基于超超临界燃煤机组锅炉本体吹灰汽源的优化方案

孙耀伟

【摘 要】鲁阳电厂一期 2×1000MW 机组锅炉为东方锅炉股份有限公司生产超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号：DG3000/26.15-Ⅱ1型，吹灰汽源取自屏过出口、高温过热器进口连接管，BMCR 工况下蒸汽压力25.15Mpa、温度 605℃。

【关键词】锅炉；本体吹灰汽源；超超临界燃煤机；改造方案

1存在的问题

吹灰蒸汽手动总阀及电动总阀运行压力和运行温度都很高，吹灰器每天要投运，吹灰电动总阀每天至少操作一次，吹灰器或管道出现故障，吹灰系统需要隔离处理，因此对吹灰系统对运行、维护人员存在一定的安全隐患。吹灰蒸汽调阀前后压差非常大，造成吹灰系统运行时现场噪音非常大，同时，由于该调阀运行条件恶劣，阀门容易损坏，一旦吹灰手动总阀及吹灰电动总阀出现故障长期退出运行，则锅炉无法进行吹灰，势必影响机组的安全运行。此外，自高温过热器的汽源，锅炉负荷≥70%MCR具备吹灰条件时，温度、压力都在520℃和26MPa左右，远远超出所需的蒸汽参数，经过大幅度的减温减压后才能使用，如此高品质蒸汽减温减压，是一种能量的巨大浪费。

2 改造方案

锅炉本体吹灰汽源实际需要参数为蒸汽压力 2.8MPa、温度350℃；空预器吹灰汽源参数 1.5MPa、温度 340℃ 左右。高温高压汽源减温减压后供吹灰用，一方面能耗损失较大，另一方面对设备冲刷，造成设备故障较多，影响设备可靠性。将吹灰蒸汽由取自屏过出口改为取自低再进和出口，即让高品质的高温高压蒸汽在汽轮机高压缸中做功以后用于锅炉吹灰，可以提高机组的效率。为保证吹灰器吹灰系统安全稳定使用，结合我厂实际情况，吹灰系统蒸汽参数选择要求：蒸汽压力 1.8MPa，过热度大于100℃，且不超过400℃。一期运行工况，汽机高压缸 TRL 工况排汽温度是 341℃，压力4.71MPa 左右。在 500～1000MW 负荷范围变化时，低再入口温度在338～354℃ 变化，压力在2.5～4.8MPa 变化，选取在机组 70% 额定负荷左右时的蒸汽：温度 330℃，压力 3.52MPa。经过减压阀减压到 1.8MPa，过热度约 80℃，低于锅炉厂要求的过热度下限值，锅炉厂要求大于 100℃ 以上，所以不满足本体吹灰要求。在 500～1000MW 负荷范围变化时，低再出口蒸汽温度在 462-526℃ 变化，压力 1.82～3.22MPa 变化。选取在机组 70% 额定负荷左右（约 700MW）时的蒸汽参数：温度 525℃，压力 3.4 MPa，经过减压阀减压到 1.8MPa，过热度约 300℃，过热度太大，调节阀后的 20G 材质管道无法满足使用，考虑长期安全运行，需要增加一套减温装置，从原低再减温水管道引一路减温水，将低再出口蒸汽减温至 400℃ 以内，满足本体吹灰要求。因此可以选择低再出口蒸汽做为一期锅炉本体吹灰汽源。改造后，系统流程示意图如图 1。

原从屏过引出的吹灰蒸汽管路及减温减压站（吹灰手动总阀、吹灰电动总阀及吹灰减温减压阀）以及吹灰蒸汽管路安全阀保留，作为事故备用汽源。吹灰汽源改造，需从低再出口至高再连通管上对称开两个孔，焊接管接座，并从屋顶大罩穿出，引到原锅炉本体吹灰汽源母管，在原吹灰蒸汽管路安全阀前接入，该管道同样设置一个手动总阀、电动总阀及吹灰减温减压阀门和止回阀，同时配一套减温装置，减温水从再热器减温水引出。

参考文献：

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（作者单位：国家电投集团河南电力有限公司平顶山发电分公司）