1、11000MW 超超临界锅炉无炉水循环泵吹管摘要：介绍了我厂 1000 MW超超临界机组锅炉无炉水循环泵(boiler circulating pump, BCP)工况下的蒸汽吹管经验，给出了吹管时给水流量大导致工质和热量损失大、锅炉补给水能力不足等问题的解决方案，为 1000 MW超超临界锅炉设计是否取消 BCP提供实践依据。 关键词：超超临界机组；炉水循环泵；给水流量；蒸汽吹管 中图分类号：TV 文献标识码：A 文章编号： 1设备简介 我厂 2台 1000 MW超超临界机组 1、2 号锅炉为上海锅炉厂生产的 SG-3093/ 27.46-M533 型超超临界参数变压运行直流炉。锅炉采用单炉
2、膛、反向双切圆燃烧方式, II型布置, 炉膛为螺旋管加垂直管膜式水冷壁, BCP 启动系统。 2无 BCP吹管限制因素 BCP 的作用: 在机组负荷未达到 30% BMCR以前, 为水冷壁提供足够的冷却水； 回收多余的工质和热量, 提高省煤器入口温度, 增加锅炉出力。无 BCP 吹管的实质就是在缺少 BCP 的情况下, 在锅炉正常升压时, 保障锅炉各个受热面的安全。我厂无 BCP 吹管面临诸多限制因素。 2.1 过热蒸汽温度高 直流锅炉点火后, 必须保证锅炉给水流量不低于锅炉的启动水流量, 2在锅炉正常投入运行时, 启动水流量主要由 BCP 的高温炉水提供, 给水泵只提供很少一部分, 在锅炉吹
3、管升温升压过程中, 给水泵提供的给水量一般在 200 t/h 左右, 在无 BCP的工况下, 锅炉给水全部由电动给水泵提供, 我厂锅炉的启动流量为 872 t/h, 由启动锅炉提供的辅汽只能将给水温度提高 20, 达到 50。在吹管升温升压过程中, 锅炉的蒸发量小, 启动水流量则大, 意味着工质和热量损失大。为了满足吹管时对蒸汽压力的要求, 必须增加燃料量, 其结果可能导致炉膛出口温度和主蒸汽温度过高。 2.2 除盐水制水和补水能力不足 我厂配置 2个 3000t的除盐水箱, 1号机组配 1个 1000t 的凝汽器补水箱, 总蓄水能力达 7000t, 其中可用水 5500t, 化学制水能力为2
4、20t/ h。锅炉启动后, 给水流量大于 872t/ h, 冲洗合格前不能将给水回收至凝汽器, 导致点火后除盐水只能保证 8.4h, 除盐水不足时必须停炉。机组补水能力也面临考验。我厂 2台机组共设有 4台除盐水泵, 理论上总出力 1000t/ h, 比锅炉给水流量 872t/ h 略高。实际运行中, 4台除盐水泵同时启动后总出力小于单台水泵出力之和。2 台凝汽器补水泵出力均为 500t/h, 与除盐水泵面临同样的问题。 3国内同类机组无 BCP的吹管经验 3.1 广东红海湾发电厂的吹管经验 广东红海湾发电厂 1号、2 号机组的锅炉型号为 DG1950/25.4-II2,未设置炉水循环泵,36
5、1 阀疏水回收至凝汽器, 第一阶段采用稳压吹管,第二阶段采用降压打靶的方式进行吹管。在降压打靶阶段,给水温度 50,锅3炉启动后维持 400t/h 的给水量和 25t/h 的给煤量,锅炉能够满足升压需要,过热蒸汽温度控制在 420以下。机组整套启动过程中, 锅炉启动系统也能够满足冲转对过热蒸汽参数的要求。 3.2 广东阳西海滨电厂的吹管经验 广东阳西海滨电厂 1号、2 号机组的锅炉型号为 SG1913/25.4, 没有BCP,但贮水箱出口设置 1 管路至除氧器,用于工质和热量的回收。该锅炉的吹管方式和红海湾发电厂相同,在降压打靶阶段, 锅炉给水流量为600t/h,给煤量为 30t/h,经过除氧
6、器加热后, 给水温度可以达到 160以上,吹管阶段也能够控制过热蒸汽温度不超过 420。 3.3 邹县电厂的吹管经验邹县电厂 7 号机组的锅炉型号为 DG3000/26.15-II1, 锅炉设置 1台 BCP,但吹管时, BCP未交货安装, 在无 BCP的情况下进行了吹管。该锅炉启动流量为 758t/h,老厂辅助蒸汽提供除氧器加热,采用降压吹管。吹管过程时,给水温度为 109,给水量为 530t/h,燃油量为 25t/h,为了保护再热器,全关再热器烟气挡板。吹管期间过热蒸汽温度为 428, 吹管系数达到了1.6。由此可见,1000 MW 级超超临界锅炉可以实现无 BCP 吹管。 4无 BCP吹
