数方面都有很大不同，这些标准并没有给出针对性的要求和方法。实践表明，作为保证机组汽水系统洁净度主要措施的蒸汽吹管，吹管的次数远多于一次再热机组，且过热器系统的吹管系数偏低，对锅炉寿命有较大损伤，并留下发生SPE的隐患［1］。因此，对新建二次再热机组而言，改进各环节的技术措施，以综合性的手段保证机组汽水系统洁净很有必要。

1 现行汽水系统清洁措施及不足

1.1 化学清洗环节

根据DL/T 794—2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（以下简称 “《清洗导则》”），新建机组省煤器、水冷壁等高压水系统必须化学清洗，过热器和再热器等汽系统酌情选用化学清洗［2］。我国已投产的二次再热机组，只有个别塔式炉的机组对过热器系统进行了化学清洗，主要是因为新建机组后续有蒸汽吹管工序，汽系统可通过吹管保证洁净，化学清洗满足锅炉点火要求即可；另外有成本方面的考虑，汽系统参与化学清洗，受热面水容积成倍增加，化学药品、除盐水、清洗设备都要更大的投入和消耗；也有安全性方面的考虑，国内锅炉较多采用 П型炉，受热面采用U型布置，其底部容易积存酸液和氧化皮，有腐蚀和阻塞管道的不安全后果。

《清洗导则》还要求，化学清洗前后都要进行大流量水冲洗，冲洗水的流速控制在 0.5~1.5 m ／s［2］，以最大限度冲洗掉浮锈和沉积物。而实际执行过程中，若U型布置的汽系统不参与化学清洗，冲洗水的流速大都取低限值。在大流量冲洗方面，新建机组的化学清洗没有生产机组的化学清洗重视程度高。

化学清洗范围小，使其在新建二次再热机组汽水系统清洁上的作用较小，再加上大流量水冲洗的标准不高，给后续蒸汽吹管留下更多的工作量。

1.2 蒸汽吹管环节

蒸汽吹管是新建机组清洁过热器、再热器等汽系统的主要措施。根据DL/T 1269—2013《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》（以下简称“《吹管导则》”），蒸汽吹管有稳压和降压两种基本吹管方法［3］。由于降压法吹管需要的条件少，在基建阶段容易满足，全国已建成的二次再热机组主要采用降压吹管。

国内首台二次再热机组采用的是“三段法”降压吹管：先吹扫过热器系统，再串联吹扫过热器、一次再热器系统，最后串联吹扫过热器、一次再热器、二次再热器系统。锅炉点火9次，共吹管304次，工期两周。后续二次再热项目的建设，为了减少降压吹管次数和吹管工期，有的采用“两段法”降压吹管：先吹扫过热器系统，再串联吹扫过热器、一次和二次再热器系统。

降压法吹管蒸汽初压力高，为8.5~10 MPa，为同容量一次再热机组吹管参数的1.3倍；吹管频率达到每小时5次以上，控制在《吹管导则》要求的每小时4次以内，锅炉燃烧调整难度很大；临吹门易卡涩，门两侧压差大，且门杆来不及降温，已达到国产电动闸阀承受的极限。

少数项目采用了“一段法”稳压吹管或稳降结合吹管：直接将过热器、一次再热器、二次再热器系统串联起来，一起吹扫。但从稳压法的试用情况看，正式吹管时，二次再热器入口汽温高达500℃以上，远高于430℃左右的设计值。虽然采取了投入减温水降温，并投入高压加热器邻机加热系统，把给水温度加热到120℃以上等措施［4］，仍难以避免。超温严重且运行调整难度大，使后续项目很少单独采用稳压法吹管。

从各种二次再热机组的吹管情况看，过热器系统的吹管系数偏低，很难满足《吹管导则》的要求。吹管工艺固有的入口段动量不足的缺陷，再加上临吹门和燃烧调整的限制，使得清洁度最重要的过热器系统，难以通过蒸汽吹管得到彻底保证。

1.3 机组启动环节

新建机组总启动的一般过程是：锅炉上水，冷态冲洗至水质合格；锅炉点火，热态冲洗至水质合格；锅炉升负荷，通过旁路系统提升蒸汽参数，待蒸汽品质合格后，冲转汽轮机，此时的蒸汽流量为额定流量的8%左右；机组并网后，再依照汽水品质监督规程，边洗硅、边带负荷。

新建机组虽经过了吹管，但吹管后系统恢复期间的污染、锈蚀难以避免。锅炉点火后，随着温度的持续上升，过（再）热器管路内的氧气也会加速管内壁的氧化。这些新产生的腐蚀物，在汽轮机冲转前，靠额定流量8%左右的蒸汽流量是难以冲洗掉的，必然随着机组负荷的提高、蒸汽流量的增大逐步带入汽轮机。

