锅炉吹管

锅炉吹管（精选4篇）

锅炉吹管 篇1

1 引言

目前对于火力发电工程, 锅炉吹管临时管道的设计和安装参照执行《火电发电建设工程机组蒸汽吹管导则》 (DL/T1269-2013) 的标准和参数。该导则中6.2.4规定吹管采用降压吹管法时, 中压主汽门后临时管道设计压力不小于2.0MPa, 设计温度降压吹管时应不小于450℃。根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 (DL/T5054-1996) 中要求, 使用温度范围在-20~450℃可选用优质碳素钢;450℃及以上应选择普通低合金钢或耐热钢。综合上述导则和规范, 中压主汽门后临时管道必须选用合金管材。这增加了施工单位锅炉吹管临时管道采购和安装的经济成本。本研究项目以导则为依据, 在吹管管线上合理设置温度、压力测量元件, 并将采集数据引至DCS历史数据库。通过测量的数据来验证导则中参数。该数据对于施工单位锅炉吹管临时管道材料选择和校核有重要的参考价值。对企业经济效益具有重要意义。

2 吹管参数的选择

使用蒸汽吹扫时的携带力和扰动大于BMCR工况时蒸汽的携带力和扰动才是有效的吹扫, 吹管系数是吹管时的携带力与BMCR工况时的携带力之比。

计算公式如下:

式中:W———质量流量kg/sec;

V———比容m3/kg;

purge———吹扫工况;

BMCR———锅炉最大连续出力工况;

DF———吹管系数。

由于现阶段通常采用较简单的差压法来监测其吹管效果 (即通过计算实测吹管时流动的差压与额定工况下流动差压之比, 求出吹管系数) 。此方法虽然简单易行, 但不够完善, 比较粗糙。

现采用基于临界流量概念的计算方法。

2.1 蒸汽在管道内的流动规律

对于等截面水平管道内的气体存在摩擦、绝热、绝功的流动, 导出伍里斯方程:

式中:M-马赫数 (M=c/a) , 无因次量;c-气体流动速度m/s;a-在计算点的声音传播速度m/s;cp-气体质量定压热容J/kg·K;p、T、v-分别为气体压力、温度、质量体积, 单位分别为Pa、K、m3/kg;WL-气体克服摩擦耗散的功J/kg。

尽管吹管时蒸汽参数很高, 由于开始管段流速较低, 一般都是亚音速, 总是在排气口达到音速, 蒸汽在管段末端膨胀到临界压力, 然后排向大气, 并在大气内继续膨胀到大气压力。

2.2 吹管质量流量W2purge值得计算

基于临界流量概念的吹管流量计算中, 气体临界流量:

对于过热蒸汽, 可以近似应用理想气体状态方程式, 则上式可改写为:

因为过热蒸汽K=1.3, R=461.5J/ (kg·K) , 则上式可简化为:

式中:W2purge-吹管时蒸汽流量单位kg/s;P0、v0、T0-分别为管道一截面处的蒸汽压力、温度、质量体积, 单位分别为Pa、K、m3/kg;K-气体绝热指数无因次量;d-管道内径单位mm;u-流量系数, 根据管道实际情况可取u=0.93~0.97;R-气体常数J/ (kg·k) 。

从上式可以看出, 只要测量出排气口不远处的蒸汽参数, 就可求出临界流量, 也就是蒸汽吹管流量。

2.3 基于临界流量概念的吹管系数

吹管效果与蒸汽的动量m.c有关, 因流量W=m/t、流速c=Wv/F, 则蒸汽的动量为m.c=Wvt/F

吹管时的蒸汽动量与额定工况下的蒸汽动量比为吹管系数:

式中:m-吹管蒸汽质量kg;m0-额定蒸汽质量kg;W-吹管蒸汽流量kg/s;W0-额定蒸汽流量kg/s;c-蒸汽流速m/s;v-吹管蒸汽质量体积m3/kg;v0-额定蒸汽质量体m3/kg;F-管道蒸汽流通面积m2;DF-吹管系数。

