劉恩生，董本林，周新剛

（1.華電國際技術(shù)服務(wù)中心，濟(jì)南　250014；2.華電龍口發(fā)電有限公司，山東　龍口　265700；3.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南　250003）

超超臨界鍋爐蒸汽吹灰器存在問題分析與處理

劉恩生1，董本林2，周新剛3

（1.華電國際技術(shù)服務(wù)中心，濟(jì)南250014；2.華電龍口發(fā)電有限公司，山東龍口265700；3.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南250003）

受自身結(jié)構(gòu)、安裝位置和系統(tǒng)布置等影響，1 000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐蒸汽吹灰器普遍存在高溫區(qū)吹灰器投入率低、吹灰負(fù)荷受限和汽源管道裂紋等問題，對問題進(jìn)行詳細(xì)分析，并對解決措施進(jìn)行探討，提出改進(jìn)意見，為同類型機(jī)組提供借鑒。

超超臨界機(jī)組；蒸汽吹灰器；問題原因；處理

1　概述

1 000 MW超超臨界機(jī)組在我國得到了越來越廣泛的應(yīng)用。在鍋爐設(shè)計(jì)時(shí)，為了有效清除受熱面積灰，保證受熱面清潔，使其傳熱效果良好，在鍋爐的受熱面布置了不同形式、不同種類的吹灰器［1］。以某1 000 MW超超臨界機(jī)組為例，鍋爐共計(jì)安裝138只蒸汽吹灰器，其中VO4型短吹灰器82只，用于吹掃爐膛；RL-SL型長伸縮式吹灰器40只，用于吹掃屏式過熱器、高溫過熱器、高溫再熱器、低溫再熱器和低溫過熱器區(qū)域；RK-SB型半伸縮式吹灰器12只，用于吹掃省煤器和低溫再熱器區(qū)域；PS-AT型空預(yù)器吹灰器4只，用于吹掃空氣預(yù)熱器區(qū)域，配置如表1所示。吹灰器參數(shù)設(shè)置要考慮蒸汽壓力和過熱度，要求對應(yīng)吹掃壓力下蒸汽過熱度不低于50℃。從表1中可以看出，短吹灰器壓力一般小于1.0 MPa，半伸縮吹灰器壓力為0.7 MPa，長伸縮吹灰器工作壓力設(shè)置為1.2～1.5 MPa。沿?zé)煔饬鲃臃较?，隨煙溫不斷降低，長伸縮式吹灰器的額定工作壓力不斷降低［2］。

表1　蒸汽吹灰器配置表

1 000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐由于尺寸更大、蒸汽參數(shù)更高，為了滿足各負(fù)荷、各區(qū)域的吹灰需要，蒸汽吹灰器的汽源參數(shù)和槍管長度等均進(jìn)行了相應(yīng)調(diào)整，然而在其投運(yùn)后，陸續(xù)暴露出高溫區(qū)長伸縮式吹灰器投入率低、汽源管道焊縫裂紋等一系列問題，嚴(yán)重影響了機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性。

1　蒸汽吹灰器存在問題分析

1.1高溫區(qū)吹灰器投入率低

國內(nèi)1 000 MW等級機(jī)組鍋爐高溫區(qū)吹灰器投入率低問題普遍存在，槍管使用周期只有一兩周到兩三個(gè)月不等，如華電某電廠1 000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐高溫區(qū)域吹灰器頻繁出現(xiàn)燒毀情況，電廠一度因更換后很快被燒毀而被迫全部停用，部分電廠雖然采取了改變投運(yùn)周期及投入長度等方法，也只能勉強(qiáng)維持運(yùn)行。

造成高溫區(qū)吹灰器投入率低的原因主要為：1）吹灰器布置區(qū)域的煙溫較高（≥1 200℃），吹灰器長期在高溫的惡劣環(huán)境下運(yùn)行，導(dǎo)致故障率增加、投入率低；2）1 000 MW等級機(jī)組為適應(yīng)爐膛寬度方向吹灰覆蓋需要，長吹灰器槍管長度接近17 m，質(zhì)量約1 000 kg，均明顯增加，但結(jié)構(gòu)上仍采用原來的變速箱驅(qū)動、托架支撐、旋轉(zhuǎn)進(jìn)出的方式，并沒有進(jìn)行相應(yīng)改進(jìn)；3）當(dāng)槍管全部進(jìn)入爐膛內(nèi)后，即使冷態(tài)下也會有自然下垂，在高溫下槍管材料強(qiáng)度降低，更容易發(fā)生永久變形，槍管一旦彎曲后，進(jìn)退過程阻力加大，托架、變速箱等部件故障率增加，極易發(fā)生卡澀燒損；4）吹灰器汽源一般為單路布置，管路系統(tǒng)阻力較大，管道直徑偏小，導(dǎo)致蒸汽流量偏低，對高溫區(qū)槍管冷卻不足，雖然吹灰器在設(shè)計(jì)上采用了不同區(qū)域不同吹灰器壓力的方式，試圖改善高溫區(qū)吹灰器的冷卻效果，但遠(yuǎn)未達(dá)到預(yù)期目標(biāo)［3］。

