劉恩生，董本林，周新剛

（1.華電國際技術服務中心，濟南　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研究院，濟南　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.華電國際技術服務中心，濟南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研究院，濟南250003）

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

超超臨界機組；蒸汽吹灰器；問題原因；處理

1　概述

1 000 MW超超臨界機組在我國得到了越來越廣泛的應用。在鍋爐設計時，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超超臨界機組為例，鍋爐共計安裝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型空預器吹灰器4只，用于吹掃空氣預熱器區(qū)域，配置如表1所示。吹灰器參數(shù)設置要考慮蒸汽壓力和過熱度，要求對應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置為1.2～1.5 MPa。沿煙氣流動方向，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超超臨界機組鍋爐由于尺寸更大、蒸汽參數(shù)更高，為了滿足各負荷、各區(qū)域的吹灰需要，蒸汽吹灰器的汽源參數(shù)和槍管長度等均進行了相應調整，然而在其投運后，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，嚴重影響了機組運行的安全性和經(jīng)濟性。

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1 000 MW等級機組鍋爐高溫區(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月不等，如華電某電廠1 000 MW超超臨界機組鍋爐高溫區(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周期及投入長度等方法，也只能勉強維持運行。

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)境下運行，導致故障率增加、投入率低；2）1 000 MW等級機組為適應爐膛寬度方向吹灰覆蓋需要，長吹灰器槍管長度接近17 m，質量約1 000 kg，均明顯增加，但結構上仍采用原來的變速箱驅動、托架支撐、旋轉進出的方式，并沒有進行相應改進；3）當槍管全部進入爐膛內后，即使冷態(tài)下也會有自然下垂，在高溫下槍管材料強度降低，更容易發(fā)生永久變形，槍管一旦彎曲后，進退過程阻力加大，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，雖然吹灰器在設計上采用了不同區(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，但遠未達到預期目標［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，將導致屏式過熱器積灰結渣加重，嚴重時可能會出現(xiàn)掉大焦，造成鍋爐滅火或砸壞撈渣機事故；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）吹灰器機械卡澀，造成吹灰器在某一位置長時間吹掃，吹損受熱面；4）屏式過熱器積灰加重將導致吸熱量減少，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，單只槍管價格約為5～6萬元，按照每個小修周期更換1次高溫區(qū)吹灰器槍管計算，每年更換槍管費用將高達上百萬元。

1.2鍋爐吹灰負荷受限問題

在進行吹灰汽源選擇時，從設計安全角度考慮，鍋爐廠一般推薦取自屏式過熱器出口，此處蒸汽品質較好，具有較高的過熱度，各種負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)濟性相對較差。從節(jié)能和提高經(jīng)濟性角度考慮，很多項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)濟性得到較大提高，國內玉環(huán)電廠、金陵電廠等單位投產(chǎn)后均進行了吹灰器汽源改造工作。以玉環(huán)電廠為例，其吹灰汽源由原設計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，改造后每臺機組每年可節(jié)約標準煤315 t。

然而，當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)濟性雖然得到了提升，但隨之也帶來了吹灰負荷受限的問題。如華電某電廠百萬機組將吹灰汽源優(yōu)化為冷端再熱器入口，投產(chǎn)后在電負荷低于800 MW時整個吹灰系統(tǒng)就由于汽源壓力低而無法正常投入運行，當長時間低負荷運行后必將面對無法吹灰導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，設計為60%THA～100%BMCR負荷投入吹灰器，調試時在機組負荷降低到80%負荷后吹灰器就因壓力低保護無法正常投入，此后先后進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，運行方式由兩側對吹調整為單側吹灰，在采取多項措施后，可實現(xiàn)75%負荷下的吹灰器投入，但仍未達到設計的各負荷吹灰需要［4］?？梢?，當吹灰汽源選自再熱器出口，汽源壓力隨著機組負荷降低而裕度減小，當吹灰減溫減壓系統(tǒng)自身阻力較大時，負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超超臨界機組鍋爐蒸汽吹灰器，吹灰汽源管道裂紋問題需要重點關注，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。通過調研，寧夏某電廠百萬機組檢修時發(fā)現(xiàn)此位置存在多處裂紋，而后進行了閥門和管道的更換；山東某電廠百萬機組該位置焊縫曾發(fā)生環(huán)向裂紋導致運行中泄漏，檢修人員進行臨時打磨焊接后投入運行，在停機檢修時又發(fā)現(xiàn)裂紋擴展?？梢姡祷移垂艿懒鸭y對電廠設備和人員存在較大的安全隱患。

圖1　減壓站調壓閥前焊縫裂紋

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，閥門沖刷嚴重，故障率必然升高［5］。對于百萬級別機組鍋爐，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力，同時因減壓站投停及減壓閥開關頻繁，存在較強的交變應力，因此，隨著運行時間的增加，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)吹灰器結構改進

針對高溫區(qū)長吹灰器投入率低問題，以及吹灰器結構、系統(tǒng)方面存在的不足，提出相應的改進方案。主要包括優(yōu)化吹灰器結構，對吹灰器本體結構進行改造；支架內移，滑動軌道做相應的調整，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前移，提供更好的支撐，使槍管在完全進入爐內后，保持更好的剛性。該改進方案在國內某些電廠也進行了嘗試應用，并取得了較好的效果，如華潤浙江蒼南電廠在設計階段就采用了此結構吹灰器，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行了個別改造，試用效果良好后已進行推廣應用。

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，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，從爐兩側導汽管分別取汽，向上在大包頂部母管匯合后供兩側減壓站。并通過運行方式優(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，達到了預期效果。

3　結語

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

吹灰汽源取自冷端再熱器入口或出口，各有優(yōu)缺點，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，減溫調節(jié)及系統(tǒng)相對復雜。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，一般在電負荷600～650 MW可實現(xiàn)吹灰器投入，基本能滿足鍋爐吹灰需要。

吹灰系統(tǒng)在基建設計或改造時應避免系統(tǒng)管道阻力過大，以防止機組較高負荷吹灰系統(tǒng)無法投入。減壓站應優(yōu)先采取雙路布置，關斷閥、調閥選擇時應提出壓降要求，型號寧大勿小；管道通徑仔細核算，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 熱面部位設計參數(shù)也不盡相同，在系統(tǒng)優(yōu)化或改造時，需經(jīng)全面的設計核算，綜合考慮利弊以確定吹灰汽源位置和系統(tǒng)設計；另外，結合目前機組利用小時數(shù)持續(xù)降低，低負荷運行時段增加的現(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)低負荷時作為備用手段投入。

［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備運行的影響及其管理［J］.華北電力技術，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行經(jīng)濟性影響分析［J］.河南電力，2011（4）：30-33.

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

［5］楊慎寶，李永華，張曉安.鍋爐吹灰不同抽汽汽源的經(jīng)濟性分析［J］.鍋爐技術，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管理工作。