锅炉吹灰汽源改造
关于吹灰汽源由分割屏出口改为冷再出口的技术
吹灰汽源由分割屏出口改为冷再出口的技术方案一、概况户县第二发电厂2×300MW锅炉机组，锅炉型号：HG1025/17.5—YM型，由哈尔滨锅炉厂有限公司设计并制造，单台锅炉设计60台短式蒸汽吹灰器和12台长式蒸汽吹灰器，吹灰器汽源取自分割屏过热器出口，B-MCR工况蒸汽压力为18Mpa,温度为400℃，本次检修为了配合脱销改造同时进行空预器改造，空预器增加两台长式蒸汽吹灰器。
二、吹灰器汽源取自分割屏过热器出口的缺点1、阀门吹损快，易泄漏。
采用分割屏过热器入口作为吹灰器源时阀门压力高，差压大，B-MCR工况蒸汽压力阀门前为18Mpa,阀门后1.6Mpa,差压接近16.4Mpa,。
2、受热面吹损严重。
阀门泄漏不仅会导致经济性降低，而且由于个别吹灰器提升阀不严，还会是泄漏的蒸汽一直吹损受热面，增加枪管自身泄漏及受热面泄漏的可能性。
三、吹灰蒸汽改为再热汽源优点1、运行安全性提高1）阀门的使用寿命延长。
使用壁再出口蒸汽蒸汽时，B-MCR工况蒸汽压力阀门前为3.2M,Pa，阀后压力按照1.6Mpa，差压1.6MPa，阀门的条件得到改善，泄漏的可能性大为降低，运行可靠性将大幅提高。
2）锅炉受热面寿命延长。
吹灰器汽源改造后，运行压力低，阀门可靠性提高，锅炉各受热面比蒸汽吹扫损坏可能性减少，寿命延长。
2、运行经济性提高。
由于设计蒸汽消耗量是在每台吹灰器前均为最小阀前压力时的数值，为了满足吹灰器蒸汽压力 1.6Mpa，在此压力下，吹灰器实际耗气量大于设计值。
3、吹灰母管内蒸汽温度更加稳定。
四、汽源改造的有关问题及解决措施1、选用壁再出口蒸汽参数与吹灰器设计参数对比长式吹灰器设计数据：推荐蒸汽工作压力MPa 0.8－1.5推荐蒸汽工作温度℃小于350单台炉吹灰器安装数量台12 短式吹灰器设计数据推荐蒸汽工作压力MPa 0.8－1.5推荐蒸汽工作温度℃小于350单台炉吹灰器安装数量台60 壁式再热器设计数据壁式再热器出口压力MPa 1.0－3 .2壁式再热器出口温度℃400℃（减压后350）从吹灰器设计参数与壁式再热器出口的压力、温度基本相符。
吹灰器汽源设计
#1锅炉烟气脱硝改造工程吹灰器汽源1.汽源使用参数1.1SCR反应器吹灰器1.2空预器蒸汽吹灰参数1.3汽机改造项目引用本汽源，用量约8吨/小时，24小时不间断使用。
2. 现场备选汽源2.1厂用汽参数一路压力为0.5~0.58MPa，温度约200℃；另一路压力为0.6~1.1MPa，温度约300~390℃。
2.2低温再热器入口（汽交出口与旁通门出口混合后参数）2.3再热器入口（进入汽交前）2.4再热器参数3. 说明：3.1机组启动过程中的汽源问题：可使用厂用汽汽源，只涉及到SCR反应器吹灰器使用，空预器和汽机不使用。
3.2机组正常运行中汽源问题：●可从低温再热器入口取汽。
●低温再热器入口管道对称布置在锅炉前后墙，每侧各四根管道，建议将每侧的四根管道进行联络，前后墙形成两个汽源分别供两侧反应器吹灰器同时吹灰。
●空预器、汽机需要从SCR吹灰器汽源引汽。
汽源设计中要给予考虑。
●SCR吹灰器用汽量8吨/小时（每侧各4吨/小时），空预器用汽量5吨/小时，汽机用汽量8吨/小时。
由于取汽位置涉及到了锅炉的二次蒸汽系统，汽源的设计要全面考虑，取汽方式和流量等对整个锅炉蒸汽系统的影响要有专题说明。
神华天津国华盘山发电有限责任公司1号锅炉烟气脱硝改造工程蒸汽吹灰器汽源讨论会纪要部门：生产技术部签发：会议时间：2012年7月30日14时30分会议地点：工程实验楼咖啡厅与会人员：贺桂林刘宏战刘应文赵东建邱立雄刘洪海张建辉董英杰王国平冯学萍会议对1号锅炉烟气脱硝改造工程中蒸汽吹灰器汽源进行讨论，形成纪要如下：1.建议SCR吹灰器、空预器吹灰器启动阶段汽源与正常运行汽源分开考虑。
启动汽源：厂用汽；正常运行汽源：低温再热器入口取汽。
2.避免临机取汽3.建议不增加喷水减温装置4.管道的选择要考虑暖管速率问题5.调压方式采用机械6.具体的汽源的设计由设计单位进行设计7.汽机引用本汽源，用量约8吨/小时，24小时不间断使用。
1号锅炉烟气脱硝改造工程项目组2012年7月30日。
600MW火电机组锅炉吹灰系统节能综合改造
第30卷 第12期2023年12月仪器仪表用户INSTRUMENTATIONVol.302023 No.12600MW火电机组锅炉吹灰系统节能综合改造李 勇，李宗耀，魏向国（国能河北定州发电有限责任公司，河北 定州 073000）摘 要：为应对原机组磨煤机干燥能力不足，吹灰压力不稳定等问题，降低火电机组运行过程中的能耗损失，对空气预热器和蒸汽吹灰器进行节能综合改造，搭建全周期能耗平台，实现能耗在线分析。
针对空预器进行反转向改造，将原设计转向改造为烟气→一次风→二次风，通过提高一次风温的方式来提高磨煤机干燥能力，同时严格控制一次风温在规程安全范围内；将蒸汽吹灰汽源由后屏过热器出口改造至低温再热器出入口，利用蒸汽引射器将低温再热器出入口蒸汽进行混合，有效降低煤耗；在电厂已有的虚拟服务器和全厂PI 实时历史数据库的基础上，建立数据分析平台，对数据进行整合优化，多维展示，实现设备状态监测、故障预警、原因诊断的一体化。
通过对空预器和蒸汽吹灰器节能改造以及搭建全周期能耗平台，有效降低火电机组运行过程中的能耗损失，实现火电厂各系统、设备能耗诊断智能化，提高安全性和经济性。
