1、锅炉吹灰蒸汽系统
某电厂两台300 MW机组，配套锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025/18.3 -Ⅱ4型锅炉，是采用CE公司引进技术生产的亚临界、一次中间再热、自然循环、四角切圆燃烧、燃煤汽包锅炉。过热器、再热器布置见图l。
锅炉采用蒸汽吹灰方式，设计汽源取自后屏过热器进口集箱，B - MCR工况蒸汽压力为18.4 MPa，温度为447℃，吹灰系统见图2。
2、原蒸汽吹灰系统运行中存在的问题
2.1阀门磨损较快，易泄漏
采用后屏入口蒸汽作为吹灰汽源时，阀门压力高、差压大：B - MCR工况门前为18.4 MPa，门后为1.6 MPa．差压接近17 MPa。
2.2受热面吹损严重
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，2006年、2007年两台锅炉的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。下面以2007年l号机组大修时的检查情况进行说明。富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
颗�；�、
木屑颗�；�压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
水冷壁第2层左侧吹灰器孔中心向后水冷壁管多根，第4层后墙吹灰器孔右向左第1根水冷壁管吹损，严重超标，原始厚度均为7.5 mm，最薄的管子已减至3.9 mm，见表1。水平烟道处的中温、高温再热器以及省煤器等多处也均有吹损现象。
3、吹灰汽源改造为再热蒸汽的优点
3.1运行安全性提高
(1)阀门的使用寿命延长
使用壁再出口蒸汽时，B - MCR工况时汽压只有3. 70 MPa，不到后屏汽源的20%；差压只有2.1 MPa，不到后屏汽源的12. 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。
(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.:2运行经济性提高
每台吹灰器蒸汽耗用量见表2。由于设计蒸汽消耗量是在每个吹灰器前均为最小阀前压力时的数值，而实际运行时，为满足所有吹灰器的压力需求，取1.6 MPa，与文献推荐数值基本一致。在此压力下，吹灰器实际耗用蒸汽量将大于设计值，按用汽量正比于蒸汽压力，实际耗用蒸汽量见表2括号内数字。
按照吹灰顺序：空预器→炉膛→过热器→中、高温再热器→低温过热器→省煤器→空预器。为保证空预器不堵塞，每一个完整的吹灰流程空气预热器都要吹两次灰，因此，每次吹灰蒸汽消耗量为25154 kg，折算到24 h计算，相当于耗用1048kg/h蒸汽。
根据等效热降法，计算出不同负荷下，后屏进口蒸汽、壁再出口蒸汽损失1 t/h，导致机组煤耗率的增加值见表3。
按平均耗用l 048 kg/h蒸汽计算，则改造后煤耗可降低0.06658g/(kW．h)。按照机组年运行5500 h，发电量16.5亿kW．h，标煤单价1000元／t计，每年可节约110t标准煤，折合人民币11万元。
3.3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4、表5。
由表4，5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80℃；而在改用壁再出口蒸汽后，相同负荷变化幅度下，温度变化不到30℃，只有原来的40%�；鸬缁榈鞣宸榷际潜冉洗蟮模看稳娲祷沂奔涠贾辽傩枰�3—4 h．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。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
4、汽源改造的有关问题及解决措施
4.1选取壁再出口汽源问题
