1、 xx 电厂 2660MW 机组吹灰汽源改造 可行性分析 1 锅炉吹灰系统 xx 电厂 2660MW 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4.0MPa）以防吹灰蒸汽超压，吹灰器布置图见图1。 图1 吹灰器
2、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 25 MPa，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
3、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4 MPa，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1 t /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. 0635
4、3 g / ( kWh) ，按照机组年运行5500 h，发电量33 亿kWh，标煤单价600 元/t计 算，每年可节约210 t 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 g/(Kw.h) 0.2916 0.328 0.4486 0.7024 再热蒸汽对煤耗 的影响 g/(Kw.h) 0.2778 0.3064 0.4048 0.5067 两者损失差 g/(Kw.h) 0.0139 0.0217 0.0438 0.1417 不同负荷工况电 量占比（%) 10 30 30 3
5、0 改造后减少损失 g/(Kw.h) 0.06353 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 后屏蒸汽压力（Mpa) 26.1 26 25.2 14.3 后屏蒸汽温度（) 515 514 508 492 焓值（kj/kg) 3205.1 3202.88 3192.6 3297.16 节流后温度（) 388.46 387.43 382.95 428.92 表3 不同负荷下
6、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) 4.2 4 2.8 2 再蒸汽温度（) 318 315 304 298 焓值（kj/kg) 3007.03 3002.92 3010.48 3019.61 节流后温度（) 304 303.34 304 298 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 4 h，在此
7、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
8、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 1 50%BMCR 2.0 298 2 75%BMCR 2.8 304 3 100%BMCR 4.0 315 4.3 通过上述图表数据及附表一至附表三得知，系统改造后的压降已经很 小，而温度几乎不用降低。新增加的锅炉本体吹灰减压站可以保证在 75 BMCR 以上投运本体所有吹灰器；在 50-75BMCR 时，由于新增汽源压力 不足，需切换到原来汽源；由于空预器吹灰器要求吹灰蒸汽的过热度较高， 低温再热器进口汽源在高负
9、荷时，过热度为 115，其余负荷下过热度约 为 100，电厂可根据实际要求选择吹灰汽源。 5 改造后可能存在的问题 吹灰汽源改成低温再热器进口供给后，可以保证在 75BMCR 以上投 运本体所有吹灰器，相比而言，压力相对裕度不大。 5.1 低温再热器进口蒸汽温度低，可能存在管路疏水后存在积水。由于改 造后，吹灰汽源取自低温再热器进口，此处蒸汽温度不高，有可能存在吹 灰管道疏水后，管路里面有冷凝水存在，对吹灰蒸汽的过热度有影响，可 在新加汽源管路最低位置安装一路疏水管路。 5.2 空预器吹灰时，低温再热器进口蒸汽过热度达不到要求。由于电厂要 求空预器吹灰器吹灰时，要求蒸汽过热度很高，从低温再热器
10、进口出来的 蒸汽过热度约 110，此时，可以切换到原来屏过汽源来吹灰。 5.3 吹灰时用汽量及吹灰时间对再热蒸汽出口温度影响较小。吹灰器工作 时最大用汽量约 10T/h,每次吹灰时间 34h，占再热蒸汽量的 1%不到，对 再热器出口汽温影响不大。 6 结论 通过以上分析，锅炉吹灰汽源改为低温再热器进口取汽应该是可行 的；而且原来的汽源继续保留，用来低负荷和空预器吹灰，这样不会带来 不利的后果，且改造后可以提高机组运行的经济性，减少噪音污染，降低 维护费用。 供货范围： 再热器进口集箱电动截止阀至疏水汇总母管为止的整个管道、阀门、支吊 和仪表 非供货范围： 管道和阀门的保温材料； 仪表空气管道；
