某電廠兩臺300 MW機組，配套鍋爐為東方鍋爐廠生產的DG1025/18.3 -Ⅱ4型鍋爐，是采用CE公司引進技術生產的亞臨界、一次中間再熱、自然循環、四角切圓燃燒、燃煤汽包鍋爐。過熱器、再熱器布置見圖l。
鍋爐采用蒸汽吹灰方式，設計汽源取自后屏過熱器進口集箱，B - MCR工況蒸汽壓力為18.4 MPa，溫度為447℃，吹灰系統見圖2。
2、原蒸汽吹灰系統運行中存在的問題
2.1閥門磨損較快，易泄漏
采用后屏入口蒸汽作為吹灰汽源時，閥門壓力高、差壓大：B - MCR工況門前為18.4 MPa，門后為1.6 MPa．差壓接近17 MPa。
2.2受熱面吹損嚴重
閥門泄漏不僅會導致經濟性的降低，而且由于個別吹灰器提升閥不嚴密，還會使蒸汽一直吹某一受熱面，增加了槍管自身泄漏以及鍋爐四管泄漏的可能性…。某電廠就曾出現過將吹灰系統的調節門、電動門、手動門全部關閉后，管道仍然帶壓的情況，2006年、2007年兩臺鍋爐的A級檢修中，均發現爐膛、水平煙道、尾部煙道吹灰器對應部分位置受熱面磨損相當嚴重，再運行一段時間就有可能造成受熱面泄漏事故的發生。下面以2007年l號機組大修時的檢查情況進行說明。富通新能源生產銷售生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒顆粒機、木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料，同時我們還有大量的楊木木屑顆粒燃料和玉米秸稈顆粒燃料出售。
水冷壁第2層左側吹灰器孔中心向后水冷壁管多根，第4層后墻吹灰器孔右向左第1根水冷壁管吹損，嚴重超標，原始厚度均為7.5 mm，最薄的管子已減至3.9 mm，見表1。水平煙道處的中溫、高溫再熱器以及省煤器等多處也均有吹損現象。
3、吹灰汽源改造為再熱蒸汽的優點
3.1運行安全性提高
(1)閥門的使用壽命延長
使用壁再出口蒸汽時，B - MCR工況時汽壓只有3. 70 MPa，不到后屏汽源的20%；差壓只有2.1 MPa，不到后屏汽源的12. 5%。閥門的工作條件得到顯著改善，泄漏的可能性大為減少，運行可靠性將大幅提高。
(2)鍋爐受熱面壽命延長
汽源改造后，由于運行壓力低、閥門可靠性提高，鍋爐各受熱面被蒸汽長期吹掃損壞的可能性減小，壽命延長。
3.:2運行經濟性提高
每臺吹灰器蒸汽耗用量見表2。由于設計蒸汽消耗量是在每個吹灰器前均為最小閥前壓力時的數值，而實際運行時，為滿足所有吹灰器的壓力需求，取1.6 MPa，與文獻推薦數值基本一致。在此壓力下，吹灰器實際耗用蒸汽量將大于設計值，按用汽量正比于蒸汽壓力，實際耗用蒸汽量見表2括號內數字。
按照吹灰順序：空預器→爐膛→過熱器→中、高溫再熱器→低溫過熱器→省煤器→空預器。為保證空預器不堵塞，每一個完整的吹灰流程空氣預熱器都要吹兩次灰，因此，每次吹灰蒸汽消耗量為25154 kg，折算到24 h計算，相當于耗用1048kg/h蒸汽。
根據等效熱降法，計算出不同負荷下，后屏進口蒸汽、壁再出口蒸汽損失1 t/h，導致機組煤耗率的增加值見表3。
按平均耗用l 048 kg/h蒸汽計算，則改造后煤耗可降低0.06658g/(kW．h)。按照機組年運行5500 h，發電量16.5億kW．h，標煤單價1000元／t計，每年可節約110t標準煤，折合人民幣11萬元。
3.3吹灰母管內蒸汽溫度更加穩定
按照熱力學理論：在不考慮管道散熱時，節流降壓是一個等焓膨脹的過程。不同負荷時改造前后減壓后的蒸汽溫度見表4、表5。
由表4，5可以看出，吹灰汽源使用后屏汽源時，從B - MCR工況到50%負荷，吹灰母管蒸汽溫度變化接近80℃；而在改用壁再出口蒸汽后，相同負荷變化幅度下，溫度變化不到30℃，只有原來的40%。火電機組調峰幅度都是比較大的，每次全面吹灰時間都至少需要3—4 h．在此期間機組負荷可能會有較大的變化，吹灰蒸汽溫度變化小，將會減少金屬的熱疲勞，延長使用壽命。富通新能源生產銷售的生物質鍋爐以及木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料是客戶們不錯的選擇。
4、汽源改造的有關問題及解決措施
