淺談660MW超臨界鍋爐吹灰汽源改造

王博巨

摘? 要：針對某發電公司2臺660MW機組鍋爐原蒸汽吹灰系統存在的問題，采取了鍋爐蒸汽吹灰系統汽源改造方案，并對吹灰汽源改造后的經濟性進行了分析。結果表明：吹灰氣源供汽系統合理化改造，供汽系統的改變，有效提高了吹灰系統安全性和經濟型。

關鍵詞：鍋爐;經濟性;吹灰氣源;節能

引言

該發電公司鍋爐吹灰汽源現取自分隔屏出口與高溫過熱器入口連接管道上，高品質的過熱蒸汽通過減壓站直接變成吹灰蒸汽，過熱蒸汽在減壓站形成的節流損失非常巨大，對整個熱力系統而言其造成的損耗占外部損耗較大，約40%左右。另外減壓站調節門調節性能變差時，調節門前、后高壓差會對調門后的吹灰系統造成極大的安全隱患。

現從爐右低溫再熱器出口與高溫再熱器入口連接管道上水平段開孔接一趟吹灰汽源管路，原采用的取自分隔屏出口管道的吹灰蒸汽汽源管座加堵隔斷。調節閥前、后蒸汽壓力變化不大，這樣就減少了整個熱力系統的外部損失也降低了吹灰減壓站的節流損失，從而提高了吹灰系統安全性和經濟型。

一、鍋爐主要參數

某發電廠2×660MW超臨界鍋爐是哈爾濱鍋爐廠有限責任公司（簡稱哈鍋）自主開發研制的660MW煙煤超臨界鍋爐。該鍋爐為一次中間再熱、超臨界壓力變壓運行大氣擴容式啟動系統的直流鍋爐、單爐膛、平衡通風、固態排渣、全鋼架、全懸吊結構、緊身封閉布置的π型鍋爐。2臺機組鍋爐蒸汽吹灰系統汽源取自分隔屏過熱器出口集箱連接管，蒸汽壓力約為26 MPa，蒸汽溫度約為560℃，由于蒸汽從分隔屏出口取出時壓力過高，需經過減壓閥減壓至1.5 ～2MPa的低壓蒸汽后方可供吹灰器使用，這樣不但大量高品質蒸汽被浪費，而且減壓閥前后壓差大，易對閥門造成損壞，增加了設備運行維修成本。針對這一問題，提出了用鍋爐低溫再熱器出口蒸汽作為鍋爐吹灰器汽源的改造方案，通過對改造前后的經濟性分析表明，此方案可以在確保鍋爐安全穩定運行的前提下達到節能降耗的目的。

二、鍋爐吹灰系統汽源存在的問題及改造方案

1.蒸汽吹灰系統汽源存在的問題

（1）改造前蒸汽吹灰系統汽源為取自分隔屏過熱器出口的高溫高壓過熱蒸汽，經減壓裝 置節流后使蒸汽壓力降低后進入吹灰器吹灰。高品質過熱蒸汽未做功而經過節流后變為較低 品質的蒸汽進行吹灰，影響機組運行的經濟性。

（2）由于分隔屏過熱器出口蒸汽的壓力溫度較高，為了保證設備的安全可靠性，要求蒸汽流通管道和減壓調節裝置必須采用耐高溫高壓的材質，這無形中增加了設備的成本和初投資。

（3）由于分隔屏過熱器出口蒸汽壓力較高（約26MPa），而蒸汽吹灰器需要的工作壓力參數較低（約2MPa），因此減壓裝置前后壓差過大使得減壓調節閥門沖刷磨損較快，容易發生調節閥泄漏、閥門磨損等故障，維修成本相應增加。

（4）由于分隔屏過熱器出口蒸汽參數值較高，如果減壓裝置發生故障，會對受熱面的安全性造成嚴重威脅。

2.蒸汽吹灰系統汽源改造方案

根據機組實際運行數據，機組在400MW～660MW不同工況運行時，高溫再熱器入口管道的運行溫度在450～500℃，運行壓力在2.8～4.3MPa，通過減溫減壓閥后可以滿足蒸汽母管壓力（2.5～2.00MPa）和溫度（300℃以上）要求，可以滿足爐膛吹灰器和長伸縮式吹灰器及其脫硝區域吹灰器的運行要求，其過熱度也滿足空氣預熱器的吹灰要求。

a、原采用的取自末過入口管道上的吹灰蒸汽汽源管座隔斷加堵，原來接至吹灰汽源減溫減壓站的氣動調節閥前的管路全部拆除。

b、從爐左高、低溫再熱器連接管減溫器前管道水平段上（管子規格：φ697×35，材質：15CrMoG）開孔接一趟φ159×8管道與氣動調節閥接通，更換原來的手動截止閥、電動截止閥、氣動調節閥。

