660MW超(超)临界机组直流锅炉吹管技术

660MW超(超)临界机组直流锅炉吹管技术
夏永俊;陈林国;朱云鹏;江卫国
【摘要】依据工程实践总结了660 MW超(超)临界直流锅炉的吹管技术和控制难点,分别论述了稳压法和降压法2种吹管技术,对降压法吹管技术带炉水循环泵和不带炉水循环泵情况进行了具体分析.实践表明:在辅机设备满足吹管条件的情况下,2种吹管技术的检验标准相同,吹管效果无明显差别,稳压法吹管比降压法吹管过程更容易控制.分析结果对相关工程实践有现实的指导意义.%According to engineering practice, the blowpipe technology and control difficulty of once through boiler in 660 MW ultra-supercritical unit were summarized. Two blowpipe technologies with pressure-stabilizing method and pressure-reducing method were expounded separately. The pressure-reducing methods with boiler water circulation pump and without boiler water circulation pump were analyzed. The practice shows that when auxiliary equipments reach the condition of blowpipe, the pressure-stabilizing method was easier to control than pressure-reducing method, the inspection standard of the two methods was same, and there were no obvious differences of the effect between the two methods. The results have practical guidance significance for the future engineering practices.【期刊名称】《中国电力》
【年(卷),期】2012(045)004
【总页数】5页(P59-63)
【关键词】超(超)临界;直流锅炉;稳压吹管;降压吹管
【作者】夏永俊;陈林国;朱云鹏;江卫国
【作者单位】江西省电力科学研究院,江西南昌330096;江西省电力科学研究院,江
西南昌330096;江西省电力科学研究院,江西南昌330096;江西省电力科学研究院,江西南昌330096
【正文语种】中文
【中图分类】TK226+.1
夏永俊，陈林国，朱云鹏，江卫国
（江西省电力科学研究院，江西南昌 330096）
随着我国电力工业的发展，600 MW级以上容量的超（超）临界机组越来越多，
稳压吹管和降压吹管技术在此类锅炉的吹管过程中都有应用。

超临界锅炉的分离器蓄能能力很弱，降压法吹管时为了达到足够的吹管系数，初始压力相对较高，对吹管临时系统承压能力要求较高，单次吹管的有效时间也较短；稳压吹管方式分离器压力相对较低且工况稳定，单次吹管时间主要受锅炉补水能力的限制，且稳压吹管单位时间消耗的燃料量相对较大。

本文以2个不同电厂的直流锅炉吹管实践为例，对稳压法和降压吹法吹技术的实际应用分别进行讨论。

1.1 锅炉设计参数
江西景德镇发电厂2×600 MW扩建工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-2000/26.15-YM3型超超临界变压运行直流炉。

该锅炉为单炉膛、一次中间
再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构Π型锅炉，四角
切圆燃烧方式，采用改进型低NOxPM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃
烧系统。

制粉系统选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，每炉配6台磨煤
机，BMCR工况下5台运行，1台备用。

江西贵溪发电厂“上大压小”工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发研制的HG-1964/ 25.4-YM17型超临界锅炉。

该锅炉为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、露天布置的Π型锅炉。

采用中速磨直吹
制粉系统，每台锅炉配6台HP1003碗式中速磨煤机，燃用设计煤种时5台运行，1台备用。

锅炉采用新型切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四角，每层4只燃烧器对应1台磨煤机。

景德镇发电厂和贵溪发电厂锅炉主要参数如表1所示。

1.2 汽水系统简介
景德镇发电厂超超临界锅炉为4级过热器、3级过热器减温布置，贵溪发电厂超临界锅炉为3级过热器、3级过热器减温布置，再热器均为3级受热、1级事故喷水减温布置。

2台锅炉启动系统均采用带炉水循环泵的大气扩容式启动系统，如图1所示。

在炉后墙沿宽度方向布置汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器连接，分离器筒身下方设有疏水管接至贮水箱，然后接至大气扩容器。