关键词：节能综合改造；空气预热器反转向改造；蒸汽吹灰系统汽源改造中图分类号：TM621.2 文献标志码：AComprehensive Energy Conservation Transformation of Boiler AshBlowing System in 600MW Power Generating UnitsLi Yong ，Li Zongyao ，Wei Xiangguo（CHN Energy Hebei Dingzhou Power Generation Co., Ltd., Hebei, Dingzhou,073000,China ）Abstract：In order to deal with the problems of insufficient drying capacity of the coal mill and unstable ash blowing pressure of the original unit, and reduce the energy consumption during the operation of the thermal power unit, comprehensive energy conservation transformation of the air preheater and steam soot blower was carried out, and the full-cycle energy consumption platform was built to realize the online analysis of energy consumption. Aiming at changing turning of air preheater transformation, the original design was transformed into flue gas →primary air →secondary air. The drying ability of the coal mill was improved by increasing the primary air temperature, and the primary air temperature was strictly controlled within the safe range of the regula-tions. The steam ash blowing steam source was transformed from the rear screen superheater outlet to the low-temperature reheater outlet. The steam ejector was used to mix the steam at the low-temperature reheater outlet to reduce the coal consumption effectively. Based on the existing virtual server and PI real-time historical database of the whole plant, a data analysis platform was established to integrate and optimize the data and display the data in multiple dimensions, so as to realize the integration of equipment condition monitoring, fault warning and cause diagnosis. Through the energy conservation transformation of air preheater and steam soot blower and the construction of the full-cycle energy consumption platform, the energy consumption loss during the operation of thermal power units can be reduced, and the energy consumption diagnosis of each system and equipment in thermal power plants can be intelligently realized, the safety and economy can be improved.Key words：comprehensive energy conservation transformation ；changing turning of air preheater transformation ；steam source transformation of boiler soot blower system收稿日期：2023-09-12作者简介：李勇（1977-），男，石家庄人，本科，高级工程师，研究方向：锅炉设备。
湛江电厂#1锅炉吹灰汽源改造 卢琼生
湛江电厂#1锅炉吹灰汽源改造卢琼生摘要：火力发电厂中锅炉是最重要的设备之一，其热效率直接影响着煤耗等重要经济指标，锅炉吹灰是作为改善传热效率、保持锅炉原有出力的重要手段之一。
吹灰所用汽源是否合适影响着生产安全、设备寿命和经济效益等重要指标。
本文结合实践经验，针对湛江电厂#1锅炉吹灰汽源改造实例进行分析，从对吹灰汽源的选择、管道的改造以及改造后的经济性进行全面分析论证，旨在为今后的相关改造提供可靠的参考资料。
关键词：锅炉吹灰；吹灰气源；解决方案1、#1锅炉吹灰汽源概述#1锅炉为DG1077/18.2--π（3）亚临界压力、中间再热、自然循环单炉膛、全悬吊露天布置、平衡通风、燃煤汽包炉。
吹灰汽源来自于后屏过热器进口集箱蒸汽，在正常运行中，锅炉一次汽系统压力17.9MPa，以调节阀调节吹灰压力后，吹灰压力约为1.5MPa，吹灰压差为16.4 MPa，高品质的蒸汽从17.9MPa减压降到1.5MPa不但存在着巨大的资源浪费情况，而且由于吹灰汽源压差过大，导致吹灰系统各阀门容易出现汽蚀、冲刷缺陷，同时也易造成吹灰器提升阀严密性差，引起炉膛受热面管子吹损，严重时会引起炉膛爆管事件。
2、#1锅炉吹灰汽源改造的目的若锅炉吹灰汽源采用合适的低温低压蒸汽，也就是如果采用再热蒸汽作为吹灰汽源时，B-MCR工况蒸汽压力只有3.72MPa，经调节阀减压后吹灰压力降到1.5MPa。