4.1選取壁再出口汽源問題
再熱蒸汽共有3處汽源可供選擇，分別為壁再進口、壁再出口、高再出口（即再熱蒸汽），選取壁再出口蒸汽的原因如下：
(1)如果選用高再出口再熱蒸汽，由于溫度高(541℃)，超過了碳鋼管道的許用溫度，因此在減壓的同時，必須增設噴水減溫器，以降低蒸汽溫度到允許值，會導致以下后果：系統復雜；運行經濟性差；溫度不易控制，事故可能性大；減溫器溫差大，很容易成為事故根源。
(2)不同負荷下壁再進口蒸汽節流到1.6MPa時的蒸汽溫度見表6，與表5對比后可以發現，將比使用壁再進口汽源低70℃左右。
如果選用壁再進口汽源，則汽溫偏低，過熱度小，可能帶來如下后果；
亂蒸汽對受熱面發生沖刷、磨損，甚至引起受熱面爆破事故。
b．燃燒波動大，容易造成爐膛滅火。
4.2機組啟動期間的受熱面吹灰問題
鍋爐啟動、停運、低負荷階段，需要投油助燃，這時油煤混燒，燃燼率較差，空預器上將會有大量未燃燼的燃料，必須要連續吹灰，以避免發生火災。
吹灰汽源改為壁再出口蒸汽后，由于在鍋爐點火升壓一直到160 MW負荷時，再熱蒸汽壓力都無法滿足吹灰要求，可能產生空預器無法吹灰問題。
實際上即使是后屏汽源，在機組啟動初期也是無法使用的。本型汽輪機設計沖轉主蒸汽（即高過出口）參數為4.2 MPa，320℃，節流到1.6MPa時的蒸汽溫度為288. 85℃，也達不到吹灰要求參數，后屏就更達不到了。
因此，機組啟動時只能利用鄰機所供的高輔汽源吹灰。
4.3歐灰蒸汽壓力波動問題
再熱蒸汽壓力運行中無法人為控制，隨著負荷的變化，再熱蒸汽壓力也同步變化。按照弗留格爾公式，再熱蒸汽壓力與機組負荷成正比。因此，吹灰汽源改造后將可能出現變負荷時吹灰壓力變化，影響吹灰效果。
這一問題是建立在機組主汽壓力不變運行的基礎上的。而實際上現代大機組為提高低負荷運行時的經濟性，無一例外地均采用滑壓運行方式，既使選用后屏進口汽源，壓力也是隨著負荷的變動而變動的。
按表4，從B - MCR工況到150 MW，鍋爐出口主汽壓力變化幅度是從18.4 MPa到10. 07 MPa，絕對值變化8. 33 MPa，相對變化幅度為45%；按表5，選用壁再出口汽源，從B - MCR到150MW，汽壓變化幅度是從3.7 MPa到1.77 MPa，絕對值變化只有1.93 MPa，相對變化幅度為52%，基本一致。而壓力變化絕對值只有后屏的23%。因此，運行時吹灰蒸汽壓力將更穩定。
既使運行中機組負荷確有變化，一般情況下，機組變負荷率為每min變化不超過額定功率的2%，按照弗留格爾公式，再熱蒸汽壓力變化率也就是額定功率時再熱汽壓的2%，即每min變化幅度只有0.07 MPa，如此低的變化率，吹灰蒸汽壓力調節門可以很輕松地調整過來。
4.4再熱蒸汽管壁超溫問題
由于四角切圓鍋爐水平煙道都存在一定的煙氣偏差，對于逆時針四角切圓鍋爐，煙溫分布的規律是左側小于右側，因此，在設計時應考慮將蒸汽從左側壁再出口蒸汽管引出，保證煙溫高的右側蒸汽流量不變，以免加劇偏差。
4.5閥門更換問題
原采用后屏進口蒸汽汽源時，調節門前管道設計為∮76 x12 mm．內徑為52 mm．手動門、電動門、氣動調節門也均是按此設計，調節門后管道設計為∮89 x6 mm，內徑為78刪。調節門采用fisher系列號為J124763產品，如果改為使用壁再出口汽源而不更換閥門，門后壓力不變，那么在調節門進口壓力4.0 MPa，蒸汽流量只有9 096kg/h；調節門入口壓力2.0 MPa，門后壓力1.5 MPa時，蒸汽流量只有3 831 kg/h，無法滿足吹灰流量要求(按表2，當IK - 525EL投用時，實際蒸汽流量為141 kg/min，折算為8 460 kg/h)，因此閥門必須要一并更換。
4.6安全門．
原吹灰管道安全門起座值設計為4.0 MPa，而改造后再熱蒸汽壓力最高也不到4.0 MPa。因此吹灰管道安全門可以取消，進一步減少了泄漏的可能性。
5、結論
吹灰汽源由主蒸汽系統改造為再熱蒸汽系統后，可以減少閥門泄漏可能性，降低維護檢修成本；可以減少鍋爐受熱面吹損，提高運行安全性；可以減少蒸汽損失，提高運行經濟性。某電廠兩臺機組自2008年改造后，到目前為止運行正常，取得了良好的經濟效益。
