1 000 MW超超临界锅炉吹管方式及过程的研究

　　蒸汽吹管是新建火电机组调试过程中的个重要步骤，吹管质量直接影响机组的安全经济运行。与亚临界锅炉相比，超超临界大容量机组锅炉均为直流型式、高参数、大容量，采用传统的锅炉吹管方法不能完全满足需要。因此，为了寻找可行的超超临界锅炉的吹管方式，本文结合某1 MW超超临界塔式锅炉吹管实例，阐述了超超临界锅炉的吹管过程，计算比较了不同吹管参数下的吹管系数，分析了吹管过程中过热、再热蒸汽温度的控制。

　　1锅炉概述锅炉吹管方式般分为降压和稳压两种，这两程专业，助理工程师。

　　种吹管方式各有优缺点。降压吹管操作简单，单次吹管时间短，耗水量小；锅炉各部分参数变化大，有利于管壁上金属氧化皮的脱落。稳压吹管有效吹管时间长，能取得较好的吹管效果，但操作复杂，需要投入制粉系统，耗水量大m.超超临界锅炉均为直流型式，其特点是没有汽包。锅炉启动系统中类似汽包的启动分离器，蓄热能力比汽包炉小，降压产生的蒸汽比汽包炉小。超超临界锅炉吹管相对于亚临界锅炉有如下特点0：锅炉额定参数高，所需吹管参数高，吹管系数难以达到要求。按照火电机组启动蒸汽吹管导则H说明，吹管时，汽包压力在5 -般可满足要求。实践证明，超超临界锅炉采用降压吹管方式时，启动分离器压力达到8.0MPa仍难满足吹管系数要求。

　　在降压吹管开启临吹门的过程中，贮水箱水位与亚临界锅炉汽包水位相比波动剧烈，贮水箱压力的突降容易形成“虚假水位”，造成贮水箱水位难以控制，影响炉水循环泵的安全运行。

　　超超临界锅炉采用稳压吹管时，需要投入制粉系统，锅炉从湿态运行转为干态运行。受热面安全、中间点温度控制等必须引起足够的重视4. MW超超临界机组，46-M539超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膜塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、机械刮板捞渣机固态排渣。锅炉制粉系统采用中速磨冷次风机直吹式制粉系统，配置6台中速磨煤机，在BMCR（锅炉大连续出力）工况时，5台投运，1台备用。锅炉采用微油点火技术。锅炉主要设计参数如表1所示。

　　锅炉启动系统采用内置式汽水分离器，带启动循环泵，还布置了大气扩容器和集水箱等设备的简单疏水系统，将集水箱连接到凝汽器或机组循环水系统中，锅炉设计低直流负荷为30BMCR. 2吹管过程为了尽量提高吹管质量，本次吹管采用降压和稳压结合的吹管方式。稳压和降压相结合的吹管方式，既可提高吹管质量，缩短调试时间，又可充分暴露制粉系统的缺陷，减少调试燃油量。在保证吹管系数的前提下，根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数、临时管道的材质的要求，降压吹管分离器压力定为8. 0MPa，稳压吹管分离器压力定为5.5~6.0MPa.在吹管过程中严格控制主汽温度为427°C和再热汽温为520由于一阶段吹管具有吹管时间短、次数少、临时管路联接简单、燃料消耗少等优点，本次吹管采用一阶段吹管方式，主要吹管流程：启动分离器―各级过热器―过热器集汽集箱―主蒸汽管道―临时管―临吹门―临时管（集粒器）―低温再热进口管路―低温再热器―高温再热管路―临时管―靶板器―临时管―消音器―大气。

　　锅炉经过冷态冲洗，水质满足要求后，点火进行热态冲洗，待锅炉水质满足点火要求开始升温升压。升温升压速率可按锅炉冷态启动曲线进行，开始投入两层轻油枪，当油枪出力无法支持分离器压力继续上升时，投入B磨煤机，并逐渐增加给煤量，撤出1层轻油枪。分离器压力上升到3.0MPa、5.0MPa、。5MPa时分别进行3次试吹管，首次试吹管前应打开临吹门旁路阀、主蒸汽管道、低温高温再热蒸汽管道上的疏水阀进行暖管疏水，防止因管道内积水而发生水击。