在大气扩容器中，蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气，凝结水则进入疏水箱，疏水箱的水可排至机组排水槽，也可通过疏水槽回收至凝汽器。

在大气扩容器进口管道上设有液压调节阀（WDC阀），在启动阶段通过该阀将分离器中的疏水排入大气式扩容器。

炉水循环泵的入口接在贮水箱的底部，出口接至省煤器入口管道，在泵出口管道上也装有液压调节阀（BR阀），用以调节炉水循环泵的循环水量。

在锅炉启动初期，炉水水质未达标前，分离器的水全部排掉，水质合格后启动炉水循环泵进行回收，带炉水循环泵的启动系统可以在锅炉启动过程中节省大量的水和燃料，还可以缩短启动时间，但增加了整个系统的复杂性。

锅炉吹管范围包括受热面管束及其联络管、主蒸汽管道、冷段再热蒸汽管道、热段再热蒸汽管道、高压旁路管道。

临冲门装在主汽门出口临时管上，临冲门后装集粒
器，靶板器装在中压主汽门出口临时管上。

2.1 吹管流程
系统流程：启动分离器→过热器系统→主蒸汽管道→高压主汽门→临时管→临冲门→临时管→集粒器→高压旁路管道→冷段再热蒸汽管道→再热器系统→热段再热蒸汽管道→中压主汽门→临时管→临时母管→靶板器→临时母管→消音器→排大气。

2.2 吹管参数选择
2.2.1 吹管压力和温度
降压吹管时分离器压力维持在6.5 MPa左右，稳压吹管时分离器压力维持在5.5 MPa左右，吹管压力不要过高，防止临冲门前后压差过大发生故障。

根据管道的材质要求，主蒸汽温度控制在420℃以内，保证冷再热蒸汽管道不超温；再热蒸汽温度控制在500℃，防止临时管道过热。

2.2.2 吹管系数和蒸汽流量
吹管参数的选择必须要保证在蒸汽吹管时所产生的动量大于额定负荷时的动量；吹管系数=（吹管时蒸汽流量）2×（吹管时蒸汽比容）/（额定负荷蒸汽流量）2×（额定负荷时蒸汽比容），为保证吹管效果，被吹扫系统内各处的动量必须大于额定工况下蒸汽的动量，即吹管系数要大于1。

3.1 景德镇电厂
江西景德镇电厂给水系统由2台50%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）容量的汽动给水泵和1台30%BMCR容量的电动给水泵组成，启动系统配置1台20%BMCR 容量的启动循环泵，最低安全直流负荷为25%BMCR。

此厂2台机组在吹管期间汽动给水泵均未调试好，因此吹管期间均用电动给水泵进行补水。

凝汽器系统的补水容量配置2台120 t/h的凝补水泵。

吹管期间凝汽器的补水能力受到限制，故采取降压法吹管。

吹管过程中锅炉一直保持湿态运行，水质合格后也一直保持启动循环泵运行回收分离器的水。

在吹管开关
临冲门时，出现过几次分离器水位低导致保护跳闸启动循环泵的现象，后期掌握规律后未出现跳泵现象。

3.2 贵溪电厂
江西贵溪电厂给水系统配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵，未配置电动给水泵，启动系统配置1台20%BMCR容量的启动循环泵，最低安全直流负荷450 t/h。

吹管期间2台汽动给水泵均调试完毕，采用汽动给水泵进行补水。

凝汽器的补水系统有2台小泵和1台大泵，直接由除盐水箱补水，3台泵全开的情况下最大补水能力可达850t/h。

贵溪电厂吹管期间制粉系统均调试完毕，具备投运条件。

汽水系统也具备大流量补水能力，因此在贵溪电厂采取稳压吹管方式，在后期打靶时改为降压法。

在稳压吹管的升温升压前期投用启动循环泵，转为微干态运行时停用启动循环泵。

贵溪电厂在应用降压吹管方式时，分别尝试了带启动循环泵和不带启动循环泵2种方式。

3.3 吹管过程的对比
景德镇电厂吹管期间补水能力受到限制，因此只能采用降压吹管方式。

吹管期间采用带启动循环泵的运行方式，锅炉省煤器入口流量保持在600 t/h左右，启动循环泵循环流量保持在400 t/h左右，电动给水泵给水量保持在200 t/h左右，A制粉系统运行，采用等离子无油点火运行方式，煤量保持在25 t/h左右。