根据锅炉分离器 (汽包) 至汽机的各管道及各受热面的额定参数, 临时管道的材质的要求, 在保证冲管系数的前提下, 所取的降压冲管压力要合适。降压冲管时分离器 (或汽包) 压力5~5.5MPa (此为暂定值, 可根据实际吹管情况进行调整, 但不得超过吹管临时系统允许值) 。吹管过程中应控制主汽温度在350~428℃范围内, 再热蒸汽温度450℃以下。

3 项目研究对象及数据采集

3.1 研究对象概述

本课题项目, 以攀钢煤矸石综合利用自备电厂工程锅炉蒸汽吹管调试过程为实验对象。攀钢工程1×300MW煤矸石发电工程采用东方锅炉公司DG1025/17.4-Ⅱ19型锅炉, 该锅炉为东方锅炉公司研发的自然循环、平衡通风、一次中间再热、汽冷式旋风汽包、全钢架支吊结构的300MW亚临界循环流化床锅炉。

该型号锅炉工况参数如表1。

吹管方式采用一段吹管, 将过热器、主蒸汽管道和再热冷段蒸汽管道、再热器、再热热段蒸汽管道串联吹扫, 一步完成。在再热冷段蒸汽管道上加装集粒器, 防止过热器和主蒸汽管道中杂物进入再热器。吹管方法采用降压吹管。降压吹管是利用锅炉的蓄热短时释放来进行吹管的方法。其特点为:操作简单, 每次吹管时间较短, 耗水量小, 锅炉各部分参数变化大, 有利于管壁上的金属氧化物及焊渣的剥落。

3.2 数据采集

为了全面准确测量锅炉吹管过程中蒸汽的温度、压力变化。分别在临冲门前、中压联合气阀后排汽母管和消音器入口前临时管道上安装临时温度、压力测量元件。过热器、主蒸汽、再热器、再热蒸汽的温度、压力测点用系统中正式元件。

临时安装的压力、温度元件精度等级和测量量程满足测量要求, 在安装前校验合格, 安装后通过计算机电缆和补偿导线将信号引至DCS系统历史数据库。

临时管道保温会影响蒸汽温度真实数据, 为了准确测量临时管道蒸汽温度变化, 临时管道的保温技术要求与正式管道保温一致。

4 数据分析

为了全面分析整个吹管过程参数变化, 选取了2015年12月18日14时25分25秒至2015年12月18日14时32分32秒这个时间段的数据进行分析, 该时间段包含了临时控制门开启前及关闭后吹管参数变化。本次吹管在高温过热器出口蒸汽压力为5.22MPa时开启临时控制门, 开启时间为14时26分37秒;在高温过热器出口蒸汽压力为1.88MPa时关闭临时控制门, 关闭时间为14时30分08s。高温再热出口、中压联合阀门后和消音器入口前吹管参数如下。

(1) 高温再热器出口参数

在本时间段高温再热器出口蒸汽温度最大值为:459.096℃, 时间14时25分25秒。

(2) 中压联合气阀前后及排汽母管参数

在本时间段排汽母管蒸汽温度最大值为:436.998℃, 时间14时30分54秒;壁温最大值:429.598℃, 14时32分24秒。

(3) 消音器入口前临时管道参数

在本时间段消音器入口前蒸汽温度最大值为:430.268℃, 时间为:14时30分44秒。

(4) 各测点综合数据见附文档, 上述测点数据分析如表2。

(5) 吹管系数计算:

(1) 吹管时最大蒸汽流量计算

吹管蒸汽流量W2purge=0.0244ud2p0[1/T0]1/2

(其中:u=0.95;d=700mm=0.7m;p=0.703×106Pa;T=399+273=672K) 。

吹管蒸汽流量W2purge=0.0244×0.95×0.72×703000×[1/672]1/2=307.97kg/s=1108.71t/h。

(2) 过热器出口处的吹管系数

(3) 再热器出口处的吹管系数

通过实测及计算结果, 在控制过热器出口主蒸汽温度和再热器出口再热蒸汽温度控制在450℃左右的情况下, 能满足蒸汽吹管导则的要求及达到吹管效果;并且临时吹管门后及中压主汽门后的蒸汽温度均小于450℃。

