超临界锅炉的蒸汽吹管

第23卷第7期 中国特种设备安全 17 超 乔锅炉的 汽吹管 邓俊 (广东珠海金湾发电有限公 广东51 9050) 欧阳伟基 曩 (广东省电力试验研究所广东51 0600) 安全技术 摘 要 本文详细介绍了广东省2台不同形式超l临界直流锅炉的蒸汽吹管实施情况，包括吹管方案的确 定、系统的设计、吹管实施控制过程、参数变化情况等，总结了吹管控制要点，希望能为此类型锅炉的吹管提 供一定的指导。 关键词 超l临界直流锅炉 蒸汽吹管 吹管控制 指导 Abstract The paper introduced steam-blowpipe of two different type supercritical directcurrent boiler in Guang Dong province in detailed，including blowpipe system design，blowpipe procedure，parameter change condi tion and SO on，summarizing the digest of controlling blowpipe，guideness to the blowpipe of the typical boilers will be provided Keywords Super-critical Direct-current boiler Steam blowpipe Blowpipe control Guideness 对于火力发电厂新安装机组，由于锅炉水冷 壁、过热器、再热器受热面及主蒸汽管道、再热蒸汽 管道、给水管道等系统，在制造、运输以及在设备到 现场的贮存和现场的安装等一系列的工艺过程中， 不可避免地会在系统内留有锈皮、铁屑、砂砾、焊渣 等杂物。实践证明，即使锅炉全系统均经过酸洗也 不能将这些杂物清洗干净。因此，在锅炉向汽轮机 供汽之前仍需通过蒸汽吹管将残留杂物清理干净。 锅炉吹管的目的是利用外在蒸汽或自身蒸汽将系 统内的这些杂物吹出系统之外。国内外发电机组调 试的实践证明，吹管质量的优劣，直接影响到汽轮 机组的经济性和使用寿命，严重的甚至会损坏汽轮 机。所以，吹管是锅炉调试工序中一项非常重要的 工作。 1锅炉蒸汽吹管的机理 锅炉吹管的原理就是利用具有足够动量的蒸 汽通过锅炉受热面将系统内表面所附着的锈皮、系 统内沉积的焊渣、石粒等杂物吹出系统之外。所谓 蒸汽动量要足够。即是说在蒸汽吹管时所选定的蒸 汽在管内流动的动量应大于锅炉在额定工况下运行 时蒸汽在管内流动的动量，并通过吹管时汽温的交 变、停炉时受热面的冷却，使附着在管壁上的杂物剥 离、脱落，这样才能保证在吹管阶段不能被吹掉的锈 皮，在机组正常运行时也不能脱落而被携带进入汽 轮机内。 衡量吹管的质量标准，是用吹管时的蒸汽动量 与锅炉额定负荷下的蒸汽动量之比，即吹管系数K 值的大小以及打靶的质量情况来衡量，吹管系数可 用公式表示为： ： 一GD2 式中：K吹管系数； G吹管时的蒸汽质量流量。kgs； Go额定负荷时的蒸汽质量流量，kgs； y吹管时的蒸汽比容m3kg； 额定负荷时的蒸汽比容，m3kg。 2吹管方法及其确定因素 按吹管方法，锅炉吹管基本上可以分为2种，即 维普资讯 18 中国特种设备安全 第23卷第7期 蓄能(降压)吹管和稳压吹管。 稳压吹管法一般应用于直流锅炉。锅炉点火后 逐渐提高锅炉热负荷同时控制煤水比。逐渐过渡到 直流工况，维持一定的压力、温度，吹管时主汽流量 约为额定负荷的5060，视燃料及给水供应情 况一次吹管时间约为3060min不等。一般总吹管 次数510次左右。其优点是：一次吹管时间较长。有 利于系统内杂物的携带排出。对于内置分离器启动 系统的直流锅炉在锅炉点火升至吹管工况后以后 无需再进行复杂的操作，相对操作较为简单，不用 频繁开关吹管临时门、调节锅炉给水量；缺点是对 吹管前锅炉要达到的条件要求较为苛刻，要求制粉 系统，输煤、除灰、除渣系统均要具备投人条件。对 于外置启动分离器系统的直流锅炉，由于锅炉启停 时要进行分离器的切投工作，相对启停操作较为复 杂。考虑到锅炉水动力稳定性的要求，针对水冷壁 的型式有些需在蒸发段与过热器之间安装临时隔 绝门，以调节蒸发段的压力，保证其水动力的稳定 性。考虑到稳压吹管时锅炉热负荷较高，一般采用 一段吹管法以保护再热器，同时由于稳压吹管一次 时间较长，一次吹管所需的水量及燃料量较大，因 此吹管前需储存足够量的除盐水。 蓄能(降压)吹管法主要应用于汽包炉，不适用 直流锅炉。在此不作讨论。 