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某350MW电站锅炉蒸汽吹灰汽源优化方案

发表时间：2020/1/15 来源：《电力设备》2019年第19期作者：于晓来

[导读] 摘要：介绍了现有设计蒸汽吹灰器汽源的特点，分析了其缺点。给出了改造方案，从经济性安全性等角度进行分析。

        （大唐长春第三热电厂吉林长春 130103）
        摘要：介绍了现有设计蒸汽吹灰器汽源的特点，分析了其缺点。给出了改造方案，从经济性安全性等角度进行分析。
        关键词：吹灰器；汽源；经济性；安全性
        设备概况
        某电厂一期安装两台哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1165/17.5-540/540-HM3型蒸汽锅炉，采用四角切圆方式燃烧，一次中间再热，单炉膛，平衡通风，固态方式排渣。
        锅炉采用蒸汽吹灰与脉冲吹灰相结合的方式进行受热面积灰清扫，其中短蒸汽吹灰器48台，吹扫部位为水冷壁受热面；长蒸汽吹灰器10台，吹扫部位为后屏过热器炉前侧下部和炉后侧全部及屏式再为器炉前侧部分；声波脉冲吹灰器--台，吹扫部位为包墙过热器、立式低温过热器、水平低温过热器、省煤器等受热面；空器预热器吹灰器4台，吹扫部位为空气预热器烟气侧冷端及热端。
        运行数据表明，此套吹灰系统运行吹灰效果明显，能达到设计要求，但也存在一些明显问题，特别是其汽源的选取，造成了工质的大量浪费。
        1 汽源选择优化
        该350MW锅炉蒸汽吹灰汽源选用后屏过热器出口（即高温过热器入口）处高温蒸汽，蒸汽参数高，品质好，其携带的能量密度仅次于主蒸汽，是可用于汽轮发电机组发电的优良工质。尤其是其参数很高，压力很大，这就造成调节阀节流过程造成了很能大的熵增，造成浪费。
        1.2吹灰用蒸汽的基本要求
        （1）要有适当的过热度。为保证蒸汽吹灰系统投运时，吹到受热面表面的蒸汽不致液化而反复发生汽液相变，对金属造成热疲劳破坏，通常要求吹灰用蒸汽过热度在150℃以上。
        （2）吹灰器汽源压力要符合要求。此锅炉设计的吹灰压力为1.2MPa，过低的压力无法保证吹扫效果，过高的压力又会造成对金属受热面的损害，同时造成工质浪费。还要求工作压力要稳定、连续、可靠。
        （3）在锅炉负荷为70%~100%BMCR下运行时，必须保证吹灰汽源压力、温度满足要求，保证吹灰器随时可用[1]。
        （4）系统要简单。复杂的系统会增加阀门、法兰等管道附件的泄漏，过多的漏流无法保证系统可靠。
        1.3汽源的选取
        此锅炉BMCR工况下再热器出口压力为3.6MPa，540℃。根据弗留格尔公式：
        Pe∝P              （公式1-1）
        Pe：做功汽流的电功率；
        P：蒸汽压力。
        知，当锅炉处于70%BMCR时，蒸汽压力为2.52 MPa。现代大型锅炉运行均采用定-滑-定运行方式，即在30%-70%BMCR工况下，采用滑压运行，其余工况下均采用定压运行，故在吹灰器投入阶段（70%~100%BMCR），锅炉处于定压运行状态，其温度仍为540℃，满足过热度大于150℃的温度要求。且在较低负荷（30%BMCR）下，如运行需要，仍可满足蒸汽吹灰的参数要求。特别地，在极端情况下，如机组的启停过程中的受热面吹扫，同原设计一样，仍采用辅助供汽作为吹灰汽源。
        综上所述，选择再热器出口处蒸汽，完全能够满足蒸汽吹灰的参数要求。
        2经济性分析
        由于吹灰器投入工况区域（70%~110%BMCR）和锅炉机组的定压运行区域相同，故在变负荷工况下的经济性分析与定额定工况下经济性分析相近，故此，仅于其额定工况下进行经济性分析。
        2.1.1改造前的热力过程分析
        改造前，吹灰器汽源母管在高温过热器入口导管上接出，其蒸汽参数为17.5MPa，540℃。经减温减压A—B这一绝热节流过程后，被送到炉膛内实现吹扫过程（B—C）如图。即真正用于吹灰的蒸汽为处于B点参数下的工质。
        改造后，吹灰汽源取自热再蒸汽出口联箱，蒸汽参数为3.6MPa，540℃，但因此锅炉呈对流换热特性，一般低于额定负荷时，其热再热蒸汽温度低于540℃，大约在515℃-540℃之间变动，这对于其经济性分析影响不大，不作考虑。蒸汽吹灰的运行过程为A’-B’-C’。