由于吹灰系统减压阀前后压差不到2.2MPa，远远低于当前16.4 MPa的压差，阀门的工作条件得到显著改善，泄漏的可能性大为减少，阀门可靠性提高，锅炉各受热面被蒸汽长期吹扫损坏的可能性减小，寿命延长，设备的运行可靠性将大幅提高。
另外，采用经汽轮机高压缸做过功后的再热蒸汽，对机组经济性有利，煤耗也可以略有下降，达到节能减排的目的。
3、#1锅炉吹灰汽源改造方案3.1 吹灰汽源改造范围本次改造范围从后屏过热器进口集箱至主汽吹调节阀出口管道大小头处，取消主汽吹灰安全阀，改用φ89×6mm，材质为20G管道驳接，保留主汽吹灰安全阀出口管道后面所有设备，保留原管道压力信号及压力开关等热工仪表设备，后屏过热器进口集箱引出管处100mm切断并加装堵头。
660MW机组锅炉吹灰汽源改造
90研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2020.12 (上)在燃煤锅炉运行中，受热面的积灰和结渣是不可避免的，其不仅影响锅炉的经济性，还影响锅炉的安全性，如受热面积灰或结渣将使排烟温度提高，锅炉效率降低；炉膛内结渣积灰过重，将使过热器和再热器管超温甚至爆管；锅炉投油期间应保持空气预热器连续吹灰防止尾部烟道再燃烧等，为此吹灰系统也是锅炉重要附件之一。
公司锅炉吹灰系统设计时取自屏式过热器出口管道，此处蒸汽参数高，经减温减压后可保证正常负荷变动范围内的任何受热面吹灰，缺点是蒸汽参数高使吹灰减温减压站的电动门及调整门经常故障，另外，高品质蒸汽经减温减压变成低品质蒸汽也不经济，为此公司决定对锅炉吹灰汽源进行改造，用冷再入口汽源作为锅炉吹灰汽源。
1 设备简介公司2×660MW 锅炉型号为DG2060/26.15-Ⅱ2 型超超临界直流炉，单炉膛，平衡通风，全悬吊Π型布置。
引风机为小汽轮机驱动，小汽轮机正常工作汽源采用主机四段抽汽，启停时汽源采用辅助蒸汽，另设一路高压备用汽源取自锅炉冷再入口。
锅炉吹灰系统及吹灰器由湖北戴蒙德设计和制造，每台炉共设计IR-3Z 型48只，IK-545型30只，IK-525EL 型4只，IK-AH 型2只，IK-525DM3型2只，IK-525SL 型18只，其中屏式过热器底部的IK01、IK16两只吹灰器最小阀前压力最高，要求不低于2.09 Mpa，其余均在1.76 Mpa 以下。
炉本体吹灰汽源取自屏式过热器出口管道，蒸汽参数设计值：28MPa 、554℃，经减温减压后蒸汽参数：3MPa 、350℃，减温水取自于锅炉再热器减温水母管。
2 存在的问题正常运行时锅炉各受热面吹灰汽源取自屏式过热器出口，汽源汽压一般随着负荷变化在15～26MPa 之间，汽温多在550～560℃之间，经减温减压后为3MPa 、350℃，蒸汽品质降低很多。
660MW机组锅炉蒸汽吹灰系统汽源优化
660MW机组锅炉蒸汽吹灰系统汽源优化文章结合吕四港电厂4号机组对660MW机组锅炉的蒸汽吹灰汽源现状进行了分析，对不同的蒸汽吹灰汽源进行了对比，提出选择吹灰汽源的最佳优化方案。
标签：蒸汽吹灰系统；汽源优化；蒸汽压力1 概述目前超临界机组600MW机组锅炉多采用蒸汽吹灰系统。
蒸汽吹灰是利用一定压力和干度的蒸汽，从吹灰器的噴嘴高速喷出，对受热面进行吹扫，达到清洁受热面的目的。
在保证锅炉及吹灰系统安全、稳定运行的前提下，合理选择蒸汽吹灰的汽源，对降低机组吹灰过程损耗、提高机组经济性具有十分重要的意义。
2 蒸汽吹灰系统汽源的选择目前电站锅炉对蒸汽吹灰系统汽源蒸汽的选择，一般有分隔屏过热器出口蒸汽、低温再热器入口蒸汽和低温再热器出口蒸汽等。
汽源在压力方面并无很大的差别，但是温度相差比较多，所以选择低温再热器出口蒸汽作为汽源主要是考虑其有较高的过热度，而选择低温再热器入口蒸汽则考虑此处蒸汽温度与吹灰器工作温度相近，可以减少吹灰时的减温水量甚至取消减温装置。
管路布置和阀门的选择也是在选择再热蒸汽作为汽源时需要考虑的因素。
另外由于再热蒸汽压力并未高出吹灰器工作压力许多，所以应避免管道过长或者阀门型式不当造成的吹灰系统汽源压力损失过多，影响吹灰器的正常工作范围。
3 汽源优化需要考虑的因素进行蒸汽吹灰系统汽源优化的前提是保证蒸汽吹灰器能够安全、稳定地运行，满足锅炉运行中蒸汽吹灰的需要，因此在优化之前必须对影响安全及相关因素进行充分考虑论证。
3.1 蒸汽压力保证合理的减温减压后蒸汽压力对蒸汽吹灰系统都能工作正常至关重要。
一般来说，吹灰压力根据锅炉结焦部位、结焦程度的不同，大都定在0.8～2.0MPa 之间。
实践表明，对结焦不严重的锅炉，在调整中选定吹灰上限压力为1.5MPa 左右比较合适。
此压力为吹灰器喷嘴处的压力，考虑到系统中阀门的节流损失和管道的沿程阻力，减温减压后的压力要高于此压力。
实际运行中长吹灰器由于其枪管长、流量大、工作环境温度高，故运行中将吹灰器的工作压力定位长吹灰器1.5MPa，半长吹灰器1.5MPa，炉膛吹灰器1.0MPa，工作温度均为320℃。
660兆瓦机组吹灰蒸汽汽源的改造方案的探讨
660兆瓦机组吹灰蒸汽汽源的改造方案的探讨摘要：本篇文章主要针对660M瓦机组吹灰蒸汽汽源的现状进行分析，通过对比不同规格的蒸汽吹灰器，希望能够最大程度上帮助它进行优化，为建立新的机组提供一些指导方案。
关键词：660兆瓦机组；吹灰；蒸汽汽源；改造方案；探讨1.蒸汽吹灰系统汽源现状锅炉在运行过程之中都会遇到积灰的问题，而通过一些技术手段，虽然可以减少机会问题的产生，但是仍不能够彻底的解决沾污积灰的问题。
因此，在锅炉之中，一般都配备不同形式的吹灰器来减少锅炉之中产生机会，进而影响锅炉内不同设备的运行。
目前电站锅炉对蒸汽吹灰系统起源蒸汽的选择，主要包括两种。
图1 蒸汽吹灰系统第一种是屏式过热器出口的高温高压蒸汽。
由于蒸汽吹灰器能够承受的温度和压力较低，所以汽源参数需要在减温，减压之后才能够供应蒸汽吹灰器。
而在屏式过热器出口的高温高压蒸汽运行过程之中，还存在着不足。
比如，高温高压的过热蒸汽一定需要经过减温减压的工序，这种工序较为繁琐复杂，一定程度上降低了企业的经济收益。
