吹灰器新增气源改造方案

1、概述

国电泰州电厂2×1000MW锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司与日本三菱公司联合进行技术设计、制造的超超临界参数变压运行，#1炉于2007年12月份投产，#2炉于2008年3月份投产。

两台锅炉蒸汽吹灰系统汽源取自分隔屏过热器出口集箱连接管，蒸汽压力约为28MPa，蒸汽温度约为510℃，而国电泰州电厂长吹正常工作压力要求为 1.5—2Mpa，短吹正常工作压力要求为1.5Mpa左右。由于蒸汽从分隔屏出口取出时压力过高，需经过减压阀减压后方可供吹灰器使用，大量高品质蒸汽被浪费。

针对吹灰蒸汽汽源压力过高这一情况，锅炉专业拟进行吹灰蒸汽汽源改造。国电泰州电厂一期2×1000MW锅炉冷再入口蒸汽压力5.11Mpa，温度353℃（BMCR工况），满足吹灰蒸汽要求，可从冷再入口管道接入一路蒸汽进入原吹灰蒸汽管道，原分隔屏出口蒸汽汽源保留，两路汽源同时具备投运条件，原汽源作为备用汽源，改造汽源作为常用汽源，保证不同负荷下的吹灰汽源要求。采用低品质蒸汽吹灰，响应国家节能号召，且提高了锅炉经济性。 2、改造方案

经过调研，华能玉环电厂、华能金陵电厂等单位已经完成了蒸汽吹扫的改造并已投入实际运行，投运后，使用效果良好，达到了预定的节能效果，特别是华能金陵电厂锅炉与国电泰州电厂锅炉为同一型号，其改造方案具有极高的参考性。根据国电泰州电厂锅炉情况，制定方案如下： 2.1 汽源的选择

汽源选择为再热器冷段蒸汽，蒸汽工作压力为 5MPa左右、温度约350℃左右。因#1锅炉汽动引风机改造已从B侧冷再蒸汽进锅炉前管道弯头处抽取蒸汽，#2锅炉也将进行汽动引风机改造，从方便施工的角度出发，吹灰蒸汽引接点可设在汽动引风机从冷再蒸汽抽取管段电动门前。据泰州电厂提供资料，汽动引风机用汽量约为100t/h，而吹灰蒸汽最大用汽峰值为25t/h，吹灰平均蒸汽用量10t/h。从该处抽取蒸汽对汽动引风机的影响，已与华东设计院联系评估，华东院表示对汽动引风机无影响；抽取蒸汽对锅炉再热器系统的影响，将由哈锅厂进行校核，出具相应校核报告。蒸汽接出后并入原有吹灰蒸汽管道。

2.2系统主要改动内容

炉本体吹灰汽源原从屏过出口集箱连接管上取汽，现增加一路为从再热冷段取汽。即从汽动引风机冷再蒸汽抽取段管道（Ф273×11mm，根据现场管道布置情况取便利位置）截取改为三通，接至新增加的减压站后，再接至原吹灰蒸汽母管，增加的减压站放在约71米层扩建端炉后。汽源接管采用Ф133×16mm的12Cr1MoVG合金钢管,调节阀后接管采用Ф133×16mm碳钢管，管道具体走向视现场情况布置，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，并互不影响。增加汽源减压站，要求选用的减压站调节阀调节灵活、无内外泄漏，达到ANSI V级且耐冲蚀且寿命长，通过吹灰汽源减压站后的蒸汽总管在吹灰过程中必须保持恒定的蒸汽压力，减压站设置合理的疏水系统，改造后增加的锅炉本体吹灰减压站保证在55％BMCR~65％BMCR以上可以投运1台高温级长伸缩式吹灰器或2台低温级长伸缩式吹灰器，65％BMCR（包括65％BMCR）以上可以投运2台高温级长伸缩式吹灰器，并且可以保证投运吹灰时再热汽温不会超温。预留用于远传和就地显示的压力和温度热工测点接口，便于运行系统的监控。并且可以保证投运吹灰时再热汽温不会超温。 2.3初步方案附图

2.4管路及其他附件设置 2.4.1低位置设置疏水管路与阀门

2.4.2分别在蒸汽管路最高处设置排空阀门

2.4.3考虑管路热膨胀，管路设置合理的U型膨胀弯头

2.4.4从运行方式、安全、检修隔离等方面考虑必需设置的调门、手动门、止回阀等。

2.5 材料明细表 序号 1 2 名称 减压阀 电动截止阀 规格和型号 合金钢阀体 数量 1 1 单位 只 只 /ROTORK） 3 4 5 6 7 8 电动疏水阀 电动闸阀 安全阀 手动截止阀 手动截止阀 手动闸阀 合金钢阀体 碳钢阀体 合金钢阀体，大口径 合金钢阀体，小口径 碳钢阀体，大口径 1 2 1 1 1 2 只 只 只 只 只 只 国产（进口执行机构/ROTORK） 国产（进口执行机构/ROTORK） 国产 国产 国产 国产 进口（罗斯蒙特9 压力变送器 2只仪表阀门及取压管 2 只 3051S系列，带液晶显示） 10 11 压力开关 K分度测温热电偶 2只仪表阀门及取压管 φ133x16(12Cr1MoV) φ168x11(20) φ32x3.5(12Cr1MoV) φ133x8(20) 备注 进口 国产（进口执行机构1 1 只 套 国产 12 管道，弯头，三通 1 套 13 管道及阀门支撑架 1 套 注：（1）仪控及动力电缆、保温盒电缆以及电缆桥架不提供，由用户自己考虑

（2）管路按总长供货，只提供布置示意图，不提供详细定位定尺图，管路走向现场自己确定。