王云鹏

（新乡中益发电有限公司，河南 长垣 453400）

在燃煤锅炉运行中，受热面的积灰和结渣是不可避免的，其不仅影响锅炉的经济性，还影响锅炉的安全性，如受热面积灰或结渣将使排烟温度提高，锅炉效率降低；炉膛内结渣积灰过重，将使过热器和再热器管超温甚至爆管；锅炉投油期间应保持空气预热器连续吹灰防止尾部烟道再燃烧等，为此吹灰系统也是锅炉重要附件之一。公司锅炉吹灰系统设计时取自屏式过热器出口管道，此处蒸汽参数高，经减温减压后可保证正常负荷变动范围内的任何受热面吹灰，缺点是蒸汽参数高使吹灰减温减压站的电动门及调整门经常故障，另外，高品质蒸汽经减温减压变成低品质蒸汽也不经济，为此公司决定对锅炉吹灰汽源进行改造，用冷再入口汽源作为锅炉吹灰汽源。

1 设备简介

公司2×660MW 锅炉型号为DG2060/26.15- Ⅱ2 型超超临界直流炉，单炉膛，平衡通风，全悬吊Π 型布置。引风机为小汽轮机驱动，小汽轮机正常工作汽源采用主机四段抽汽，启停时汽源采用辅助蒸汽，另设一路高压备用汽源取自锅炉冷再入口。锅炉吹灰系统及吹灰器由湖北戴蒙德设计和制造，每台炉共设计IR-3Z 型48 只，IK-545 型30 只，IK-525EL 型4 只，IK-AH 型2 只，IK-525DM3 型2 只，IK-525SL 型18 只，其中屏式过热器底部的IK01、IK16 两只吹灰器最小阀前压力最高，要求不低于2.09 Mpa，其余均在1.76 Mpa 以下。炉本体吹灰汽源取自屏式过热器出口管道，蒸汽参数设计值：28MPa、554℃，经减温减压后蒸汽参数：3MPa、350℃，减温水取自于锅炉再热器减温水母管。

2 存在的问题

正常运行时锅炉各受热面吹灰汽源取自屏式过热器出口，汽源汽压一般随着负荷变化在15 ～26MPa 之间，汽温多在550 ～560℃之间，经减温减压后为3MPa、350℃，蒸汽品质降低很多。另外，锅炉每天都有受热面需要吹灰，尤其是空气预热器每天需吹灰3 次，吹灰系统投退频繁，造成吹灰电动门、调整门易发生故障，几乎每月都要检修一次，存在严重安全隐患。

3 改造方案的提出

根据公司吹灰器设计资料，多数情况下减温减压站后2.5MPa 就能满足要求，只屏式过热器底部的IK01、IK16 两只吹灰器要求高，需要3MPa。正常运行中330MW 时冷再入口蒸汽参数为2.3MPa、340℃，基本上能满足大多数吹灰器的吹灰要求。若能将吹灰汽源由屏式过热器出口改为冷再入口，不仅能大大提高吹灰的安全性，还可以用低品质蒸汽代替高品质蒸汽，提升锅炉经济效益。

4 改造方案可行性分析

（1）汽源接口的选择。公司汽动引风机高压备用汽源取自锅炉冷再，管道设计值为φ159×9，额定负荷时蒸汽参数5.16MPa、336℃，该路汽源经过锅炉左侧13.7m 平台下方。锅炉吹灰减温减压站吹灰蒸汽母管设计值为φ159×7，减温减压站前管道设计压力28MPa，设计温度554℃，减温减压站后管道设计压力3MPa，设计温度350℃。由以上参数对比可知，汽动引风机高压备用汽源管道能满足吹灰减温减压站管道要求，可以考虑将此路汽源引至吹灰减温减压站前接入吹灰系统。

（2）负荷变动对吹灰蒸汽参数的影响。冷再入口蒸汽参数设计值40% 负荷时为1.95MPa、351℃，50% 负荷时为2.39MPa、349℃，75%负荷时为3.54MPa、342℃，即50%负荷时只IK01、IK16 不能满足，其余均能满足。考虑到公司锅炉受热面吹灰是按周期进行，而机组负荷也不可能一直在50%及以下，故采用冷再入口汽源能满足锅炉吹灰要求。