5 经济效益分析

(1) 以一台600MW超临界机组吹管为例:临冲门后采用合金钢管道及管件的材料总价为168万元, 由于需要焊前预热、焊后热处理、金属检测等工序, 安装费为23万元;临冲门后采用20G钢管道及管件的材料总价为100万元, 安装费为10万元。

材料价差:168-100=68万元, 材料费价差按3台机组吹管均摊为68/3=22.7万元;安装费价差:23-10=13万元。

(2) 采用优质碳素钢钢管, 一台600MW机组吹管成本可降低费用:22.7+13=35.7万元。

6 结论

(1) 根据锅炉再热器出口和排汽母管温度测点数据分析, 再热器出口蒸汽温度达到452.287℃, 而中压主汽阀后排汽母管的蒸汽温度为437.7℃, 吹管时蒸汽温度在管道内流动而下降。这是因为再热热段蒸汽管道距离长、管径大, 蒸汽在金属管壁内流动时, 由于金属管道热容、支吊架管部件传热和保温效果等原因造成不可避免的热能损耗。

(2) 在控制过热器出口主蒸汽温度和再热器出口再热蒸汽温度控制在450℃的情况下, 能满足蒸汽吹管导则的要求及达到吹管效果;并且临时吹管门后及中压主汽门后的蒸汽温度均小于450℃。

(3) 排汽母管和消音器入口前临时管道蒸汽温度和管道壁温都没有超过450℃, 考虑经济成本, 排汽母管临时管道设计和校核时, 材质可选用优质炭素钢。

(4) 对于火力发电机组, 采用降压吹管时, 排汽母管临时管道材质选用优质炭素钢并在锅炉吹管过程中, 注意监视过热器出口温度, 控制出口蒸汽温度在450℃及以下。

参考文献

[1]《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分:锅炉机组篇》 (DL/T5210.2-2009) .

[2]《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》 (DL/T1269-2013) .

[3]《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 (DL/T5054-1996) .

锅炉吹管 篇2

11月6号，南电＃2炉锅炉第一次吹管取得了成功，为＃2炉下一阶段的吹管起了一个好头。

＃2锅炉点火吹管于11月6日晚上开始到11月7日凌晨，共吹管30次。作为电气专业的学员，我们积极的配合了锅炉进行＃2炉的第一次吹管工作。在吹管前，我们对＃2炉甲、乙侧引风机，甲、乙侧送风机，甲、乙侧一次风机，甲、乙侧空预气，＃1角、＃2角、＃3角、＃4角就地点火柜，火检风机，＃3给水泵及其稀油站，＃3中继泵经行了送电操作，做好了＃2炉吹管的前期工作；在操作过程中，我们熟练了＃2炉辅助设备的停、送电操作，并对＃2炉相应设备的实际位置和就地操作机构有了更深刻的了解，为了＃2锅炉下一阶段的试验做好了准备。

我们在工作中也发现了一些问题，比如说在操作记录上还比较生疏，以后还应加强这方面的锻炼，为＃2炉下阶段的试验工作做好记录。

锅炉吹管 篇3

随着火电工业发展,伴随着更高运行参数机组的运行投入,新建机组在安装过程中总会有各种杂物(例如:砂粒、石块、碎屑、氧化铁皮等)遗留在过、再热器系统及蒸汽管道中,为了保障汽轮机的工作环境安全可靠,因此必须在汽轮机进汽之前将这部分杂物清理干净。首先应从制造、安装的工艺方面对这一部分杂物进行清理,吹管只能作为最后一道补充程序来进行。同时由于新建机组的规模越来越大,运行参数越来越高,因此对吹管工作的要求也越来越高,同时稳压吹管也成为了超(超)临界机组工程吹管方式的选择之一。稳压吹管方式顾名思义,即维持在一个稳定的压力下对蒸汽管道进行连续吹扫,即在此过程中锅炉要维持输入能量和输出能量之间的能量平衡以及给水量和蒸发量之间的质量平衡。为了实现这一目的,我们需要在以下几个方面做出合理的准备或者控制。

