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1000MW塔式锅炉机组稳压法蒸汽吹管应用实践

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  [摘要] 文章阐述了浙江国华宁海电厂二期工程#5机组国产1000 MW 超超临界机组塔式锅炉带炉水循环泵吹管的方式及流程,分析了吹管过程中各阶段参数控制,并针对机组吹管过程中出现的问题进行了总结分析,可为同类型机组的调试和运行提供参考。
  [关键词] 1000MW塔式锅炉稳压法吹管
  
  前言
  锅炉蒸汽吹管是新建火电机组投产的一个重要调试工序,残留在锅炉过热器、再热器及主蒸汽系统内的氧化铁皮、焊渣等杂物不仅影响机组蒸汽品质,而且还会击伤汽轮机通流部分,甚至堵塞过热器或再热器引起锅炉爆管。因此,在新机组投产时必须进行锅炉吹管,将锅炉及蒸汽管路系统吹扫干净,保证机组的安全经济运行。对机组吹管方式、方法的选择以及吹管实施过程中参数的控制是新机组调试过程中的重大问题,直接影响到蒸汽吹管的质量和效果评定。
  1 设备概况
  浙江国华宁海电厂二期(2×1000MW)工程超超临界汽轮发电机组,锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界参数变压直流炉,锅炉型号:SG3091/27.56-M54X,机组BMCR工况下过热蒸汽流量、过热器出口蒸汽压力、过热器出口蒸汽温度、再热蒸汽流量、再热器进口蒸汽压力、再热器出口蒸汽压力、再热器进口蒸汽温度及再热器出口蒸汽温度分别为3091 t/h、 27.46 MPa(g)、605℃、2580.9 t/h、 6.06 MPa(g)、5.86 MPa(g)、374℃、603℃。
  2 吹管特点、流程及参数选择
  2.1 吹管特点
  宁海电厂#5机组锅炉蒸汽吹管采用主汽和再热系统串冲的方法,高旁、小机高压进汽管路在主再热系统吹扫过程中穿插进行。大机冲洗采用稳压冲洗,不采用利用主汽门和中联门过渡的连接方式,临时管道直接与主蒸汽、再热蒸汽管道焊接连接,有少部分主蒸汽管道及冷、热段再热蒸汽管道不参加吹管。
  2.2 吹管流程
  2.2.1 主蒸汽、再热蒸汽串吹系统
  分离器→过热器→主蒸汽管→临时管→临冲门→过热器靶板→临时管→冷再管(包括集粒器)→再热器→热再管→临时管→靶板→临时管→消声器。
  2.2.2 高压旁路系统
  分离器→过热器→主蒸汽管→高压旁路阀临时导出装置→临时门→临时管→冷再管(包括集粒器)→再热器→热再管→临时管→靶板→临时管→消声器。
  2.2.3 小机蒸汽系统
  分离器→过热器→主蒸汽管→临时管→临冲门→过热器靶板→临时管→冷再管→小机高压蒸汽管→临时管→小机临冲门→靶板→临时管→消声器。
  2.3 吹管参数选择
  吹管参数主要指吹管蒸汽压力、压降幅度和蒸汽温度。吹管参数主要要满足以下要求:吹管系数K ≥1,并有一定积累时间,以充分利用锅炉蓄热能量,提高吹洗效果,减少冲洗次数。根据锅炉分离器至汽机的各管道和各受热面的额定参数及临时管道的材质要求,在保证吹管系数的前提下[3],稳压吹管期间汽水分离器压力为5.4~6.0 MPa,在此过程中通过过热器减温器严格控制主蒸汽温度在440 ℃以内,再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500 ℃以内。
  3 吹管过程中参数控制
  3.1 给水量控制
  系统中水量的多少是能否正常稳压吹管的主要制约因素,由于吹管期间耗水量较大,因此要保证维持和调整好凝汽器和除氧器的水位,尤其是凝汽器应维持高水位运行,就地接临时水位计,水位一般保持在5m 以上,并有专人监护。凝汽器水位一旦低于4m 应及时补水,一般情况下,在吹管过程中,凝结水输送泵及除盐水泵处于满负荷运转状态,必要时还需考虑接临时管道向凝汽器进行补水。
  宁海电厂#5机组吹管时需水800~1300 t/h,其中点火初期需水800~950t/h,正式吹管时需水1200~1300t/h。每次吹管耗水量大约4000t。宁海电厂#5机组配备2台50%汽动给水泵,无电动给水泵,单台汽动给水泵额定流量1940t/h,因此单台汽动给水泵便可满足吹管时补水量的要求。
  蒸汽流量是影响稳压吹管质量的关键因素,只有控制好水煤比,以便使锅炉稳压吹管时转干态直流运行[4]。点火初期,补水量为950t/h,同时注意启动循环泵流量与给水泵流量的匹配调节。随着磨煤机投入,逐步退出油枪。当第三台磨煤机投入并将煤量增加至110t/h后,退出等离子模式,同时调整再循环量及给水量。逐步调整水煤比,将给水量稳定在1300t/h,此时燃煤量约200t/h,锅炉转干态直流运行,退出启动循环泵运行,正式吹管开始。
  宁海电厂#5机组某一次稳压蒸汽吹管过程中给水量调节见图1。
  
