1000MW塔式锅炉机组蒸汽吹管方法实践应用

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司 刘华生 毛忠军

新安装的火力发电机组在制造、运输、保管、安装过程中残留在过热器、再热器及管道中的各种杂物，这些杂质在机组运行过程中会引起受热面管子堵塞、超温甚至爆管，或直接被带入汽轮机内，危及汽轮发电机组的安全稳定运行。因此在新机组投产时必须进行锅炉吹管，将锅炉及蒸汽管路系统吹扫干净。上海中电投漕泾电厂一期（2×1000MW）工程超超临界汽轮发电机组（以下简称漕泾），锅炉为超超临界参数变压直流炉，一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。机组在BMCR 工况下过热蒸汽流量、过热器出口蒸汽压力、过热器出口蒸汽温度、再热蒸汽流量、再热器进出口蒸汽压力、再热器进出口蒸汽温度分别为2955.6t/h、27.56MPa(g)、605 ℃、2447.9/2377.4t/h、6.20/6.00MPa(a)、377/603 ℃。漕泾#2机组锅炉燃烧器分四角布置、切向燃烧，采用正压直吹式制粉系统、配有6套正压直吹式制粉系统，并在B1、B2层布置微油点火系统。

1 冲管参数控制及过程

1.1 吹管特点及其参数选择

上海漕泾电厂#2机组锅炉蒸汽吹管采用一次系统和二次系统串冲的方法，高旁、小机高压进汽管路在主再热系统吹扫过程中穿插进行。大机冲洗采用稳压冲洗，临时管道直接与主蒸汽、再热蒸汽管道焊接连接，不进高中压汽门。一、二次系统吹管流程：分离器-过热器-主蒸汽管道-零充门-过热器靶板-冷再管道-集滤器-再热器-再热管道-靶板-排气管-消音器。

吹管参数主要指吹管蒸汽压力、蒸汽温度和压降幅度。根据国家相关规范要求吹管系数K ≥1，并有一定积累时间，这样可充分利用锅炉蓄热能量，提高吹洗效果，减少吹管次数。根据锅炉吹管方案确定各吹管参数及临时管道的材质要求，在保证吹管系数≥1的前提下，稳压吹管期间锅炉汽水分离器压力为4.5～5.5MPa，在此过程中通过过热器减温器严格控制主蒸汽温度在450℃以内，调节控制再热蒸汽温度在500℃以内，吹管过程注意监视锅炉炉膛壁温和主汽、再热蒸汽温度、压力。

1.2 给水量控制

吹管过程中的锅炉所需水量的多少是能否正常稳压吹管的主要制约因素。漕泾电厂#2机组冷态冲洗1000吨、热态冲洗1500吨、冲管时1500吨、停炉放水用1200吨，共计5200吨；之后每天用水约3000～3500吨。其中锅炉点火初期需水量800～950t/h，正式吹管过程中需水量1200～1300t/h。每次吹管耗水量大约4000t。因给水量大所以需增加一路#3除盐水箱至除氧器平台的补水管，并增加二台Di250、P2.0MPa、400～600t/h 给水泵，另自小漕泾（漕泾电厂2×1000MW 工程附近一小型热电厂）增加一路除盐水引至#2凝补水箱，加装输送泵120t/h。电厂#2机组配备2台50%汽动给水泵，1台30%电动给水泵。单台汽动给水泵额定流量1940t/h。

蒸汽流量是影响稳压吹管质量的关键因素，需控制好水煤比，以便使锅炉稳压吹管时转干态直流运行。点火初期补水量为800～950t/h，同时注意启动循环泵流量与给水泵流量的匹配调节。随着磨煤机投入逐步退出油枪。当第三台磨煤机投入并将煤量增加至110t/h 后退出微油点火模式，同时调整再循环量及给水量。逐步调整煤水比(一般在6～7左右)，并以减温水为辅助手段将给水量稳定在1300t/h，此时燃煤量约200t/h，锅炉转干态直流运行，退出启动循环泵运行，正式吹管开始。

