MW超超临界机组降压法蒸汽吹管实践Word文档格式.docx
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1000MW机组锅炉为DG3000/26.15-II1单炉膛、一次再热、前后墙对冲燃烧的燃煤超超临界本生直流锅炉，BMCR工况主要设计参数：
过热蒸汽流量3033ｔ/ｈ，出口压力26.25MPa，出口温度605℃，再热蒸汽流量2469.7ｔ/ｈ，进/出口压力5.1MPa/4.9MPa，进/出口温度354.2℃/603℃，给水温度302.4℃，过热器系统设计压降2.46MPa，再热器蒸汽侧阻力0.2MPa。
水冷壁由下部带内螺纹的螺旋环绕管圈和上部垂直水冷壁构成，中间设置混合集箱。
垂直水冷壁出口进入水冷壁出口混合集箱，经引入管引入两只汽水分离器，锅炉启动时分离出来的水进入贮水罐，贮水罐水位采用两路联合控制：
一路通过锅炉再循环泵<
BCP）和再循环流量控制阀<
360阀）送回省煤器入口，另一路通过贮水罐水位调节阀<
361阀）后引至疏水扩容器，再通过疏水泵排往凝汽器<
水质合格时）或系统外<
水质不合格时）。
蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器,至高温过热器。
锅炉过热器减温水来自省煤器出口，分两级布置；
再热汽温采用烟气挡板调节，再热器事故喷水来自给水泵中间抽头。
每台锅炉配6台双进双出钢球磨煤机，在炉膛前后墙共布置6层48只HT-NR3低NOx旋流燃烧器，每只燃烧器均配有机械雾化油枪。
锅炉最低直流负荷为25%BMCR。
机组配置2×
50%BMCR调速汽动给水泵和一台30%BMCR启动用电动调速给水泵，采用25%BMCR一级电动大旁路作为启动旁路。
2．吹管方法的选择
2.1稳压吹管的困难
国内外目前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。
这两种方法各有优缺点，且在国内目前已经投运的机组上均有实际应用。
稳压吹管就是在锅炉的蒸汽压力、蒸汽流量比较稳定的情况下进行的吹管，吹管时吹管控制门全开，给水在锅炉水冷壁中完全蒸发，锅炉为定压直流运行，蒸汽流量和压力由燃料量控制，蒸汽温度由减温水和燃料量共同调节。
稳压吹管具有以下优点：
<
1）每次吹管持续时间长，吹管次数少；
2）锅炉热负荷高，需要投煤，烧油少；
3）对锅炉启动分离器水位、厚壁承压部件的温度交变应力、锅炉启动循环泵的扰动小。
另外由于超临界直流锅炉没有汽包，锅炉蓄热小，国内普遍认为稳压吹管是其最佳选择。
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DF被定义为吹扫工况和BMCR工况下两个作用力之比,它的计算公式为:
1）
式中W—质量流量，kg/s；
V—蒸汽比容，m3/kg；
purge—吹扫工况，BMCR—最大连续出力工况。
要保证吹管质量，吹管时蒸汽流量必须保证锅炉蒸汽系统各处吹管系数DF大于1,并且DF值越大,吹管效果越好。
如果邹县四期工程采用主蒸汽系统和再热蒸汽系统一阶段稳压吹管方式，要保证吹管质量，必须保证锅炉吹管时蒸汽系统各处吹管系数不小于1,而汽水分离器出口导汽管流量最小、温度最低、压力最高，说明此处吹管系数最小，在保证其吹管系数等于1的情况下，根据公式<
1）和锅炉的热平衡估算稳压吹管的压力、流量等参数如表1所示。
计算时假设给水由老厂辅汽加热到100℃，同时冷再管道<
碳钢）入口汽温应小于450℃，临时管道<
采用低合金钢）入口汽温应小于500℃。
表1稳压吹管计算结果
工程数值工程数值
BMCR与吹管工况下燃烧率之比，%69BMCR第一级过热器减温水量，t/h91
吹管工况下汽水分离器压力，MPa7.0BMCR第二级过热器减温水量，t/h121.3
吹管工况下过热器出口汽温，℃322再热器设计减温水量，t/h74
吹管工况下再热器出口汽温，℃493吹管工况下过热器总减温水量，t/h387
吹管工况下水冷壁流量，t/h1305吹管工况下再热器减温水量，t/h74
吹管工况下省煤器入口水温，℃100吹管排汽管蒸汽流量，t/h1761
从表中可知，实现稳压吹管有以下困难：
1）减温水流量超出BMCR设计流量，再热器和过热器会发生超温。
为避免超温，必须在过热器出口增加一路大容量的临时减温水管路。
造成减温水流量不够的原因是：
在吹管压力下，水的汽化潜热增大，给水在炉膛内蒸发需要更多的热量，而设计的水冷壁面积在低压条件下相对偏少，这必然要求增加燃烧率，燃烧率增加使过热器和再热器吸热相对增加，汽温提高，需要更多的减温水。
