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。

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，所以应避免锅炉过长或者阀门型式不当造成吹灰系统汽源压力损失过多，影响了吹灰器的正常工作范围。

2系统简介
大唐景泰发电厂两台超临界660MW燃煤发电机组，锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、
全钢构架悬吊结构π型锅炉。

蒸汽吹灰系统包括吹灰器、一套减压站、吹灰管道及其固定和导向装置等。

蒸汽吹灰系统的汽源取自屏式过热器出口蒸汽。

按锅炉实际情况本吹灰管路系统采用一个蒸汽减压站，其汽源接自锅炉过热器的后屏出口，减压后的蒸汽参数既能满足锅炉本体吹灰的要求，也能保证回转式空预器吹灰所需的蒸汽过热度。

减压站由电动截止阀、气动薄膜减压阀、压力变送器、定位器、安全阀等所组成。

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
不同压力的蒸汽吹扫效果差别十分明显，蒸汽压力过高，虽然保证了吹扫效果，吹灰器枪管能够充分得到冷却，保证吹灰器的安全，但是这样不仅多消耗蒸汽，而且增大了对受热面管道的冲损，缩短了受热面使用寿命，甚至可能因此造成爆管事故；
反之，如果吹灰蒸汽压力过低，则不能有效清除受热面上沉积的灰污，达不到吹灰清污的目的，而且对吹灰器尤其是长吹灰器枪管的冷却效果将大打折扣，将造成枪管刚性降低，容易造成枪管前部下垂、枪管弯曲、摆动甚至吹扫受热面。

因此保证合理的减温减压发后蒸汽压力对蒸汽吹灰系统能都工作正常至关重要，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2.8MPa，半长吹灰器2.2MPa，炉膛吹灰器1.5MPa，工作温度均为320℃。

通过计算，选择合理的管径和阀门型式，在75%负荷以上完全可以保证减温减压阀门的蒸汽
压力满足吹灰要求。

所以从保证蒸汽吹灰器工作压力的角度，将汽源优化在低温再热器出口是完全可行的。

3.2蒸汽过热度
为了保证吹灰器工作正常，吹灰蒸汽需要有一定的过热度，最好在80℃以上，如果吹灰蒸汽过热度不高，不仅可能使蒸汽在吹灰器中凝结，而且蒸汽进入炉膛后，使局部烟气急剧冷却，低温蒸汽在炉内受热汽化，体积膨胀，使燃烧动力场发生变化，燃烧收到干扰，炉膛负压摆动，当遇到煤质较差时，容易造成炉膛灭火。

另外如果过热度过低，会增加烟气中的含湿量，使烟气露点温度升高，增加结露的可能性，从而增大省煤器和空预器堵灰和腐蚀现象。

而上锅660MW机组在66～330MW负荷区域内，低温再热器出口蒸汽温度均在500℃以上，与屏式过热器非常接近，而且低温再热器出口压力远远低于屏式过热器出口压力，最高在过热度高达，一次从过热度的角度考虑，采用低温再热器出口的蒸汽作为蒸汽吹灰汽源比采用屏式过热器出口的蒸汽具有更高的过热度，因此蒸汽的过热度完全能满足要求。

3.3蒸汽管道布置
根据上海锅炉厂提供的锅炉平面图，屏式过热器出口联箱与低温再热器出口联箱位置接近，都在锅炉顶部，相隔仅数米，如果选用低温再热器出口联箱的蒸汽作为蒸汽吹灰的汽源，在锅炉结构方面的设计完全没有必要进行过多的更改就能满足要求，而且其蒸汽管道的布置也不成问题。

对景泰电厂锅炉而言，由于低温再热器入口和出口的压力相差不大，而温度相差约100℃～200℃，虽然压力都可以满足要求，但选用低温再热器入口蒸汽作为汽源的话，蒸汽的过热度有可能较小，影响吹灰器和锅炉的安全性，而且管道布置需要做大的改动，因此用低温再热器出口蒸汽作为蒸汽吹灰器的汽源较为合适。

4汽源优化后的效益
为了对汽源优化后机组经济性变化进行量化，分别对采用屏式过热器出口蒸汽和低温再热器出口蒸汽吹灰时的发电标煤耗进行了计算。

改造前吹灰气源取自后屏过热器出口，由屏过入口压力p1=26.05MPa、温度t=516℃，查得蒸汽焓值h1=2462.73kJ/kg、熵s1=5.2057kJ/（kg・K）。

环境温度按t0=20℃计算，查得饱和水焓h0=83.90kJ/kg、饱和水熵s0=0.2957kJ/（kg・K）。

则屏过蒸汽的为：
第一，锅炉长杆吹灰42台，单台吹灰时间10min，每分钟耗汽量210kg/min，单台耗汽量2100kg，每天吹灰1次，总耗汽量88200kg/天。

第二，锅炉半长杆吹灰16台，单台吹灰时间7min，每分钟耗汽量150kg/min，单台耗汽量205kg，每天吹灰1次，总耗汽量16800kg/天。

第三，锅炉短杆吹灰96台，单台吹灰时间0.5min，每分钟耗汽量80kg/min，单台耗汽量40kg，每天吹灰2次，总耗汽量7680kg/天。

第四，锅炉空预器吹灰（4台），单台吹灰时间20min，每分钟耗汽量240kg/min，单台耗汽量4800kg，每天吹灰3次，总耗汽量14400kg/天。

每天蒸汽总耗量为：88200+16800+7680+14400=127080kg
机组年运行时间按270天计算，年蒸汽耗量为：127080kg×270天=34311600kg
蒸汽折算的年电量为：34311600kg×0.1828kW・h=6272160.48kW・h
按上网电价折合人民币为：6272160.48kw・h×0.32元/KWh=200.7万元，两台机组节约共计约400万元。