摘要：相对于华中地区其他同类型电厂，本厂将锅炉吹灰汽源由屏式过热器出口集箱改为低温再热器入口集箱供给，此举不但提高了机组经济性，而且由于吹灰系统减压阀前压力降低，吹灰减压站减压阀前管道所受应力减小，延长了吹灰减压阀前管道的寿命，同时保证了机组运行时人身安全。
关键词：超超临界；火电厂；锅炉吹灰；吹灰汽源
引言
电厂锅炉受热面吹灰是确保机组安全、稳定、经济运行的必要手段。蒸汽吹灰由于其吹灰效果好，煤种适应性强而在电厂锅炉中得到广泛应用。现有技术中，锅炉蒸汽吹灰系统通常包括手动阀、电动阀、减温减压站、安全阀、吹灰管道与吹灰器组，吹灰管道系统将经过减温减压后的蒸汽送至每台吹灰器。吹灰汽源通常取自屏式过热器出口集箱，有的电厂为了保证过热度而取自末级过热器出口集箱的汽源。
锅炉蒸汽吹灰汽源主要考虑吹灰蒸汽的压力和温度两个参数，要求到达吹灰器枪头时的蒸汽必须有一定的压力和过热度，但锅炉各级受热面还没有直接满足上述要求的理想汽源，只能通过减压后达到上述要求。不同压力的蒸汽吹扫效果有明显的差别，蒸汽压力过高，不但消耗蒸汽，而且容易吹损受热面，蒸汽压力过低，又达不到吹灰效果。
一、江陵电厂锅炉吹灰系统概况
湖北华电江陵发电厂规划容量2×660MW+2×1000MW，本期工程建设2×660MW超超临界燃煤发电机组，两台机组将于2017年7月、11月分别投产。锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢架悬吊结构π型炉，型号：DG1929.7/28.25-Ⅱ13型，锅炉采用蒸汽吹灰系统，利用一定温度和过热度的蒸汽，通过吹灰器对受热面进行积灰和结渣的吹扫，江陵电厂锅炉吹灰汽源取自低温再热器入口集箱。
二、锅炉吹灰汽源的优化选择
国内某电厂超超临界机组锅炉吹灰汽源取自高温过热器进口连接管，在B-MCR工况下此处的蒸汽压力为26.5MP，温度为538℃，减压阀后压力约为2MPa～3MPa，温度约为250℃～350℃。因减压阀前后差压高达20MPa以上，减压阀前焊缝承受较大的拉应力，同时因减压站投停、减压阀开关频繁及节流较大等因素，减压阀前焊缝同时承受较强的交变应力。因此在机组运行中减压阀前焊缝容易发生裂纹问题。该厂锅炉投产以来，吹灰系统减压阀前管道焊缝多次发生裂纹问题，修补后的焊缝随着运行时间的延长会再次发生裂纹，因该处焊缝为异种钢焊接，频繁的修复、热处理影响该部位焊缝的安全运行，并且因所取用的过热蒸汽压力高达26.5MPa，运行中炉外高压蒸汽发生泄漏，处理过程中不得不采取降低机组负荷并采取带压堵漏的方法，严重威胁人身安全；同时采用屏过出口汽源作为吹灰汽源，由于减压阀前后压差巨大，对于减压阀的磨损更为严重，由此带来的危害是显而易见的，吹灰减压阀磨损后关闭不严密，会有漏汽现象存在，这个一方面会降低机组经济性，另一方面由于部分吹灰器提升阀不严密，还会导致部分吹灰器受一直在对受热面进行吹扫，从而增加枪管漏汽和锅炉四管泄漏的可能性。吹灰汽源更换为低压汽源后，吹灰系统阀门工作条件改善，运行可靠性提高，减少了锅炉四管泄漏的可能性。而且采用未做功的过热蒸汽经过减温减压后作为锅炉吹灰汽源，也影响了机组的经济性。
有鉴于上述原因，对超超临界机组锅炉吹灰汽源的安全性进行研究并采取优化措施非常有必要。通过调研目前投产的国内部分超超临界机组，多数采用屏过出口汽源作为吹灰汽源，也有部分机组直接采用再热蒸汽作为吹灰汽源，还有部分机组投运后将吹灰汽源由屏式过热器出口蒸汽改为再热蒸汽；在采用再热蒸汽作为锅炉吹灰汽源的机组中，采用低再入口汽源或者低再出口汽源的均有不少。对于采用压力较低的再热蒸汽作为吹灰汽源，着重于从节能的角度考虑和保障人身安全为选择导则。