高溫區(qū)長吹灰器投入率低帶來的危害：1）吹灰器無法正常投用，將導(dǎo)致屏式過熱器積灰結(jié)渣加重，嚴(yán)重時(shí)可能會出現(xiàn)掉大焦，造成鍋爐滅火或砸壞撈渣機(jī)事故；2）吹灰槍管掉落砸壞受熱面事故，特別是1～5號吹灰器布置在屏過前后爐膛正上方區(qū)域，一旦彎曲卡澀無法拖出，燒損后槍管下落，極易造成受熱面損傷泄漏；3）吹灰器機(jī)械卡澀，造成吹灰器在某一位置長時(shí)間吹掃，吹損受熱面；4）屏式過熱器積灰加重將導(dǎo)致吸熱量減少，屏過出口汽溫降低，排煙溫度升高［4］；5）吹灰器槍管一般采用SA-213T91，槍頭采用304H不銹鋼材質(zhì)，單只槍管價(jià)格約為5～6萬元，按照每個(gè)小修周期更換1次高溫區(qū)吹灰器槍管計(jì)算，每年更換槍管費(fèi)用將高達(dá)上百萬元。

1.2鍋爐吹灰負(fù)荷受限問題

在進(jìn)行吹灰汽源選擇時(shí)，從設(shè)計(jì)安全角度考慮，鍋爐廠一般推薦取自屏式過熱器出口，此處蒸汽品質(zhì)較好，具有較高的過熱度，各種負(fù)荷下均可保證吹灰器的投入，但由于汽源減壓前后壓差較大，存在較大的節(jié)流損失，經(jīng)濟(jì)性相對較差。從節(jié)能和提高經(jīng)濟(jì)性角度考慮，很多項(xiàng)目在基建階段或投產(chǎn)后將汽源改造為低溫再熱器入口或出口，此處汽源蒸汽壓力較低，減壓前后壓差只有2 MPa左右，從而使經(jīng)濟(jì)性得到較大提高，國內(nèi)玉環(huán)電廠、金陵電廠等單位投產(chǎn)后均進(jìn)行了吹灰器汽源改造工作。以玉環(huán)電廠為例，其吹灰汽源由原設(shè)計(jì)屏過出口改造為冷端再熱器出口，BMCR工況下汽源壓力為5.0 MPa，減壓后蒸汽壓力降為2.8 MPa，蒸汽溫度降為330～360℃，壓力與溫度損失大大降低，據(jù)估算，改造后每臺機(jī)組每年可節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤315 t。

然而，當(dāng)吹灰汽源由屏式過熱器出口改為低溫再熱器入口或出口后，經(jīng)濟(jì)性雖然得到了提升，但隨之也帶來了吹灰負(fù)荷受限的問題。如華電某電廠百萬機(jī)組將吹灰汽源優(yōu)化為冷端再熱器入口，投產(chǎn)后在電負(fù)荷低于800 MW時(shí)整個(gè)吹灰系統(tǒng)就由于汽源壓力低而無法正常投入運(yùn)行，當(dāng)長時(shí)間低負(fù)荷運(yùn)行后必將面對無法吹灰導(dǎo)致的鍋爐受熱面積灰、排煙溫度升高等問題。國華遼寧綏中電廠吹灰汽源基建階段優(yōu)化為冷端再熱器出口，設(shè)計(jì)為60%THA～100%BMCR負(fù)荷投入吹灰器，調(diào)試時(shí)在機(jī)組負(fù)荷降低到80%負(fù)荷后吹灰器就因壓力低保護(hù)無法正常投入，此后先后進(jìn)行了減壓站管道改造，并將汽源電動門和手動門由截止閥改造為閘閥，使閥門前后壓力損失減小到不超過0.1 MPa，另外，運(yùn)行方式由兩側(cè)對吹調(diào)整為單側(cè)吹灰，在采取多項(xiàng)措施后，可實(shí)現(xiàn)75%負(fù)荷下的吹灰器投入，但仍未達(dá)到設(shè)計(jì)的各負(fù)荷吹灰需要［4］?？梢?，當(dāng)吹灰汽源選自再熱器出口，汽源壓力隨著機(jī)組負(fù)荷降低而裕度減小，當(dāng)吹灰減溫減壓系統(tǒng)自身阻力較大時(shí)，負(fù)荷降低到一定程度將出現(xiàn)吹灰無法投入的問題。

