稳压蒸汽吹管工艺在百万千瓦机组基建调试中的应用

张向群,王 赫,张夜雨

(东北电力科学研究院有限公司,辽宁 沈阳 110006)

1 锅炉系统概述

绥中发电厂二期工程2×1 000 MW机组安装2台东方锅炉厂生产的DG3030/26.25-Ⅱ1型超超临界压力、单炉膛、固态排渣、平衡通风、全悬吊露天布置、变压运行直流锅炉。采用正压冷一次风直吹式制粉系统,前后墙各布置3层燃烧器喷口和1层燃烬风喷口,对冲燃烧方式。磨煤机采用5运1备方式运行,在锅炉前墙下层布置了1层8只微油燃烧器,单只微油枪设计出力为120 kg/h。机组采用35%一级大旁路及2台50%容量的汽动给水泵。配备1台强制循环炉水循环泵,保证了25%BMCR的最低启动流量。除渣系统采用液压干式排渣装置及两级钢带机系统,除灰系统采用正压浓相气力输送系统。锅炉设计煤种采用准格尔2号煤,校核煤种1采用准格尔5号煤、校核煤种2采用神华煤。

2 稳压蒸汽吹管临时系统的设计

以锅炉热负荷达到额定蒸发量的45%～50%为基础,从化学补给水方式、临时管道的选材、吹管理论计算等3个方面着手进行稳压蒸汽吹管系统的设计。

2.1 吹管临时补水管路的设计

稳压吹管时,若要满足吹管各段受热面动量比大于1的要求,经过计算,吹管时的给水流量应该在1 200～1 400 t/h的水平。原设计补水管路规格为 Φ 273 mm,理论上能保证500～600 t/h的供水能力。为满足供水要求,增加了1根 Φ 377 mm,从5 000 m3备用除盐水箱引至3、4号凝汽器的临时补水管路,加上原配的2台流量500 m3/h、扬程为63 m的备用补水泵,吹管期间可以满足1 500 t/h的供水能力。补水系统图如图1所示。

2.2 蒸汽吹管临时系统材料的选择

图2为百万千瓦机组蒸汽吹管流程图,在传统的降压吹管方式下,从安全及经济2个方面考虑,一般临时控制门前的管道材质选择合金钢,临时门后的管道材质选择碳钢材料。普通20号碳钢材料通常在450℃以下时具有良好的金属材料特性,由于稳压吹管在锅炉高负荷下持续的时间较长,当热段再热器出口汽温达到500℃时,普通碳钢材料将无法满足金属材料强度要求。所有临时管道均选择了材质为12Cr1MovG的合金材料。

2.3 稳压蒸汽吹管系数计算

过热器设计压降为2.42 MPa,再热器设计压降为0.25 MPa,根据初步计算,当过热器出口汽温为420～450℃,再热器出口汽温480～520℃,在分离器压力6 MPa、蒸汽流量达到1 162 t/h工况下进行稳压吹管时,可保证过热器各级受热面吹管系数k＞1。

式中 k——吹管扰动系数;

Gch——吹管时的蒸汽流量,kg/s;

Ge——额定工况时的蒸汽流量,kg/s;

Vch——吹管时的蒸汽比容,m3/kg;

Ve——额定工况时蒸汽比容,m3/kg。

表1为稳压蒸汽吹管系数计算,由于过热器减温水取自省煤器出口,在进行过热器及再热器冷段吹管扰动系数计算时,给水流量即为蒸汽流量。将表1中实际数据带入公式 (1),得到给水流量1 326 t/h工况下的过热器及冷段再热器蒸汽吹管扰动系数分别为1.249和1.849。可见,一阶段蒸汽吹管时沿锅炉蒸汽流程方向,在同样蒸汽流量下,随着蒸汽比容逐渐增大,位于下游的冷段再热器吹管扰动系数大于位于上游的过热器吹管扰动系数。