(1)稳压吹管中为了保证吹管系数满足要求,需要投入多套制粉系统,以保证能够提供足够的燃烧量产生足够的蒸汽流量,因此在吹管前应完成相关系统的准备工作。比如燃油系统、输煤系统、空压机系统、补给水系统、烟风系统、减温调节系统等均要求在点火前具备投入条件。这个对机组的设备安装进度以及现场的条件要求较高,需要提前完成大量准备工作。

(2)稳压吹管持续时间受到机组补水能力的影响,因此要在吹管前准备好足够的除盐水,并且在机组启动后保持连续治水。同时给水系统需要具备足够的出力,对于给水系统配置汽动给水泵的大型机组,在锅炉吹管阶段,需要保证汽动给水泵能够达到正常设计出力,如果给水系统设计配置的为电动给水泵则需要能够保证给水泵的最大出力能够达到60%以上,否则就很难满足稳压吹管时锅炉补水的需要。

(3)目前的吹管方式中吹管系统通常为过热器和再热器串接吹扫,再热器的入口温度基本等于过热器的出口温度。由于锅炉点火以后随着参数的升高,特别是在稳压阶段,由于持续大流量吹扫,过热器出口温度过热器出口汽温会持续上升而导致再热器入口温度偏高设计值,因此要求在稳压吹管阶段机组过热器与再热器减温水均能够具备投入条件,这就要求在吹管前利用辅助蒸汽完成减温水管道的吹扫工作,使得减温系统在吹管阶段能够可靠备用,能够对满足对汽温控制的要求。

(4)由于稳压吹管的特殊性要求临吹门在升温升压过程中要逐渐开启至全开,这就要求临吹门能够具备远方中停功能。在机组参数提升阶段在维持参数稳定的情况下点动开启临吹门(每次开2-3秒)直至临吹门达到全开。全开临吹门后加强燃烧进行升温升压,在提高参数的过程中需要控制好水煤比,防止发生较大的偏差。这一阶段要尽量缩短中间过渡时间尽快提高吹管系数,避免造成除盐水的浪费,影响吹管工作的正常进行。在吹管系数大于1且趋于稳定后开始稳压吹管。根据相关经验锅炉达到满足吹管系数的参数下通常锅炉热负荷至少要达到额定负荷的60%。

(5)吹管期间锅炉负荷不断变化、压力温度升降、干态和湿态交替的过程,且吹管时偏离正常运行工况,特别是在稳压吹管阶段由于机组运行实际上已经转为干态方式,分离器出口过热度不可以太高,否则很可能发生水冷壁、过热器或者再热器超温。因此,应控制好水煤比,同时运行人员加强监视确保水冷壁出口温度变化幅度控制在规定范围内,确保锅炉安全稳定运行。在任何情况下均不允许发生锅炉给水流量低于最低启动流量的情况。

(6)吹管前准备好足够的水、煤及燃油等等。同时要确保除盐水能够保持连续制备,输煤系统能够随时上煤,燃油可随时进场。

(7)锅炉吹管时,尽量提高给水温度,必要时可增加临时加热管道通过单级高加提高给水温度。由于超(超)临界机组设计补水量较小,正式补水系统无法满足稳压吹管长时间大流量的补水要求,因此要增加临时补水系统,以确保补水量能够满足稳压吹管的要求。

(8)在吹管过程中,正式系统与吹管临时系统的暖管、试吹、正式吹扫过程均需要加强监护,确保机组首次点火安全运行,系统无异常。在机组准备进行稳压吹管前建议首先采用蓄能降压吹管方式进行吹管数次,对吹管正式系统及临时系统完成检查,无异常之后再进行稳压吹管。

(9)第一阶段吹管结束后,视炉水品质决定采用全炉放水或换水的方式改善水质。全炉放水可极大地改善炉水含硅量。如果进行全面放水,则需要对凝汽器、除氧器、凝结水泵入口滤网、给水泵入口滤网、集粒器等处进行一次全面人工清扫,同时可大概了解系统的脏污程度。