但是倘若不经过此工序，产生过热蒸汽就会影响到整个系统的运行，降低系统的使用寿命。
与此同时，屏式过热器出口蒸汽参数比较高，因此对其余的元器件设备要求也相对较高。
这时就需要增加购买设备的资金，企业的生产成本也会增加。
倘若在此过程之中出现问题，那么企业将会面临较大的经济损失.另一种则是先利用汽轮机高压缸做完的再热蒸汽作为蒸汽吹灰汽源。
这种方式可以最大程度上的利用资源，减少企业的经济支出。
再热蒸汽参数相对较小，因此就会较小程度的影响设备。
降低设备之中阀门的磨损程度。
为企业提高经济收益。
而且对阀门的要求较低，在购买阀门时就可以选择较为经济实惠的阀门。
从一定程度上节约了企业的资金。
虽然这两种汽源压力的区别并不是很大，对比其温度就会发现差别较大。
我们可以选择低温再热器出口蒸汽作为汽源。
但是需要针对温度的问题进行思考，帮助大家解决较高过热度。
而倘若选择低温的再热器入口蒸汽，由于蒸汽的温度没有那么高，并且和吹灰器工作时的温度相似，在吹灰时就可以不安装降温的零部件，尽可能的帮企业省钱。
基于超超临界燃煤机组锅炉本体吹灰汽源的优化
基于超超临界燃煤机组锅炉本体吹灰汽源的优化针对超临界直流锅炉蒸汽吹灰器运行中存在的问题，提出对尾部烟道吹灰器系统进行改造和优化，以减少优质蒸汽的损失，提高机组蒸汽利用率，降低锅炉运行成本。
锅炉受热面磨损，提高设备运行的可靠性，减少锅炉尾部受热面面积，提高锅炉运行效率。
标签：超超临界;燃煤机组;锅炉本体;吹灰汽源;优化1 锅炉受热面的积灰监测受热面传热效果变差是受热面受污染后最明显的结果，因此，将受热面的传热系数K选为对比参数值，引入一个表征受热面积灰程度的特征参数—CF。
CF 是受热面洁净程度的标志，定义为实际传热系数Ksj和理论热系数K0的比值，表示如下：当CF=1时，说明受热面处于理想的洁净状态，当CF2 无迹卡尔曼滤波预测在计算单位时间内最大传热量时，由于锅炉的工作状况是动态变化而不是一成不变的，所以采用大量历史统计数据拟合的曲线是不科学的。
因此需要在大数据统计得到固定变化趋势的基础上，结合部分实时数据，得到单次积灰过程中清洁因子的具体变化，从而制定吹灰策略。
由于从锅炉DCS系统中采集计算得到的清洁因子数据是离散值，决定了对受热面积灰状态的估计是一个非线性滤波问题。
其中基于贝叶斯理论的滤波算法（如扩展卡尔曼滤波算法）、粒子滤波算法在设备的寿命预测中得到了广泛的应用。
该方法通过将设备当前监测到的数据作为先验信息，预测其未来某一时刻的性能状态并得到设备的剩余寿命。
EKF是应用泰勒展开算法将非线性系统展开，忽略其二阶以上高阶项，从而将非线性问题转化为线性问题，然而当高阶项无法忽略时，线性化会使系统产生较大误差。
利用PF算法得到精度较高的设备性能估计，通常需要较多数目的粒子，存在计算量较大，经过迭代粒子发生退化等问题。
针对以上问题，本文提出了一种基于无迹卡尔曼滤波算法的清洁因子预测方法。
结合历史数据拟合模型与实时数据来预测单次清洁因子的变化，用于上文吹灰优化模型中的计算。
3 系统改造优化方案的可行性分析3.1 运行参数及安全性的影响声波吹灰器发声效率高、功率大，其有效空间为前小后大的半个椭球形体，在炉墙附近的球体径向直径为7-9米，前方轴向长度为14-18米，能够有效清除包括受热面管子背后及狭缝、边旁角落的积灰;由于所采用的声波频率范围避开了锅炉本体设备和管束的本征频率，不会引发设备和管束的共振，同时对锅炉受热面管子无冲刷。
火力发电厂锅炉长吹灰器改造
火力发电厂锅炉长吹灰器改造摘要：通过对锅炉（630 MW）折焰角上方的长吹灰器A1、A2、B1、B2进行改造，消除因区域温度高，吹灰器枪管易产生的过烧、弯曲、变形等现象，避免受热面因吹损发生爆管事故的发生，消除机组安全隐患，保证机组安全稳定运行，并为同类型电厂吹灰器的改造提供借鉴和新的设计思路。
关键词：锅炉；吹灰器；爆管1.前言众所周知积灰结焦是工业锅炉运行中的普遍现象，是影响锅炉受热面传递效率、导致锅炉效率下降的主要原因之一[1]。
锅炉发生积灰结焦会破坏正常燃烧工况，增加排烟温度，影响锅炉效率，严重时还会造成爆管事故导致被迫停炉[2]。
以大唐淮南洛河电厂为例，目前大唐淮南洛河电厂的5号炉（630MW机组）长蒸汽吹灰器A1、A2、B1、B2由于其受热面吹损较为严重，易发生枪管过烧、弯曲、脱落的现象，现已做停运处理。
为了保障电厂安全生产，对现有的吹灰器进行改造，消除机组安全隐患势在必行。
2.改造前设备现状大唐淮南洛河电厂5号锅炉本体的炉膛部分设有96只短伸缩式吹灰器，烟道区域设有42只长伸缩式吹灰器和16只半伸缩式吹灰器。
该锅炉的吹灰系统汽源取自分隔屏过热器出口集箱连接管，蒸汽温度约为570 °C，蒸汽压力约为24 Mpa （246 kg/cm2）。
长蒸汽吹灰器A1、A2、B1、B2位于炉膛折焰角上方，该区域属于炉膛高温区域，至2007年5号炉投运以来，发生数次枪管过烧、弯曲、脱落的现象，经维修更换新枪管后此类损坏现象再次发生，致使该区域吹灰器无法满足正常使用要求，现已停运处理。
3.进行改造的必要性本厂现采用的伸缩式吹灰器存在（1）耗能高；（2）除灰范围有限，存在吹灰死角；（3）维护、维修量大。
这些缺点会增加锅炉补给水，增加腐蚀危害，降低烟气露点，甚至会引起爆管事故。
通过对现有吹灰器进行改造，解决以上所存在的问题，避免该区域受热面出现管因蒸汽吹扫所引起的管壁减薄爆管事故的发生，降低非计划停运次数，提高锅炉受热面的健康水平。
超超临界机组锅炉吹灰汽源优化探讨
超超临界机组锅炉吹灰汽源优化探讨摘要：相对于华中地区其他同类型电厂，本厂将锅炉吹灰汽源由屏式过热器出口集箱改为低温再热器入口集箱供给，此举不但提高了机组经济性，而且由于吹灰系统减压阀前压力降低，吹灰减压站减压阀前管道所受应力减小，延长了吹灰减压阀前管道的寿命，同时保证了机组运行时人身安全。
关键词：超超临界；火电厂；锅炉吹灰；吹灰汽源引言电厂锅炉受热面吹灰是确保机组安全、稳定、经济运行的必要手段。
蒸汽吹灰由于其吹灰效果好，煤种适应性强而在电厂锅炉中得到广泛应用。
