新建超超临界机组锅炉及系统的清洁技术

收稿日期：2009-01-12；修回日期：2009-02-22作者简介：冯伟忠（1954—），男，上海人，高级工程师（教授级），总经理，从事超超临界发电技术的研究和实践。

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这种案例屡见不鲜，目前世界上已投产的一次再热设计效率最高的德国Niederaussem 电厂1025MW 超超临界机组，仅投产1a ，就因固体颗粒侵蚀［1］而导致高压缸效率下降了3.6%。

图1是国内某600MW 机组运行1a 后开缸检查发现的中压缸第1级叶片表面的受损情况。

汽轮机叶片被冲蚀而导致级效率下降是不可逆的，这会使机组产生永久性的效率损失。

另外，溶于蒸汽中的硅和氧化物等，在汽轮机中将随着蒸汽参数的不断降低而重新析出并附着于叶片表面，从而造成汽轮机有效通流面积减小，光洁度下降，并导致内效率下降。

这类效率下降问题在一定条件下具有可逆性。

为确保汽轮机的级效率和安全运行，新建机组必须在汽轮机的第1次冲转前采取一系列工艺措施以清除残留异物，防止各种杂质在机组运行中被蒸汽带入汽轮机。

目前，新建机组通常采用化学清洗、吹管、洗硅甚至带旁路清洗等方法对锅炉和管道系统进行清洁处理。

但随着火电机组参数越来越高，超临界及超超临界技术的普遍采用，各种异物，特别是硬质颗粒对叶片的威胁进一步加大，现有新机组的锅炉和系统内残留异物清除技术和工艺的局限性也逐步凸现。

事实上，图1所示的汽轮机叶片受损的案例并不鲜见。

这些新建机组肯定都已按照现有的相关规范进行了化学清洗、吹管甚至带旁路清洗等，但仍不能避免汽轮机的受损。

这表明原有的相关清洁工艺已不能满足现今超（超）临界技术的发展，有必要加以改进。

2目前新建锅炉及系统内残留物的清除工艺2.1化学清洗及其局限性目前世界各国的工艺规范都规定了新建机组必须进行锅炉及管道系统的化学清洗，这里主要指酸图1受固体颗粒侵蚀的超临界汽轮机叶片Fig.1Ultra-supercritical turbine blade eroded by solid particle第42卷中国电力发电技术洗。

通过这一工艺，对锅炉的部分或全部受热面及相关的管道系统内的残留物，特别是氧化铁进行清洗。

对于国内较多采用的П型等锅炉，U 型布置的过热器和再热器里的存液无法完全排尽，故此类锅炉原则上只能对省煤器和水冷壁进行化学清洗，过热器和再热器的清洁任务一般采用吹管解决。

但是，化学清洗工艺存在明显的局限性。

例如，锅炉的一些管道在制造加工过程中需要进行热弯，在弯头内侧存在一层较厚的硬质氧化物，另外，一些需要高温热处理的联箱等的内侧都不同程度存在氧化层，而化学清洗工艺针对的是系统内平均分布的氧化层，清洗后的评价也是通过割取直管段进行的，局部较厚的氧化层不可能通过化学清洗工艺被彻底清除。

2.2吹管这一工艺是多数机组在汽轮机冲转前的最后一道清洁程序。

该工艺采用具有比最高运行负荷时更高蒸汽动能的蒸汽（动量比G 12v 1/（G 02v 0）>1，一般控制该值大于1.2），将滞留于锅炉及系统，特别是过热器和再热器及主蒸汽、再热蒸汽管道内的大部分自由状颗粒物“吹”除。

并假定，如果系统内尚有滞留的颗粒在此工况下仍不能被吹出，则在运行中不再会被蒸汽带出并损害汽轮机。

需指出，在相同蒸汽流速及颗粒物的前提下，超（超）临界参数的蒸汽密度远比亚临界参数的高，作用于颗粒的加速力远远大于亚临界机组，因此，超（超）临界机组固体颗粒对汽轮机叶片的侵蚀力更严重，新建超（超）临界机组在调试阶段的系统清洁问题和工艺更应引起关注。

