1 000 MW机组锅炉吹灰汽源改造

2017-11-07秦希超

综合智慧能源 2017年10期

关键词：吹灰烟道蒸汽

秦希超

(广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515223)

1 000 MW机组锅炉吹灰汽源改造

秦希超

(广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515223)

为了改善锅炉吹灰系统的安全性和经济性，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，以降低机组吹灰损耗，提高机组经济性。通过对比3种吹灰汽源方案，最终选择高压缸排汽与低温再热器入口蒸汽混合作为吹灰汽源，改造后锅炉热耗率及发电煤耗降低，优化了吹灰调节阀的工作条件，提高了机组的安全性。

1 000 MW机组：吹灰；汽源；经济性

表1 吹灰器单次吹灰耗汽量统计

1 设备概况

某电厂#3锅炉为东方锅炉股份有限公司制造的1 000 MW超临界锅炉。锅炉本体吹灰器的蒸汽汽源引自锅炉末级过热器进口集箱，脱硝、空气预热器(以下简称空预器)吹灰的汽源有两路：启动时使用辅助蒸汽汽源，正常运行时汽源来自锅炉末级过热器进口集箱。

根据安装位置的不同，吹灰器可分为炉膛吹灰器、过/再热器吹灰器(水平烟道和尾部烟道)、脱硝吹灰器和空预器吹灰器。#3锅炉共设置有82只炉膛吹灰器、34只水平烟道长伸缩式吹灰器、18只烟道半长伸缩式吹灰器、16只脱硝吹灰器和4只空预器吹灰器。

2 改造前工况分析

锅炉本体吹灰器的蒸汽汽源引自锅炉末级过热器进口集箱，设计蒸汽压力为26.42 MPa，温度约为551 ℃。减温水压力为20.00 MPa，温度为186 ℃。空预器吹灰器用辅助蒸汽汽源压力为1.50 MPa，温度为350 ℃。

锅炉运行规程中规定：(1)每天夜班06:00投入全面吹灰，也可根据各部烟温及受热面清洁情况进行不定期吹灰；(2)每天中班、夜班投入1次空预期吹灰；(3)机组在小于50%额定负荷运行时，严禁对炉膛水冷壁进行吹灰，以避免影响稳定燃烧。

综合分析近3年的运行数据可知，该电厂锅炉吹灰器的投运频率为：全面性吹灰每天1次，空预器吹灰每班1次，每天共计3次。每种类型的吹灰器单次吹灰的耗汽量统计见表1。

由表1可知，每投1次全面吹灰的耗汽量为155.94 t，投1次空预器吹灰的耗汽量为10.33 t。在现有的吹灰器运行方式下，每天吹灰的耗汽量为176.60 t。

当前吹灰汽源为屏式过热器(以下简称屏过)出口蒸汽，长期使用屏过出口蒸汽吹灰，吹灰系统安全性和经济性下降，主要表现在以下几方面。

(1)额定负荷下屏过出口蒸汽压力约为25.0 MPa，而吹灰调整门后设计最佳蒸汽压力约为2.9 MPa，调节站前、后压差大，调节阀工作条件恶劣，易产生振动，导致管道振动和调节阀损坏。

(2)阀门站密封压差大，易发生泄漏，增加工质泄漏损失，运行经济性降低。

(3)因减温水系统难以保持严密，经常造成吹灰蒸汽中带水，导致吹灰器喷嘴开裂，影响机组运行的安全性。

(4)屏过出口蒸汽能级品质高，用于吹灰时工质有效能不能充分利用，经济性较差。

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，可有效降低机组吹灰损耗，提高机组的经济性。

3 吹灰汽源改造方案

吹灰汽源改造的目的是改善吹灰调节阀的工作条件，实现吹灰汽源与吹灰器用汽参数匹配。根据表1中各类型吹灰器的工作蒸汽压力、温度可知，可选用的蒸汽汽源有高压缸排汽和低温再热器(以下简称低再)出口蒸汽。部分负荷下机组运行参数见表2(表中：THA工况为热耗率验收工况)。