现有技术中，锅炉蒸汽吹灰系统通常包括手动阀、电动阀、减温减压站、安全阀、吹灰管道与吹灰器组，吹灰管道系统将经过减温减压后的蒸汽送至每台吹灰器。
吹灰汽源通常取自屏式过热器出口集箱，有的电厂为了保证过热度而取自末级过热器出口集箱的汽源。
锅炉蒸汽吹灰汽源主要考虑吹灰蒸汽的压力和温度两个参数，要求到达吹灰器枪头时的蒸汽必须有一定的压力和过热度，但锅炉各级受热面还没有直接满足上述要求的理想汽源，只能通过减压后达到上述要求。
不同压力的蒸汽吹扫效果有明显的差别，蒸汽压力过高，不但消耗蒸汽，而且容易吹损受热面，蒸汽压力过低，又达不到吹灰效果。
一、江陵电厂锅炉吹灰系统概况湖北华电江陵发电厂规划容量2×660MW+2×1000MW，本期工程建设2×660MW超超临界燃煤发电机组，两台机组将于2017年7月、11月分别投产。
锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢架悬吊结构π型炉，型号：DG1929.7/28.25-Ⅱ13型，锅炉采用蒸汽吹灰系统，利用一定温度和过热度的蒸汽，通过吹灰器对受热面进行积灰和结渣的吹扫，江陵电厂锅炉吹灰汽源取自低温再热器入口集箱。
二、锅炉吹灰汽源的优化选择国内某电厂超超临界机组锅炉吹灰汽源取自高温过热器进口连接管，在B-MCR工况下此处的蒸汽压力为26.5MP，温度为538℃，减压阀后压力约为2MPa～3MPa，温度约为250℃～350℃。
吹灰器新增气源改造方案【模板范本】
吹灰器气源改造方案1、概述国电泰州电厂2×1000MW锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司与日本三菱公司联合进行技术设计、制造的超超临界参数变压运行，#1炉于2007年12月份投产，＃2炉于2008年3月份投产。
两台锅炉蒸汽吹灰系统汽源取自分隔屏过热器出口集箱连接管,蒸汽压力约为28MPa,蒸汽温度约为510℃，而国电泰州电厂长吹正常工作压力要求为 1。
5—2Mpa,短吹正常工作压力要求为1。
5Mpa左右.由于蒸汽从分隔屏出口取出时压力过高，需经过减压阀减压后方可供吹灰器使用，大量高品质蒸汽被浪费。
针对吹灰蒸汽汽源压力过高这一情况,锅炉专业拟进行吹灰蒸汽汽源改造。
国电泰州电厂一期2×1000MW锅炉冷再入口蒸汽压力5。
11Mpa，温度353℃（BMCR 工况），满足吹灰蒸汽要求，可从冷再入口管道接入一路蒸汽进入原吹灰蒸汽管道，原分隔屏出口蒸汽汽源保留，两路汽源同时具备投运条件，原汽源作为备用汽源，改造汽源作为常用汽源,保证不同负荷下的吹灰汽源要求。
采用低品质蒸汽吹灰，响应国家节能号召，且提高了锅炉经济性.2、改造方案经过调研，华能玉环电厂、华能金陵电厂等单位已经完成了蒸汽吹扫的改造并已投入实际运行，投运后，使用效果良好,达到了预定的节能效果，特别是华能金陵电厂锅炉与国电泰州电厂锅炉为同一型号,其改造方案具有极高的参考性。
根据国电泰州电厂锅炉情况，制定方案如下：2。
1 汽源的选择汽源选择为再热器冷段蒸汽，蒸汽工作压力为 5MPa左右、温度约350℃左右.因＃1锅炉汽动引风机改造已从B侧冷再蒸汽进锅炉前管道弯头处抽取蒸汽，#2锅炉也将进行汽动引风机改造，从方便施工的角度出发,吹灰蒸汽引接点可设在汽动引风机从冷再蒸汽抽取管段电动门前。
据泰州电厂提供资料,汽动引风机用汽量约为100t/h，而吹灰蒸汽最大用汽峰值为25t/h，吹灰平均蒸汽用量10t/h。
从该处抽取蒸汽对汽动引风机的影响,已与华东设计院联系评估,华东院表示对汽动引风机无影响；抽取蒸汽对锅炉再热器系统的影响,将由哈锅厂进行校核，出具相应校核报告。
锅炉吹灰汽源优化实践及探讨
71锅炉吹灰汽源优化实践及探讨文/姜旭舟摘要:大型锅炉吹灰汽源绝大部分采用高品质蒸汽,相对降低机组效率｡本文为探索更好的节能方式,减少机组高品质蒸汽的损耗,改善机组蒸汽利用率,对东方锅炉厂吹灰系统设计提出改进方案,从安全性､经济性等方面进行可行性论证,实施后取得良好的效果｡关键词:锅炉；吹灰系统；蒸汽来源；改造长期以来,锅炉受热面的吹灰一直是锅炉运行中特别受关注的问题之一｡现在国内大容量机组主要使用蒸汽吹灰,汽源均使用屏式过热器出口蒸汽,但屏式过热器出口蒸汽压力过高,吹灰减压站前后压差过大,容易导致阀门频繁泄漏,阀座开裂等缺陷发生｡这些缺陷不但会导致经济性下降,而且部分吹灰器提升阀不严的情况下,易造成过吹导致受热面泄漏事故,将严重影响机组的安全性和经济性｡一､设备现状江苏射阳港发电有限责任公司现运行机组为东方锅炉厂生产的2026T/H 的超超临界参数变压直流炉､一次再热､平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉｡蒸汽吹灰系统汽源取自屏式过热器出口集箱连接管,BMCR 状态下蒸汽参数为压力26.69MPa,温度550℃｡而锅炉吹灰所需要的蒸汽参数按照技术协议要求为压力3.5MPa,温度350℃,因此需要将吹灰汽源减温减压后进行蒸汽吹灰｡所以该设计存在以下弊端:1.高参数的蒸汽没有经过做功就减温减压用于蒸汽吹灰,影响了机组的经济性｡2.屏式过热器出口蒸汽参数过高,蒸汽吹灰器需要的蒸汽参数要求低,吹灰减压阀前后压降太大,对阀门冲刷严重,同时造成减压站工作不稳定｡3.减压站前后压力差过大,吹灰系统停运时为常温,投运后很短时间就升至550℃,连续的压力温度的交变变化下,经常性造成吹灰减压阀和减温阀的阀座根部三通应力开裂｡4.由于屏式过热器出口蒸汽参数过高,一旦减温减压站故障,对受热面的安全性存在威胁｡因为无法确保任何时候所有吹灰器的提升阀全部完好无漏,一旦有个别吹灰器提升阀出现故障后,易造成吹灰减压站投运后高压蒸汽就进入喷嘴吹损受热面造成事故的可能｡二､可行性分析与屏式过热器出口蒸汽相比,利用在汽轮机高压缸做过功的再热蒸汽作为蒸汽吹灰汽源,由于蒸汽参数相对较低,吹灰操作台进出口的压差只有屏过汽源吹灰压差的15%左右,阀门的工作条件得到很大的改善,对阀门的冲刷磨损问题可以明显缓解,机组的经济性和安全性能够得到明显的提高｡