(10)为提高吹管效果,吹管阶段需要至少停炉两次,每次停炉12小时以上,冷却管道以利于氧化皮的脱落。

(11)由于稳压吹管需要的热负荷较高,因此首次点火锅炉需要投入大量制粉系统,燃料量较大。同时点火初期煤粉燃烬率较低,必然会有部分煤粉沉积在尾部烟道和空预器换热面上,为了防止这一部分煤粉沉积时间过长发生自燃因此在整个吹管过程中,空预器吹灰要连续投入,且保证吹灰器气源压力满足吹灰要求。在机组停炉冷却阶段如果有条件要求打开空预器人孔进行内部检查,如若检查发现相关位置积粉较多则必须先完成清理工作才能再次进行点火吹管工作,以防发生空预器或者尾部烟道着火情况。

(12)启动制粉系统之前要投入对应的燃油层或者等离子系统作为点火源,以提高煤粉在投入初期的燃烬率,避免有大量未燃尽的煤粉存在炉膛范围内导致发生意外事故。

对于稳压吹管方式,以上内容基本属于在吹管准备工作中或者吹管过程中需要注意的问题,这些问题均会影响到机组的稳压吹管工作能否正常进行,但是在实际吹管过程中的问题并不仅仅限于以上内容,这就要求相关人员在现场要积极做好各项准备工作及提出相关的事故预想处理方案,确保工程项目的顺利进行。

摘要：对于稳压吹管方式在超(超)临界机组工程中的运用提出相关的控制要点或者注意事项,提出对于部分临时系统的建议,为其他工程提供借鉴。

关键词：锅炉稳压,稳压,控制

参考文献

锅炉吹管 篇4

国内某大型电厂两台1 000 MW超超临界二次再热火力发电机组采用上海锅炉厂生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈的二次再热直流炉, 锅炉型号SG-2710/33.03-M7050, 为单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置的采用机械刮板捞渣机固态排渣锅炉。汽轮机采用上海汽轮机厂生产的二次再热凝汽式汽轮机, 型号N1000-31/600/610/610, 为超超临界二次再热、单轴、五缸四排汽、纯凝汽式汽轮机。

1.1 1 000 MW超超临界二次再热机组锅炉介绍

图1为1 000 MW超超临界二次再热塔式锅炉受热面整体布置示意图。炉膛由管子膜式壁组成, 水冷壁采用螺旋管加垂直管布置方式, 与一次再热锅炉布置方式基本一致。锅炉上部沿着烟气流动方向依次分别布置有低温过热器、高温再热器低温段、高温过热器、高温再热器高温段、低温再热器、省煤器。

锅炉将由部分低温过热器形成的双烟道隔墙和在隔墙上部设置的隔板作为一个整体, 把炉膛上部分隔成两个烟道, 一、二次再热器采用并列布置的型式布置于炉膛上部的前、后区域。一、二次再热器设计的前后烟道深度尺寸比例约为58 ︰42, 和吸热量比例接近, 因此一、二次再热汽温变化的趋势是一样的, 这种并列布置的受热面有着天然的平衡性。

在本案设计中, 采用了部分再热器提前, 吸收部分辐射热, 并将一、二次高再受热面并列布置的方式, 达到了换热、经济性、安全性的平衡。

1.2 1 000 MW超超临界二次再热机组汽轮机介绍

如图2所示, 该汽轮机采用五缸四排汽的单轴方案, 机组采用一个单流超高压缸、一个双流高压缸、一个双流中压缸和两个双流低压缸的串联布置方式。汽轮机五根转子分别由六个径向轴承来支承, 除超高压转子由两个径向轴承支承外, 其余四根转子均只有一个径向轴承支承, 整个汽轮机轴系总长约36 m。

汽轮机采用全周进汽方式, 超高压缸进口设有两个超高压主汽门和两个超高压调节门, 超高压缸的排汽经过一次再热器再热后, 通过高压缸进口两个高压主汽门和两个高压调阀进入高压缸, 高压缸排汽经过二次再热器再热后, 通过中压缸进口的两个中压主汽门和两个中压调阀进入中压缸, 中压缸排汽通过连通管进入两个低压缸继续做功后分别排入两个凝汽器中冷凝成凝结水。

