电站锅炉蒸汽吹灰运行系统的优化分析

胡锦标

摘 要：首先对锅炉蒸汽吹灰系统进行了简要介绍，然后针对该系统运行中存在的问题进行了分析，并提出了合理的改造方案，最后简析了改造后系统中存在的问题及其解决对策，以期为有关方面提供参考和借鉴。

关键词：锅炉；蒸汽吹灰器；受热面；吹灰汽源

中图分类号：TM621.2 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.01.134

蒸汽吹灰器是最新研发的一种全新的、革命性的清除各种锅炉积灰的设备。在电站锅炉的实际工作中，蒸汽吹灰器是必备的。然而，在蒸汽吹灰系统的运行中仍存在着一些问题，影响了设备的正常运转，因此，需要对其进行优化改造。基于此，本文主要对电站锅炉蒸汽吹灰系统的优化进行了分析，希望能为有关方面提供一定的帮助。

1 锅炉蒸汽吹灰系统简介

目前，蒸汽吹灰器在电站锅炉上的应用非常广泛，其工作原理是：利用具有一定压力和温度的过热蒸汽对积灰受热面进行吹扫，以达到清除积灰的目的，保证受热面的安全运行，提高受热面与烟气的换热效果。

某电厂每台锅炉本体部分有96台炉膛吹灰器布置在炉膛部分，46台长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部、对流烟道、尾部烟道省煤器区域，4台伸缩式双介质吹灰器布置在空预器烟气侧进、出口端。锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱，在额定工况下，蒸汽温度为508 ℃，压力为25.8 MPa。吹灰蒸汽需经调节阀减压，减压阀前管路上布置有手动截止阀和电动截止阀作关闭汽源用，减压阀后管路上设有一只安全阀，以防吹灰蒸汽超压。

2 问题的提出与分析

由于锅炉蒸汽吹灰用的蒸汽一般为高压力的过热蒸汽，因此容易出现阀门磨损快，导致蒸汽泄漏，受热面吹损，吹灰蒸汽焓值高，热能损失大等一系列问题。

2.1 阀门磨损快，导致蒸汽泄漏

锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱，而后屏过热器出口集箱蒸汽参数较高，吹灰调节阀前后压差较大（约23 MPa），吹灰调节阀工作环境恶劣，使得吹灰调节阀磨损较快，容易造成吹灰调节阀泄漏，阀门磨损加剧，增加了维护成本。

2.2 受热面吹损

由于个别吹灰提升阀不严密，增加了受热面被吹损的概率，从而对锅炉的安全运行造成了严重威胁。

2.3 吹灰蒸汽焓值高，热能损失大

锅炉本体吹灰汽源取自后屏过热器出口集箱，在额定工况下，蒸汽压力为25.8 MPa，温度为508 ℃，焓值较高，蒸汽经调节阀减压后，阀后压力为2 MPa，由等效热降法可知，蒸汽损失较大。因此，采用后屏过热器出口集箱的高参数作为吹灰汽源，降低了热力系统的经济性，具体如表1所示。

3 解决方案

3.1 吹灰系统对汽源的要求

根据吹灰器制造厂家对吹灰汽源压力、温度的要求来选择吹灰汽源。具体要求为：①炉膛吹灰器压力为0.8～1.5 MPa，温度不超过370 ℃；②空预器吹灰器压力为1.0～1.5 MPa，温度不超过380 ℃；③长伸缩式吹灰器压力为1.0～1.5 MPa，温度不超过380 ℃。由于炉膛和烟道吹灰蒸汽至少有80 ℃的过热度，空预器吹灰至少有130～150 ℃的过热度，因此，炉膛与烟道吹灰蒸汽温度应在280～380 ℃之间，空预器吹灰需要有350 ℃以上的过热度。

3.2 两种汽源的对比分析

根据上述要求，对拟选定的两种汽源进行对比分析，结果如下。

表2所示为不同负荷下低再进口蒸汽节流到2 MPa时的温度。

表3所示为不同负荷下低再出口蒸汽节流到2 MPa时的温度。

3.3 吹灰汽源的选定

如果选用低温再热汽进口汽源，优点是降压后的汽温不超过450 ℃，不需要减温水装置；缺点是汽温偏低，过热度低，不能满足空预器吹灰过热度的要求。

如果选用低温再热汽出口汽源，优点是该汽源参数能满足炉膛、烟道和空预器吹灰降压后过热度要求；缺点是降压后汽温超过450 ℃，需要增加减温水装置，且改造后经济性并未得到提升。

从安全性和经济性综合考虑，将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽，压力为4.4 MPa，温度为327 ℃，同时保留后屏出口汽源，供空预器吹换切换时使用。这样的改造可同时满足空预器吹灰、烟道和炉膛吹灰降压后过热度的要求，且经济性较好。