11、 电缆及电缆接口； 焊接材料及工地焊接； 工地安装； 管路的水压试验和冲管。 阀门和仪表组成表 设备号 设备名称 数量. 型号 电动截止阀 DN80 1 J961Y-P57170V,ROTORK 电驱 气动调节阀 2” ANSI1500 1 进口 FISHER 弹簧全启式安全阀 DN80 P 整定3.0MPa 1 CSJ-S64A2-1 压力表 0-4MPa 1 Y-150 SOR压力控制器 1 5NN-EE3-M4-C1A-X371 ROSEMOUNT 压力变送器 1 3051S2CG5A2F12A1AB3D2 PARKER截止阀 DN10 3 M14W-U16LR-G-SS-HT PARK
12、ER截止阀 DN125 1 M16W-U16LR-G-SS-HT PARKER止回阀 DN125 1 M16W-U16LR-G-SS-HT PARKER截止阀 DN100 1 M16W-U16LR-G-SS-HT 注：具体阀门和仪表型号可根据实际情况进行调整。 注：可研费-6万，设计费-12万，设备费按管子 200 米计算预估 10 万，阀门 看业主系统要求-预估 10万以内， 安装费预估 10万。 合计费用 50万左右 （600MW 机组） 。 附表一：100%BMCR 吹灰器汽水阻力压降流量计算 序号 名称 符号 单位 公式 管道气源管 管道：主管 管道：支管 1 管道进口压力 p MPa
13、 4 3 2.789 2 工作温度 T 315 305.3 305.3 3 工作流量 G h t 16 8 8 4 介质比容 v kg m 30.0612 0.082 0.089 5 管道规格 mm 6 133 F5 108 F3 76 F6 管道内径 Di mm 121 98 70 7 介质流速 w s m Di v G w = 2 7 . 594 23.65 24.16 51.39 8 介质动力粘度 h s Pa 2.06E-05 2.02E-05 2.02E-05 9 雷诺数 Re ( ) v Di w = h 001 . 0 Re 2.27E+03 1.43E+03 2.00E+03
14、10 管道等值粗糙度 e 0.2 0.2 0.2 11 管壁相对粗糙度 Di e Di e 1.65E-03 2.04E-03 2.86E-03 12 管道摩擦系数 l ( ) ( ) 2 log 2 14 . 1 1 e Di + = l 0.0223 0.0235 0.0258 13 管道展开长度 L m 60 110 5 14 90热压弯头 1 n 0.25 15 24 3 15 三通（主管） 2 n 1 0 2 1 16 三通（支管） 3 n 1.8 0 0 0 17 截止阀 4 n 7 4 0 0 18 入口局部阻力系数 5 n 0.500 0.5 0.5 0.5 19 出口局部阻力
15、系数 6 n 1.000 1 1 1 20 管道总局部阻力系数 i n x S 6 1 n n n i + + = L x 20.5 27.5 5.5 21 管道总阻力系数 t x i n Di L t x l x + = 1000 31.535 53.9 7.341 22 管道压降 p D MPa ( ) v w t p = D - 2 10 1 . 1 2 6 x 0.159 0.211 0.12 23 管道出口压力 p MPa 3.841 2.789 2.669 结论：管道及附件选用 PN6.4 等级，20 号钢。目前单台吹灰器运行最大流量约 5 h t ，考虑到运行的安全性，计算中放大
16、安 全系数，流量按 8 h t 。 100%BMCR 时，从汽源到减压站前压降为 0.159MPa，减压站设定值 3.0MPa，能满足吹灰器阀前压力，同时能满足高温部分长 吹灰器最大流量要求。 附表二：100%BMCR 吹灰器汽水阻力压降流量计算 序号 名称 符号 单位 公式 管道气源管 管道：主管 管道：支管 1 管道进口压力 p MPa 2.8 2.572 2.33 2 工作温度 T 304 304 304 3 工作流量 G h t 16 8 8 4 介质比容 v kg m 30.0883 0.0968 0.1076 5 管道规格 mm 6 133 F 5 108 F 3 76 F 6 管
17、道内径 Di mm 121 98 70 7 介质流速 w s m Di v G w = 2 7 . 594 34.13 28.52 62.13 8 介质动力粘度 h s Pa 2.02E-05 2.02E-05 2.02E-05 9 雷诺数 Re ( ) v Di w = h 001 . 0 Re 2.32E+03 1.43E+03 2.00E+03 10 管道等值粗糙度 e 0.2 0.2 0.2 11 管壁相对粗糙度 Di e Di e 1.65E-03 2.04E-03 2.86E-03 12 管道摩擦系数 l ( ) ( ) 2 log 2 14 . 1 1 e Di + = l 0.