经核算低温再热器出口在75%THA 状态下的蒸汽压力达到了3.518MPa,温度503℃符合吹灰系统的蒸汽参数要求｡所以使用低再出口汽源作为吹灰汽源在锅炉75%负荷以上进行吹灰是可行的｡三、实施方案及效果方案:增加一路吹灰汽源及减压站,与原减压站并联,正常情况下使用低再汽源进行吹灰,当新增设备故障或低再汽源参数不能满足吹灰时,仍用原来的汽源进行吹灰｡具体的系统布置如下图:1.新增蒸汽管路必须安装逆止阀,防止异常情况下屏过蒸汽倒入低再｡2.为节约费用,减温､减压操作台控制部分利旧,如需投用旧系统重新接线即可使用｡效果:改造后新增吹灰汽源正常投用,能满足锅炉吹灰的需要,偶尔低负荷段时间较长能及时联系调度提高负荷进行吹灰｡改造后吹灰减温水量使用较少,阀门､管道运行平稳,设备缺陷较少,达到改造的预期效果｡四､经济性与投资收益分析锅炉的正常运行下,经过计算吹灰器一年的耗气量为:短吹:48*66kg/min*365*0.43长吹:30*90kg/min*365*8.72半长吹:4*90kg/min*365*6.28空预器:4*72kg/min*365*60共计:16223170kg查找焓熵图得出:5MPa ､350℃时焓值为3069kj/kg 左右26MPa ､600℃时焓值为3490kj/kg 左右用冷再气源节省能量:16223170*421=6829954570kj 换算为:6829954570*1000/(3.6*10^6)=1897210kwh,按现在上网电价0.4元/kwh,折合人民币0.4*1897210=75.88万元,两台机组一年节省151.76万元｡该项目投入共计150万元:设计费用40万元,进口减温､减压阀费用60万元,国产阀门10万元,管件15万元,施工费用25万元｡根据之前的经济性分析一年可收回投资成本,改造后机组的煤耗降低约0.6克/千瓦时｡五､结束语蒸汽吹灰汽源取高参数蒸汽其经济性较差,管道､阀门可靠性降低,易发生设备损坏事件,通过改造安全性､经济性效果十分明显,此项改造的意义重大值得推广｡对于原设计采用过热蒸汽作为吹灰汽源的超超临界百万千瓦机组锅炉,将汽源优化改移至低温再热器出口,保持蒸汽温度基本不变(首先保证吹灰蒸汽的过热度)｡汽源压力降低80%,通过双减压站设计､分区域供汽､缩短汽源管路长度､增大管路通流面积等措施保证吹灰器进汽压力和流量｡在保证吹灰器进汽参数符合要求的前提下,减小减压阀前后压差,提高减压阀及前部管道的安全性,消除炉外吹灰汽源管道泄漏隐患,提高了工作人员的安全性｡同时提高了机组的经济性｡为同类型超超临界百万千瓦机组吹灰汽源的优化和初始设计提供了安全性方面的借鉴｡参考文献:[1]王全钢､朱予东､阎维平,600MW燃煤锅炉受热面变蒸汽压力吹灰的试验研究[J].电力科学与工程,2006.224):9-11,15.[2]黄莉莉､李建河,300MW燃煤锅炉蒸汽吹灰器汽源改造[J].电力科学与工程,2011.（作者单位：江苏射阳港发电有限责任公司）作者简介:姜旭舟(1972-),男,汉族,工程师,江苏射阳人,射阳港发电有限责任公司从事设备管理工作｡（上接第69页）焊接人员的持证上岗问题的核查等。
1000MW超超临界机组锅炉吹灰汽源节能优化改造
1000MW超超临界机组锅炉吹灰汽源节能优化改造摘要：电站锅炉节能技术已经成为当今主要的技术研究方向，锅炉蒸汽吹灰是清除炉膛、受热面结渣和积灰，以提高受热面换热效率的一项常规运用的措施，它是以消耗蒸汽及损失蒸汽所携带的能量为代价。
在保证锅炉及吹灰系统安全、稳定运行的前提下，选择低品质再热蒸汽代替高品质过热蒸汽作为吹灰汽源，同时采用蒸汽引射器降低系统的节流损失，以实现节省锅炉蒸汽吹灰的能耗具有十分重要的意义。
关键词：吹灰汽源，节能，蒸汽引射器；1 设备概述某电厂一期#3、4锅炉为东方锅炉股份有限公司制造的DG3000/26.15- II 1型超超临界参数变压直流锅炉，锅炉本体吹灰器的蒸汽汽源引自锅炉屛式过热器出口，设计蒸汽压力为26.42MPa，蒸汽温度约为551℃，减温水压力为20MPa，减温水温度为186℃。
蒸汽吹灰系统主要由汽源管道、减压站、减温器、吹灰器组件及枪管等组成。
吹灰器布置在锅炉炉膛、水平烟道、后竖井包墙、空气预热器、脱硝系统中，通过定时吹扫，防止锅炉受热面结焦、清除积灰。
2 原吹灰系统存在的问题原吹灰汽源由屏式过热器出口接出，蒸汽压力高，做功能力强，而吹灰器提升阀对汽源压力需求约1.8～2.7MPa，工作温度需求为340~370°C。
该汽源需使用减压站进行减压减温，造成较大能耗损失，而且减压设备维护工作量大，故障率高，也容易吹损系统管路，该汽源的使用存在如下问题：1）高温高压的过热蒸汽没有做功就减温减压用于蒸汽吹灰，影响了锅炉的热效率；而且减压阀前后压差高达8倍，内部介质对阀门及管道冲刷严重，阀门内漏频繁，增加工质泄漏损失，降低运行经济性。
2）高参数蒸汽在减温后蒸汽中带水，对沿程管道冲击严重，容易造成沿程管道拉裂，吹灰器枪管开裂，造成设备损坏，影响机组安全，同时也增加了维护工作量。
3）屏式过热器出口蒸汽参数较高，减压调节阀门泄漏后，由于个别吹灰器提升阀结合面不严密，会使蒸汽持续吹扫某受热面局部范围，不仅增加了四管泄漏的可能性，还降低了机组的经济性。
300MW循环流化床锅炉吹灰系统汽源改造经济性分析 段瑞斌
300MW循环流化床锅炉吹灰系统汽源改造经济性分析段瑞斌摘要：本文针对黄陵矿业煤矸石发电公司300MW机组循环流化床锅炉的蒸汽吹灰汽源现状进行了简要介绍与分析，对业界常用两种不同的蒸汽吹灰汽源从蒸汽压力、过热度及经济效益三个方面进行了分析对比，提出选择蒸汽吹灰汽源的最佳优化方案—取自低温再热器入口，相信对新建机组或同类型机组有一定的启发作用。
关键词：循环流化床锅炉；吹灰系统；汽源优化；经济性分析1.本厂吹灰蒸汽系统简介黄陵矿业煤矸石发电公司两台亚临界300MW循环流化床锅炉机组，锅炉为东方锅炉厂有限公司生产的亚临界参数、单炉膛、一次中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构汽包炉。