在原后屏过热器出口吹灰汽源管道处加装手动隔离阀和电动切换阀，再在低温再热进口蒸汽母管上开口，将装设管道接至原锅炉本体吹灰母管，并将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽。

4 改造效果分析

改造后的吹灰汽源取自锅炉低温再热器进口蒸汽母管，蒸汽参数降低，吹灰蒸汽系统吹灰阀门的工作环境得到了大大改善，阀门泄漏故障大大减少。更重要的是，在改造后，吹灰器的热能消耗明显降低，取得了安全、经济双重效益。

4.1 减少吹灰调节阀泄漏，降低维护成本

通过对改造后的吹灰系统进行监测可知，在改造后，吹灰蒸汽的各项参数完全满足锅炉蒸汽吹灰的要求。具体体现在以下两方面：①由于吹灰调节阀前后压差减小，调节阀工作环境得到改善，吹灰调节阀内漏故障大大减少，运行安全性提高，维护成本降低；②吹灰汽源参数降低，通过减压损失的热能也大大减少，吹灰器本身消耗的热能降低，从而提升了机组的经济性。

4.2 降低受热面吹损故障，延长使用寿命

汽源改造后，吹灰阀门泄漏的概率降低，锅炉受热面被吹损的概率大大降低，锅炉安全性提高。另外，将吹灰汽源改为取自低温再热器进口的蒸汽后，当机组负荷从100%降至50%时，吹灰母管蒸汽温度仅变化了46 ℃，减少了金属的热疲劳，延长了其使用寿命。

4.3 节能分析

根据锅炉吹灰控制逻辑，可计算出吹灰耗汽量为37.04 t/d。改变吹灰汽源后，对照改变前、后的吹灰蒸汽压力和温度（降压前），根据焓熵图，锅炉本体吹灰蒸汽参数焓值由3 316 kJ/kg下降至3 022 kJ/kg，焓值下降了10 889 760 kJ[（3 316 kJ/kg-3 022 kJ/kg）×37 040 kg=10 889 760 kJ]，换算为功，相当于多发电1 361.22 kW·h（10 889 760 kJ/3 600×45%=1 361.22 kW·h）。机组年运行按330 d计算，一年节约的热能用于发电449 202.6 kW·h （1 361.22 kW·h×330=449 202.6 kW·h）。

按上网电价0.433元/kW·h计算，每年每台炉可创收益19.45万元（449 202.6 kW·h×0.433元/kW·h=194 504.725 8元≈19.45万元），2台机组一年可创收益38.9万元，经济效益显著。

5 改造后系统存在的问题及其解决对策

5.1 空预器吹灰问题

锅炉在启动期间处于油、煤混烧的状态，再加上此时燃料的燃尽率较低，很多未燃尽的油、煤燃料会聚集在空预器的蓄热元件上。这时，必须对空预器连续吹灰。将蒸汽吹灰汽源改为低再进口蒸汽后，低再进口蒸汽参数无法满足空预器吹灰要求。此时，可将邻机辅汽作为吹灰汽源。

选用低再进口汽源的缺点是汽温偏低、过热度小，不能满足空预器吹灰过热度的要求，存在因吹灰蒸汽过热度较低而导致空预器堵塞的可能。解决对策：保留后屏过热器汽源，供空预器、管道及阀门吹灰用，当空预器进出口烟气压差超过一定值时，将空预器吹灰汽源切换至后屏过热器蒸汽，并通过编制逻辑来实现吹灰汽源的切换，但要注意先进行暖管和疏水。

5.2 吹灰蒸汽压力波动问题

低温再热蒸汽压力是随机组负荷的变化而变化的，因此，当机组负荷变化时，可能导致吹灰蒸汽压力波动。解决对策：当机组负荷变化时，可采取滑压运行方式。这样，既可以提高机组低负荷运行的经济性，又可以维持低温再热蒸汽的压力。因此，将低温再热蒸汽作为吹灰汽源还是比较稳定的。

6 结论

综上所述，蒸汽吹灰系统对电站锅炉的正常工作有着极为重要的意义。因此，我们必须要保障蒸汽吹灰系统的稳定运行，对存在的问题进行科学的分析，并做好蒸汽吹灰系统的改造工作，以提高锅炉运行的安全性和经济性。

参考文献

[1]高新新.电站锅炉蒸汽吹灰系统运行优化[J].节能，2014（01）.

[2]程金武.600 MW“W”锅炉蒸汽吹灰器对运行经济性影响分析[J].河南电力，2011（04）.

〔编辑：刘晓芳〕