沙角a电厂ⅰ期3台锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的hg－670／140－13型单汽包自然循环、超高压参数锅炉。燃烧系统采用直吹式四角喷燃方式，配置5台zrm－216（8．5e）型中速磨煤机，炉膛配有ir－3型吹灰器72台，烟道配有ik－525型吹灰器10台。空气预热器配有吹灰器4台，其中1号、2号炉采用克莱得预热器吹灰器，3号炉采用ik－ah／b型吹灰器。吹灰器汽源设计压力为1．176～1．471 mpa，工作温度为320℃。原设计炉膛及烟道吹灰汽源引自右侧再热器入口蒸汽管道。（锅炉满负荷时，再热器入口的蒸汽压力为2．4 mpa，温度316℃）。在锅炉启动期间，预热器吹灰汽源由厂用蒸汽联箱供汽，蒸汽来自汽轮机的二段抽气，蒸汽压力为1．5 mpa，温度为250℃，3台炉吹灰蒸汽系统各自独立，3台炉厂用蒸汽联箱有联络管道连接，系统见图1。
1 改进前蒸汽吹灰存在的问题
1．1 蒸汽吹灰对空气预热器的影响
锅炉启动初期，空气预热器投入连续吹灰，这时再热器蒸汽参数远达不到要求，只能用厂用联箱的蒸汽，由邻炉厂用联箱向本炉厂用联箱供汽。汽源到达空气预热器的吹灰枪的压力为1．0 mpa，温1．0 mpa时其饱和温度为179．04℃，这时吹灰蒸汽的过热度只有20℃。在锅炉启动初期，空气预热器进、出口温度比较低，吹灰蒸汽在空气预热器内被冷却，温度下降，含湿量增大，甚至变成水，与燃烧产生的油烟、煤灰混合，黏附在空气预热器的受热面上，形成难以松脱的油灰垢，使空气预热器的传热性能变差，流通阻力增大。在锅炉负荷较高时，预热器吹灰蒸汽改由再热器入口供汽，经管路的散热，吹灰蒸汽只有250℃，蒸汽过热度为70℃，吹灰效果仍然欠佳。空气预热器的阻力增长较快，导致排烟温度升高，预热器漏风增大，引风机出力下降，燃烧氧量不足，锅炉效率下降，严重时锅炉只能降低出力运行。
1．2 蒸汽吹灰对炉膛的影响
由于炉膛蒸汽吹灰取自再热蒸汽入口，蒸汽过热度不高。吹灰时，蒸汽对水冷壁发生冲刷、磨损。除1号炉的吹灰器大部分损坏没有进行炉膛吹灰，3号炉改为次声波吹灰未对水冷壁造成影响外，2号炉在每次停炉小修对水冷壁进行检查时，都发现水冷壁管受到不同程度的吹损，2号炉曾发生过因吹灰引起水冷壁爆破事故。
另一方面，吹灰蒸汽过热度不高，蒸汽进入炉膛后，使局部烟气急剧冷却；低温蒸汽在炉内受热汽化，体积膨胀，使燃烧动力场发生变化，燃烧受到干扰，炉膛负压在±150 pa范围内摆动。当遇到煤质较差时，容易造成炉膛灭火，这给运行人员带来很大的心理压力，也容易使心理素质不高的运行人员发生误操作现象。很多时候，为了稳定燃烧，吹灰时需要投入适量的油枪助燃，使锅炉运行成本增加。甚至在煤质差时，不进行吹灰操作，导
致炉内积灰、结焦，炉膛出口烟温升高，减温水量增大，机组能耗增大，效率下降。
2 蒸汽吹灰汽源的改进
为了提高蒸汽的温度，使蒸汽吹灰达到预期的效果，根据现场设备的布置情况，本着简单、节约的原则，对吹灰汽源作如下的改进：
a）炉本体吹灰汽源由原右侧再热器入口管改接到右侧再热器出口管上；
b）空气预热器吹灰汽源由原左侧再热器入口管改接到左侧再热器出口管上。
c）3台炉的吹灰蒸汽加装1条联络管道，使3台炉汽源能互为备用，以2号炉为例改造后吹灰蒸汽系统见图2（图中粗线部分为加装的联络管）。3台炉均按上述方法进行改造。
d）锅炉启动初期，空气预热器吹灰不用厂用联箱蒸汽，采用邻炉蒸汽供汽，锅炉满负荷后，转为自身蒸汽供汽，吹灰蒸汽压力由本炉调节装置灵活调节在0．8～1．5 mpa范围内，温度能保持在350～400℃范围内。改进后，彻底解决了吹灰蒸汽压力、温度低的矛盾。
3 改进效果
a）空气预热器受热面积灰问题大大得到缓解，排烟温度、空气预热器漏风率、通风阻力、锅炉效率经3个月的测量，算出每月平均值，结果是变化不大，表1、表2为2号、3号炉空气预热器改进前、后有关参数变化的比较。
b) 炉膛吹灰时，炉膛负压摆动幅度下降，最高在±100 pa内摆动，不会发生因吹灰造成燃烧恶化或炉膛灭火事故，吹灰时也不用投油助燃。
c) 运行人员可放心按规定进行吹灰工作，保证了各受热面的清洁，减少炉膛结焦。
d) 停炉检查水冷壁无吹损现象。
e) 引风机出力、送风量得到保证，锅炉不再因空气预热器阻力变大而限负荷运行。
4 结论
沙角a电厂锅炉吹灰汽源改造后，吹灰器起到真正吹灰效果，吹灰工作能按规定正常执行，彻底消除了因吹灰汽源存在问题引起的不良影响，保证了锅炉安全、可靠、经济运行。
参考文献
[1］ 庞麓鸣，陈军健 水和水蒸气热力性质图和简表［m］北京：高等教育出版社，1982