再热蒸汽共有3处汽源可供选择，分别为壁再进口、壁再出口、高再出口（即再热蒸汽），选取壁再出口蒸汽的原因如下：
(1)如果选用高再出口再热蒸汽，由于温度高(541℃)，超过了碳钢管道的许用温度，因此在减压的同时，必须增设喷水减温器，以降低蒸汽温度到允许值，会导致以下后果：系统复杂；运行经济性差；温度不易控制，事故可能性大；减温器温差大，很容易成为事故根源。
(2)不同负荷下壁再进口蒸汽节流到1.6MPa时的蒸汽温度见表6，与表5对比后可以发现，将比使用壁再进口汽源低70℃左右。
如果选用壁再进口汽源，则汽温偏低，过热度小，可能带来如下后果；
乱蒸汽对受热面发生冲刷、磨损，甚至引起受热面爆破事故。
b．燃烧波动大，容易造成炉膛灭火。
4.2机组启动期间的受热面吹灰问题
锅炉启动、停运、低负荷阶段，需要投油助燃，这时油煤混烧，燃烬率较差，空预器上将会有大量未燃烬的燃料，必须要连续吹灰，以避免发生火灾。
吹灰汽源改为壁再出口蒸汽后，由于在锅炉点火升压一直到160 MW负荷时，再热蒸汽压力都无法满足吹灰要求，可能产生空预器无法吹灰问题。
实际上即使是后屏汽源，在机组启动初期也是无法使用的。本型汽轮机设计冲转主蒸汽（即高过出口）参数为4.2 MPa，320℃，节流到1.6MPa时的蒸汽温度为288. 85℃，也达不到吹灰要求参数，后屏就更达不到了。
因此，机组启动时只能利用邻机所供的高辅汽源吹灰。
4.3欧灰蒸汽压力波动问题
再热蒸汽压力运行中无法人为控制，随着负荷的变化，再热蒸汽压力也同步变化。按照弗留格尔公式，再热蒸汽压力与机组负荷成正比。因此，吹灰汽源改造后将可能出现变负荷时吹灰压力变化，影响吹灰效果。
这一问题是建立在机组主汽压力不变运行的基础上的。而实际上现代大机组为提高低负荷运行时的经济性，无一例外地均采用滑压运行方式，既使选用后屏进口汽源，压力也是随着负荷的变动而变动的。
按表4，从B - MCR工况到150 MW，锅炉出口主汽压力变化幅度是从18.4 MPa到10. 07 MPa，绝对值变化8. 33 MPa，相对变化幅度为45%；按表5，选用壁再出口汽源，从B - MCR到150MW，汽压变化幅度是从3.7 MPa到1.77 MPa，绝对值变化只有1.93 MPa，相对变化幅度为52%，基本一致。而压力变化绝对值只有后屏的23%。因此，运行时吹灰蒸汽压力将更稳定。
既使运行中机组负荷确有变化，一般情况下，机组变负荷率为每min变化不超过额定功率的2%，按照弗留格尔公式，再热蒸汽压力变化率也就是额定功率时再热汽压的2%，即每min变化幅度只有0.07 MPa，如此低的变化率，吹灰蒸汽压力调节门可以很轻松地调整过来。
4.4再热蒸汽管壁超温问题
由于四角切圆锅炉水平烟道都存在一定的烟气偏差，对于逆时针四角切圆锅炉，烟温分布的规律是左侧小于右侧，因此，在设计时应考虑将蒸汽从左侧壁再出口蒸汽管引出，保证烟温高的右侧蒸汽流量不变，以免加剧偏差。
4.5阀门更换问题
原采用后屏进口蒸汽汽源时，调节门前管道设计为∮76 x12 mm．内径为52 mm．手动门、电动门、气动调节门也均是按此设计，调节门后管道设计为∮89 x6 mm，内径为78删。调节门采用fisher系列号为J124763产品，如果改为使用壁再出口汽源而不更换阀门，门后压力不变，那么在调节门进口压力4.0 MPa，蒸汽流量只有9 096kg/h；调节门入口压力2.0 MPa，门后压力1.5 MPa时，蒸汽流量只有3 831 kg/h，无法满足吹灰流量要求(按表2，当IK - 525EL投用时，实际蒸汽流量为141 kg/min，折算为8 460 kg/h)，因此阀门必须要一并更换。
4.6安全门．
原吹灰管道安全门起座值设计为4.0 MPa，而改造后再热蒸汽压力最高也不到4.0 MPa。因此吹灰管道安全门可以取消，进一步减少了泄漏的可能性。
5、结论
吹灰汽源由主蒸汽系统改造为再热蒸汽系统后，可以减少阀门泄漏可能性，降低维护检修成本；可以减少锅炉受热面吹损，提高运行安全性；可以减少蒸汽损失，提高运行经济性。某电厂两台机组自2008年改造后，到目前为止运行正常，取得了良好的经济效益。