蒸汽吹灰系统包括14支长行程吹灰器、16支半行程吹灰器、17支短行程吹灰器、一套减压站、吹灰蒸汽管道、疏水管道及其阀门等。
吹灰蒸汽系统的汽源取自尾部烟道低温过热器出口集箱，机组带额定负荷时上述气源压力约17.8MPa，气源温度为450℃，经吹灰母管处减压阀减压后压力约为2.0MPa，而就目前的吹灰情况来看，上述蒸汽参数完全能够满足机组负荷在150MW—300MW吹灰需求。
但吹灰是以蒸汽的消耗及蒸汽携带能力的损失为代价的，而包括本厂在内的诸多锅炉设计时往往忽视了这一点，过分注重蒸汽吹灰系统的安全性，在汽源选择上过于保守，虽保证了安全性和效果性，但却降低了机组运行经济性。
2.业界蒸汽吹灰系统汽源现状目前亚临界循环流化床锅炉对蒸汽吹灰系统汽源蒸汽的选择，一般有低温过热器出口蒸汽、高温过热器出口蒸汽、低温再热器入口蒸汽和低温再热器出口蒸汽等多种选择。
取自低温过热器和高温过热器出口的高温高压蒸汽，因为其蒸汽参数较高，需减温减压后才能供蒸汽吹灰器使用，故存在以下弊端：（1）高温高压的过热蒸汽未作功就减压用于蒸汽吹灰，影响了整个机组的经济性；（2）蒸汽参数较高，对管道和减温减压装置的要求也相应较高，都需要高压管道和阀门，那样设备的初投资就会相应增加；（3）由于蒸汽参数较高，而蒸汽吹灰器需要的工作参数较低，造成减压装置前后压差过大，对阀门冲刷严重，长时间运行易造成阀门内漏；（4）由于蒸汽参数较高，一旦减温减压站故障，对受热面的安全性存在威胁。
浅谈660MW超临界锅炉吹灰汽源改造
浅谈660MW超临界锅炉吹灰汽源改造针对某发电公司2台660MW机组锅炉原蒸汽吹灰系统存在的问题，采取了锅炉蒸汽吹灰系统汽源改造方案，并对吹灰汽源改造后的经济性进行了分析.。
结果表明：吹灰气源供汽系统合理化改造，供汽系统的改变，有效提高了吹灰系统安全性和经济型.。
关键词：经济性；吹灰气源；锅炉；节能引言该发电公司锅炉吹灰汽源现取自分隔屏出口与高温过热器入口连接管道上，高品质的过热蒸汽通过减压站直接变成吹灰蒸汽，过热蒸汽在减压站形成的节流损失非常巨大，对整个热力系统而言其造成的损耗占外部损耗较大，约40%左右.。
另外减压站调节门调节性能变差时，调节门前、后高压差会对调门后的吹灰系统造成极大的安全隐患.。
现从炉右低温再热器出口与高温再热器入口连接管道上水平段开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断.。
调节阀前、后蒸汽压力变化不大，这样就减少了整个热力系统的外部损失也降低了吹灰减压站的节流损失，从而提高了吹灰系统安全性和经济型.。
一、锅炉主要参数某发电厂2×660MW超临界锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司（简称哈锅）自主开发研制的660MW烟煤超临界锅炉.。
该锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行大气扩容式启动系统的直流锅炉、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、紧身封闭布置的π型锅炉.。
2台机组锅炉蒸汽吹灰系统汽源取自分隔屏过热器出口集箱连接管，蒸汽压力约为26 MPa，蒸汽温度约为560℃，由于蒸汽从分隔屏出口取出时压力过高，需经过减压阀减压至1.5 ～2MPa的低压蒸汽后方可供吹灰器使用，这样不但大量高品质蒸汽被浪费，而且减压阀前后压差大，易对阀门造成损坏，增加了设备运行维修成本.。
针对这一问题，提出了用锅炉低温再热器出口蒸汽作为锅炉吹灰器汽源的改造方案，通过对改造前后的经济性分析表明，此方案可以在确保锅炉安全稳定运行的前提下达到节能降耗的目的.。
关于锅炉吹灰汽源改造的探讨研究
吹灰 一 次 ， 班 进 行 空 预 器 吹 灰 一 次 （ 天 汽 量 ：３ ４ ８×（ ２＋ｌ ）＋２ ０ｘ６＋ ４ ５
１ ７ ｘ １ ＋ １７９ ＝２１ １ ０ ｋ ５ ２ ８ ｘ２ ｘ３ ８ ｇ
机组 吹灰 可靠性 。
年 节省 电量 ： ７ ５ｘ３ ５＝ ４ ２ ｗ １ ６ ６ ６ ４２ ５ｋ ｈ
按 现在上 网电价计 算折合人 民币近二十万元 。
３ 方案 设 计
３ １ 现有 管路简 介 ． 现有 吹灰 汽源减 压站 布置 在再热 器人 口管 路 上方 。阀门布 置 情 况 为 ： １ 空 预 器 吹灰 设 备 布 （）
ｄ ｉ ｇ ｔ ｅ ｔ ｂ ｎ ｆｉｉ ｎ ｙ Ｉ ｈ ｓｐ ｐｅ ，ｎ ｏ ｄ ｒｔ ｘ ｌｒ ｈｅｂ ｔｅ ｙ ｏ ａ ｉ ｇ ｅ ｅ ｇ ｔ ｅ ｕｃｎ ｈ ｕｒ ｉ ｅ ｅｆｃｅ ｃ ． ｎ ｔ ｉ ａ ｒ ｉ ｒ ｅ ｏ ｅ ｐ ｏ ｅｔ ｅ ｔｒｗａ ｆｓ ｖ ｎ ｎ ｒ ｙ，ｏ ｒ －
Ｊａ ｇ Ｘｕ Ｌ ｅ ｉａ 。 ｉｎ ｅ ， ｉＹ ｑａ ｇ
（ ． ａｂｎＢ ｉ ｒＣ ． Ｌｄ Ｈ ｒｉ ５ ０ ６ Ｃ ｉ ； １ Ｈ ｒｉ ｏｌ ｏ ，ｔ ， ａｂｎ１ ０ ４ ， ｈｎ ｅ ａ
２ Ｄ ｔ ｇＱｔｉｅＰ ｗ ｒ ｅｅａｉ ｏ ，ｔ ， ｉ ｉｅ１４ ０ ， ｈｎ ） ． ａａ ｉ ｈ ｏ ｅ ｎ ｒｔ ｎＣ ． Ｌｄ Ｑｔ ｈ ５ ６ ０ Ｃ ｉａ ｎ ａ Ｇ ｏ ａ
１ ２ Ｊ ｋ 、 ｈ １； ｈ １ 一ｈ ２ ＝３ ０ ０ —２ ３ ０ ： ５ｋ ／ ｇ Ａ ０ ０ ６
所下 降 ， 由于 流速 较 高下 降 数 值 只有 总 流 速 的 但
１５左右 ， ／ 对吹 灰效果 影 响并 不 大 ， 以改 造 后 理 所 论 上可 以满 足吹灰 要求 。
锅炉蒸汽吹灰系统汽源优化
锅炉蒸汽吹灰系统汽源优化锅炉在运行过程中各受热面不可避免的会有积灰、结渣等现象，迄今为止仅通过设计手段及运行调整手段还不能完全解决受热面的沾污积灰与结渣，因此大容量锅炉通常配置有不同形式的吹灰器。
目前超临界机组600MW机组锅炉多采用蒸汽吹灰系统，蒸汽吹灰是利用一定压力和干度的蒸汽，从吹灰器的喷嘴高速喷出，对受热面进行吹扫，达到清洁受热面的目的，它是以蒸汽的消耗及蒸汽携带能力的损失为代价的，而许多厂家设计时往往忽视了这一点，过分注重蒸汽吹灰系统的安全性，所以在汽源选择上过于保守，虽保证了安全性却降低了机组运行经济性。
