电站锅炉蒸汽吹灰系统运行优化

连忠民福建省联盛纸业有限责任公司（361000）



电站锅炉蒸汽吹灰系统运行优化

连忠民
福建省联盛纸业有限责任公司（361000）

摘要：首先这篇文章针对锅炉蒸汽吹灰系统中的问题做了简要分析，进行了简要介绍，提出了合理的改造方案，最后再简析了改造后系统中存在的问题和良好的解决对策，希望能为有关方面提供适当的参考和借鉴。

关键词：锅炉；改造；蒸汽吹灰器

蒸汽吹灰器是最新研发的一种全新的、革命性的设备，能清除各种锅炉积灰。在电站锅炉的实际工作中，它是必备的。然而，在运行中仍存在着一些问题，从而影响了设备的正常运转。因此，还需要对其进行优化改造。这里主要分析了电站锅炉蒸汽吹灰系统的优化，希望能给各有关方面提供一定的帮助。

1　锅炉蒸汽吹灰系统简介

蒸汽吹灰器在电站锅炉上的工作原理是：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。因此有非常广泛的应用。

锅炉吹灰器的位置分布会有所不同，例如：某电厂每台锅炉本体部分共有96台炉膛吹灰器布置在炉膛部分，有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。而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来进行减压，而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，为了防止吹灰蒸汽超压，还在减压阀后管路上设有一只安全阀［1］。

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

锅炉的安全运行受吹灰提升阀严密影响，有些不够严密就增加了受热面被吹损的概率，所以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。

表1　不同负荷下后屏出口蒸汽节流到2 MPa时的温度

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吹灰汽源的选定

根据上述要求，对拟选定的两种汽源进行对比分析，选用低温再热汽进口汽源的优点使降压后的汽温不超过450℃并且不需要减温水装置；而它的缺点是汽温偏低，过热度低，不能满足空预器吹灰过热度的要求。

而如果选用低温再热汽出口汽源的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；不过不足之处是降压后汽温超过450℃，需要增加减温水装置，且就算改造后，其经济性也并未得到提升。

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［2］。

4　改造效果分析

锅炉低温再热器进口蒸汽母管可用于改造吹灰气源，工作环境因为蒸汽参数降低，吹灰蒸汽系统吹灰阀门得到了大大改善，同时阀门泄漏故障大大减少。改造后，吹灰器的热能消耗明显降低，不仅安全、而且经济效益也提高了。

4.1减少吹灰调节阀泄漏，降低维护成本

改造后，通过对改造后的吹灰系统进行监测了解吹灰蒸汽的各项参数完全满足锅炉蒸汽吹灰的要求有以下两方面：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，从而提升了机组的经济性，降低了其本身消耗的热能。

4.2降低受热面吹损故障，延长使用寿命

吹灰阀门泄漏的概率因为改造后大大降低，同时锅炉受热面被吹损的概率大大降低，所以安全性提高。另外，当机组负荷从100％降至50％时，因吹灰气源改为了低温再热进口的蒸汽后，吹灰母管蒸汽温度仅变化了46℃，从而减少了金属的热疲劳，并延长了其使用寿命。

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 kg下降至3 022 kg，焓值下降了10 889 760［（3 316 kg-3 022 kg）×37 040 kg=10 889 760］，换算为功，相当于多发电1 361.22 kW·h（10 889 760 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

锅炉的启动期间是在油、煤混烧的状态，很多未燃尽的油、煤燃料因燃尽率较低聚集在空预器的蓄热元件上。所以必须对空预器连续吹灰。可将邻机辅汽作为解决吹灰汽源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的问题［3］。

气温偏低和过热度小是低再进口汽源的缺点，所以不能满足空预器吹灰过热度的要求，因此存在吹灰蒸汽过热度较低而导致空预器堵塞的可能。

经这一问题提出了解决对策：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，通过编制逻辑来实现吹灰汽源的切换，可是在这之前要注意进行暖管和疏水。

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。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，电站锅炉的蒸汽吹灰系统在正常工作中有着极为重要的意义。因此，保障蒸汽吹灰系统的稳定运行，并对其存在的问题进行科学的分析，再做好改造工作，就可以提高锅炉运行的安全性和经济性。

参考文献：

［1］高峰，刘海旺，高伟.浅谈电厂锅炉主蒸汽温度变化原因及控制方法［J］.中国新技术新产品，2012（19）.

［2］付新河.火电厂锅炉蒸汽温度控制方案的探讨［J］.广东电力，2007（5）.

［3］孙兆凤，魏炳忠.HG 670/13.7- YMⅡ锅炉主蒸汽温度频繁超温原因分析［J］.内蒙古电力技术，2008（6）.