7、管采取的措施 4.1 增加临时炉水回收系统，增加临时炉水回收系统有以下 2种方案: 方案 1 从 HWL 后接 1 条临时管路到除氧器 , 直接对高温炉水进行回收, 这种方案思路来源于上海锅炉厂 600 MW 级超临界锅炉无 BCP 启动系统的设计。该方案的优点是热量回收效率高, 可以满足锅炉上水温4度的要求, 但是对锅炉启动系统的改动大, 而且临时管道管材要求高, 投资大。 方案 2 从集水箱至凝汽器的管道上接 1 条临时管路回收经过扩容的炉水。该方案的优点是临时系统的管材要求低, 投资小,不需要对锅炉启动系统做任何改动, 但是热量的回收效率较低。如果按照 500 t/ h 回收量计算, 可
8、以使给水温度达到 87。 4.2 降低给水流量 超温主要是因为燃料量太大引起,而燃料量又取决于给水流量,降低给水流量是防止过热蒸汽超温最直接的办法。一般情况下,锅炉最小给水流量是根据锅炉最小直流负荷对应的燃烧率计算得到的,即锅炉的最小直流流量。在锅炉转入干态运行后, 受水煤比协调控制,不需要采用最小给水流量对水冷壁进行保护。降压吹管时,锅炉的燃烧率只有 10% 15% ,远小于直流负荷时 30% 的燃烧率,我厂的锅炉水冷壁布置 235个壁温测点,只要监视好水冷壁壁温,适当降低锅炉给水流量至最小给水流量, 水冷壁的安全就不会受到威胁。 4.3 合理的二次风配风我厂配有等离子点火系统,所以选择投煤
9、吹管。在锅炉吹管过程中, 燃料量必须满足锅炉升压速度的要求, 炉膛出口温度受二次风配风影响较大。为了保证炉膛出口不超温,A 层煤粉燃烧器二次风要尽可能小,而远离 A 层的区域,如 E、F 层和过热空气( over fire air, OFA) 层, 二次风尽量开大, 通过大量的冷风降低炉膛出口温度,同时也可以提高烟气流速, 防止未燃尽煤粉附着在尾部受热面上发生的二次燃烧。 54.4 合理安排吹管时间受除盐水制水、补水能力的限制,锅炉水质合格前,每次点火持续时间不长, 因此锅炉热态冲洗要分段进行, 而且必须在确保所有水箱蓄满水后再点火。在炉水品质合格前, 切不可为了节约用水贸然进行回收, 防止电
10、动泵入口滤网堵塞。 5吹管过程 5.1 吹管方式 参考国内同类型机组的吹管经验, 稳压吹管时锅炉需要投入的燃料量达到 BMCR 工况下燃料量的 50% 以上, 给水流量接近 BMCR工况下给水流量的 50%。考虑到给水系统的调试进度, 我厂决定采用降压吹管。 5.2 吹管步骤 目前国内超超临界锅炉降压吹管有熄火吹管和不熄火吹管 2 种方式。第一种方式可以防止水冷壁出口干烧,但却增加了锅炉启动的次数,延长了吹管时间;第二种方式不需要锅炉频繁启动,2 次吹管间隔时间短。对于不熄火吹管,最难掌握的是锅炉补水量,需要针对具体炉型不断地摸索,掌握开门后蒸汽流量,按照蒸汽流量进行补水。本过程采用不熄火吹管
11、, 在正式吹管前安排数次试吹,目的就是为了掌握锅炉的补水特性。根据中华人民共和国电力工业部电综 1998 179 号文火电机组启动蒸汽吹管导则要求,吹管步骤如下: a) 锅炉升压到冲管参数,HWL 解除自动,手动关闭； b) 开临冲门开始吹管； c) 快速将给水流量提高到 1100t/h； d) 分离器压力达 5.5MPa 时,开始关闭临冲门； 6e) 临冲门关闭后,给水流量保持不变,直到分离器水位正常后,HWL 投入自动, 逐渐降低给水量到 880 t/ h。 重复操作步骤 a)至 e),直到打靶合格。 6结论 探讨了 1000 MW超超临界锅炉无 BCP工况下的吹管工艺,并针对具体问题给出了解决方案, 确保无 BCP吹管顺利进行,相关措施可以为 1000 MW级机组锅炉设计中是否取消 BCP而采用其他炉水回收途径。 参考文献： 1SG-3093/27.46-M533 锅炉安装说明书 编 制：洪斐 2009.10.26. 2超超临界锅炉调节控制系统的基本技术要求编 制：张文杰2009.11.17.