        图1     吹灰过程中的蒸汽参数变化过程
        2.1.2经济性比较
        如图1-1所示，在原设计汽源下工作时，A-B过程为等焓过程，因蒸汽吹灰而损失的蒸汽焓值为Δh=hA，查水蒸汽h-s图可知，hA＝3410kJ/kg。改造前用于蒸汽吹灰的这束汽流没有进入汽轮机高压缸做功，故可近似认为原设计下的欠发电量为：
        Δq≈∑m（hA-hc）η                    （公式2-1）
        Δq：改造前后发电量差；
        ∑m：吹灰耗蒸汽量之和，其中，短吹共48台，每台耗汽量约60kg，长吹灰器共10台，每台耗汽量约650 kg，预热器吹灰器共4台，每台耗汽量约500 kg，每班投入一次，一天共投三次；
        hA：后屏过热汽出口蒸汽焓；
        hc：汽轮机低压缸排汽焓；
        η：高压缸效率，近似取0.87。
        每年节省费用为：
        Y＝Δqtn                           （公式2-2）
        Y：差额电量总价；
        Δq：差额电量总价；
        n：电量单价，取0.30元/度。
        计算得Y值。
        2.2系统经济性比较
        （1）由于原设计取压点参数非常高，所以在减温减压平台必须设备安全阀，以保证发生阀门失灵时将泄漏的蒸汽大量安全排出，最大限度地降低人员和设备损伤。改造后安全阀工作压力最高不超过4MPa，可取消安全阀。安全阀造单只造价在5万元左右，年运行维护成本约1万元。
        （2）工作压力过高时，压力调节阀容易损坏。取汽点改造后，由于压力大幅降低，减压阀的运行工况也将大幅改善。由此而降低的年运行维护成本达2万元。
        （3）改造后吹灰器减温减压站系统管路可降低设计要求，降低造价和维护成本。由于原设计参数较高，系统管路采用的是低合金钢，改造后采用成本更低的20g即可满足长期运行要求，其选配的各种管道附件成本也大幅下降。由此可节约投资运行成本5万元左右。
        3可靠性分析
        原厂设计的后屏过热器出口取汽的方式，使减压阀阀前阀后的压力差巨大，达16.3MPa，阀瓣冲蚀严重，且经常造成焊口、法兰泄漏，更为严重的时存在吹灰器超压运行的风险，特别是在短吹灰器发生卡涩不能及时退出时，甚至发生某厂吹灰器直接吹爆水冷壁的多起恶性事故。与之相比，更多的则是过高压力造成的水冷壁缓慢吹损超标的情况，给锅炉四管安全造成严重威胁。比较运行5000小时左右后不冷壁的吹损情况，反差明显。
        4结论
        此项改造大约可年节约生产成本30万元，大大提升系统运行可靠性，改造具有借鉴意义。
        参考文献：
        [1] 叶江明.电厂锅炉原理[M].（第二版）北京：中国电力出版社，2004：278-278.
        作者简介：于晓来，男，出生于1985年10月14日，大学本科学历，工程师。长期从事热力发电厂锅炉设备管理和检修工作。