吹灰汽源故障期间保证锅炉安全运行的要点分析

张峰瑞

摘要：本文分析了200MW等级电站锅炉在运行中发生吹灰汽源故障时，保证锅炉的安全运行的注意事项。并对备用吹灰汽源的选择进行了分析。同时提出在机组停运后，进行相应的技术改造和检修的建议。

关键词：电站锅炉;吹灰;汽源故障;安全运行

引言

某电厂1号机组在运行中发生吹灰汽源电动门门芯脱落。由于该电动门是低进高出阀门反向安装，门芯脱落时，门芯会被蒸汽压死，只有进行阀门解体检修才能彻底解决该故障。而由于该电动门前两道手动隔绝门均因磨损、内漏，导致隔绝不严密，因此机组运行中该故障不能彻底解决。

而锅炉长时间不进行吹灰，将会使减温水流量增加和排烟温度升高，影响机组经济型;还会使炉内受热面超温，造成超温爆管，使锅炉被迫停运;同时，空预器长时间不吹灰，还会使空预器积灰堵塞和可燃物聚积，造成引风机抢风、喘振和尾部二次燃烧。

可见，锅炉长时间不吹灰，严重影响锅炉运行的经济性和安全性。而如何在吹灰汽源故障时，保证锅炉的安全运行，成为了机组计划停运前最重要的工作。

1 锅炉蒸汽吹灰系统简介

该电厂1号锅炉为超高压锅炉，吹灰系统汽源来自低温过热器出口集箱，压力约13.7-14.68MPa，温度约375-406℃。经过两道手动门和一道電动门后，再经一道气动调节门减压至1.4MPa，分三路供入吹灰用汽管道。

这三路用汽管道分别为左/前炉膛吹灰器和左侧长行程吹灰器用汽管道、右/后炉膛吹灰器和右侧长行程吹灰器用汽管道、空预器吹灰器用汽管道。每一路用汽管道都有一道手动门将其隔绝。系统底部接有四路吹灰疏水阀门和管道，疏水引至锅炉定排扩容器。

空预器吹灰器还有一路来自1号机辅助蒸汽联箱的汽源，该汽源为机组启动吹灰汽源，机组正常运行时，该路汽源的手动门和电动门均保持关闭。通向空预器吹灰器的两路汽源均有逆止门防止蒸汽互通。

2 采用辅助蒸汽汽源投入空预器连续吹灰

该机组空预器采用容克式回转式空预器，考虑在机组启动初期，为防止可燃物粘附在表面上，即可使用辅汽汽源投入空预器连续吹灰，因此，进行合理的系统隔绝和运行方式的改变，可以保证投入空预器吹灰。以确保空预器压差在正常范围内。

首先，进行合理的系统隔绝。应保证低过出口联箱到吹灰汽源两道手动门关闭严密，并关闭低过汽源到空预器吹灰供汽分路手动门，之后才能打开辅汽到空预器吹灰供汽手动门。这样就能保证高压系统蒸汽不进入低压系统，辅助蒸汽只供空预器吹灰器使用。

其次，要保证合理的辅汽压力，保证吹灰效果的同时，也要防止吹灰用汽拉低辅汽联箱的压力，使其他辅汽用户运行发生异常。因此，要在负荷达到130MW以上，且辅助蒸汽压力在0.4MPa以上时方可使用辅汽汽源对空预器进行吹灰，否则辅汽汽量小、压力低，无法采用此方式吹灰。在吹灰时，每次也只允许投入一台吹灰器，吹完一侧空预器的冷端和热端后，再投入另一侧空预器的吹灰器。

另外，还要防止吹灰蒸汽带水而影响吹灰效果。蒸汽带水会和空预器中积灰混合成湿灰，造成空预器堵塞。而蒸汽中的水主要来自于两方面，第一方面，投入吹灰前，系统暖管产生的疏水;第二方面，长时间吹灰，由系统散热而蒸汽凝结产生的凝结水。

对于第一种疏水，可以对空预器吹灰前，对空预器吹灰器供气管道充分进行疏水，在疏水管道温度达到200℃以上，对应过热度达到50℃时，在开始吹灰即可。

对于第二种凝结水，可以在进行空预器连续吹灰时，每吹灰两个轮回，打开空预器吹灰管路疏水门一次，放净凝结水，即可保证蒸汽中不带水。

最后，从系统疏水开始，到吹灰结束的整个吹灰过程中，要关注系统各参数变化，防止吹灰对整个机组带来不良的影响。主要包括：

a）辅汽联箱压力不得低于0.6MPa

b）小汽轮机工作状态（包括转速、同转速时调门开度变化、给水泵的流量以及本体振动等）

c）SCR区供氨母管压力不应低于0.18MPa

d）氨区蒸发罐热水温度不低于60℃，氨区蒸汽管道压力不超过0.8MPa。

通过以上的措施，使用辅汽汽源顺利投入了空预器连续吹灰，使空预器烟气侧压差维持在了额定以下。

3 寻找备用汽源对炉膛水冷壁进行吹灰

在确定吹灰蒸汽无法恢复后，要积极的寻找备用汽源通入吹灰系统，实现对炉膛的吹灰。在运行中的机组上找到合适的吹灰汽源接口，并实行改造，将蒸汽引入吹灰系统并不容易。可以考虑的汽源主要有：低过（或低再）出口放空气管道、再热器出口向空排汽管道、辅汽供空预器吹灰蒸汽管道。但这三路蒸汽管道各有弊端。