18、0223 0.0235 0.0258 13 管道展开长度 L m 60 110 5 14 90热压弯头 1 n 0.25 15 24 3 15 三通（主管） 2 n 1 0 2 1 16 三通（支管） 3 n 1.8 0 0 0 17 截止阀 4 n 7 4 0 0 18 入口局部阻力系数 5 n 0.500 0.5 0.5 0.5 19 出口局部阻力系数 6 n 1.000 1 1 1 20 管道总局部阻力系数 6 1 n n n i + + = L x 20.5 27.5 5.5 i n x S 21 管道总阻力系数 t x i n Di L t x l x + = 1000 31.535
19、 53.9 7.341 22 管道压降 p D MPa ( ) v w t p = D - 2 10 1 . 1 2 6 x 0.228 0.249 0.145 23 管道出口压力 p MPa 2.572 2.33 2.185 结论：75%BMCR 时，汽源压力为 2.8MPa，减压站设定值 3.0MPa，此时，减压阀应全开，蒸汽参数能满足所有吹灰器阀前压 力，且满足高温部分长吹灰器最大流量要求。 附表三：100%BMCR 吹灰器汽水阻力压降流量计算 序号 名称 符号 单位 公式 管道气源管 管道：主管 管道：支管 1 管道进口压力 p MPa 2 1.676 1.291 2 工作温度 T 2
20、98 298 298 3 工作流量 G h t 16 8 8 4 介质比容 v kg m 30.125 0.15 0.1975 5 管道规格 mm 6 133 F 5 108 F 3 76 F 6 管道内径 Di mm 121 98 70 7 介质流速 w s m Di v G w = 2 7 . 594 48.31 44.19 112.9 8 介质动力粘度 h s Pa 2.00E-05 2.00E-05 2.00E-05 9 雷诺数 Re ( ) v Di w = h 001 . 0 Re 2.34E+03 1.44E+03 2.02E+03 10 管道等值粗糙度 e 0.2 0.2 0.
21、2 11 管壁相对粗糙度 Di e Di e 1.65E-03 2.04E-03 2.86E-03 12 管道摩擦系数 l ( ) ( ) 2 log 2 14 . 1 1 e Di + = l 0.0223 0.0235 0.0258 13 管道展开长度 L m 60 110 5 14 90热压弯头 1 n 0.25 15 24 3 15 三通（主管） 2 n 1 0 2 1 16 三通（支管） 3 n 1.8 0 0 0 17 截止阀 4 n 7 4 0 0 18 入口局部阻力系数 5 n 0.500 0.5 0.5 0.5 19 出口局部阻力系数 6 n 1.000 1 1 1 20 管
22、道总局部阻力系数 i n x S 6 1 n n n i + + = L x 20.5 27.5 5.5 21 管道总阻力系数 t x i n Di L t x l x + = 1000 31.535 53.9 7.341 22 管道压降 p D MPa ( ) v w t p = D - 2 10 1 . 1 2 6 x 0.324 0.385 0.266 23 管道出口压力 p MPa 1.676 1.291 1.025 结论：50%BMCR 时，汽源压力仅为 2.0MPa，已无法满足长吹灰器阀前最小压力 2.1MPa 的要求，且到达吹灰器提升阀处压力 仅为 1.025MPa，吹灰器不能正
23、常工作，此时应切换到原来的汽源。 主要业绩： 1. 石洞口二厂 600MW 机组吹灰汽源节能改造 2. 三河电厂 350MW 机组吹灰器管路改造 3. 常熟电厂 300MW 机组吹灰器管路改造 4. 常熟电厂 300MW 机组集中供热系统改造 5. 宁东电厂 660MW 机组吹灰汽源节能改造 6. 黄埔电厂 300MW 机组汽机系统疏水、抽汽、轴封系统管路改造 7. 外高桥三厂 1000MW 机组锅炉疏水、放气、喷水、吹灰管路系统设计 8. 彭城电厂 1000MW 机组锅炉疏水、放气、喷水、吹灰管路系统设计 9. 漕泾电厂 1000MW 机组锅炉疏水、放气、喷水、吹灰管路系统设计 10. 宁海电厂 1000MW 机组锅炉疏水、放气、喷水、吹灰管路系统设计 11. 吴泾第一发电厂 300MW 机组汽机系统疏水、抽汽、轴封系统管路改造