对于600MW超临界锅炉。省煤器系统水容积一 般在130m，左右，水冷壁系统水容积和分离器水容积 也不多，其锅炉的蓄热能量不大。因此，稳压吹管是 超临界直流炉的首要选择。 本文具体介绍广东省内2台不同形式的600MW 超I临界直流锅炉的蒸汽吹管实施情况，希望对其它 锅炉的调试工作有所裨益。 3上锅的超临界直流炉蒸汽吹管情况 31设备概况 广东珠海某电厂二期工程4号机组锅炉是超临 界变压运行螺旋管圈直流锅炉，其参数见表1。型号 为SG一1913254一M960，单炉膛，一次中间再热，平衡 通风，露天布置，固态排渣，全钢结构，全悬吊兀形布 置，锅炉额定蒸发量(BMCR)1913th，额定蒸汽压力 254MPa，额定蒸汽温度571oC，再热蒸汽温度571oC。 设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤，锅炉热 效率：9355。锅炉燃煤量：设计煤种240Oth，校核 煤种244Oth。采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹 式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，5台运行，1台 备用。 32吹管实施情况 表1锅炉主要汽水参数 名称 BMCR BRL 主蒸汽流量(th) 1913 1821 主蒸汽温度 571 571 主蒸汽压力MPa(g) 254 25_30 再热器进口压力，温度，MPa(g)， 4_35，310 412，305 再热器出口压力JUMPa(g)C 416，569 397，569 再热蒸汽流量(th) 1586 15142 给水温度， 282 279 该机组吹管采用过热器、再热器串连稳压吹管 其系统如图1所示。 吹管分3个阶段进行。由于受到冷再材质和临时 管道材质限制。此次吹管控制过热器出口温度在 400C以下。因此需要用到过热器、再热器减温水，第 一阶段吹管不投减温水。吹管参数选择为分离器出 口压力为30MPa左右(控制汽温)，此阶段同时冲洗 减温水管路。为第二阶段高参数吹管投用减温水作 准备。第二阶段吹管参数选择为分离器出口压力为 50MPa，温度控制和第一阶段相同。第三阶段吹高 压旁路，吹管参数选择分离器出口压力30MPa。 第一阶段：吹管有效时间60min(分离器出口压 力大于30MPa)，分离器出口最高压力337MPa，分离 器最高温度261，过热器出口最高压力215MPa，最 高温度377oC，吹管流量约550th，分离器水位15 30m，分离器储水箱至除氧器NWL阀自动，分离器 至疏水扩容器HWLI、HWL2阀全关，AB层油枪全部 投运，CD层油枪投人3支，总油量14th，A磨(带等离 子点火装置)煤量36th，B磨煤量20th，省煤器人口给 水温度85。省煤器人口电动门开度约30，所有的 疏水门全关(冷再至小机蒸汽及小机临冲管疏水门 未关)，A、B磨出口温度5760，中主门后排气温度 为392403，低再人口最高汽温351oC(减温器前)， 总风量3340BMCR，氧量最低为71。 维普资讯 第23卷第7期 中国特种设备安全 19 图l 稳压吹管系统 系统图例 排汽口：P正式系统：主汽门：MSV 消音器：由 压力测量： 临冲门：品临时系统：一一一中压门：RSV 温度测量： 靶板：； 集粒器：一(具体情况参见流程说明) 第二阶段：第二阶段吹管共进行2次，第二次吹 管后采用防压打靶，验证吹管结果合格。第二阶段 第一次吹管有效时间为75min(分离器出口压力大于 40MPa)，分离器出El压力最高时为513MPa，分离器 出口最高温度268，过热器吹管系数在082108之 间，其中大于1的时间为47min，再热器吹管系数在 133 175之间，过热器出口最高压力为325MPa，最高 温度397C，吹管流量约850th左右，A、B双侧风组运 行，AB层、CD层油枪运行，燃油压力自动，压力为 12MPa，总油量20th，A磨煤量32th，B磨煤量22th，C 磨煤量23th，燃油折算燃煤总燃煤量约120th，省煤器 入口给水温度约为70，A、B、C磨出口温度为57 62，一、二次风热风温度在155 160C左右，中主门 排气温度为333 390C(减温器后)，低温再热器入El 最高气温365C(减温器前)，总风量33一55BMCR， 氧量最低为55螺旋水冷壁出El壁温在270C左 右。吹管过程中，再热器减温水基本全开，省煤器入 El电动门开度约30以提高过热器减温水压力，实际 吹管时，用减温水降低过热器两级减温器减温后温 度均控制在比该点饱和蒸汽温度高8左右。