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在机组正常运行中，吹灰器需要根据锅炉的运行情况定期投入，整个吹灰系统布置于炉外，提高炉外承压部件的可靠性对于保证人身安全至为重要。同时，吹灰汽源的选取还必须保证吹灰蒸汽的压力、温度、蒸汽流量流速等因素，才能保证吹灰器的安全运行，即保证吹灰器枪管不被烧损，并在达到吹灰效果的同时保证受热面不会因吹灰 蒸汽压力高而被吹损。在调研其他电厂过程中，发现部分采用低再入口蒸汽作为锅炉吹灰汽源的机组出现屏式过热器区域吹灰器烧损的现象，经过分析主要原因是超超临界机组炉膛宽，吹灰器长度过长，屏过区域炉膛出口温度较高，吹灰器管材不能达到技术要求，同时也有因吹灰蒸汽流量不够及流速较低，冷却吹灰器枪管的效果不佳造成枪管烧损的现象。
对江陵电厂660MW超超临界机组锅炉再热器系统设计运行参数进行分析，在满足吹灰蒸汽过热度要大于100℃及压力到达吹灰器枪管的压力为0.8MPa～1.5MPa要求的前提下，江陵电厂锅炉额定出力工况下低温再热器入口蒸汽温度353℃，低温再热器入口蒸汽压力在大于50%～100%额定工况下为2.7～5.5MP，可以满足机组正常运行时锅炉吹灰汽源的要求。
因低再入口蒸汽压力较过热蒸汽压力低，为保证低负荷时长伸缩吹灰器的正常投运，本工程对锅炉吹灰系统进行了以下设计优化：
1.增大吹灰管道口径，将管道规格由原来的Φ133×10改成Φ168×12；以保证蒸汽流量足够冷却枪管，屏过区域底部SR01、SL01吹灰器管道口径增大并设置单独的电动门控制蒸汽流量流速，吹灰时需要调整蒸汽参数，否则不允许吹灰。
2.合理布置锅炉吹灰疏水管路，疏水温度设定为230℃，较高的疏水温度有助于保证蒸汽过热度。
3.合理布置吹灰器，吹灰系统每个支路上最多布置3个吹灰器，保证吹灰蒸汽温度与压力。
4.对于屏过底部的吹灰器进行单独控制；设置左右侧流量低保护保护长伸缩式吹灰器，以防吹灰蒸汽流量低造成吹灰器烧损；其他的短吹灰器与半伸缩式吹灰器不需要流量低保护，但对吹灰控制回路分别考虑。
5.每吹灰器疏水支路安装时均有一定的斜度，朝向冷凝水排放端，以保证吹灰管道疏水通畅。
6.合理缩短汽源管路长度。
三、汽源改造后的保证安全措施
采用低再入口蒸汽后，机组低负荷运行时，蒸汽温度较低，吹灰蒸汽过热度可能达不到要求。经过与锅炉厂设计人员沟通后，初步制定以下措施：
1.50%B-MCR工况及以下，若现场需要吹灰，需确认吹灰汽源在吹灰器安全运行需要的蒸汽参数范围以内，否则不允许吹灰；一般在50%B-MCR负荷下，应尽量采用辅助蒸汽汽源进行吹灰，对于空气预热器来说，由于其对吹灰汽源品质要求更高，在50%B-MCR负荷下及启动时，应采用辅助蒸汽汽源进行吹灰。
2.从汽源到每一台吹灰器，蒸汽压力会有不同程度的下降，在汽源压力一定的情况下，为了保证到每台吹灰器的阀前压力能满足对吹灰压力的要求，规定脱硝蒸汽吹灰应与本体吹灰时间错开，保证吹灰质量；另长伸缩吹灰器采用单台吹扫，其余吹灰器可成对投入吹灰；
4 结束语
综上所述，相对于华中地区其他同类型电厂，江陵电厂将锅炉吹灰汽源由屏过出口集箱供给改为低再入口集箱供给，此举不但提高了过热蒸汽利用率和机组经济性，同时由于吹灰系统减压阀前压力降低，吹灰减压阀前管道所受应力及吹灰减压阀节流损耗大幅减小，延长了吹灰管道及减压阀的寿命，保障了人身安全；在以上基础上，江陵电厂也制定了相关技术保证措施来保证锅炉运行安全，因此，采用低再入口蒸汽作为锅炉吹灰汽源从经济性与安全性上来说都是可行的。
参考文献：
[1] 湖北华电江陵发电有限公司．660MW机组锅炉运行培训教材．
论文作者:刘波,洪继东
论文发表刊物:《基层建设》2016年30期
论文发表时间:2017/1/16
标签：蒸汽论文; 锅炉论文; 减压阀论文; 机组论文; 江陵论文; 压力论文; 电厂论文; 《基层建设》2016年30期论文;