吹管过程中当启动循环泵跳闸后，尝试了不带启动循环泵的运行方式，此种状态下保持给水流量在450 t/h（低流量保护为384 t/h），然后通过增加燃料量的方式来提高蒸汽压力，把煤量加到35 t/h左右时，蒸汽压力仍然很难达到吹管要求，此种方式比带启动循环泵方式要消耗更多的除盐水和燃煤，因此在景德镇电厂吹管期间一直采取带启动循环泵的运行方式。

吹管期间控制启动分离器的压力在6.5 MPa时开临冲门，压力4.5 MPa时关临冲门，吹管系数最高可达1.7（差压算法），有效吹扫时间1 min左右。

贵溪电厂采取稳压吹管方式，吹管期间也是采用等离子无油点火。

启动初期采用带启动循环泵的运行方式，保持省煤器入口流量在600 t/h左右，先启动A制粉系统，待锅炉及汽机的疏水完毕后缓慢增加煤量，此时省煤器给水流量也随之缓慢增加，在这个缓慢加负荷的过程中，锅炉运行状态由湿态转换为干态，此时启动循环泵会联锁停止，当达到吹管系数时，锅炉给水流量达到830 t/h，总煤量达到160 t/h（4台磨煤机运行），中间点过热度维持微过热状态（15℃），分离器的压力5.6 MPa，此时吹管系数可保持在1.5（差压算法），按照流量算法的吹管系数也
在1.0以上，满足吹管要求。

每次吹管前都将化学除盐水箱的水全部备足（6 000 t），吹管期间继续保持化学制水额定出力运行，此情况下每次稳压吹管的有效时
间在4 h左右。

在进行了3次稳压吹管后，第4次吹管采用降压法进行，并且开
始装设靶板。

降压法吹管初期采用带启动循环泵的方式，整个操作流程与景德镇电厂相似，但吹管期间启动循环泵出现缺陷被迫停运，接下来采用不带启动循环泵的降压吹管方式，此时控制给水流量在540 t/h，煤量控制在40 t/h，分离器凝结水通过疏水阀流至扩容器和疏水箱，最后通过疏水泵回收至凝汽器，控制分离器压力在6.5 MPa时开临冲门，在4.5 MPa时关临冲门，吹管效果与带启动循环泵方式相同，但此方式耗煤量较前者多。

4.1 给水及启动系统控制
降压法吹管对启动系统的控制要求比较高，在升温升压的过程中，控制一定的省煤器入口流量，通过调节启动循环泵的出口调门（BR阀）来调节循环流量，两流量的差额部分由给水系统补充，此时给水旁路调门可设自动调节方式，启动循环泵出口调门也可设自动调节方式，其设定值是分离器水位（一般设在满量程的60%），此时疏水溢流阀（WDC阀）也投自动方式。

当准备吹管时，在开启临冲门前将WDC阀设手动状态并且全关，BR阀也设手动状态并且全关，此时启动循环泵的
再循环阀处于全开状态，调好后开临冲门同步增大给水流量至700 t/h，吹管前期
分离器的水位会瞬间显示满水位，此时的水位为虚假水位，给水流量不能减小，分离器压力降至关门压力时开始关临冲门，关临冲门的过程中分离器的水位会突然由满水位降至可见水位，此时开始减小给水流量，当临冲门全关后，再将给水旁路调门、BR阀、WDC阀投自动方式，开始下一次吹管的升温升压过程。

