660MW機(jī)組鍋爐蒸汽吹灰系統(tǒng)汽源優(yōu)化

李永斌

摘 要：文章結(jié)合呂四港電廠4號(hào)機(jī)組對(duì)660MW機(jī)組鍋爐的蒸汽吹灰汽源現(xiàn)狀進(jìn)行了分析，對(duì)不同的蒸汽吹灰汽源進(jìn)行了對(duì)比，提出選擇吹灰汽源的最佳優(yōu)化方案。

關(guān)鍵詞：蒸汽吹灰系統(tǒng)；汽源優(yōu)化；蒸汽壓力

1 概述

目前超臨界機(jī)組600MW機(jī)組鍋爐多采用蒸汽吹灰系統(tǒng)。蒸汽吹灰是利用一定壓力和干度的蒸汽，從吹灰器的噴嘴高速噴出，對(duì)受熱面進(jìn)行吹掃，達(dá)到清潔受熱面的目的。在保證鍋爐及吹灰系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，合理選擇蒸汽吹灰的汽源，對(duì)降低機(jī)組吹灰過(guò)程損耗、提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性具有十分重要的意義。

2 蒸汽吹灰系統(tǒng)汽源的選擇

目前電站鍋爐對(duì)蒸汽吹灰系統(tǒng)汽源蒸汽的選擇，一般有分隔屏過(guò)熱器出口蒸汽、低溫再熱器入口蒸汽和低溫再熱器出口蒸汽等。

汽源在壓力方面并無(wú)很大的差別，但是溫度相差比較多，所以選擇低溫再熱器出口蒸汽作為汽源主要是考慮其有較高的過(guò)熱度，而選擇低溫再熱器入口蒸汽則考慮此處蒸汽溫度與吹灰器工作溫度相近，可以減少吹灰時(shí)的減溫水量甚至取消減溫裝置。管路布置和閥門的選擇也是在選擇再熱蒸汽作為汽源時(shí)需要考慮的因素。另外由于再熱蒸汽壓力并未高出吹灰器工作壓力許多，所以應(yīng)避免管道過(guò)長(zhǎng)或者閥門型式不當(dāng)造成的吹灰系統(tǒng)汽源壓力損失過(guò)多，影響吹灰器的正常工作范圍。

3 汽源優(yōu)化需要考慮的因素

進(jìn)行蒸汽吹灰系統(tǒng)汽源優(yōu)化的前提是保證蒸汽吹灰器能夠安全、穩(wěn)定地運(yùn)行，滿足鍋爐運(yùn)行中蒸汽吹灰的需要，因此在優(yōu)化之前必須對(duì)影響安全及相關(guān)因素進(jìn)行充分考慮論證。

3.1 蒸汽壓力

保證合理的減溫減壓后蒸汽壓力對(duì)蒸汽吹灰系統(tǒng)都能工作正常至關(guān)重要。一般來(lái)說(shuō)，吹灰壓力根據(jù)鍋爐結(jié)焦部位、結(jié)焦程度的不同，大都定在0.8～2.0MPa之間。實(shí)踐表明，對(duì)結(jié)焦不嚴(yán)重的鍋爐，在調(diào)整中選定吹灰上限壓力為1.5MPa左右比較合適。此壓力為吹灰器噴嘴處的壓力，考慮到系統(tǒng)中閥門的節(jié)流損失和管道的沿程阻力，減溫減壓后的壓力要高于此壓力。實(shí)際運(yùn)行中長(zhǎng)吹灰器由于其槍管長(zhǎng)、流量大、工作環(huán)境溫度高，故運(yùn)行中將吹灰器的工作壓力定位長(zhǎng)吹灰器1.5MPa，半長(zhǎng)吹灰器1.5MPa，爐膛吹灰器1.0MPa，工作溫度均為320℃。通過(guò)計(jì)算，選擇合理的管徑和閥門型式，在75%負(fù)荷以上完全可以保證減溫減壓閥門的蒸汽壓力滿足吹灰要求。所以從保證蒸汽吹灰器工作壓力的角度，將汽源優(yōu)化在低溫再熱器出口是完全可行的。

3.2 蒸汽過(guò)熱度

為了保證吹灰器工作正常，吹灰蒸汽需要有一定的過(guò)熱度，最好在80℃以上。如果吹灰蒸汽過(guò)熱度不高，不僅可能使蒸汽在吹灰器中凝結(jié)，而且蒸汽進(jìn)入爐膛后，會(huì)使局部煙氣急劇冷卻，低溫蒸汽在爐內(nèi)受熱汽化，體積膨脹，使燃燒動(dòng)力場(chǎng)發(fā)生變化，燃燒受到干擾，爐膛負(fù)壓擺動(dòng)，當(dāng)遇到煤質(zhì)較差時(shí)，容易造成爐膛滅火。

另外如果過(guò)熱度過(guò)低，會(huì)增加煙氣中的含濕量，使煙氣露點(diǎn)溫度升高，增加結(jié)露的可能性，從而造成省煤器和空預(yù)器堵灰和腐蝕現(xiàn)象。而哈鍋660MW機(jī)組在330～660MW負(fù)荷區(qū)域內(nèi)，低溫再熱器出口蒸汽溫度均在500℃以上，低溫再熱器入口溫度均在327℃以上，兩路汽源的蒸汽過(guò)熱度完全能滿足要求。

