基于超超臨界燃煤機組鍋爐本體吹灰汽源的優(yōu)化方案

孫耀偉

【摘 要】魯陽電廠一期 2×1000MW 機組鍋爐為東方鍋爐股份有限公司生產(chǎn)超臨界參數(shù)變壓運行直流爐，鍋爐型號：DG3000/26.15-Ⅱ1型，吹灰汽源取自屏過出口、高溫過熱器進(jìn)口連接管，BMCR 工況下蒸汽壓力25.15Mpa、溫度 605℃。

【關(guān)鍵詞】鍋爐；本體吹灰汽源；超超臨界燃煤機；改造方案

1存在的問題

吹灰蒸汽手動總閥及電動總閥運行壓力和運行溫度都很高，吹灰器每天要投運，吹灰電動總閥每天至少操作一次，吹灰器或管道出現(xiàn)故障，吹灰系統(tǒng)需要隔離處理，因此對吹灰系統(tǒng)對運行、維護(hù)人員存在一定的安全隱患。吹灰蒸汽調(diào)閥前后壓差非常大，造成吹灰系統(tǒng)運行時現(xiàn)場噪音非常大，同時，由于該調(diào)閥運行條件惡劣，閥門容易損壞，一旦吹灰手動總閥及吹灰電動總閥出現(xiàn)故障長期退出運行，則鍋爐無法進(jìn)行吹灰，勢必影響機組的安全運行。此外，自高溫過熱器的汽源，鍋爐負(fù)荷≥70%MCR具備吹灰條件時，溫度、壓力都在520℃和26MPa左右，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出所需的蒸汽參數(shù)，經(jīng)過大幅度的減溫減壓后才能使用，如此高品質(zhì)蒸汽減溫減壓，是一種能量的巨大浪費。

2 改造方案

鍋爐本體吹灰汽源實際需要參數(shù)為蒸汽壓力 2.8MPa、溫度350℃；空預(yù)器吹灰汽源參數(shù) 1.5MPa、溫度 340℃ 左右。高溫高壓汽源減溫減壓后供吹灰用，一方面能耗損失較大，另一方面對設(shè)備沖刷，造成設(shè)備故障較多，影響設(shè)備可靠性。將吹灰蒸汽由取自屏過出口改為取自低再進(jìn)和出口，即讓高品質(zhì)的高溫高壓蒸汽在汽輪機高壓缸中做功以后用于鍋爐吹灰，可以提高機組的效率。為保證吹灰器吹灰系統(tǒng)安全穩(wěn)定使用，結(jié)合我廠實際情況，吹灰系統(tǒng)蒸汽參數(shù)選擇要求：蒸汽壓力 1.8MPa，過熱度大于100℃，且不超過400℃。一期運行工況，汽機高壓缸 TRL 工況排汽溫度是 341℃，壓力4.71MPa 左右。在 500～1000MW 負(fù)荷范圍變化時，低再入口溫度在338～354℃ 變化，壓力在2.5～4.8MPa 變化，選取在機組 70% 額定負(fù)荷左右時的蒸汽：溫度 330℃，壓力 3.52MPa。經(jīng)過減壓閥減壓到 1.8MPa，過熱度約 80℃，低于鍋爐廠要求的過熱度下限值，鍋爐廠要求大于 100℃ 以上，所以不滿足本體吹灰要求。在 500～1000MW 負(fù)荷范圍變化時，低再出口蒸汽溫度在 462-526℃ 變化，壓力 1.82～3.22MPa 變化。選取在機組 70% 額定負(fù)荷左右（約 700MW）時的蒸汽參數(shù)：溫度 525℃，壓力 3.4 MPa，經(jīng)過減壓閥減壓到 1.8MPa，過熱度約 300℃，過熱度太大，調(diào)節(jié)閥后的 20G 材質(zhì)管道無法滿足使用，考慮長期安全運行，需要增加一套減溫裝置，從原低再減溫水管道引一路減溫水，將低再出口蒸汽減溫至 400℃ 以內(nèi)，滿足本體吹灰要求。因此可以選擇低再出口蒸汽做為一期鍋爐本體吹灰汽源。改造后，系統(tǒng)流程示意圖如圖 1。

原從屏過引出的吹灰蒸汽管路及減溫減壓站（吹灰手動總閥、吹灰電動總閥及吹灰減溫減壓閥）以及吹灰蒸汽管路安全閥保留，作為事故備用汽源。吹灰汽源改造，需從低再出口至高再連通管上對稱開兩個孔，焊接管接座，并從屋頂大罩穿出，引到原鍋爐本體吹灰汽源母管，在原吹灰蒸汽管路安全閥前接入，該管道同樣設(shè)置一個手動總閥、電動總閥及吹灰減溫減壓閥門和止回閥，同時配一套減溫裝置，減溫水從再熱器減溫水引出。

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（作者單位：國家電投集團(tuán)河南電力有限公司平頂山發(fā)電分公司）