1.3 冲管参数控制过程

锅炉稳压吹管过程中，主要是将低温再热器的入口温度控制在420℃以内，即不要超过再热冷段管道的设计温度[1]。机组正常运行时，主蒸汽经过汽机高压缸做功才到再热冷段管道，蒸汽的焓降较大，蒸汽温度不会超温，而在稳压法串联蒸汽吹管时蒸汽通过管道扩容产生的焓降较小，一般过热器出口温度与再热冷段温度的最大差值不会超过30℃，所以通过控制过热器出口的汽温不要超过450℃，便可有效控制再热器入口蒸汽温度超温[2]。现场通过投用过热器一、二级减温水能相对方便的控制主蒸汽温度，此时需注意减温后的温降情况，适当地多用一级减温水。根据过热器减温水投入减温情况，必要时投入再热器减温水，以便控制再热器进口蒸汽温度不超过420℃，同时可通过降低风量、制粉系统的调整、降低燃料投入的速率及二次风配风的调整等手段控制再热器出口蒸汽温度在500℃左右。

以下是漕泾电厂#2机组稳压吹管过程参数控制情况：汽水分离器出口压力5.4～6.0MPa、过热器出口蒸汽压力1.0～1.3MPa、分离器出口压力4.5～5.5MPa、省煤器出口流量1200～1400t/h、过热器温度450℃左右、再热器入口温度420℃以内、再热器出口520℃左右。控措施：在湿态时，用一级减温水后温度为300℃，二级减温水后为340℃，并保证有20℃以上的过热度，再通过燃料量的增减来控制。

1.4 吹管过程

图1 吹管期间蒸汽压力、温度控制曲线图

锅炉吹管前临冲门开关试验已完成，正式吹管前需进行试开关，确保临冲门开关正常、开关时间满足要求。锅炉上水，首先进行锅炉60℃温态水冲洗。进行锅炉蒸汽吹管前条件检查确认，五方签字确认后进行锅炉首次微油点火，投用B 层4支油枪，投入B 层制粉系统，确保锅炉燃烧稳定，升温升压。当分离器压力至1.0～1.5MPa 左右进行第一阶段稳压吹管，维持分离器压力15分钟以上，同时检查锅炉膨胀、吹管系统的膨胀、支吊架及吹管系统周边、消音器等安全情况。在分离器出口温度达260～290℃进行锅炉热态冲洗。继续升温升压，分离器出口压力至2.5～3.5MPa 进行第二次稳压试吹管。分离器出口压力至4.5～5.5MPa，进行正式稳压吹管维持分离器出口压力15～20分钟（视给水量定）后停炉冷却12小时。再次点火启动重复以上操作，至连续两次打靶合格以后进行高压旁路的吹洗，具体为15分钟后开启高压旁路并维持5分钟后停炉。再次点火启动重复以上操作，直至靶板合格。

1.5 吹管过程中出现的问题及分析

漕泾电厂第一次稳压冲管时，因除氧器临时补水泵电流过大，引起二台临时补水泵同时起跳。原因分析：凝补水泵向凝汽器补水流量控制过小，除氧器临时补水泵补水流量过大，造成过流；补水泵动力电缆接法有问题，二路电源接进同一开关柜。解决办法：派专人负责补水泵并制定电流比不超280A；电源分别接进二个容量相等的开关柜，做到一机一闸一保护。

2 结语

稳压法蒸汽吹管时间持续长，要求的连续补水量大，化学除盐水箱应储存足够的补充水,凝汽器、除氧器处于高水位运行状态。为延长有效吹管时间，必要时需考虑加装除盐水箱到凝汽器或除氧器的临时补水管道。管道受热膨胀的时间也较长，临时系统管道的膨胀量比一般情况要更大一些，因此在进行吹管临时系统设计、校核和安装时，要高度重视管道的膨胀余量，保证临时系统管道的膨胀推力不要传递到正式系统、设备上。稳压法蒸汽吹管过程中，只有控制好水煤比，才能确保实现锅炉转干态直流运行，因此控制水煤比是稳压法蒸汽吹管的关键。稳压法蒸汽吹管时临时管与正式管道是否通过汽门进行过渡连接，各有优缺点，又同时存在对汽机轴系影响的不确定性，可根据工程具体施工进度及工期的要求择优选择。