3.1高压缸排汽

从表2可知：发电机功率为1 001.0 MW时，低再入口压力为4.74 MPa，温度为342.7 ℃；发电机功率为859.6 MW时，低再入口压力为 4.00 MPa，温度为345.8 ℃；发电机功率为765.6 MW时，低再入口压力为3.46 MPa，温度为342.9 ℃；发电机功率为509.8 MW时，低再入口压力为2.39 MPa，温度为352.4 ℃。

离减压站最远的炉膛吹灰器的设计蒸汽工作压力为1.8 MPa，温度为340 ℃。水平烟道吹灰器的设计蒸汽工作压力为2.7 MPa，温度不超过370 ℃ 。从运行参数来看，70%额定负荷以上时低再入口的蒸汽压力可满足不同类型吹灰蒸汽的需求[1-10]。水平烟道吹灰器的说明书只提出蒸汽工作温度不能超过370 ℃，经咨询制造厂家，水平烟道吹灰器的蒸汽工作温度不宜低于 350 ℃，因此，高压缸排汽作为单独吹灰汽源时，蒸汽温度不满足水平烟道吹灰器的运行需求。

3.2低再出口蒸汽

从表2可知：发电机功率为1 001.0 MW时，低再出口压力为4.59 MPa，温度为540.2 ℃；发电机功率为859.6 MW时，低再出口压力为3.88 MPa，温度为525.2 ℃；发电机功率为765.6 MW时，低再出口压力为3.38 MPa，温度为519.8 ℃；发电机功率为509.8 MW时，低再出口压力为2.35 MPa，温度为522.0 ℃。由于吹灰蒸汽的温度不能超过370 ℃，使用低再出口蒸汽作为吹灰汽源时需设置减温水系统。

3.3高压缸排汽与低再入口蒸汽的混合汽源

单独使用高压缸排汽作为吹灰汽源时，蒸汽温度无法满足水平烟道吹灰器工作的要求，因此，可将高压缸排汽作为主要吹灰汽源，低再出口蒸汽作为调节汽源，调节蒸汽温度以满足水平烟道吹灰器的工作条件。

吹灰器的投运方式为2只吹灰器同时工作，水平烟道吹灰器工作时所需的最大吹灰蒸汽流量为15.640 t/h，水平烟道吹灰器的最低工作压力为2.70 MPa，工作温度为350 ℃。考虑吹扫蒸汽压力和流量裕度为10%的要求，吹扫蒸汽的流量为17.186 t/h，水平烟道吹灰器工作参数为2.97 MPa，350 ℃。即高压缸排汽和低再出口蒸汽在投运水平烟道吹灰器时，蒸汽流量为 17.186 t/h，吹扫蒸汽调节阀后的蒸汽参数为2.97 MPa，350 ℃。

通过分析#3锅炉运行的历史数据可知，在凝汽器压力基本保持不变的情况下，锅炉主蒸汽流量与高压缸排汽压力、低再出口压力存在线性关系，即通过线性插值的方法可知，在70%额定负荷及以上时，高压缸排汽压力、低再出口蒸汽压力可满足水平烟道吹灰器运行的条件。

表2 部分负荷下机组运行参数

4 结论

利用等效热降理论可分析1000MW机组单个因素变化对机组经济性影响量的大小。通过计算可知，主蒸汽泄漏量每增加1t/h对热耗率的影响为2.816kJ/(kW·h)，再热蒸汽泄漏量每增加1t/h对热耗率的影响为2.573kJ/(kW·h)，高压缸排汽泄漏量每增加1t/h对热耗率的影响为1.986kJ/(kW·h)。据此可估算吹灰汽源改造的节能量。需要指出的是，等效热降的计算结果是单个因素在额定工况基础上发生少量偏差的计算结果，随着偏差的增大，影响量并非总是线性关系。经计算，吹灰汽源改造后锅炉热耗率降低4.94kJ/(kW·h)，发电煤耗降低0.18g/(kW·h)。

若吹灰系统中使用减温水，由于减温水系统难以保持严密，经常造成吹灰蒸汽中带水，导致吹灰器喷嘴开裂。使用高压缸排汽与低再入口蒸汽的混合汽源，不需要设置减温水系统，提高了机组运行的安全性。

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