　　阶段锅炉采用不熄火降压吹管，当分离器压力达到8.0MPa时，开启临吹门。在降压吹管开启临吹门的过程中，要严密监视贮水箱水位，协调控制汽动给水泵出力、贮水箱水位调节门以及给水旁路调节门，保持贮水箱水位稳定，防止水位过高或过低。在降压吹管结束后，停炉冷却12h后进行第二阶段稳压吹管。在升温升压过程中，升温升压速率可按照锅炉冷态启动曲线进行，为了主蒸汽、再热蒸汽温度便于控制，应尽可能投入下层燃烧器。本次吹管中投入A、B、D磨煤机，当燃烧稳定后，撤出全部油枪（为了保证良好燃烧，可投入微油枪）。正式稳压吹管时锅炉热负荷约为45BMCR，本次稳压吹管达到吹管参数后有效吹管时间为3h，能在一定程度上弥补吹管动量较小的不足。本机组锅炉共进行了69次降压吹管。

　　3超超临界锅炉吹管过程的分析3.1吹管系数吹管系数为吹管时的蒸汽动量与额定工况下的蒸汽动量比，按下式计算：蒸汽比容。

　　在降压吹管过程中，随着临吹门的开启和关闭，贮水箱压力和吹管蒸汽流量不断变化，因此不可能采用上式对吹管系数进行计算吹管导则H中建议采用压差法计算吹管系数，即某一小段吹洗过程中流动压差与额定工况下流动压差之比等于吹管系数。在实际吹管中，由于不能把系统表1锅炉主要设计参数项目过热蒸汽流量过热蒸汽出口再热蒸汽流量再热器进口蒸再热器出口蒸省煤器进口给压力/MPa温度/C汽压力/MPa汽温度/C水温度/C分成若干小区段，因此压差法应用于过热器和再热器时存在较大的误差。经过理论验算及试验，当过热器压差为额定工况吹洗时，过热器压差之比值大于1.4，即能保证吹管符合动量比大于1的要求。

　　在降压吹管中，只能根据过热器、再热器的压降对吹管系数进行估算，过热器的大压降为1.8MPa，再热器的大压降为0.25MPa.锅炉在额定工况下，过热器、再热器压降分别为2.09MPa和0.19MPa，由压降法估算吹管系数过热器为锅炉稳压吹管过程中给水流量、循环流量以及省煤器入口流量随贮水箱压力的变化趋势如所示。

　　从可以看出，从锅炉升压到正式吹管期间，随着贮水箱压力的升高，给水流量逐渐增大。在贮水箱压力大达到6.2MPa时，给水流量达到大为1371t/h.循环流量随着贮水箱压力的升高逐渐减小，当压力为5.2MPa时，锅炉转入干态运行，循环流量为0，此时炉水循环泵进入热备用状态。在整个稳压吹管期间，省煤器入口流量保持在1左右。

　　表2为稳压吹管的主要参数，比较了贮水箱压力为5.5MPa和6.0MPa下的吹管系数，其中吹管系数由，其次分离器后的过热器和再热器温度控制要通过投入减温水对其出口汽温进行控制。

　　过热、再热蒸汽温度难以控制的主要原因：与额定工况相比，吹管压力下水的汽化潜热较大，给水在水冷壁内蒸发需要更多的热量，这必然要求增加燃料量，燃料量增加使过热器和再热器吸热相对增加，汽温提高0.在稳压吹管中，持续的大流量给水会因为辅汽加热不足导致给水温度偏低，进一步加剧这种工况。本次稳压吹管过程中，过热器、再热器减温水总量约为170t/h，远大于BMCR设计黑龙江电力表1内外模板计算结果C3节号内层模板下口标高/m内层模板下口半径/m外层模板下口标高/m外层模板下口半径/m内外模板高差外层模板下口垂直壁厚/m备注线形变厚指数变厚在求解上述方程组前，首先对未知量进行初步假定赋值，即初步假定C（，A）、D（X2，Z2）两点坐标值，程序即可自动求得未知量的结果，并直接把结果作为下一节模板的计算起点，通过重复命令求解下一节模板。对每节模板的其他数据，如每节模板混凝土量、混凝土垫块长度等可根据各节模板结果相应求出。对于刚性环线性变壁厚处，可求出其壁厚方程，替代原方程组有指数变壁厚方程，再进行计算。

　　冷却塔外模板计算可参照内模板计算方式，仅需改变几个参数设置，建立相应方程组，便可求出各节模板的计算结果。内外模板计算结果如表1所示。

　　该计算结果与实际工程设计图纸进行对比，模板半径误差为-0.005~0.005m，壁厚误差为-0.002~0.003m，均在规范允许偏差范围内。

　　5结论基于Mathcad软件对双曲线冷却塔筒壁分节计算的方法简洁，结果直观，对异常结果能及时发现并处理；通过工程实例计算，与实际工程设计图纸结果吻合。

　　使用该Mathcad软件无需编制复杂程序，对编程水平要求不高，实际应用时省时省力，不用考虑中间过程，可在类似工程中推广应用。