3.3 蒸汽管道布置和閥門選型

根據(jù)哈爾濱鍋爐廠提供的鍋爐平面圖，分隔屏過(guò)熱器出口聯(lián)箱與低溫再熱器出口聯(lián)箱位置接近，都在鍋爐頂部，相隔僅數(shù)米。如果選用低溫再熱器出口聯(lián)箱的蒸汽作為蒸汽吹灰的汽源，在鍋爐結(jié)構(gòu)方面的設(shè)計(jì)完全沒(méi)有必要進(jìn)行過(guò)多的更改就能滿足要求；如果選用低溫再熱器入口蒸汽作為蒸汽吹灰的汽源，需重新進(jìn)行吹灰蒸汽母管的布置。從蒸汽管道布置的情況比較而言，低溫再熱器出口聯(lián)箱的蒸汽作為吹灰汽源具有更大的優(yōu)勢(shì)。

對(duì)于呂四港電廠鍋爐而言，由于各吹灰器分支汽源管及疏水管的材質(zhì)均為20G，此種管材最佳使用溫度上限為450℃。為避免蒸汽吹灰汽源優(yōu)化改造之后，對(duì)吹灰器各連接管道的安全運(yùn)行和使用壽命受到影響，蒸汽吹灰汽源改造后調(diào)節(jié)閥后蒸汽溫度應(yīng)≤450℃。如果選用低溫再熱器入口蒸汽作為吹灰汽源，其在機(jī)組任何負(fù)荷下的溫度均低于450℃，完全滿足要求，而且閥門選型也不用選擇等級(jí)很高的調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)閥的節(jié)流損失也較??；如果選用低溫再熱器出口蒸汽作為蒸汽吹灰汽源，調(diào)節(jié)閥后蒸汽溫度均高于450℃，將會(huì)嚴(yán)重降低吹灰器各連接管道的安全性和使用壽命。

通過(guò)對(duì)分隔屏過(guò)熱器出口蒸汽、低溫再熱器入口蒸汽和低溫再熱器出口蒸汽作為蒸汽吹灰汽源在蒸汽壓力、過(guò)熱度、管道布置、閥門選型、吹灰器安全運(yùn)行等發(fā)面的綜合比較，選擇低溫再熱器入口蒸汽作為蒸汽吹灰汽源較為合適。

4 汽源優(yōu)化后的效益

為了對(duì)汽源優(yōu)化后機(jī)組經(jīng)濟(jì)性變化進(jìn)行量化，分別對(duì)采用分隔屏過(guò)熱器出口蒸汽和低溫再熱器入口蒸汽吹灰時(shí)的發(fā)電標(biāo)煤耗進(jìn)行了計(jì)算。

改造前吹灰氣源取自后屏過(guò)熱器出口，由分隔屏入口蒸汽壓力p1=26.15MPa、溫度t=516℃，查得蒸汽焓值h1=3207.194kJ/kg、熵S1=6.002kJ/（kg·K）。環(huán)境溫度按t0=20℃計(jì)算，查得飽和水焓h0=83.90kJ/kg、飽和水熵S0=0.2957kJ/（kg·K）。

分隔屏過(guò)熱器蒸汽的為：

同理可計(jì)算出低溫再熱器入口蒸汽的為：

則每kg蒸汽節(jié)省的折算成電量為：

第一，鍋爐長(zhǎng)伸縮式吹灰46臺(tái)，單臺(tái)吹灰時(shí)間6min，每分鐘耗汽量90kg/min，單臺(tái)耗汽量540kg，每6天吹灰1次，總耗汽量4140kg/天。第二，鍋爐半長(zhǎng)吹灰6臺(tái)，單臺(tái)吹灰時(shí)間8min，每分鐘耗汽量52kg/min，單臺(tái)耗汽量416kg，每6天吹灰1次，總耗汽量416kg/天。第三，鍋爐短吹灰76臺(tái)，單臺(tái)吹灰時(shí)間20s，每分鐘耗汽量82kg/min，單臺(tái)耗汽量27kg，每2天吹灰1次，總耗汽量1037kg/天。第四，鍋爐空預(yù)器吹灰（4臺(tái)），單臺(tái)吹灰時(shí)間40min，每分鐘耗汽量50kg，單臺(tái)耗汽量2000kg，每天吹灰4次，總耗汽量32000kg/天。

每天蒸汽總耗量為：4140+416+1037+32000=37593kg/天。

機(jī)組年運(yùn)行時(shí)間按220天計(jì)算，年蒸汽耗量為：37593×220=8270460kg。

蒸汽折算的年電量為：34311600kg×0.07612kW·h=2611780kW·h。

按上網(wǎng)電價(jià)折合人民幣為：2611780kW·h×0.378元/kWh=98.7萬(wàn)元，四臺(tái)機(jī)組節(jié)約共計(jì)約394.8萬(wàn)元。

5 結(jié)束語(yǔ)

將蒸汽吹灰汽源從分隔屏過(guò)熱器出口改至低溫再熱器進(jìn)口此種優(yōu)化方式，經(jīng)濟(jì)效益是比較顯著的，對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性提高、標(biāo)準(zhǔn)煤耗的降低具有明顯的效果。公司4號(hào)機(jī)組的吹灰汽源改造工程將于5月底結(jié)束，投運(yùn)后必將產(chǎn)生明顯的經(jīng)濟(jì)效益。

參考文獻(xiàn)

[1]朱國(guó)琪，李亞琴.如何合理制訂鍋爐蒸汽吹灰方案[J].寧夏電力，2007（3）.

[2]趙永剛.電站鍋爐蒸汽吹灰系統(tǒng)綜述[J].華北電力技術(shù)，1996（5）.