给水温度偏低也进一步加剧了这种情况。
2）稳压吹管的大量补水超出了水处理出力，需要事先预备大型的储水箱和水泵往凝汽器中补水。
3）为满足吹管流量，稳压吹管时需要同时投入一台电泵和一台汽泵，而汽泵的投用要求汽机侧投入更多的系统。
小汽机和锅炉大量连续给水加热也需要大量邻炉辅汽。
4）高燃烧率需要投入至少投入四套制粉系统，并且必须投入除渣除灰和电除尘系统。
5）由于减温水的大量增加，造成流过水冷壁的水量降低，这也增加了水冷壁发生超温的风险。
基于以上分析，邹县四期1000MW超超临界直流锅炉要满足稳压吹管条件是非常困难的，代价高，风险大，不宜采用。
稳压吹管方式在华润常熟二电厂的超临界燃煤机组上取得成功而在邹县电厂四期1000MW机组上不宜采用的主要原因是二者之间的参数差异造成的，与邹县四期锅炉相比，华润常熟二电厂的主汽和再热汽温较低，只有541℃，这说明常熟、绥中两电厂的超临界锅炉过热器、再热器受热面相对锅炉炉膛水冷壁面积较小，吹管时不需要增加临时减温水管路，同时也相对增大了流过水冷壁的蒸汽量，提高了过热器入口段的吹管系数，主汽流量则可相应减小。
由此可以得到这样的结论：
汽温参数更高的超超临界锅炉不宜采用稳压吹管方法。
2.2降压吹管方案
降压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，利用降压过程中锅炉蓄热闪蒸产生的大量蒸汽，短时间高速冲洗蒸汽管路，从而实现对锅炉受热面的吹扫。
它的优点是操作简单，仅限于开闭临时吹管门和保持锅炉水位；
燃烧率很小；
再热器干烧无需保护；
每次冲管压力、温度急剧改变引起的热冲击和动力冲击有利于冲管效果；
用水量少。
缺点是每次冲管的时间很短，冲管次数多；
必须有能快速开启、工作可靠的控制门；
每次冲管，压力温度急剧变化构成一次应力循环，造成寿命损耗。
对于邹县四期超超临界锅炉，日本BHK公司建议的降压吹管方案是：
每次吹管都要停运炉水循环泵，停炉熄火，然后开启临冲门吹管。
在王曲工程<
有循环泵的超临界锅炉）英国三井巴布科克公司也提出了同样的建议方案。
这说明降压吹管是国际上通用的做法。
考虑到邹县四期超超临界锅炉水冷壁采用下部带内螺纹的螺旋环绕管圈和上部垂直水冷壁构成，中间设置混合集箱，其水动力安全性较高。
另外不熄火可以减少炉水循环泵的启停次数，延长其使用寿命，最终决定采用不熄火降压法，两阶段吹管方案。
3．吹管过程
3.1无BCP泵降压吹管
邹县电厂＃7锅炉由于工期提前较多，吹管期间BCP泵尚未交货安装，因此在无BCP泵的情况下进行了吹管。
吹管时361阀投入自动控制贮水罐水位，吹管详细过程如图1所示，临冲门开启前后参数见表2。
图1无BCP泵时的吹管过程
表2降压吹管过程锅炉参数一览表
工程无BCP泵吹管有BCP泵吹管
开门前关门前开门前关门前
炉膛出口烟温，℃472362484445
省煤器入口水温，℃109108249131
省煤器出口水温，℃202202272272
贮水罐工质温度，℃294257298268
贮水罐内壁温，℃283276296289
贮水罐外壁温，℃279278287287
螺旋水冷壁出口最高壁温，℃294262298286
垂直水冷壁出口最高壁温，℃290260297285
过热器出口汽温，℃428438417423
再热器入口汽温，℃357370350380
再热器出口汽温，℃409415422431
贮水罐压力，MPa8.04.18.85.9
过热器出口压力，MPa8.02.08.83.1
再热器入口压力，MPa0.11.180.11.6
再热器出口压力，MPa0.10.730.11.0
过热器最大吹管系数1.62.0
再热器最大吹管系数2.33.0
临冲门全开期间平均蒸发量，t/h10911342
过热器有效吹管时间，s80120
临冲门全开时间，s110130
过热器入口平均吹管系数1.041.11
过热器出口平均吹管系数1.201.28
再热器入口平均吹管系数1.281.41
再热器出口平均吹管系数1.311.40
锅炉升温升压过程中维持给水流量530t/h、燃油量25t/h左右，通过调整水燃比改变升温升压速度。
此时应注意省煤器入口流量不低于水冷壁安全流量，但是水流量也不宜太高，否则361阀开度过大，压力较高的情况下会导致361阀后背压过高，管道震动严重，热量的散失也较大。
燃油量的控制应保证炉膛出口烟温不超过500℃。
为了保护再热器，全关再热器入口烟气挡板，全开过热器入口烟气挡板。
当贮水罐出口压力达到设计吹管压力后，快速熄灭其它油枪，仅保留下层1～2支油枪，炉膛出口烟温由接近500℃降低到400℃以下，快速开启临冲门<
