浅谈660MW超临界锅炉吹灰汽源改造获奖科研报告

浅谈660MW超临界锅炉吹灰汽源改造获奖科研报告摘

要：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：锅炉;经济性;吹灰气源;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26MPa，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。

二、锅炉吹灰系统汽源存在的问题及改造方案

1.蒸汽吹灰系统汽源存在的问题

（1）改造前蒸汽吹灰系统汽源为取自分隔屏过热器出口的高温高压过热蒸汽，经减压装置节流后使蒸汽压力降低后进入吹灰器吹灰。高品质过热蒸汽未做功而经过节流后变为较低品质的蒸汽进行吹灰，影响机组运行的经济性。

（2）由于分隔屏过热器出口蒸汽的压力温度较高，为了保证设备的安全可靠性，要求蒸汽流通管道和减压调节装置必须采用耐高温高压的材质，这无形中增加了设备的成本和初投资。

（3）由于分隔屏过热器出口蒸汽压力较高（约26MPa），而蒸汽吹灰器需要的工作压力参数较低（约2MPa），因此减压装置前后压差过大使得减压调节阀门冲刷磨损较快，容易发生调节阀泄漏、阀门磨损等故障，维修成本相应增加。

（4）由于分隔屏过热器出口蒸汽参数值较高，如果减压装置发生故障，会对受热面的安全性造成严重威胁。

2.蒸汽吹灰系统汽源改造方案

根据机组实际运行数据，机组在400MW～660MW不同工况运行时，高温再热器入口管道的运行温度在450～500℃，运行压力在2.8～4.3MPa，通过减温减压阀后可以满足蒸汽母管压力（2.5～2.00MPa）和温度（300℃以上）要求，可以满足炉膛吹灰器和长伸缩式吹灰器及其脱硝区域吹灰器的运行要求，其过热度也满足空气预热器的吹灰要求。

a、原采用的取自末过入口管道上的吹灰蒸汽汽源管座隔断加堵，原来接至吹灰汽源减温减压站的气动调节阀前的管路全部拆除。

b、从炉左高、低温再热器连接管减温器前管道水平段上（管子规格：φ697×35，材质：15CrMoG）开孔接一趟φ159×8管道与气动调节阀接通，更换原来的手动截止阀、电动截止阀、气动调节阀。

c、新加管路的3套弹簧吊架安装。

d、新改的吹灰蒸汽管路加装疏水管路一趟（管子规格：φ32×5，材质：20G）接至+24m炉右再热蒸汽疏水管路电动截止阀后，装两道电动截止阀（DN25，PN6.5）。

e、蒸汽减压后送往吹灰器，通过程序控制吹灰器。吹灰管路系统由吹灰汽源减压站、流量检测报警装置、疏水装置、管道及弯头、仪表、管道和弯头支吊架及导向装置、吹灰器固定件及密封件等组成。

三、锅炉蒸汽吹灰系统汽源改造经济性分析

某公司锅炉采用80只炉膛吹灰器（行程T=267mm），布置在炉膛水冷壁的四面墙;采用50只长伸缩式吹灰器（行程T=～9.5m），安装水平布置的过热器、再热器区域，可伸入锅炉宽度的一半距离;每台锅炉安装2个空预器（进口、出口各1个），每个空气预热器布置2只伸缩式吹灰器。

1.吹灰汽源改造后的优点

（1）采用在汽轮机高压缸做功后的低温再热器出口蒸汽作为汽源，由于其压力较低（约4.7MPa），使得减压装置前后压差较小，减小了阀门节流损失，解决了焓降过大、经济性差的弊端。

（2）由于减压装置前后压差降低，调节阀工作条件得到显著改善，阀门发生故障的几率大为减少，降低了维修成本，提高了运行的安全可靠性。

（3）吹灰汽源改造后，由于吹灰阀门发生泄漏的概率减小，锅炉受热面吹损的故障率降低，锅炉运行的安全性提高。

（4）吹灰汽源改造后，经减压装置后的蒸汽温度远高于减压后2MPa对应的饱和温度212℃，能够完全满足吹灰汽源对过热度的要求。

2.汽源改造后存在的不足

（1）吹灰汽源改造为低温再热器出口蒸汽后，由于减压阀后蒸汽温度较高，超过原有吹灰器管材的许用温度，危及到设备安全，故在减压的同时，须增设喷水减温装置，以降低蒸汽温度，导致系统复杂。

（2）增设喷水减温装置后，如果减温装置故障失灵，就会发生吹灰管道进水的情况，故需加装疏水系统对减温水系统的故障进行防范。

（3）当机组运行负荷低于340MW时，低温再热器出口蒸汽压力不能满足吹灰器的要求，故需将吹灰汽源从常用汽源切换至后屏过热器出口的辅助汽源

3.吹灰汽源改造后的效益预估值

在改造前，吹灰系统设计工作流量为20t/h，约占整个锅炉的额定蒸发量的1/100，末级过热器入口产生的高品质过热蒸汽未经过汽轮机做工，直接减压为吹灰蒸汽;并且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的40%左右。在本方案中，不采用新蒸汽而采用高温再热器和低温再热器连接管蒸汽，锅炉产生的新蒸汽全部进入高压缸做功，既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。

根据ASME标准，以80%锅炉负荷条件下比照优化前、后：

其汽轮机焓降差值为。

减压站节流等效焓降。

总的焓降为：，其中不包含抽汽排挤因素、散热损耗的潜在影响因素。全年按吹灰210天，每天吹灰时间8小时，年节约标准煤2393.5吨（约合人民币100万元）。尤其在机组60%-70%