稳压吹管的升温升压过程与降压吹管的升温升压过程相同，对启动系统控制要求较低，工况较稳定。

升温升压初期建立了稳定的汽水循环后，锅炉按照厂家的升温升压曲线进行升温升压，随着燃料量的增加给水量也逐渐增加，此时逐渐开大临冲门开度至全开状态，当锅炉负荷达到30%BMCR时锅炉逐渐转为干态运行方式，此
时分离器的水位会缓慢下降，最后会联锁保护跳闸启动循环泵，此时锅炉给水完全由给水系统补充。

这时控制中间点的过热度为10℃左右，继续增加燃料量和给水量，直至达到吹管系数要求，此时就建立了一个稳定的汽水系统和燃烧系统。

至此，完成了稳压吹管的升温升压过程，锅炉开始进入稳压吹管过程，保持此工况直至化学除盐水量耗尽，锅炉按要求正常停炉，一个完整的稳压吹管过程结束，等待化学制水完成后开始下一次稳压吹管。

降压吹管方式对启动系统的控制要求很高，特别是开关临冲门时要求运行人员有足够的经验，能够很好地掌握补水量的调节方法。

工程实践中，出现过多次由于运行人员不熟悉开关临冲门对分离器水位变化的影响规律而导致跳泵的现象，频繁跳闸启动循环泵对设备不利，也影响了吹管工作的顺利进行。

而稳压吹管方式对启动系统的控制很简单，按照锅炉的正常升温升压曲线，完成干湿态转换后停止启动循环泵，吹管期间临冲门保持全开状态，整个燃烧和汽水工况很稳定。

降压吹管只需1台磨煤机即可，同时对给水系统没有高要求，而稳压吹管方式至
少需要投用4套制粉系统，并且给水系统需要达到BMCR流量的50%左右，对燃烧和给水系统要求很高，达到稳压吹管要求的锅炉基本上吹管时已具备整套启动的要求。

4.2 燃烧系统控制
降压吹管方式需要的燃料量一般少于BMCR燃料量的20%，因此只需保证2套制粉系统能够投用即可，带启动循环泵运行时所需燃料量更少，1台制粉系统即可满足吹管要求。

稳压吹管锅炉负荷达到BMCR的50%左右时，如果煤质较差需投用4套制粉系统，因此至少需保证4套制粉系统能够投用。

此外，降压法吹管时锅炉热负荷降低，需要保证等离子点火系统能够连续稳定运行，这就必须保证一定的辅汽流量供给等离子暖风器，确保将煤粉加热到能够稳定着火，降压法吹管的燃料量较少，因此其加热一次风、二次风的能力有限，整个吹管过程中必须连续投用暖风器系统；而稳压吹管由于热负荷相当高，当达到BMCR的40%时即可退出等离子点火系统，并且随着热一次风、热二次风温度的上升可较早退出暖风器系统，此部分蒸汽可用于加热除氧器，提高给水温度。

由于热负荷的区别，稳压吹管时煤粉的燃尽度比降压吹管要高得多。

4.3 锅炉升温升压控制
2种吹管方式下锅炉的升温升压过程均需严格按照锅炉厂给定的升温升压曲线进行，并且在升温升压过程的任何时刻都必须保证锅炉给水流量不得低于最低安全流量。

吹管过程中为了节约用水，可将初始流量设在比最低安全流量高50 t/h的范围内。

降压吹管时必须保证启动循环泵不能因缺水导致汽蚀，也不能因为启动循环泵的跳闸导致省煤器入口流量低引发锅炉MFT（主燃料跳闸）保护动作，这是降压吹管
升温升压和开关临冲门时的控制难点。