全开、全关时间30s），增加给水量，此时会出现明显的虚假水位，造成361阀开大，经过10s左右，虚假水位消失，361阀快速关闭。
当吹管系数小于1时，关闭临冲门。
吹管过程中，采用过热器、再热器进出口压降计算得到二者的最大吹管系数分别约为1.6和2.3，吹管系数1.0以上的有效吹管时间约为80s。
临冲门开启后汽水分离器入口工质温度和水冷壁出口壁温温分别降低37℃和32℃，最大温降速率为15℃/min，分离器内外壁温差小于10℃，水冷壁壁温均匀，不超温，水动力安全，不需要投入减温水。
临冲门开启期间，由于压力降低，水冷壁和贮水罐中的饱和水会发生闪蒸产生大量蒸汽，此时水冷壁的冷却状况良好。
由于闪蒸蒸汽流量超过给水流量，当临冲门完全关闭后，闪蒸停止，上部水冷壁处于无水干烧状态，此时没有给水流进贮水罐，361阀维持关闭状态，因此应继续保持较大给水流量，并维持低燃烧率。
当贮水罐水位恢复到11.2M后，361阀自动开启，水冷壁水循环恢复，降低给水流量到530t/h，逐渐增加燃料量，开始下一次升温升压。
根据361阀全关的时间和相应的给水流量，可以计算得到临冲门全开期间的平均蒸发量为1063t/h。
可见在给水流量小于平均蒸发量的情况下，临冲门关闭后总会有一段时间上部水冷壁处于干烧状态，干烧时间的长短受给水流量的控制，给水流量越大，干烧时间越短，超过平均蒸发量，干烧现象消失，但是给水流量过高，会导致贮水罐瞬间满水。
根据临冲门全开期间的平均蒸发量、平均压力和平均温度，按照公式<
1）可得到过热器、再热器进出口的平均吹管系数；
按照过热器和再热器压降可得到流量峰值时过热器和再热器最大吹管系数，如表2所示。
显然各位置平均吹管系数均大于1，表明降压吹管可以满足吹管要求。
＃7锅炉第一阶段吹管压力8.0MPa，试吹管6次，正式吹管33次，第二阶段吹管压力7.5～8.5MPa，试吹管4次，正式吹管100次，吹管时间共7天，两阶段之间停炉30h。
3.2有BCP泵降压吹管
邹县电厂＃8锅炉BCP泵参与了吹管，其吹管过程和参数分别如图2和表2所示。
与＃7锅炉相比，＃8锅炉吹管有以下有特点：
图2有BCP泵时的吹管过程
1）有BCP泵时采用361阀手动，360阀自动控制贮水罐水位。
2）由于BCP泵的参与，361阀排水量减小，阀后管道不会发生震动，工质和热量的损失也较小，因此在升温升压时可以采用较高的省煤器入口流量，水冷壁更安全，而且吹管期间给水流量可以加大到等于平均蒸发量，这样就可以消除临冲门关闭后的水冷壁缺水干烧现象，同时维持住贮水罐水位防止BCP泵入口无流量。
这也意味着吹管期间不必降低燃烧率，这对于采用等离子点火且有BCP泵的燃煤超临界锅炉具有重要意义，可以只投入下层煤粉燃烧器维持燃烧率不变进行吹管。
#8锅炉在吹管期间也进行了磨煤机试投，在投煤期间，锅炉水冷壁等受热面壁温均匀，不超温。
3）有BCP泵时省煤器入口水温较高，锅炉蓄热量大，吹管时平均蒸发量大。
＃8锅炉吹管时没有干烧现象，且临冲门全开期间361阀全关，因此平均吹管平均蒸发量等于给水流量，即省煤器入口流量减去再循环流量，得到吹管平均蒸发量为1342t/h。
由于吹管压力略高于＃7锅炉和BCP泵的采用，＃8锅炉吹管有效时间延长到120s左右，过热器和再热器最大吹管系数分别达到了2.0和3.0，，其平均吹管系数也高于无BCP的＃7锅炉。
4）有BCP泵时，在吹管门全开期间锅炉补入大量冷水，省煤器入口水温变化剧烈，其温度变化速率达到了60℃/min，这必然对省煤器入口集箱造成极大的热冲击；
由于省煤器本身的蓄热作用，省煤器出口工质发生沸腾，水冷壁的温度变化并不大，只有6℃/min。
＃8锅炉第一阶段吹管压力8.0MPa，试吹管8次，正式吹管28次，第二阶段吹管压力8.5～9.0MPa，试吹管3次，正式吹管98次，吹管时间6天，两阶段之间停炉22h。
4．结论
1）对于没有BCP泵的超临界锅炉，采用降压吹管时上部水冷壁会发生短时缺水干烧，必须在临冲门开启前大幅减小燃料量，并投用下层油枪。
对于有BCP泵的超临界锅炉，吹管期间维持较高的给水流量可以防止上部水冷壁干烧，此时可维持燃料量不变。
1）邹县电厂四期工程1000MW超超临界机组不熄火降压吹管过程中，锅炉水冷壁水动力工况稳定，受热面管壁不超温，运行操作简单，其成功经验可为类似锅炉吹管提供参考。
参考文献
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本工程为山东电力集团公司重点科技工程，编号2007A-46。
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