  
  图1 吹管期间锅炉给水量控制曲线
  3.2 吹管过程中蒸汽压力、温度控制
  锅炉稳压吹管过程中,主要控制低温再热器的入口温度,最好控制汽温不要超过420 ℃,即不要超过再热冷段管道的设计温度,目的是要防止再热冷段蒸汽管道超温,引起管系过度膨胀、管道的内应力过大及管道支吊架变形。控制此温度的方法主要是先确保过热器出口的汽温不要过高,因为吹管工况不同于正常运行的工况,机组正常运行时,主蒸汽经过高压缸做功才到再热冷段管道,蒸汽的焓降较大,蒸汽温度不会超温,而在稳压法串联蒸汽吹管时,蒸汽通过管道扩容产生的焓降较小,一般来说,过热器出口温度与再热冷段温度的最大差值不会超过30 ℃,所以通过控制过热器出口的汽温不要超过450 ℃,便可有效控制再热器入口蒸汽温度超温。要特别注意在正式吹管前锅炉过热器、再热器的各级减温水应当具备投用条件。通过投用过热器一、二级减温水,相对方便控制主蒸汽温度,此时需注意减温后的温降情况,适当地多用一级减温水。根据过热器减温水投入减温情况,必要时投入再热器减温水,以便控制再热器进口蒸汽温度不超过420 ℃,同时可通过降低风量、制粉系统的调整、降低燃料投入的速率及二次风配风的调整等手段控制再热器出口蒸汽温度在500 ℃左右。
  为满足吹管系数要求,吹管过程中必须有效控制吹管蒸汽压力。在锅炉稳压蒸汽吹管过程中,主要通过控制汽水分离器出口压力控制吹管蒸汽压力。宁海电厂#5机组稳压吹管过程中,汽水分离器出口压力控制在5.4~6.0MPa,相应过热器出口蒸汽压力为3.2~3.8MPa,再热蒸汽压力1.0~1.3MPa。
  宁海电厂#5机组某一次稳压蒸汽吹管过程的温度压力调节见图2。
  