第二阶 段第二次吹管有效时间约1h，吹管系数大于1的时间 约25min左右，参数和第二阶段第一次吹管相近。 4 东锅的超临界直流炉的蒸汽吹管情况 41设备概况 广东汕尾某发电公司第一期工程为4x600MW 国产超临界压力燃煤发电机组。锅炉采用单炉膛，兀 型布置、平衡通风、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、 尾部双烟道，再热汽温采用烟气挡板调节，复合变压 运行，超临界本生直流炉。锅炉BMCR效率934，锅 炉的参数见表2。 表2锅炉参数 ECR(锅炉经济连续蒸 项目 BMCR 发量) 锅炉蒸t：t(th) 1715 1950 过热器出口蒸汽压力，MPa(g) 2541 2541 过热器出口蒸汽温度， 571 571 再热蒸汽流量(th) 1410 1590 再热器进口蒸汽压力，MPa(g) 4-30 485 再热器出口蒸汽压力，MPa(g) 411 4 66 再热器进口蒸汽温度， 3166 3285 再热器出口蒸汽温度， 569 569 省煤器进口给水温度， 2829 2877 分离器出口到过热器出口阻力，MPa 186 再热器入口到再热器出口阻力MPa O19 维普资讯 20 中国特种设备安全 第23卷第7期 燃烧器采用前后墙对冲分级燃烧技术。在炉膛 前后墙各分三层布置低NOx旋流式HTNR3煤粉燃 烧器每层布置6只燃烧器，全炉共设有36只燃烧 器。在最上层燃烧器的上部布置了燃尽风喷口 (AAP)。其中18只燃烧器设有启动油枪，用于启动和 维持低负荷热量提供。油枪总输入热量相当于30 13一MCR锅炉负荷。制粉系统：采用中速磨直吹式制 粉系统。配6台HP型磨煤机和6台电子称重给煤机。 电厂燃煤设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北 烟煤。点火油与助燃油为 轻柴油。 42吹管实施情况 本次锅炉吹管，采用一次汽二次汽串吹方式， 共进行了4个阶段的工作其主要过程如下： 第一阶段为系统低中压力吹扫。锅炉点火，当 p分离器=12MPa，Ta出口=300320C时，缓慢地全开临 冲门检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情 况。给水由电泵单独给供。在此阶段，锅炉过热器减 温水、再热器减温水的水侧和汽侧均进行长时间的 冲洗，其冲洗水由疏水阀排出，不冲进减温器。冲洗 分离器储水箱至过热器二级减温的管道(属于361 阀暖管的排汽管)，冲洗水由疏水阀排出，不冲进减 温器。停炉期间，过热器减温水复装。 第二阶段为稳压吹管。锅炉点火，投入A、E磨，A 磨煤量45th，E磨给煤量50th。A磨出口温度可以稳定 在67。A磨电流5384A波动。E磨给煤量50th(最高) 过程值为3450th，E磨出口温度为66，E磨电流44 89A波动。7只启动油枪，20只点火油枪。过程中分离 器最大压力555MPa，吹管系数KI1(即P分离器 50oMPa)的时间约2030min。过热器出口最大压力 341MPa，分离器最高温度275oC，过热器出口最高温 度392C(一般可维持在373左右)。给水最大流量 1250th。(多数时间为1000th左右)，给水温度为35 39。冷再入口最高汽温375C，一般可维持在355C左 右。热再出口最高汽温473C，一般可维持在460C左 右。中联门减温器后温度最高达445C。除氧器加热未 投。炉膛出口烟温为460C时投入顶层磨，可以正常燃 烧。炉膛负压一100Pa。过热器一、二级减温水均可将减 温器后温度降至过热度为10的蒸汽，阀门仍有30 的开度裕量。给水650th时并人A汽泵。汽泵转速 2360 2575rrnin一般维持1700rmin。启动炉2只油枪 满负荷运行。辅汽联箱母管压力067084MPa(多段 时间为075MPa)辅汽联箱温度为327C。前后墙风箱 压力为1112MPa。A层风箱左右侧二次风门开度为 100。E层二次风箱左右侧二次风门开度100前后 墙燃烬风箱左右侧二次风门开度均为100空预器 入口烟温为333388C，空预器出口烟温为102一l05， A、B引风机开度为85。A13送风机动叶开度为77。 A、B一次风机动叶开度为72，其它层二次风箱的二 次风门开度为70左右。低再加压力为07107MPa, 热再出口压力为037加61MPa,逐渐开高的趋势。 第三阶段为降压吹管。锅