1.3吹灰汽源管道裂紋問題

對于1 000 MW超超臨界機(jī)組鍋爐蒸汽吹灰器，吹灰汽源管道裂紋問題需要重點(diǎn)關(guān)注，裂紋集中發(fā)生在采用屏式過熱器出口汽源的吹灰器減壓閥前后焊縫部位，如圖1所示。通過調(diào)研，寧夏某電廠百萬機(jī)組檢修時(shí)發(fā)現(xiàn)此位置存在多處裂紋，而后進(jìn)行了閥門和管道的更換；山東某電廠百萬機(jī)組該位置焊縫曾發(fā)生環(huán)向裂紋導(dǎo)致運(yùn)行中泄漏，檢修人員進(jìn)行臨時(shí)打磨焊接后投入運(yùn)行，在停機(jī)檢修時(shí)又發(fā)現(xiàn)裂紋擴(kuò)展?？梢姡祷移垂艿懒鸭y對電廠設(shè)備和人員存在較大的安全隱患。

圖1　減壓站調(diào)壓閥前焊縫裂紋

究其原因，屏式過熱器出口吹灰汽源參數(shù)較高，而吹灰器需要的工作參數(shù)較低，造成減壓裝置前后壓差過大，閥門沖刷嚴(yán)重，故障率必然升高［5］。對于百萬級別機(jī)組鍋爐，為滿足吹灰要求，蒸汽吹灰器的壓力必須由減壓站前的大于26.5 MPa（BMCR工況）降低至2～3 MPa，由于減壓閥前后壓差過大，減壓閥前焊縫承受較大的拉應(yīng)力，同時(shí)因減壓站投停及減壓閥開關(guān)頻繁，存在較強(qiáng)的交變應(yīng)力，因此，隨著運(yùn)行時(shí)間的增加，減壓閥前后焊縫部位就極易產(chǎn)生疲勞裂紋。

2　解決方案

2.1高溫區(qū)吹灰器結(jié)構(gòu)改進(jìn)

針對高溫區(qū)長吹灰器投入率低問題，以及吹灰器結(jié)構(gòu)、系統(tǒng)方面存在的不足，提出相應(yīng)的改進(jìn)方案。主要包括優(yōu)化吹灰器結(jié)構(gòu)，對吹灰器本體結(jié)構(gòu)進(jìn)行改造；支架內(nèi)移，滑動軌道做相應(yīng)的調(diào)整，目的是通過優(yōu)化行走軌跡和受力，減少變形量，通過下部支撐位置的適當(dāng)前移，提供更好的支撐，使槍管在完全進(jìn)入爐內(nèi)后，保持更好的剛性。該改進(jìn)方案在國內(nèi)某些電廠也進(jìn)行了嘗試應(yīng)用，并取得了較好的效果，如華潤浙江蒼南電廠在設(shè)計(jì)階段就采用了此結(jié)構(gòu)吹灰器，投產(chǎn)一年多來高溫區(qū)吹灰器投入正常；國電浙江北侖電廠進(jìn)行了個(gè)別改造，試用效果良好后已進(jìn)行推廣應(yīng)用。

2.2蒸汽吹灰汽源及系統(tǒng)優(yōu)化

為了兼顧解決高溫區(qū)吹灰器投入率低和汽源管道裂紋問題，一些電廠對吹灰器汽源及系統(tǒng)進(jìn)行了改造嘗試，并取得了較好的效果。某電廠將吹灰汽源由屏式過熱器出口改至低溫再熱器出口，汽源壓力降低至3～4.5 MPa，減壓閥前后壓差減小，安全性得到較大提高；同時(shí)，在管道和閥門選擇以及系統(tǒng)布置上也充分考慮了減小系統(tǒng)阻力的問題，將主管道通徑相比原通徑增大三分之一；另外，為了增大吹灰蒸汽流量，增加一路減壓站。汽源改到低再，從爐兩側(cè)導(dǎo)汽管分別取汽，向上在大包頂部母管匯合后供兩側(cè)減壓站。并通過運(yùn)行方式優(yōu)化，將高溫區(qū)吹灰壓力由原來的1.5 MPa提高到1.7～1.8 MPa。通過此次改造，高溫區(qū)吹灰器投入率低和汽源管道裂紋問題得到了有效解決，達(dá)到了預(yù)期效果。