3 稳压蒸汽吹管的实施特点

3.1 锅炉升温升压期间的操作要点

a. 水煤比手动分段控制

因为采用主蒸汽和再热蒸汽管路串联吹管的布置方式,再热器始终有蒸汽通过,保证了再热器壁温始终在允许范围内。由于锅炉水煤比自动在吹管期间无法投入,从冷态点火到达到锅炉50%左右热负荷过程中,升温升压速率完全依靠人为进行控制。其中,锅炉升压速率通过调节临时控制门的开度及增减燃料量进行控制,升温速率采用水煤比进行调节。

表2为从点火至稳压吹管各阶段运行参数,从表2可见,在锅炉升温升压过程中,在同样的过热度情况下,随着锅炉热负荷的增加,燃烧效率逐渐增加,水煤比逐渐降低。

b. 升温升压期间的锅炉直流转换

理论上,东方锅炉百万千瓦机组直流负荷转换点在25%左右,对应机组负荷在250～300 MW。稳压蒸汽吹管作为锅炉的一种特殊运行工况,汽水系统背压为大气压力,锅炉在非并网状态下进行直流转换。此时,根据炉水循环泵电流和分离器水位等参数来判断锅炉转为直流负荷运行的时机。

第2台磨投入后,在省煤器前给水量900～1 100 t/h的工况下,随着燃料量增加,分离器储水罐水位逐渐降低,炉水循环泵流量减小到一定值时,炉水泵最小流量阀联锁开启。当储水罐水位低于0.5 m,水泵电流逐渐降低至31 A左右时,炉水泵跳闸。锅炉分离器入口汽温保持在5℃左右微过热度时,锅炉实现直流转换。

因为水煤比采用手动控制,当水煤比偏大时,锅炉又重新切换至湿态运行状态,此时即使分离器储水罐再次见水甚至达到11.5 m的炉水泵启动水位时,也不再次启动炉水泵。这样可以在锅炉升降负荷及干湿态直流转换时,避免6 kV电动机的频繁启动,同时也可以防止给水量突变对汽温汽压造成的冲击。整个直流转换过程中,分离器储水罐水位始终通过投入3个储水罐排水调节阀阀位自动进行控制。

表1 稳压蒸汽吹管系数计算

表2 从点火至稳压吹管各阶段运行参数

表3 锅炉稳压吹管典型运行参数

3.2 采用分离器汽温微过热度控制策略

吹管期间控制分离器入口蒸汽始终保持在微欠焓或微过热度状态,避免了由于水煤比控制不当而引起的分离器入口汽温突然飞升的风险。

表3为锅炉稳压吹管典型运行参数。共进行了5次稳压吹管,吹管总有效时间达到217 min。在蒸汽吹管后期,随着锅炉大量上水,省煤器前给水温度逐渐由80℃降至20℃,蒸汽吹管系数k逐渐降低。总给煤量的增加受到磨煤机出口风粉混合物温度不能低于60℃的限制,在蒸汽吹管后期短时间投入大油枪助燃,以弥补由于给水温度降低而引起的总输入热量的不足。

吹管期间,8只微油燃烧器全程投入,总出力达到1 t/h,单只大油枪出力在1 t/h左右,按燃煤发热量20 725 kJ/kg,锅炉燃烧效率80%计算,得出锅炉蒸汽吹管时的热负荷与锅炉BMCR工况热负荷之比。从表3可以看出,在满足蒸汽吹管扰动系数大于1的前提下,5次稳压吹管锅炉的负荷率在44.4%～48.5%。

4 结束语

稳压蒸汽吹管工艺在东北首台百万千瓦机组上成功应用,整个蒸汽吹管过程从2009年12月5日开始至12月10日结束,历时6 d,共耗油325 t、耗煤3 065 t、耗水21 600 t。采用5 min稳压吹管和降压吹管两种打靶方式,铜靶板上没有大于0.8 mm的斑痕,0.5～0.8 mm的斑痕不多于8点,0.2～0.5 mm的斑痕均匀分布。两次吹管间隔时间最少19 h,连续2次靶板检查合格,满足国家标准,吹管效果良好。为在百万千瓦机组上推广使用稳压吹管技术做出了成功的典范。