5 改造方案的实施

现场勘察汽动引风机小机高压备用汽源从锅炉左侧13.7m 处经过，在空气预热器对应位置将此汽源接三通，引一路蒸汽管道至锅炉右侧70m 平台吹灰减温减压站，从原屏式过热器出口供汽管道处接入，替代原屏式过热器汽源，管道设计值为φ114×7，材质为20G，设计压力6.19MPa，设计温度383℃，考虑到原手动截止阀、电动截止阀、电动调节阀均为高压阀门，且均已有损伤，故将这三个阀门均更换为与现管道相匹配的阀门，电动调阀后的蒸汽参数因与原设计一样，故安全阀及其他附件不再作改动。

6 改造后的运行效果

2019 年10 月两台锅炉先后进行吹灰汽源改造，其中2#炉率先完成，并于2019 年11 月22 日启动并网，冷再吹灰汽源正式使用，记录不同负荷下冷再吹灰汽源参数：264MW时为1.97MPa、367℃，330MW 时为2.49MPa、366℃，420MW时为3.2MPa、358℃。由以上数据可知，264MW 时汽压低，不能满足吹灰要求；330MW 时汽压2.49MP，只有IK01、IK16 两台吹灰器不能满足；420MW 时蒸汽参数能达到吹灰减温减压站后的额定值，能满足锅炉全部受热面吹灰要求。由于330MW 以下负荷并不多，运行中完全可以在330 ～420MW时对IK01、IK16 以外的其他受热面进行吹灰，在420MW 及以上负荷时对IK01、IK16 吹灰器进行吹灰，这样冷再入口汽源完全能满足运行要求。

7 经济分析

（1）检修方面经济分析。改造前因屏式过热器出口汽温、汽压高，吹灰减温减压站的电动门、调整门几乎每月需要检修一次，每次人工费及材料费按目前价格需2000 元，每年每台炉检修费用约2 万元。改造后基本上不用检修，每年两台炉能节省检修费用4 万元。

（2）运行方面经济分析。①每台炉吹灰蒸汽年用量计算。根据吹灰器设计资料，空气预热器单次吹灰蒸汽总量为8812kg，脱硝单次吹灰蒸汽总量为11064kg，其余所有受热面单次吹灰蒸汽总量为27740kg。2019 年每台炉平均运行6555.55 小时，空气预热器吹灰频率为每天3 次，脱硝吹灰频次为30 天1 次，其余受热面吹灰频次为4 天1 次，则空气预热器年吹灰蒸汽耗量7220938.3kg，脱硝年吹灰蒸汽耗量100737kg，其余受热面年吹灰蒸汽耗量1894280.8kg，每台炉年吹灰蒸汽耗量9215956kg。②冷再入口吹灰蒸汽用量折算为屏式过热器吹灰蒸汽用量。2019 年每台炉平均负荷为374.5MW，此负荷下屏式过热器出口蒸汽参数为15.92MPa、554.5 ℃，焓值为3452.28kJ/kg；吹灰减温水参数为6.6MPa、150.3℃，焓值为637.4kJ/kg；冷再入口蒸汽参数为2.8MPa、361℃，焓值为3145.39kJ/kg。因吹灰蒸汽年总量应为屏过出口蒸汽年总量与吹灰减温水年总量之和，由热量平衡可计算出屏式过热器出口蒸汽年总量为8211194kg，2019 年每台炉年运行6555.55 小时，折算成蒸汽流量为1252.56kg/h。③冷再汽源代替屏式过热器汽源节约费用。根据公司高压缸效率可计算出每100t/h 屏式过热蒸汽影响煤耗9g/kWh，则1252.56kg/h 屏式过热蒸汽影响煤耗为0.1127g/kWh。2019 年公司发电量49.055 亿kWh，则0.1127g/kWh 需标煤552.85 吨，公司2019 年标煤单价680元/吨，则节约燃煤费用37.6 万元。

8 结语

从实际运行来看，将吹灰汽源由屏式过热蒸汽改为冷再入口蒸汽能满足运行要求，改造后吹灰电动门及调整门基本不用检修，吹灰减温水基本不用，每年能节省维护费用4 万元，节省燃煤费用37.6 万元。本次改造两台炉共花费168 万元，基本上4 年就能收回成本。