2.2.1常规吹管方式的局限性目前吹管方式通常分为降压式和稳压式2种，降压式吹管是利用锅炉的蓄能在临冲阀快速开启的短时间内进行脉冲式吹管，这种方式对系统的扰动性较好，但较适用于汽包炉。

超（超）临界锅炉没有汽包，蓄能少，更宜采用稳压吹管。

但事实却是无论采用何种方式，都不能杜绝图1这类问题的出现。

2.2.2实际吹管的动量比问题超（超）临界机组较多采用稳压吹管方式，但有1处（水冷壁出口）的动量比一般难以达标。

吹管时，此处蒸汽一般处于湿态或微过热状态，其比容相对较小，在其他各处动量比达标甚至远远超标时，此处动量比一般仅0.8左右，这意味着这一区域的残存颗粒物等在正常运行时仍会被带出，故图1这类问题完全可能出现。

2.2.3吹管温度和冷热循环冲击问题传统吹管理论是基于流体对自由颗粒的作用度仅对流体密度产生影响，从而间接影响流速或动量。

但并没有考虑温度及温度变化冲击所导致的壁面附着物特别是氧化铁的剥落问题，而这恰恰是机组正常启停和运行中必然遇到的。

事实上，当氧化铁尚未剥离时，再高的蒸汽动量也不能将它带走。

现有的吹管规范已对温度的冷热循环有所考虑。

对于降压式吹管，在第1次靶板合格后，需停炉大于12h ，然后再点火吹管直至连续2次靶板合格，此次的靶板就作为吹管最终合格的判据。

对于这种吹管方式，有这样的经验，即第1次靶板合格，停炉12h 再点火进行第2轮吹管时，其第1次的靶板定是惨不忍睹。

据此可推断，若在第2轮后再停炉12h 进行第3轮吹管，其首次靶板的品相也必然会丑陋不堪。

因此，这种合格判据甚为牵强。

对于稳压吹管，德国的标准较严格，其规范规定每天只能进行1次点火吹管，而后停炉冷却，次日再冲，如此重复直至靶板合格。

这种方法实际上已充分考虑了温度的冷热循环冲击，对改善吹管的效果有非常重要的意义。

对于超超临界机组，当蒸汽温度达到600℃等级后，这一吹管方法的实际意义又受到了限制。

这是因为目前吹管时要连接专门的临时吹管系统，而这些系统的设计温度一般都在510℃及以下，否则造价过于昂贵。

但如此一来，吹管时的温度就与实际运行温度差别太大，然而，高温冲击对氧化物的剥离影响巨大。

因此，即使在形式上达到了吹管标准，但实际吹管效果不可能理想，必须采取后续措施加以弥补。

2.3洗硅及适用性问题鉴于锅炉及系统内杂质硅的析出并被水或蒸汽带走的速率与汽水的参数强相关，我国于20世纪80年代引进的美国CE 及Westinghouse 亚临界机组的技术规范要求新机组在第1次启动时需进行带负荷“洗硅”。

其方式是汽轮发电机并网后，每增加20%负荷为一个台阶，停留约6h ，通过排污、疏水及凝结水精处理来逐步降低系统的硅含量，待蒸汽含硅量下降至允许值后继续加负荷至下一个台阶，如此重复前一个过程直至满负荷。

这一工艺的前提是允许低品质的蒸汽进入汽轮机。

显然对于蒸汽参数更高的超（超）临界汽轮机，这种工艺会造成汽轮机通流部分一定程度的损伤，故不宜再采用。

2.4带旁路清洗［3］及其局限性通常情况下，新建机组或机组大修后的第1次启动，其汽水品质要立即达到稳定运行时的正常指标是有困难的。

因此，目前我国技术规范允许新建机组及大修后的初次启动执行远低于正常运行时的汽水品质指标。

但这种方式对于高参数的超（超）临界机组并不合适，当低品质的高参数蒸汽进入汽轮机后，其对汽轮机通流部分及效率的伤害远比亚临界冯伟忠：新建超超临界机组锅炉及系统的清洁技术第6期发电技术等较低参数的机组严重。