2 1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面分段吹管技术

由于本案为世界首台1 000 MW超超临界二次再热锅炉吹管, 没有有效的吹管借鉴经验, 通过借鉴国内一次再热塔式锅炉蒸汽吹管经验, 锅炉蓄热能力偏小, 并且该工程配置的临冲门现场开关试验动作全行程时间大约为55 s, 考虑过热器总压降为1.59 MPa, 过热器吹管系数偏小, 一次再热器总压降为0.22 MPa, 二次再热器总压降为0.26 MPa, 因此设计院提出采用两阶段蓄热降压的吹管方式:第一阶段单吹过热器, 采取蓄热降压吹管方式, 直到靶板考核合格;考虑到再热器阻力较小, 吹管系数大, 一、二次再热器不再分开吹管, 因此第二阶段将过热器、一/二次再热器串联起来一起吹管。考虑到该串联吹管一次再热器内杂质进入二次再热器内影响二次再热器的吹管效果, 在二次再热器进口加装集粒器, 采用先稳压吹管再蓄热降压吹管的方式, 直至靶板考核合格。

该吹管系统中超高压、高压、中压主汽门采用假门芯型式, 超高压、高压、中压主汽门出口应立即经大小头后接入大直径临时管道, 以降低系统临时管道阻力。吹管系统流程图如图3、图4所示。

根据设计院给定的临时管道材质要求及汽水分离器至汽轮机各管道及各受热面的额定参数和压降, 在保证蒸汽吹管时所产生的动量大于额定负荷时动量, 也即吹管系数大于1的前提下来确定各阶段的吹管参数。根据现场实际情况和几次试吹管, 最终确定降压吹管时汽水分离器压力控制在10 MPa以内, 汽水分离器压力下降至7 MPa时开始关闭临冲门, 过热器蒸汽温度小于450 ℃;稳压吹管时汽水分离器压力维持在7.0 MPa左右, 主蒸汽温度通过过热器减温器减至430 ℃以内, 一次再热蒸汽温度通过减温器减至460 ℃以内, 二次再热蒸汽温度通过减温器减至520 ℃以内。

吹管过程中维持炉水循环泵连续运行, 减少锅炉降压冲管阶段排水量和热量损失, 有利于控制锅炉升温和升压速率, 减少冲管时间和成本。锅炉在冷态清洗结束、热态清洗及初始升温升压过程中投入机组#1高加、#3高加及邻机加热, 以提高给水温度。如果吹管为降压吹管, 在压力升高至3 MPa左右时缓慢退出各加热器及邻机加热, 通过燃料量来增加锅炉蓄热量, 提高蒸汽温度;如果吹管为稳压吹管, 则各加热器及邻机加热不必退出。

整个第一阶段的过热器吹管, 正式降压吹管次数共计46 次, 期间停炉4次, 3次停炉冷却时间大于12 h, 并于第44次和第45次连续2次打靶考核合格。整个第二阶段的蒸汽吹管中, 稳压吹管共计2次, 每次有效时间均在1 h以上;正式降压冲管次数共计26次, 并于第23次和第24次连续2次靶板考核合格。第二阶段冲管期间共计停炉3次, 冷却时间均大于12 h。整个锅炉蒸汽吹管工作中, 正式降压吹管共计72次, 稳压吹管共计2次。

3 1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面串联吹管技术

根据首台1 000 MW超超临界二次再热锅炉分段吹管经验, 结合现场实际情况和经验数据, 对第二台二次再热锅炉考虑采用过热器、一次再热器和二次再热器串联吹管方式进行锅炉受热面吹管。考虑到前段受热面内杂质对后段受热面吹管造成的影响, 在一次再热器和二次再热器进口分别加装集粒器。本次吹管以稳压吹管为主、降压吹管为辅相结合的方式进行, 直至靶板考核合格。吹管系统流程图如图5所示。