稳压吹管时只要控制给水流量不低于最低安全流量，同时随着燃料量的增加，必须控制合理的水煤比，保证合理的中间点过热度，防止水冷壁和蒸汽受热面出现壁温超温现象。

稳压吹管补水量非常大，而除氧器加热能力有限，因此给水温度一般很低，此时就必须多关注各受热面壁温是否有超温现象，应严格控制各管壁不能长时间超温。

降压法吹管基本不存在管壁超温现
象。

4.4 过热汽和再热汽温度控制
2种吹管方式均需控制过热汽和再热汽的温度在临时管材的承受范围之内，同时临冲门后的蒸汽温度不能超过冷段再热管道的承受范围，整个吹管过程中必须严格控制。

工程实践中发现带启动循环泵运行的降压法吹管方式，连续吹管3次后，主
汽温度和再热汽温下降幅度非常大，每次吹管间隔15 min，连续3次吹管结束后主汽温降至260℃，如控制不好极易引起管道水击。

因此，此方式吹管时一旦主汽、再热汽温较低时，就采取加大补水量和排水量的方法，控制分离器压力的上升速度，同时必须将主汽温快速提到390℃，才开始吹管。

不带启动循环泵运行的
降压吹管方式，可以通过调节给水量和给煤量达到最佳的水煤比，这样既能保证主汽、再热汽温度在合理范围内，又能保证每次吹管的时间间隔比较平均，整个吹管过程中不存在较大的安全隐患和控制难点，工况稳定。

不带循环泵的方式较带循环泵的方式需要耗费更多的煤和水，经济性较差，但安全性和可靠性较高。

采用降压吹管方式时，每次吹管的时间间隔不宜太长，否则再热冷段和热段管道会冷却，再吹管时大量的蒸汽容易遇冷凝结，严重时也会产生水击现象。

稳压吹管方式不存在主汽、再热汽温度下降的现象，但极易发生主汽超温，建议在稳压吹管的第1阶段用降压法吹10多次或者在保证主汽不超温的前提下稳压吹一段时间，利用这段时间将过热器和再热器减温水管道的冲洗工作完成，此阶段吹管结束后抓紧时间恢复过热器和再热器减温水管道，第2阶段正式进行稳压吹管时，可以通过过热器减温水来控制主汽温度。

稳压吹管的控制要点就是主汽、再热蒸汽温度不能超温，控制合理的中间点过热度，同时保证各受热面不能超温。

文献［1］规定，在临时排汽管接近正式管道处，装设铝质靶板，在保证吹管系数大于1的前提下，连续2次吹管打靶，靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8 mm，且
肉眼可见斑痕不多于8点即认为合格。

由于电建单位无在线装靶和取靶装置，稳压吹管时也是采用降压方式打靶。

即在临时排汽管靠近正式管道位置预设一个安装靶板器的法兰，在一次吹管结束后系统压力较低时，迅速装设靶板，此时临冲门必须全关以确保人身安全。

靶板安装完毕后锅炉升温升压，分离器压力达到6.5 MPa时开临冲门进行打靶，吹管系数小于1时关临冲门，临冲门全关后迅速取出靶板。

稳压吹管和降压吹管均采取此种检验方式，检验标准均参照最新的吹管导则。

分别在工程实践中尝试了稳压法和降压法2种吹管技术，这2种吹管方式各有优缺点，但吹管效果按照最新的吹管导则来评判，无优劣之分。

稳压吹管对锅炉和汽机各分系统的要求均较高，稳压吹管时锅炉基本达到了整套启动的要求，汽机的汽动给水系统、真空系统、润滑油系统、轴封系统均须调试完毕，与降压吹管相比要消耗更多的燃煤和除盐水；降压吹管对锅炉和汽机分系统的要求较低。

稳压吹管对运行操作的要求较低，降压吹管（尤其是带启动循环泵运行方式）对运行操作的要求较高。

另外，稳压吹管方式总耗时比降压吹管方式要多，因为稳压吹管方式等待化学制备除盐水的时间很长。

各厂可根据自身的工程进度情况和实际设备安装调试状况选择切合实际的吹管方式。

【相关文献】
［1］DL/T852—2004锅炉启动调试导则［S］.2004. DL/T852-2004 Guide for boiler start-up commissioning test［S］. 2004.。