德国对于超临界机组，任何情况下都不允许降低汽水品质要求，因此，对于新机组的第1次启动，唯一可行的方法是用旁路系统［4］替代汽轮机，锅炉以不低于45%BMCR的热负荷带旁路运行（清洗）直至汽水品质达标。

其间加大系统的给水量，提高机组湿态运行的参数，增加系统湿态运行的时间和疏水量，利用在线的凝结水前置过滤器及精处理装置等，不断改善汽水品质。

这一过程通常长达2~3周，耗费惊人。

基于汽轮机叶片一旦受损是不可逆的，从长远利益看，如此的付出也是可以接受的。

当然，采用这一工艺的前提是机组配有大容量的旁路系统。

外高桥二期2×900MW超临界机组就采用了该工艺，使汽轮机叶片受到了较好的保护，其性能试验的热耗值低于合同保证值达1%以上。

但对于汽温已达600℃等级的超超临界机组，这种工艺仍不能满足要求。

德国Niederaussem电厂1025MW超超临界机组配置了100%BMCR容量的高压和低压旁路，在调试期间进行了较长时间的带旁路清洗，但仍未能避免杂质侵蚀带来的高压缸效率的下降。

3外高桥三期工程新机组清洁工艺的改进与创新从上述分析可以看到，随着蒸汽参数的不断提高，现有新机组锅炉及热力系统的清洁工艺已不能满足现今超（超）临界技术的发展，亟待改进。

外高桥三期工程建设2台1000MW超超临界汽轮发电机组。

项目伊始，有关超超临界新机组的清洁工艺就作为一个重要课题加以研究并取得了一系列的成果。

3.1整体化学清洗及大流量水冲洗在主设备选型时，基于超（超）临界机组塔式锅炉的特殊优势［7］，外高桥三期工程选择了塔式炉。

塔式炉对流受热面全部为水平布置，管内存液可较彻底地排放出来，因此，包括过热器及再热器，锅炉及相关的四大管道等整体进行了化学清洗。

并在化学清洗前后还进行了1.5倍BMCR的大流量水冲洗，这对清除系统内处于自由状态的颗粒物非常有效。

事实上，在德国，由于环保限制的原因，部分地区不允许进行吹管，他们就充分利用塔式锅炉这一优势，取消吹管，在化学清洗后就直接进行带旁路清洗。

3.2吹管温度与干态吹管为解决水冷壁出口吹管动量不足的问题，外高桥三期工程的首台1000MW超超临界机组在整个吹管期间，除按德国标准每天只进行1次稳压吹管外，多次尝试了高过热度干态运行吹管，获得了较好的结果。

在第4次稳压吹管中，采用了水冷壁出口较高过热度的干态吹管，该处的平均温度达383℃，比饱和温度（265℃）高出118℃，按计算，其动量比已从前一次的0.8上升为1.05。

另外，在吹管末期，当高压旁路打开后，主蒸汽压力下降，而此时给水压力未变，给水量相应增加，水冷壁出口温度迅速下降至饱和态，结果这一次吹管的靶板状态特别差。

为进行比较，在第5次吹管时又返回常规方法，而这一次的靶板却很干净，按照Siemens标准，吹管似乎已经可以结束。

经分析，出现以上情况存在2种可能，一种是第4次采用的水冷壁出口高过热度、大动量的干态吹管已将残存颗粒冲尽，使得第5次吹管的靶板状况较好；另一种可能则是在第4次吹管中，水冷壁出口区域包括一级过热器，在高低温的循环冲击下，壁面附着的残余氧化物大量剥落导致靶板状态差，而第5次吹管没有高温冲击，氧化物脱落量较少，故靶板状态似乎很好。

为排除后一种可能，在而后的第6、7次吹管时均采用了第4次的方法，但这2次的水冷壁出口温度更高，最高时超过400℃，结果靶板也重复了第4次的形貌，显然，这2次吹管的结果证实了后一种可能。

另外，在这2次吹管过程中，因汽水分离器的疏水水质早已达到可回收水平，故其进入疏水扩容器后，通过疏水泵再打回除氧器。

结果发现给水泵前置泵的入口精滤网积聚了较多的剥落氧化铁，这些都是这2次吹管过程中水冷壁出口区域的剥落物。