因此在保证锅炉及吹灰系统安全、稳定运行的前提下，合理选择蒸汽吹灰的汽源，对降低机组吹灰过程损耗、提高机组经济性具有十分重要的意义。
1蒸汽吹灰系统汽源现状目前电站锅炉对蒸汽吹灰系统汽源蒸汽的选择，一般有屏式过热器出口蒸汽、低温再热器入口蒸汽和低温再热器出口蒸汽等。
屏式过热器出口的高温高压蒸汽，因为其汽源参数较高，需减温减压后才能供蒸汽吹灰器使用，故存在以下弊端：（1）高温高压的过热蒸汽没有做工就减温减压用于蒸汽吹灰，影响了整个机组的经济性；（2）屏式过热器出口蒸汽参数较高，对管道和减温减压装置的要求也相应较高，都需要高压管道和阀门，那样设备的初投资就会相应增加；（3）由于屏式过热器出口蒸汽参数较高，而蒸汽吹灰器需要的工作参数较低，造成减压装置前后压差过大，对阀门冲刷严重，长时间运行易造成阀门内漏；（4）由于屏式过热器出口蒸汽参数较高，一旦减温减压站故障，对受热面的安全性存在威胁。
与屏式过热器出口蒸汽相比，利用在汽轮机高压缸做完工的再热蒸汽作为蒸汽吹灰汽源，机组的经济性有显著的提高，同时由于再热蒸汽参数相对较低，阀门磨损的问题可大大缓解，而且阀门选型时也不用选择等级很高的阀门。
再热蒸汽作为吹灰汽源，低温再热器入口蒸汽和低温再热器出口蒸汽这两种目前在电站锅炉上都有应用。
这两种汽源在压力方面并无很大的差别，但是温度相差比较多，所以选择低温再热器出口蒸汽作为汽源主要是考虑其有较高的过热度，而选择低温再热器入口蒸汽则考虑此处蒸汽温度与吹灰器工作温度相近，可以减少吹灰时的减温水量甚至取消减温装置。
锅炉吹灰系统技改方案参考
锅炉吹灰系统技改方案参考--东糖集团440吨/时CFB锅炉改装声波清灰系统工程江苏声学技术节能有限公司技术科一. 关于声波吹灰器的布局和数量改装声波清灰系统工程可有几种方案供选择,而且每个方案都可以先进行局部实施,分期分批完成。
1.拆除蒸汽吹灰器更新为声波吹灰器的方案若拆除掉原有蒸汽吹灰器，即可在原有蒸汽吹灰器孔位，并利用原有的吹灰孔，直接更换即可。
此方案安装声波吹灰器的数量同原有蒸汽吹灰器，即总计38台。
2.保留原有蒸汽吹灰器而增设声波吹灰器的方案有多种①.在原有蒸汽吹灰器孔位的两侧，距离1米到2米的位置处，各加装一台声波吹灰器。
此方案安装声波吹灰器的数量是原有蒸汽吹灰器的两倍，即总计76台。
②. 在原有伸缩式蒸汽吹灰器（IK-525,IK-525EL型）孔位的标高层面，各自在前墙或后墙，各加装四台声波吹灰器。
共18台声波吹灰器。
在原有旋转式蒸汽吹灰器（G9B型）孔位的两侧，距离1米到1.5米的位置处，各加装一台声波吹灰器。
共20台声波吹灰器。
此方案安装声波吹灰器的数量总计76台。
③.其他的变形组合方案（略）。
安装声波吹灰器的数量大都是总计76台左右。
此外，采用一台声波清灰程序控制器（相应通道数的型号）可以实现全自动化。
二. 关于声波吹灰器的设备我们选择和推荐当代声波吹灰器中实用性最强，性能价格比最优，现场条件适用性最佳,安全可靠性最好，被称作 "高效能免维护大功率声波清灰器" 的类型，即 DSK-5 型声波清灰器。
它的原理是以气流在特定的几何空腔内振荡，激发空腔内气体的共振而发出高强声波。
它的特点有：①. 它的发声效率高、功率大、吹灰功能和效果好。
②. 它没有机械运动机构，也没有易磨、易损部件，维护极为简单，甚至是免于维护。
③. 安装很方便，适用于任何锅炉、任何部位的任何现场条件。
④. 炉墙内外所占用空间都很小，不影响其它作业。
⑤. 避开了锅炉设备的本征特性频率，对主设备有益无害。
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吹灰汽源改造
我厂一期本体吹灰器汽源取自过热器分隔屏出口集箱,空预器吹灰器汽源取自过热器后屏出口集箱，此处蒸汽压力和温度在80%额定负荷应该分别为17Mpa 和500℃左右。
蒸汽品质相对较高，降低高品质蒸汽利用率，同时降低机组经济性。
经本人长期观察并查找相关数据发现，吹灰器入口温度在300℃左右，压力在1～2Mpa左右。
再热器入口压力、温度均能达到吹灰汽源要求。
从再热冷段取汽源，吹灰减压站减压阀前压力由16MPA下降至3MPA，温度由500℃下降到300℃。
阀后压力为吹灰正常工作压力1.5MPA，减少热能损失，提高机组经济性。
一.本人粗略计算节电量：
查找焓熵图得出：
3Mpa、300℃时焓值为3000kj/kg左右；
16Mpa、500℃时焓值为3300kj/kg左右；
每天吹灰耗气量438×（2+14）+250×6+157×12+1798×2×3=21180kg 用冷再汽源比过热汽源节省能量：21180×300=6354000kj
换算为功：6354000×1000/（3.6×106）=1765kwh
一年节省电量：1765×365=644225kwh
按现在上网电价计算折合人民币近20万元
两台机组经过技改后每年可节省近40万元。
二.相关案例：
经查找相关技改资料发现，350MW机组技改后经精确计算，每天大约可多发3000kwh左右的电量，按现有电价计算大约折合人民币30万元左右，两台机组每年即可节省60万元左右。
如果此项技改成功，二期也进行相应改造，节能量将会更为可观。
三．方案设计
在再热器入口分支前取一路汽源送至吹灰控制站前，分别接在现有空预器和本体吹灰手门和电动门之间。
在新接管路上设置一个手动门，方便进行汽源切换和管路泄露时做隔离措施。
为防止过热汽源手动门关闭不严或吹灰汽源切至过热器汽源时再热汽源手动阀门泄露应在冷再手动门后加装一个逆止门；为防止管道积水，可在从冷再新接管路最低点处设置一疏水管路。
设计特点：
1.保留原有管路，增加一路吹灰汽源，提高机组吹灰可靠性。
2.降低能量损耗，提高机组经济性。
因二期规程中参数欠缺，无法进行节能计算，但通过一期机组计算可知，二期改造后也会得到相当可观的经济效益。
发电部王再强、李业强。