300MW吹灰汽源改造

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1、xx电厂2×660MW机组吹灰汽源改造可行性分析1锅炉吹灰系统xx电厂2×660MW机组，每台锅炉本体部分有64只炉膛吹灰器布置在炉膛部分，40只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，每台空预器烟气侧进、出口端各布置1只伸缩式吹灰器，锅炉本体吹灰汽源取自后屏进口集箱，设计蒸汽温度为514℃，压力为27.6MPa，吹灰蒸汽自后屏过热器进口集箱接出后经过气动调节阀减压，减压阀前管路上布置有一只手动截止阀和一只电动截止阀作关闭汽源用，减压阀后管路上设有一只安全阀（整定压力为4.0

2、MPa）以防吹灰蒸汽超压，吹灰器布置图见图1。图1吹灰器布置图2原吹灰系统存在的问题2.1阀门磨损较快，易泄漏锅炉本体吹灰汽源取自后屏分隔屏进口集箱，阀门压力高，压差大，阀门前设计压力为27.6MPa，阀门后压力为3MPa，压差接近25MPa，使得阀门磨损较快，容易造成泄漏。2.2受热面易被吹损阀门泄漏不仅会导致经济性的降低，而且由于个别吹灰器提升阀不严密，还会使蒸汽一直吹某一受热面，增加了枪管自身泄漏以及锅炉四管泄漏的可能性。某电厂就曾出现过将吹灰系统的调节门、电动门、手动门全部关闭后，管道仍

3、然带压的情况，两台锅炉的A级检修中，均发现炉膛、水平烟道、尾部烟道吹灰器对应部分位置受热面磨损相当严重，再运行一段时间就有可能造成受热面泄漏事故的发生。3吹灰汽源改造为低温再热蒸汽的优点3.1运行安全性提高使用再热蒸汽时，BMCR工况时蒸汽压力只有4MPa，不到后屏汽源压力的20%，差压只有1MPa，不到后屏汽源的5%。阀门的工作条件得到显著改善，泄漏的可能性大为减少，运行可靠性将大幅提高。3.2锅炉受热面寿命延长汽源改造后，由于运行压力低、阀门可靠性提高，锅炉各受热面被蒸汽长期吹扫损坏的可能性

4、减小，寿命延长。3.3运行经济性提高根据等效热降法，计算出不同负荷下，后屏蒸汽、再热蒸汽损失1t/h，导致机组煤耗率的增加值见表1。吹灰汽源改用再热蒸汽后煤耗可降低0.06353g/(kW·h)，按照机组年运行5500h，发电量33亿kW·h，标煤单价600元/t计算，每年可节约210t标准煤，折合人民币约12万元。表1改造前后吹灰蒸汽损失对煤耗的影响项目/工况BMCR负荷100%负荷75%负荷50%负荷后屏蒸汽对煤耗的影响0.29160.3280.44860.7024{g/(Kw.h)}再热蒸

5、汽对煤耗的影响0.27780.30640.40480.5067{g/(Kw.h)}两者损失差0.01390.02170.04380.1417{g/(Kw.h)}不同负荷工况电10303030量占比（%)改造后减少损失0.06353{g/(Kw.h)}3.4吹灰母管内蒸汽温度更加稳定按照热力学理论:在不考虑管道散热时，节流降压是一个等焓膨胀的过程。不同负荷时改造前后减压后的蒸汽温度见表2、表3。表2不同负荷下后屏蒸汽节流到3MPa时的温度项目/工况BMCR负荷100%负荷75%负荷50%负荷后屏蒸

6、汽压力（Mpa)26.12625.214.3后屏蒸汽温度（℃)515514508492焓值（kj/kg)3205.13202.883192.63297.16节流后温度（℃)388.46387.43382.95428.92表3不同负荷下再热蒸汽节流到3MPa时的温度项目/工况BMCR负荷100%负荷75%负荷50%负荷再蒸汽压力（Mpa)4.242.82再蒸汽温度（℃)318315304298焓值（kj/kg)3007.033002.923010.483019.61节流后温度（℃)304303.3

7、4304298由表2，3可以看出，吹灰汽源使用后屏汽源时，从B-MCR工况到50%负荷，吹灰母管蒸汽温度变化接近40℃;而在改用再热蒸汽后，相同负荷变化幅度下，温度变化不到10℃，只有原来的25%。火电机组调峰幅度都是比较大的，每次全面吹灰时间都至少需要3～4h，在此期间机组负荷可能会有较大的变化，吹灰蒸汽温度变化小，将会减少金属的热疲劳，延长使用寿命。建议对吹灰汽源进行改造，将锅炉本体吹灰汽源从后屏过热器进口集箱取汽改为从低温再热器进口取汽。从锅炉本体吹灰母管接三通，一路接原减压站，一路从低温

8、再热器进口段管道接管过来。从低温再热器进口管道开孔接至新增加的减压站后，再接至原吹灰母管。新增加的锅炉本体吹灰减压站可以和原减压站互相切换使用。改造后示意图如下图。4改造可行性分析4.1吹灰器厂家对吹灰汽源压力温度的要求炉膛吹灰压力和空预器吹灰时压力设定：最大1.4MPa，最小1.2MPa。长伸缩式吹灰时压力设定：最大2.1MPa，最小1.13MPa。吹灰温度设定：最大400℃，最小250℃，推荐值为280℃。4.2不同负荷下，低再进口蒸汽压力、温度值序号机组负荷冷再进口压力Mpa冷再进口温度℃