c、新加管路的3套彈簧吊架安裝。

d、新改的吹灰蒸汽管路加裝疏水管路一趟（管子規格：φ32×5，材質：20G）接至+24m爐右再熱蒸汽疏水管路電動截止閥后，裝兩道電動截止閥（DN25，PN6.5）。

e、蒸汽減壓后送往吹灰器，通過程序控制吹灰器。吹灰管路系統由吹灰汽源減壓站、流量檢測報警裝置、疏水裝置、管道及彎頭、儀表、管道和彎頭支吊架及導向裝置、吹灰器固定件及密封件等組成。

三、鍋爐蒸汽吹灰系統汽源改造經濟性分析

某公司鍋爐采用80只爐膛吹灰器（行程T=267mm），布置在爐膛水冷壁的四面墻;采用50只長伸縮式吹灰器（行程T=～9.5m），安裝水平布置的過熱器、再熱器區域，可伸入鍋爐寬度的一半距離;每臺鍋爐安裝2個空預器（進口、出口各1個），每個空氣預熱器布置2只伸縮式吹灰器。

1.吹灰汽源改造后的優點

（1）采用在汽輪機高壓缸做功后的低溫再熱器出口蒸汽作為汽源，由于其壓力較低（約4.7 MPa），使得減壓裝置前后壓差較小，減小了閥門節流損失，解決了焓降過大、經濟性差的弊端。

（2）由于減壓裝置前后壓差降低，調節閥工作條件得到顯著改善，閥門發生故障的幾率大為減少，降低了維修成本，提高了運行的安全可靠性。

（3）吹灰汽源改造后，由于吹灰閥門發生泄漏的概率減小，鍋爐受熱面吹損的故障率降低，鍋爐運行的安全性提高。

（4）吹灰汽源改造后，經減壓裝置后的蒸汽溫度遠高于減壓后 2 MPa 對應的飽和溫度212 ℃，能夠完全滿足吹灰汽源對過熱度的要求。

2.汽源改造后存在的不足

（1）吹灰汽源改造為低溫再熱器出口蒸汽后，由于減壓閥后蒸汽溫度較高，超過原有吹灰器管材的許用溫度，危及到設備安全，故在減壓的同時，須增設噴水減溫裝置，以降低蒸汽溫度，導致系統復雜。

（2）增設噴水減溫裝置后，如果減溫裝置故障失靈，就會發生吹灰管道進水的情況，故需加裝疏水系統對減溫水系統的故障進行防范。

（3）當機組運行負荷低于340MW 時，低溫再熱器出口蒸汽壓力不能滿足吹灰器的要求，故需將吹灰汽源從常用汽源切換至后屏過熱器出口的輔助汽源

3.吹灰汽源改造后的效益預估值

在改造前，吹灰系統設計工作流量為20t/h，約占整個鍋爐的額定蒸發量的1/100，末級過熱器入口產生的高品質過熱蒸汽未經過汽輪機做工，直接減壓為吹灰蒸汽;并且過熱蒸汽在減壓站形成的節流損失非常巨大，對整個熱力系統而言其造成的損耗占外部損耗的40%左右。在本方案中，不采用新蒸汽而采用高溫再熱器和低溫再熱器連接管蒸汽，鍋爐產生的新蒸汽全部進入高壓缸做功，既減少了整個熱力系統的外部損失也降低了吹灰減壓站的節流損失。

根據ASME標準，以80%鍋爐負荷條件下比照優化前、后：

其汽輪機焓降差值為 。

減壓站節流等效焓降 。

總的焓降為： ，其中不包含抽汽排擠因素、散熱損耗的潛在影響因素。全年按吹灰210天，每天吹灰時間8小時，年節約標準煤2393.5噸（約合人民幣100萬元）。尤其在機組60%-70%負荷間的節能效果更加明顯。

四、結束語

吹灰汽源由屏式過熱器出口的蒸汽改變為低溫再熱器出口蒸汽后，可以同時滿足吹灰器壓力的需求以及吹灰汽源對過熱度的要求;同時，減少閥門泄漏及鍋爐受熱面吹損的可能性，降低檢修維護成本，實現了蒸汽吹灰系統在安全、穩定運行條件下提高機組經濟性的目的。

參考文獻

[1]? 《哈爾濱鍋爐本體說明書》，2015.7.

[2]? 黃香彬.亞臨界 600 MW 機組鍋爐蒸汽吹灰系統汽源優化研究與應用[J]. 發電設備，2015，29（5）：353-355.