首先，是低过（或低再）出口放空气管道。其阀门是机组启停期间，压力在0.5MPa时操作的，在升压后一般不进行操作。如果高压时操作，对设备和人身安全都有未知的隐患。而且该蒸汽管道直径为φ10mm，通入直径为φ80mm的管道，经过计算，低温过热器汽源的供汽能力尚且无法保障，且不论压力更低的低温再热器汽源。

第二种，是再热器出口向空排气管道。由于其蒸汽温度可以达到再热蒸汽的额定温度540℃，温度过高，将会影响吹灰器的安全。处在高温烟气中的吹灰器无法得到及时冷却，需要采用较好的吹灰器材质来保证吹灰器的安全。[1]而现有的吹灰器限制温度要低于370℃，因此，无法采用该路汽源。

最后一种，是辅汽供空预器吹灰蒸汽管道。如果采用此路汽源，则需要将原吹灰汽源至空预器吹灰管道的逆止门拆除以确保蒸汽能逆流到原来的吹灰汽源母管中。

采用辅汽汽源，除了要做到空预器吹灰时的隔绝原系统、保持辅汽联箱压力稳定、充分疏水外，还要提升辅助蒸汽的压力，以保证吹灰效果。在提升辅汽压力时，除了要考虑辅汽联箱本身的承压能力外，还要考虑各用户的通汽管道的承压能力。由于辅汽供氨区制氨蒸汽管道的设计压力限制在0.8MPa，也就造成辅汽压力最高不能高于0.8MPa。

由于辅汽的供汽能力有限，从现有的0.6MPa提升到0.8MPa，经过现实尝试，吹灰效果提升并不理想，甚至由于吹灰系统管道無法充分暖管，使吹灰蒸汽带水。但却需要隔绝汽轮机的轴封用汽和给水泵小汽轮机用汽，以避免干扰。因此采用辅汽汽源进行炉膛吹灰，也并不理想。

因此，机组运行中，无法找到合适的汽源进行全炉膛吹灰。

4 在不能进行炉膛吹灰时要采取防止结焦的措施

首先，把控好入厂燃煤的第一道关。在采购燃煤时，入厂煤的灰渣熔点温度控制在锅炉设计煤质的水平，即1500℃以上，从煤质源头避免锅炉结焦的风险。

其次，为防止锅炉在炉膛不能吹灰期间发生结焦的现象，要保持锅炉富氧燃烧。通过重新修订负荷和氧量控制的曲线，保证在机组带最高负荷时，锅炉炉膛出口氧量不低于2.0%。具体可按以下控制：

a）机组负荷在170MW以上时，控制氧量在2.0%-2.5%之间;

b）机组负荷在150-170MW之间时，控制在2.5%-3.0%之间;

c）机组负荷在130-150MW之间时，控制在3.0%-3.5%之间。

最后，还要做好燃烧调节，密切关注空预器压差、减温水流量和管壁超温的情况，发现异常及时调整。

5 机组停运后的改造和阀门检修工作建议

该锅炉使用的吹灰汽源压力等级为过热蒸汽压力，也是造成磨损严重、隔绝不严，导致无法检修的原因之一，同时也是对高品质汽源的浪费。因此应考虑在机组停运后，将吹灰汽源改造至压力等级较低的低温再热蒸汽。比较理想的位置为低温再热器出口集汽联箱。

针对隔绝不严的问题，应举一反三，检查高压蒸汽和给水系统隔绝门的磨损泄漏情况，例如连续排污手动门、过、再热减温水手动门等。利用机组的停运后的检修机会，对泄漏的隔绝门进行检修。

6 总结

锅炉长时间不吹灰存在很大的安全隐患。在吹灰汽源故障时，首先，要投入空预器吹灰，保证空预器不发生堵塞，也就确保了烟风系统的正常运行。其次，要积极查找备用汽源，重新投入炉膛吹灰。如果不能投入炉膛吹灰，则要采取必要的措施防止结焦。最后，在机组停运后，进行技术改造和合理的维护，确保之后不发生类似事件。

参考文献：

[1] 刘彦鹏，等.电站锅炉蒸汽吹灰汽源选择问题研究.华电技术，2013（7）：7 – 9，12.

（作者单位：河北大唐国际唐山热电有限责任公司）