3　結(jié)語

當(dāng)吹灰汽源選自屏式過熱器出口時(shí)，投運(yùn)機(jī)組已暴露出減壓站閥門焊縫嚴(yán)重裂紋及閥門盤根泄漏等問題，存在較大的安全隱患，處理不當(dāng)可能會造成人身傷害或機(jī)組事故。若再熱器系統(tǒng)不能滿足各種負(fù)荷吹灰要求，吹灰汽源只能選自屏式過熱器時(shí)，建議在閥門選型、焊接工藝、防磨防爆檢查等方面采取相應(yīng)的防范措施。

吹灰汽源取自冷端再熱器入口或出口，各有優(yōu)缺點(diǎn)，冷端再熱器入口壓力稍高，溫度偏低，過熱度偏小，需充分疏水；冷端再熱器出口壓力稍低，溫度較高，需增加減溫器，減溫調(diào)節(jié)及系統(tǒng)相對復(fù)雜。雖然再熱器冷段壓力較低，但只要注意吹灰系統(tǒng)管道合理優(yōu)化，一般在電負(fù)荷600～650 MW可實(shí)現(xiàn)吹灰器投入，基本能滿足鍋爐吹灰需要。

吹灰系統(tǒng)在基建設(shè)計(jì)或改造時(shí)應(yīng)避免系統(tǒng)管道阻力過大，以防止機(jī)組較高負(fù)荷吹灰系統(tǒng)無法投入。減壓站應(yīng)優(yōu)先采取雙路布置，關(guān)斷閥、調(diào)閥選擇時(shí)應(yīng)提出壓降要求，型號寧大勿??；管道通徑仔細(xì)核算，管道布置簡短并減少彎頭數(shù)量。

即使同一鍋爐制造廠家，各受 熱面部位設(shè)計(jì)參數(shù)也不盡相同，在系統(tǒng)優(yōu)化或改造時(shí)，需經(jīng)全面的設(shè)計(jì)核算，綜合考慮利弊以確定吹灰汽源位置和系統(tǒng)設(shè)計(jì)；另外，結(jié)合目前機(jī)組利用小時(shí)數(shù)持續(xù)降低，低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)段增加的現(xiàn)狀，對于吹灰汽源由屏式過熱器出口改造到再熱器出入口的電廠，建議保留屏式過熱器汽源管道，以在持續(xù)低負(fù)荷時(shí)作為備用手段投入。

［1］鄧文儉，苗長信，楊興森，等.山東電網(wǎng)吹灰器運(yùn)行現(xiàn)狀及性能比較［J］.中國電力，2001，34（8）：17-19.

［2］白冰，張愛軍，楊國春，等.蒸汽吹灰器對鍋爐設(shè)備運(yùn)行的影響及其管理［J］.華北電力技術(shù)，2009（S1）：40-41.

［3］程金武，許明峰，王磊.600 MW“W”鍋爐蒸汽吹灰器對運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性影響分析［J］.河南電力，2011（4）：30-33.

［4］許永強(qiáng)，艾忠?guī)r，尹寶聚.1 000 MW機(jī)組蒸汽吹灰器故障分析與處理［C］∥全國超（超）臨界發(fā)電機(jī)組技術(shù)交流研討會論文集，2011.

［5］楊慎寶，李永華，張曉安.鍋爐吹灰不同抽汽汽源的經(jīng)濟(jì)性分析［J］.鍋爐技術(shù)，2013，44（3）：17-19.

Analysis and Treatment of Problems Existed in the Steam Soot-blowers System for Ultra-Supercritical Boilers

LIU Ensheng1，DONG Benlin2，ZHOU Xingang3
（1.Huadian Power International Technical Service Center，Jinan 250014，China；2.Huadian Longkou Power Generation Co.，Ltd.，Longkou 265700，China；3.State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250003，China）

Due to innate reasons in structure and the special installation site，the steam soot blowers system of 1 000 MW units at high temperature areas often occurs some problems such as low input rate of the Soot-blower，limitation of sootblowing load，steam source pipe crack and so on.In this paper the causes of these common problems are analyzed and some countermeasures are put forward to the subjects.The experiences and lessons are provided to other basic units with some useful suggestions and references.

ultra-supercritical units；steam soot blowers；the cause of the problem；solution

TM621.7

B

1007-9904（2016）08-0068-03

2016-03-01

劉恩生（1976），男，高級工程師，從事火電廠鍋爐檢修和技術(shù)管理工作。