2 改进的汽水系统综合清洁措施

改进汽水系统的清洁措施，应充分考虑二次再热机组结构和参数的特点。表1为已投产的超临界1000MW一次再热机组和二次再热机组参数比较［5］。

表1 一次再热和二次再热1 000 MW机组参数比较

从表1可以看出：二次再热机组水冷壁和过热器的水容积都比一次再热机组减少了50%左右；二次再热机组一次再热蒸汽压力为11 MPa，属（超）高压蒸汽，这不同于一次再热机组再热器参数是中压蒸汽的情况，因此二次再热机组一次再热器也被称作高压再热器。

二次再热机组水冷壁和过热器的水容积小，对蒸汽吹管是个不利因素。采用基于锅炉蓄热量的降压法吹管时，水冷壁和过热器是主要蓄热部件，其水容积小意味着锅炉的蓄热容量小，吹管次数大幅增加；而且，过热器容量减少，全部再热器容量和阻力增大，也使吹扫蒸汽在过热器内的比容较小，造成不管降压还是稳压吹管，过热器系统的吹管系数偏低。

二次再热机组水冷壁和过热器的水容积小，对于化学请洗是个有利因素，可降低清洗介质的消耗。

二次再热机组一次再热器工作压力11 MPa，高于蒸汽吹管的蒸汽初压力（8.5~10 MPa），使得在降压法吹管系统设计时，可以将临吹门设置在一次再热器出口，使一次再热器和过热器系统一样，起到蓄热部件的作用，这必然会大幅提高吹管时锅炉的蓄热容量，对吹管产生有利影响［6］。

二次再热机组一次再热器参数也达到了《清洗导则》中要求：蒸汽压力大于9.8 MPa的管道，宜进行化学清洗。

二次再热锅炉相当于3个压力等级的锅炉串联，再热器本质上也是过热器，若不受设备命名上的限制，以一次再热器出口为分界线，二次再热锅炉可以看作是（超）高压一次再热锅炉：一次再热器和过热器一起视为锅炉过热器（或将过热器视为部分水冷壁，一次再热器视为锅炉过热器），二次再热器视为锅炉再热器。以这样的方式区分二次再热机组的汽系统，套用现行的《清洗导则》和《吹管导则》，可获得汽水系统清洗措施的改进思路。

2.1 改进的化学清洗措施

2.1.1 扩大清洗范围

二次再热机组的过热器应与处理水冷壁一样，强制规定进行化学清洗，这是基于：1）二次再热机组过热器吹管系数难以达标，应采取“双保险”的过热器清洁措施；2）可减少后续蒸汽吹管的次数，降低吹管对锅炉寿命的损害；3）过热器的水容积小，化学清洗成本增加得的不大。

同样，为了减少蒸汽吹管的次数，保护锅炉寿命，二次再热机组的一次再热器，最好也要进行化学清洗。

2.1.2 加大水冲洗流量

二次再热机组因参数高，汽水管路口径较小，阻力更大；若是П型炉，过热器和再热器系统内都是U型弯管布置，其底部容易积存酸液和氧化皮，也容易产生气塞现象［7］。所以，过热器和再热器系统纳入清洗范围时，必须在化学清洗前后，用大流量、高扬程的临时清洗泵或机组自身的凝结水泵、给水泵等，建立流速大于1.5 m／s的循环冲洗，以彻底保证系统的冲通和沉积物的清除［8］。

根据动量相当的理论，水冲洗产生的动量一样能起到蒸汽吹管的除垢作用。因此，对噪声控制严格的欧洲国家，倾向于用过热器和再热器系统全部进行化学清洗，结合大流量水冲洗的方式取代蒸汽吹管。某电厂二期新建机组的化学清洗就采用了德国ALSTOM的方案，将2台凝结水泵临时并联运行，进行大流量水冲洗，流量达到锅炉额定流量的2倍。

相比蒸汽吹管，化学清洗有诸多优点：机组须投入的系统少，对全厂基建的开展影响小；人员和专业需求也少；没有噪声扰民，可日夜连续作业；可正、反双向冲洗等。而且，已广泛应用于超临界机组的“邻机加热系统”技术，可在锅炉不点火的情况下，大幅提升清洗介质的温度，进一步保证了化学清洗和冲洗质量。因此，在机组汽水系统的清洁方面，应加大化学清洗的投入和占比，将其作为主要清洁方式，制定严谨的方案并严格落实，绝不能因为还有后续的吹管工序而降低要求。

2.2 改进的蒸汽吹管措施及优点

2.2.1 改进措施

蒸汽吹管措施改进的主要技术策略是：改变现行吹管措施中临吹门设置在过热器出口的布置，将临吹门设置在一次再热器出口临时管道上。该措施视一次再热器为过热器，套用《吹管导则》中一次再热机组的吹管规则，可采用“两段法”或“一段法”降压吹管，也可采用“一段法”稳压吹管［9］。由于过热器已化学清洗过，过热器系统与一次再热器系统间，不必加集粒器；若一次再热器也化学清洗过，一次再热器系统与二次再热器系统间，也不必加集粒器。