  
  图2 吹管期间蒸汽压力、温度控制曲线图
  4 吹管过程及效果
  4.1 吹管过程
  吹管前,进行临冲门开关试验。锅炉初始上水温度60℃,开始温态水冲洗。锅炉蒸汽吹管前试验条件检查确认后进行等离子首次点火,投用B层4支油枪。投入B层制粉系统,升温升压。分离器出口压力至1.1MPa,进行第一次稳压试吹管及热态水冲洗,检查系统膨胀、支吊架。分离器出口压力至2.5MPa,进行第二次稳压试吹管。分离器出口压力至3.5MPa,进行第三次稳压试吹管。分离器出口压力至5.5MPa,煤量约200t/h,给水约1300 t/h,系统各点K值均大于1.0,第一次稳压吹管开始计时。计时结束,停炉冷却。停机冷却12小时后,进行第二次稳压吹管。从第四次稳压吹管时带入小机高压蒸汽管道,停炉降压阶段,进行高压旁路管路吹管。第六次稳压吹管过程中,连续打靶两次,靶板均合格。当分离器出口压力降至4.0MPa时,小机吹管打靶合格,宁海电厂#5机组吹管顺利结束。
  宁海电厂#5机组6次稳压冲管过程中,给水流量1250~1374t/h,分离器出口压力5.4~5.6MPa,分离器出口温度269.6~280.9℃,过热器出口压力3.4~3.6MPa,过热器出口温度400.5~438.7℃,再热器进口压力1.1~1.2MPa,再热器进口温度385.7~419.4℃,再热器出口压力1.1MPa,再热器出口温度482.6~500.8℃,过热器减温水投入92.6~161.4t/h。根据机组存水量不同,有效吹管时间为35~70min不等。
  4.2 吹管效果评价
  宁海电厂#5机组锅炉蒸汽冲管稳压吹管6次,吹管过程中过热器系统吹管系数1.3~1.57,再热器系统吹管系数1.37~1.71,均大于1,符合要求值。其中在第6次稳压吹管过程中连续打靶两次,靶板均合格,最大粒痕 0.5~0.8mm,记录粒痕数分别为2个、1个,完全符合验收要求;高压旁路管道共吹扫3次,经验收合格。以上管道冲洗全部通过验收,均可正常投用。
  5 吹管过程中出现的问题及分析
  5.1 临时管管径选择
  在第一次锅炉正式稳压吹管升压过程中,当汽水分离器压力出口压力升至3.3MPa时,临时管道瞬时发出高频率、高分贝的轰鸣声。立即泄压检查临时系统,发现主蒸汽出口临时管道上安装的靶板器螺栓大部分脱落,临冲门大盖螺栓个别脱落。
  经分析,靶板器对蒸汽进行了节流,当压力升高,蒸汽流量增大后,节流引起了临时管道管系共振,从而发出巨大的异声。经过计算,靶板器截面积约占去了临时管道通流面积的25%,致使临时管道有效通流面积仅为主蒸汽正式管道通流面积的79%,引起安装靶板器位置临时管道内的蒸汽流速瞬时增大1.34倍,从而引起了临时管系的振动。
  经过讨论,大家一致决定取消主蒸汽出口靶板(因宁海电厂#5机组过热器参与锅炉酸洗,在最初的吹管方案中并不要求过热器出口加装靶板。在临时管订货购买后又临时在过热器出口加装的靶板,因此造成临时管通流面积不够)。临时管系振动及异声消除,吹管顺利进行。
  5.2 临时管与正式管道连接方式选择
  过往机组在吹管时,总是采用汽轮机汽门过渡的方式连接正式管道与临时管道。考虑到稳压法蒸汽吹管临时管系热胀大,为避免临时管系对汽轮机轴系的影响,同时也有效防止主蒸汽漏入汽缸,宁海电厂#5机组锅炉吹管采用主汽、热段管道预留接口直接与临时管焊接、旁路汽轮机汽门的连接方式。预留接口后均预留两段正式管道,以便吹管后管道与汽门的自由对口调整。
  在临时管道安装前,均将预留管段与汽门进行了试对口,以保证冷态安装的准确性,并对已安装支吊架的冷态位置进行了标记。
  吹管结束进行正式管道恢复时发现,冷态试对过无问题管道在吹管结束后均存在不同程度的错口或开口现象,最大的已达6cm左右。经各方商量,决定在原来安装好的正式管道上挂设葫芦与未安装管道一起进行调整,消除错口及开口。焊接及热处理完成后,将挂设的葫芦缓慢泄力,观察汽轮机对轮上的监测百分表,最终百分表跳动四丝,在允许范围之内。
  6 结论
  6.1 稳压法蒸汽吹管时间持续长,要求的连续补水量大,化学除盐水箱应储存足够的补充水, 凝汽器、除氧器处于高水位运行状态。为延长有效吹管时间,必要时需考虑加装除盐水箱到凝汽器的临时补水管道。
  6.2 稳压法蒸汽吹管的时间长,管道受热膨胀的时间也较长,临时系统管道的膨胀量要更大一些,因此在进行吹管临时系统安装时,要高度重视管道的膨胀余量,保证临时系统管道的膨胀推力不要传递到正式管道系统上。
  6.3 稳压法蒸汽吹管过程中,只有控制好水煤比,才能确保实现锅炉转干态直流运行。因此,控制水煤比是稳压法蒸汽吹管的关键。
  6.4 稳压法蒸汽吹管选择临时管管径时,要充分考虑靶板器所占用的通流面积,尽量保证靶板器所占临时管道通流面积的15%以下,又要保证临时管道靶板器位置的有效通流面积不小于正式管道通流面积。同时,靶板器易安装在离弯头2~3m的水平管上,不易距弯头太近。
  6.5 稳压法蒸汽吹管时临时管与正式管道是否通过汽门进行过渡连接,各有优缺点,又同时存在对汽机轴系影响的不确定性,可根据工程具体施工进度及工期的要求择优选择。
  作者简介:
  刘文近(1981- ),男,助理工程师,学士,主要从事火电厂机组安装、调试的现场工程管理和组织协调工作。

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