根据首台二次再热锅炉吹管经验和设计院给定的吹管参数, 结合现场实际情况、临冲门的承受能力, 为避免临冲门卡涩, 在保证吹管系数大于1的前提下, 最终确定吹管各参数为汽水分离器压力控制在9.5 MPa, 汽水分离器压力下降至7.5 MPa时关临时控制门;稳压冲管时控制汽水分离器压力在6.5 MPa左右, 主蒸汽温度通过减温器减至420 ℃以内, 一次再热蒸汽温度通过减温器减至460 ℃以内, 二次再热蒸汽温度通过减温器减至520 ℃以内。

此次吹管共分三阶段完成, 第一阶段采取降压吹管方式, 第二阶段采取稳压吹管方式, 第三阶段又采取降压吹管方式。第一次有效降压吹管共4次, 由于临冲门卡涩只能停炉消缺。之后采取稳压吹管方式, 有效稳压吹管共计4次, 每次持续时间1 h以上。第三阶段采取降压吹管方式, 共计有效降压吹管24次, 在第23次及第24次吹管中打靶考核合格。整个蒸汽吹管工作中, 降压吹管共计28次, 其余为稳压冲管共计4次, 每次持续1 h以上, 期间3次停炉冷却, 以利于受热面内杂质脱落, 同时清理各集粒器, 检查内部蒸汽吹管带出杂质遗留情况。

4 1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面吹管技术比较

由于首台1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面吹管在国内没有有效的吹管技术经验借鉴, 只能以摸索的型式来制定吹管方案和吹管参数, 在分段吹管时由于第一阶段单吹过热器后拆除和重新安装临时管道耗费了较多时间, 对吹管工程进度有一定影响, 但是通过分段吹管能得到很多有用的参数, 为第二台锅炉吹管方案的制定提供了可靠的数据和经验借鉴, 包括锅炉过热器减温器、一次再热器减温器和二次再热器减温器的容量是否能达到参数设计要求;吹管期间省煤器入口给水温度的控制对受热面温度的影响;开启临冲门时主再热汽压、汽温及锅炉启动系统储水箱水位的变化规律;降压吹管和稳压吹管时对燃料量和风量的控制等等相关经验参数。采用受热面分段吹管技术时总计的吹管次数较多, 耗费了大量的除盐水。

采用锅炉受热面串联吹管得益于首台锅炉的吹管经验参数, 这种吹管方式不用再对临时管道进行拆管和重装, 省时省力, 同时吹管次数较少, 节省了大量的除盐水, 当然这也得益于安装建设单位人员在受热面安装焊接过程中保持了受热面管道内的清洁, 在多次对几个集粒器的检查中基本没有发现较大杂质被拦截在集粒器中。

5 针对1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面吹管的建议

对于新建的1 000 MW超超临界二次再热锅炉受热面吹管, 在吹管过程中, 每一阶段停炉时间要超过12 h, 以利于氧化皮等杂质剥离, 同时锅炉带压放水, 塔式炉受热面的水平卧式布置非常有利于受热面内工质的排出, 冷却后剥离的杂质连同工质一并排出锅炉受热面。如果新建机组锅炉设计型号及受热面布置与该文中提及的锅炉一致, 则可考虑直接采用串联吹管的方式进行吹管。若锅炉设计不完全一致, 建议在新建的首台锅炉采用分段吹管的技术方案, 摸索出锅炉相关参数的调节控制经验后, 再制定相应的串联吹管技术方案。

摘要：鉴于日益严格的环保和节能要求, 二次再热技术成为了火力发电厂锅炉未来发展的主流方向。现从实例着手介绍了两种不同的吹管技术方案, 分析比较了吹管流程布置和两种吹管技术的优缺点, 对超超临界二次再热锅炉蒸汽吹管有很强的借鉴指导作用。

关键词：二次再热,吹管,超超临界

参考文献

[1]DL/T1269—2013火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则[S].

[2]上海锅炉厂.1 000 MW二次再热锅炉产品设计说明书[Z], 2014.

[3]上海汽轮机厂.1 000 MW二次再热汽轮机运行维护说明书[Z], 2014.