“一段法”吹管蒸汽流向如下：分离器→过热器系统→主蒸汽管道（含高压旁路）→临时管道→一次再热器系统→临吹门→临时管道→集粒器→二次再热器系统→临时管道→靶板器→消音器→排大气。

“两段法”降压吹管方案，第一阶段吹管蒸汽流向如下：分离器→过热器系统→主蒸汽管道（含高压旁路）→临时管道→一次再热器系统→临吹门→临时管道→靶板器→消音器→排大气；第二阶段吹管蒸汽流向如下：分离器→过热器系统→主蒸汽管道→临时管道→一次再热器系统→临吹门→临时管道→二次再热器系统→临时管道→靶板器→消音器→排大气。二阶段吹扫时满足二次再热器吹管系数即可，可采用较低的蒸汽参数。

诸方案中，以“一段法”降压吹管为优选方案。

2.2.2 措施优点

在降压吹管时提高了锅炉蓄热，可延长每次吹管的有效时间。从而有利于减少吹管频次和总次数、降低物资消耗、缩短工期和减轻吹管对锅炉寿命的损害。

从表1可以看出，1 000 MW二次再热机组的一次再热器系统容积440 m3；吹管的初始蒸汽参数若采用 9 MPa、400 ℃，则蒸汽密度为 33 kg／m3；吹管蓄能期间一次再热器系统存蓄的蒸汽量为：440×33=14 520 （kg）。

根据吹管经验，吹管蒸汽流量大于50%的BMCR （Boiler Maximum Continuous Rating）工况流量，即满足有效吹管的要求。对于1 000 MW二次再热机组，有效吹管蒸汽流量约为2 752×50%=1 376（t／h）=382（kg／s）。

这样，一次再热器系统的蓄能可使每次吹管的有效时间延长约 14 520÷382=38（s），比现行的吹管方案提高了2倍以上。

另外还有其他优点：

1）避免了一次再热器的干烧，保护了设备。

2）一次再热器系统在锅炉中的吸热比占15%左右，吹管时参与蓄热，可提高燃料利用率。

3）吹管时可适当增加锅炉的负荷，减少低负荷燃烧不充分造成的损失和污染；也有利于脱硝系统的投入。

4）锅炉蓄热量增加了，吹管的蒸汽初参数可适当降低，有利于临吹门的稳定工作，使吹管过程更安全、连续。

5）新措施也有利于稳压吹管。因一次再热器不干烧，临吹门可在锅炉带更高负荷、蒸汽参数更高的工况下逐步开启，使建立稳压吹管的过程更加快速和经济。

6）在吹管阶段，还可进行一次再热器安全门校验工作，为总启动提供更安全的条件。

蒸汽吹管是新建机组总启动前最重要的里程碑项目，可提前考验机组大部分设备和系统的质量、锻炼参建各方的协同工作能力，为总启动做好技术和组织准备。但吹管也有诸多不良影响：介质工况频繁变动产生的交变应力对锅炉的寿命损害较大，已有个别组织规定吹管次数要控制在120次以下；噪声污染不可避免；采用降压法吹管时锅炉的负荷20%BMCR左右，脱硝系统难以正常投入，不能满足环保政策要求的超低排放指标；二次再热机组吹管的临时系统更复杂等。因此，应减少蒸汽吹管在汽水系统清洁方面的占比，使其处于次要地位。

2.3 改进的启动措施

为了弥补吹管的不足，清除吹管后系统恢复期间的污染、锈蚀，以及点火后新形成的氧化皮，在机组总启动汽轮机冲转前，有必要增加利用机组正式系统进行蒸汽吹扫环节。

蒸汽吹扫主要措施是：通过高、中、低压旁路系统将过热器、一次再热器、二次再热器、凝汽器系统组成蒸汽吹扫通道；机组抽真空，中、低压旁路阀全开，以高压旁路门为吹扫门；先采用降压法对整个蒸汽通道进行吹扫，吹扫10次左右；再将锅炉转干态运行，稳压吹扫至汽水品质合格。对于旁路容量为45%BMCR以下的系统，可在高压旁路门打开的同时，打开全部电磁压力卸荷阀（Pressure Control Valve，PCV），以减小过热器后的阻力，增大过热器蒸汽流量，提高过热器的吹管系数［10］。

汽轮机冲转前，先经过较长时间的带旁路、大动量蒸汽冲洗，是德国机组启动的必经步骤。德国超临界机组都配置100%BMCR容量的旁路系统，吹扫在机组额定参数下进行，以期杜绝高负荷下受热面氧化皮的再次析出，确保机组的安全性和经济性。上海某电厂采用了上述工艺，其经验表明：经过此阶段的吹扫，从凝汽器内能清理出约20 kg含铬的氧化物；机组长时间运行后汽轮机叶片未见损伤，性能试验的热耗值低于合同保证值达1%以上。而且，上述通过旁路大动量蒸汽冲扫与全部蒸汽系统的化学清洗相结合，可省掉通过临时系统的蒸汽吹管。因此，机组总启动阶段的吹扫不仅很重要，而且会带来新建机组基建程序和技术的进步。